Cтраница 2
Экстраполяция отрезков до пересечения с осью абсцисс - осью накопленных отборов нефти и расчетных накопленных отборов жидкости - показывает начальные извлекаемые запасы нефти и расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости, заметно отличающиеся от тех величин, которые были заложены в расчеты. Но это вполне логично, поскольку в моменты прогноза еще не пробурено 30 - 90 % скважин-дублеров. [16]
Но такая простая непосредственная интерпретация второй зависимости ( текущего дебита жидкости на пробуренную скважину от накопленного отбора жидкости) вполне возможна при небольшом различии нефти и вытесняющей воды по подвижности и плотности. А при большом различии, когда интегральный коэффициент различия физических свойств ( подвижности и плотности) равен 3 и более, надо переходить от весовой жидкости к расчетной жидкости - от весовых дебитов и отборов к расчетным дебитам и отборам, вынося за скобки влияние различия физических свойств в виде упомянутого коэффициента различия физических свойств, затем строить кривую, выделять прямолинейные отрезки, экстраполировать и интерпретировать. В методике проектирования разработки нефтяных месторождений основные наиболее сложные расчеты, учитывающие влияние неоднородности пластов по проницаемости и всех факторов, усугубляющих неравномерность вытеснения нефти водой, а также учитывающие динамику пробуривания и осуществления различных технических мероприятий, делают для расчетной жидкости; в методике существует прямой и обратный переход от весовой жидкости к расчетной и от расчетной к весовой. [17]
Но такая простая непосредственная интерпретация второй зависимости ( текущего дебита жидкости на пробуренную скважину от накопленного отбора жидкости) вполне возможна при небольшом различии нефти и вытесняющей воды по подвижности и плотности. [18]
Судя по характеристикам вытеснения, нефтеотдача 0 520 по горизонту в целом может быть достигнута при накопленном отборе жидкости примерно в 150 % от порового пространства. Такая перспектива для горизонта Д, Д0 Ромашкинского месторождения вполне реальна, если учесть потенциальные возможности его основных площадей. [19]
Эксплуатационные показателя скважин водопефтяных зон ( начальные дебиты нефти, время появления поды, темпы обводнения, накопленные отборы жидкости, нефти и воды) в начальной и средней стадиях разработки существенным образом отличаются от чисто нефтяных зон ( ЧНЗ) залежей. [20]
Заводнение большинства залежей было освоено в первые же годы разработки, и к моменту достижения максимального темпа добычи нефти текущий и накопленный отбор жидкости из залежи компенсировался закачкой воды. Поэтому срок полного освоения залежи был связан главным образом с темпами бурения эксплуатационных скважин и с размерами месторождения. [21]
Использование характеристик вытеснения при решении задач разработки нефтяных залежей было впервые предложено Д.А. Эфросом ( 1959 г.) в виде зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отбора жидкости, выраженных в долях объема пор. [22]
Построение и анализ характеристики извлечения запасов нефти ( зависимости дебита нефти на пробуренную скважину от накопленного отбора нефти и дебита жидкости на пробуренную скважину от накопленного отбора жидкости) в целом для месторождения, для его блоков, эксплуатационных горизонтов и отдельных экспериментальных участков, обеспеченных достоверной информацией об отборах. По полученным результатам выявление фактически разрабатываемых извлекаемых запасов нефти и оценка теряемых извлекаемых запасов нефти. [23]
В четвертом разделе проведен анализ эффективности применения ГРП в различных типах коллекторов Песчаного месторождения, сделан комплексный регрессионный анализ основных геологических факторов и установлено их влияние на накопленный отбор жидкости после ГРП. Проведена оценка изменения величины дренируемых запасов по скважинам после проведения ГРП. [24]
Требуется найти решения для распределения конденсатонасы-щенности, водонасыщенности, давления ( функция Лейбензона-Хри - стиановича) в газоконденсатной и законтурных зонах, определить расходы газоконденсатной смеси и воды и накопленные отборы жидкостей. [25]
При этом накопленный отбор жидкости составляет 418 45 млн. т, в том числе 89 36 млн. т нефти и 329 09 млн. т воды, доля воды в накопленном отборе жидкости равна 78 6 %, т.е. на 1 т нефти приходится 3 68 т воды. Текущий годовой отбор жидкости составляет 14 53 млн. т, в том числе 1 74 млн. т нефти и 12 79 млн. т воды, доля воды в годовом отборе жидкости равна 88 0 %, т.е. на 1 т нефти приходится 7 35 т воды. Текущий годовой дебит нефти составляет 13 % от максимального годового дебита нефти, полученного в 1989 г. Текущий фонд работающих скважин составляет 13 5 % от всего фонда пробуренных скважин. [26]
Приводимые выше решения могут использоваться не только в целях прогноза добычи нефти во времени, но и для установления взаимосвязей между параметрами, например установление зависимости между накопленным отбором нефти и накопленным отбором жидкости из залежи, коэффициентом нефтеотдачи и процентом воды в продукции скважин и др. Ниже приводятся примеры решения этих задач на основе результатов предшествующей разработки нефтяных месторождений. [27]
В целом по месторождению и отдельно по эксплуатационным объектам, по площадям и участкам надо построить графики зависимости удельного дебита нефти на пробуренную скважину от накопленного отбора нефти и удельного дебита расчетной жидкости от накопленного отбора расчетной жидкости; затем прямолинейные отрезки этих графиков надо продолжить до пересечения с осью накопленных отборов. Таким образом будут определены возможные суммарные отборы нефти - фактические извлекаемые запасы нефти и возможные суммарные отборы расчетной жидкости. Деление этих извлекаемых запасов нефти на геологические запасы, предварительно уточненные с учетом фактических эффективных толщин, дает значения ожидаемой конечной нефтеотдачи пластов. Так выявляется фактическое состояние месторождения, обнаруживаются его благополучные и неблагополучные места, где ожидаемая конечная нефтеотдача выше или равна проектной и где она ниже проектной. И если возможно ( без дополнительных капитальных затрат), то по неблагополучным местам надо дать рекомендации по повышению нефтеотдачи пластов. [28]
В расчетах использованы фактические показатели по годам за сорокалетний период разработки месторождения: / - годового дебита нефти, q F2 - весового годового дебита жидкости, Од - накопленного отбора нефти, ( 2р2д - весового накопленного отбора жидкости и По - общего числа пробуренных и введенных в действие скважин. [29]
В расчетах использованы фактические показатели по годам за сорокалетний период разработки месторождения; q1 - годового дебита нефти; q F2 - весового годового дебита жидкости; Од - накопленного отбора нефти; О д - весового накопленного отбора жидкости и п0 - общего числа пробуренных и введенных в действие скважин. [30]