Cтраница 1
Первоначальные запасы нефти автор предлагает определять, исходя из следующих рассуждений. [1]
Первоначальные запасы нефти, сосредоточенные в водр-нефтяных зонах, достигают 50 - 60 % и более от начальных запасов залежей. Поэтому, естественно, влияние размеров водо-нефтяных зон на процесс разработки залежей имеет большое практическое значение. [2]
Очевидно, что значительная часть первоначальных запасов нефти ушла во время отложения битуминозных песков фоксен. Добыча из этой залежи к концу 1950 г. составила приблизительно 17 490 тыс. м3 нефти, а по оценке Кэнфилда конечная суммарная добыча составила приблизительно 79 500 тыс. мя. [3]
Левая часть формулы (III.16) характеризует долю первоначальных запасов нефти, которую можно получить за счет упругой энергии. [4]
Затем для каждой площади условного дренажа скважины объемным методом были подсчитаны первоначальные запасы нефти и рассчитана суммарная добыча для каждой добывающей скважины. [5]
Данные СВР по верхнедевонско-турнейскому карбонатному комплексу, к которому относят 10 % первоначальных запасов нефти в Башкортостане, позволяют корректировать стратегию опоискования комплекса. По проявлению несогласий и сейсмическим фациям в комплексе выделяются системные тракты последовательной эволюции морского бассейна и устанавливаются типовые фации ( пояса Уилсона) карбонатного осадконакопления. По этим признакам принимается модель накопления комплекса как формирования карбонатных платформ на склонах пологого пролива с образованием глубоководного бассейна в осевой зоне пролива с изначально субфотической глубиной. [6]
Но рабочий газовый фактор определяется по фактическим условиям разгазирования нефти, которые при подсчете первоначальных запасов нефти и газа во многих случаях нельзя точно определить. Поэтому фактические рабочие ресурсы газа могут существенно отличаться от принятых при подсчете запасов нефти и газа, даже если эти запасы определялись на основе прогнозного рабочего газового фактора. [7]
Им же, одним из первых в геолого-промысловой практике, были проведены интересные исследования по использованию промысловой информации для сопоставления первоначального запаса нефти в условной зоне дренажа скважин с суммарной добычей нефти по скважинам. Бавлинского месторождения была составлена карта отношения суммарного отбора нефти к первоначальному запасу по скважинам в их условной зоне дренажа. [8]
Им же, одним из первых в геолого-промысловой практике, были проведены интересные исследования по использованию промысловой информации для сопоставления первоначального запаса нефти в условной зоне дренажа скважин с суммарной добычей нефти по скважинам. Для получения сведений о величине зоны дренажа отдельных скважин и других ценных данных для анализа процесса разработки впервые для условий горизонта R Бавлинского месторождения была составлена карта отношения суммарного отбора нефти к первоначальному запасу по скважинам в их условной зоне дренажа. [9]
Как уже упоминалось, считается, что в недрах нефтяных месторождений, заброшенных после достижения экономически целесообразного предела их эксплуатации, остается в среднем около половины первоначальных запасов нефти. [10]
Таким образом, выведенные уравнения могут служить для определения балансовых ( начальных) запасов нефти и газа; они могут быть также использованы ( при знании первоначальных запасов нефти) для определения количества воды и газа, необходимых для закачки в пласт в целях поддержания того или иного среднего пластового давления. [11]
Таким образом, выведенные нами уравнения могут служить для определения балансовых ( начальных) запасов нефти и газа; они могут быть также использованы ( при знании первоначальных запасов нефти) для определения количеств воды и газа, необходимых для закачки в пласт в целях поддержания того или иного среднего-пластового давления. [12]
Коэффициент охвата пласта численно равен отношению запаса нефти в пределах выделенного объекта, вовлеченного в процесс разработки сеткой добывающих и нагнетательных скважин при установленных режимах их работы, к первоначальному запасу нефти в объекте. Значение его зависит от числа скважин объекта разработки, неоднородности строения пласта и распределения запасов в его объеме, а также от взаимного расположения скважин на площади. [13]
Наряду с пуском новых скважин, второй важной задачей являлось повышение суммарной нефтеотдачи пластов, поскольку к концу 50 - х годов при наиболее совершенных системах разработки из пластов извлекалось 60 - 70 % первоначальных запасов нефти. [14]
Если же обводнение происходило при давлении, когда коэффициент пластового объема нефти равнялся 1 05, то насыщение пласта остаточной нефтью в 30 % соответствует суммарной добыче 31 4 % перового пространства и 52 4 % от первоначального запаса нефти в недрах. [15]