Начальный запас - нефть
Cтраница 2
Задача 4.2. Подсчитать начальные запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи при разработке нефтегазовой залежи, характеризующейся отсутствием гидродинамической связи с пластовым водонапорным бассейном примерно по границе нефтенасыщенной части. [16]
Месторождение-гигант Минас, начальные запасы нефти 993 млн. т, открыто в 1944 г., приурочено к бра-хиантиклинали. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. [17]
QQM, QgT - начальные запасы нефти в матрице и во вторичных пустотах соответственно; SQHM, QHT - извлекаемы запасы нефти в матрице и вторичных пустотах соответственно; Т - темп дренирования залежи; / g - размеры блоков матрицы. [18]
В табл. 27 приведены начальные запасы нефти объектов разработки. [19]
 |
Структура запасов и накопленной дооычи нефти. [20] |
Третья группа месторождений характеризуется наибольшими начальными запасами нефти, содержит 30 7 % НГЗ или 35 9 % НИЗ. [21]
При использовании коэффициента нефтеотдачи содержание начального запаса нефти в пласте может быть определено при благоприятных условиях независимо, применяя уравнение материального баланса, хотя последний часто имеет неопределенное истолкование. Однако в пластах с режимом растворенного газа, где величина имеющейся газовой шапки может быть определена, по крайней мере, относительно объема нефтяной зоны, метод материального баланса дает точные оценки объема нефти в пласте. [22]
Истощение нефтяной залежи - уменьшение начальных запасов нефти в продуктивн. Сопровождается уменьшением пластовой энергии. Различают следующие разновидности режима И.н.з.: упруговодонапорный, газированной жидкости ( режим растворенного газа), гравитационный и газонапорный. При упруговодонапорном режиме нефть извлекается из пласта за счет проявления энергии упруго сжатых пород и насыщающих их жидкостей, а также энергии напора краевых вод пласта. Режим газированной жидкости возникает вслед за упруговодонапорным режимом при снижении пластового давления в залежи ниже давления насыщения нефти газом, а также в залежах, изолированных от окружающей пластовой системы. Приток нефти в этом случае обусловлен энергией расширения выделяющегося из нефти газа. Возникает обычно после разработки залежи в режиме газированной жидкости. Газонапорный режим наблюдается в залежах с естественной начальной или вторичной газовой шапкой. [23]
При использовании коэффициента нефтеотдачи содержание начального запаса нефти в пласте может быть определено при благоприятных условиях независимо, применяя уравнение материального баланса, хотя последний часто имеет неопределенное истолкование. Однако в пластах с режимом растворенного газа, где величина имеющейся газовой шапки может быть определена, по крайней мере, относительно объема нефтяной зоны, метод материального баланса дает точные оценки объема нефти в пласте. [24]
Программа предусматривает возможность подсчета объема, начальных запасов нефти в пласте, коэффициентов извлечения и первичных запасов лишь в целом по залежи. Коэффициент извлечения определяется в соответствии с режимом работы залежи и отражает физически возможную нефтеотдачу, без учета экономически рентабельного предела разработки. Метод определения объема выбирается в зависимости от полноты исходных данных и характера залежи. [25]
Влияние ошибок давления в расчетных значениях начального запаса нефти в пласте или объема вторжения пластовых вод зависит от соотношения размера ошибок и снижения пластового давления. [26]
Этот эффект можно объяснить также принятием начального запаса нефти в пласте за постоянную величину с учетом того, что замеренное среднее пластовое давление слишком занижено, в результате чего оно не отражает полностью давления в более плотных разностях норовой среды нефтеносного пласта. [27]
Эти же уравнения позволяют судить о начальных запасах нефти в залежи, а значит и о коэфициенте использования этих запасов. [28]
При определении величин тнт принимались утвержденные ГКЗ начальные запасы нефти в залежах. Из табл. 9 видно, что объемная упругость трещиноватой среды рсн. Коэффициенты сжимаемости вторичных пустот Рнт больше или сравнимы с коэффициентами сжимаемости пор пористой среды. [29]
Затем по карте начальной нефтенасыщенной мощности были подсчитаны начальные запасы нефти между внешним контуром нефтеносности и первым рядом, а также между рядами скважин и в пределах внутреннего контура нефтеносности. Среднее значение эффективной мощности песчаников было подсчитано как среднеарифметическое по скважинам, размещенным в пределах внутреннего контура нефтеносности. Все это позволило схематизировать реальную залежь в форме кольца, на внутренней окружности которого размещены скважины седьмого ряда. [30]
Страницы: 1 2 3 4