Cтраница 2
Темпы разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами в 2 - 3 раза ниже, чем для пластов с активными запасами нефти, приуроченных к продуктивным пластам с лучшими коллекторскими свойствами. [16]
В связи с ухудшением структуры оставшихся запасов нефти основных ( высокоэффективных) нефтяных месторождений республики Татарстан за - счет опережающей выработки активных запасов нефти ( АЗН) основным резервом нефтедобычи становятся трудноизвлекаемые запасы нефти ( ТИЗН), доля которых в остаточных запасах по мере опережающей выработки АЗН непрерывно растет. К ТИЗН относятся запасы нефти в слабопроницаемых терриген-ных коллекторах, в водонефтяных зонах, в терригенных и карбонатных коллекторах, содержащих нефти повышенной и высокой вязкости. [17]
Отношение - -, которое фигурирует во многих расчетных формулах, в расчетах удобнее заменить отношением активного запаса нефти в застойных зонах к сумме активного запаса нефти в застойных зонах и запаса воды, внедрившейся в промытые приза-бойные зоны. [18]
С помощью электроинтегратора ( или аналитических расчетов) определяют дебиты скважин qt ( qi, q2 и q3); по карте фильтрационных потоков - активные запасы нефти, находящиеся в зоне дренирования каждой скважины 2акт1 фбал 1 ЛЭдр ( где Рбал. Распределение трубок тока для каждой скважины Li ( q) определяют по картам фильтрационных потоков. [19]
Анализ влияния технологических факторов на конечную нефтеотдачу показал, что влияние имеет существенное значение для залежей с трудноизвлекаемыми запасами и слабо выражается для класса месторождений с так называемыми активными запасами нефти. [20]
Величина нижнего предела проницаемости Кт п, как правило, всегда больше J max н.р. ( разница между ними несущественна и стремится к нулю) и является минимальной при определении активных запасов нефти, закона распределения и всех статистических параметров, используемых затем при моделировании процесса разработки. Принимая во внимание незначительную разницу между этими двумя параметрами, в первом приближении ею можно просто пренебречь и поставить знак равенства между ними. [21]
Приближенный учет неодномерного характера течения жидкостей сведением его к действию некоторой послойной неоднородности [74] либо путем введения фиктивного соотношения вязкостей нефти и воды [43, 61], а также коэффициентов, с помощью которых из активных запасов нефти вычитают потери в разрезающих и стягивающих рядах ( см. главу II, § 4, а также работы [47, 89]), не может существенно приблизить расчетную схему к реальному процессу вытеснения нефти водой в систему скважин. [22]
На поздней стадии разработки нефтяного месторождения независимо от типа коллектора, свойств нефти основными объектами разработки, как правило, являются пласты с трудноизвлекаемыми запасами, доля которых в остаточных запасах непрерывно растет в результате опережающей выработки активных запасов нефти. [23]
В соотношениях ( 100) - ( 103) приняты обозначения: Дть Дт2, Дт3, Ат, - приращение т за один год по первому, второму, третьему и t - му ряду соответственно; q, q2, qz, 7t - количество жидкости в пластовых условиях, отобранное из первого, второго, третьего и 1-го ряда соответственно за год; Qai, Qaz, Qas - активные запасы нефти между нагнетательным и первым эксплуатационными рядами, первым и вторым, вторым и третьим эксплуатационными рядами соответственно; 20г РбалгПРдр; Фбалг - балансовые запасы нефти между ( I - 1) и i -ым рядами; Рдр - коэффициент, учитывающий потери нефти из-за прерывистости пласта. [24]
Активные запасы нефти первой зоны отбираются всеми тремя рядами скважин пропорционально их дебитам. Активные запасы нефти второй зоны отбираются вторыми и третьими рядами, а третьей зоны - только третьим рядом. [25]
Применительно к реальным нефтяным месторождениям результаты наших исследований можно интерпретировать следующим образом. Величина активных запасов нефти по площади разрабатываемой залежи при прочих равных условиях зависит от градиента давления. Если теперь допустить, что вытеснение нефти водой эффективно реализуется только из объема песчаников, занятых активными зацасами нефти, то можно в конечном итоге в каждом конкретном случае установить зависимость нефтеотдачи от режима работы скважин. [26]
Результаты по подсчету долей застойных зон были использованы при расчете процесса обводнения залежи с учетом застойных зон. Наличие застойных зон уменьшает активные запасы нефти. Кроме того, уменьшается площадь фильтрации и как следствие-этого увеличиваются градиенты давления. [27]
При выполнении плана по добыче нефти из новых скважин увеличивается размер премии. Такой подход способствует повышению ответственности за вовлечение в разработку активных запасов нефти и ввод в эксплуатацию новых нефтедобывающих мощностей. Производственные и экономические показатели НГДУ и объединения предлагается оценивать с помощью обобщающего показателя - коэффициента использования эксплуатационного фонда скважин. Этот показатель отражает конечный результат улучшения использования действующих, бездействующих и осваиваемых скважин. [28]
Владимир Николаевич уже достаточно подробно останавливался на формировании системы разработки Ромашкинского месторождения. Конечно же, это уникальный опыт, который надо всесторонне изучать и, действительно, от 1 - й Генеральной схемы, которая вовлекала в разработку только 52 % активных запасов нефти горизонтов Д, и Д, в процессе ее реализации осталась только идея внутриконтурного заводнения. Все ее остальные положения были переделаны уже в ходе реализации второго этапа разработки Ромашкинского месторождения ( 1956 - 1968 гг.) и закреплены на уровне составления 2-ой Генеральной схемы развития добычи нефти из горизонтов Д, и До, которая в большей мере, чем 1-я Генсхема, учитывала неоднородность этих пластов и делала еще один шаг вперед в деле развития основной идеи внутриконтурного заводнения. Но по оптимизации сетки был сделан шаг назад, проектные сетки скважин оказались очень редкими. Была сделана попытка ликвидировать все эти недостатки на третьем этапе проектирования разработки горизонтов Д, и До, который завершен составлением третьей Генеральной схемы. [29]
Характеристика вытеснения наиболее полно отражает предысторию процесса разработки залежи и интегрально учитывает геологические особенности строения эксплуатационного объекта. В связи с этим характеристика вытеснения может быть использована для анализа влияния того или иного фактора на полноту вытеснения нефти из пласта. С использованием характеристик вытеснения определены активные запасы нефти и коэффициенты нефтеизвлечения при уплотнении первоначальных редких сеток скважин путем добуривания конкретных эксплуатационных объектов. [30]