Cтраница 2
Максимальная добыча нефти по объектам достигалась при наличии 5 - 30 % скважин, эксплуатировавшихся за всю историю их разработки. В отличие от рассмотренных залежей Азербайджанской ССР, наибольшее число одновременно действующих скважин достигалось в конце разработки, когда из залежей уже было отобрано 75 - 95 % извлекаемых запасов нефти. Условная плотность их сетки по рассматриваемым залежам Грозного составляет 4 7 - 13 1 га / скв. [16]
Из рассмотренных фракционных составов конденсатов видно, что характеристика их по залежам одного и того же месторождения различна. Так, конденсат, полученный из залежи пласта ТП. Разница в пластовых давлениях рассмотренных залежей составляет 15 6 МПа, температур - 47 С. [17]
Получено логически объяснимое преобладающее влияние подвижности нефти на нефтеотдачу. Следует отметить, что в карбонатных отложениях зачастую количественное определение указанных показателей неоднородности пластов методически не отработано или затруднительно. Например, из 59 рассмотренных залежей коэффициенты эффективной толщины и расчлененности пластов не определены по 26 объектам. [18]
Схему расчета можно перестроить, взяв модель, в которой в начальный момент времени имеются две зоны: нефтяная с погребенной водой и чисто водяная, возможно, с диффузионно рассеянной нефтью. Схема заметно усложнится, но значения параметра неоднородности ( могущего, возможно, потерять свой первоначальный вид) для платформенных месторождений снизятся и приблизятся к его значениям для остальных залежей. Если в результате статистического анализа различие между средними коэффициентами для двух типов залежей окажется статистически значимым, то причина расхождения в величине ф будет заключаться в чем-то другом, а не в факте неучета первоначального положения ВНК. Если были бы известны характеристики фазовых проницаемо-стей для всех рассмотренных залежей, то это дало бы возможность еще дальше усовершенствовать модель и продолжить статистическое исследование. Такие процессы полностью относятся к диффузным и замечание из [29], приведенное в гл. [19]
Все эти залежи имеют небольшие размеры. Лишь по одной залежи - бобриков-ской Арчединского месторождения, на которой скважины расположены в одном ряду по оси структуры, средняя сетка скважин в начальном контуре нефтеносности равна 53 га / скв. Таким образом, геологические и технологические факторы способствуют успешной разработке этих залежей. Однако динамика отбора нефти и воды из них характеризуется иными показателями по сравнению с большинством рассмотренных залежей, отличаясь от них высокими темпами отбора жидкости. [20]