Cтраница 3
Используя найденные величины и величину балансовых запасов нефти, можно определить такие показатели разработки, как суммарный отбор воды, водонефтяной фактор, время разработки при заданном темпе отбора и другие. [31]
Определение абсолютных ( геологических) и балансовых запасов нефти и газа, нефтегазоотдачи пород, а также минерализации погребенной воды основано главным образом на установлении действительной водонефтенасыщенности пород по керну. Поэтому непременным условием применения их для получения объективной информации о содержании погребенной воды в коллекторе, о ее минерализации и о степени вытеснения нефти из керна фильтратом глинистого раствора является отбор керна из незаводненной части коллектора и не содержащей свободной воды. Дело в том, что свободная вода в коллекторе вытесняется из керна фильтратами водного и нефтяного растворов. По этой причине при использовании раствора на нефтяной основе нефтенасыщен-ность керна завышается, а водонасыщенность занижается; в заводненной части пласта, помимо этого, исключается возможность установления действительной минерализации погребенной воды в залежи. По тем же причинам применение водного глинистого раствора в этом случае исключает возможность установления степени промывки керна фильтратом глинистого раствора. Дальше будет показано, как при соблюдении изложенных выше условий отбора керна можно судить о нефтенасыщенности и нефтеотдаче горных пород. [32]
При использовании формулы (8.12) для оценки балансовых запасов нефти расчеты выполняются на три даты, отстоящие друг от друга на ( 0 5 - 1) год. Совпадение результатов указывает на удовлетворительную достоверность подсчитанных запасов. [33]
При определении исходных данных для подсчета балансовых запасов нефти были тщательно, критически рассмотрены численные значения параметров, необходимых для подсчета. Площадь нефтеносности была подсчитана по данным о первоначальном контуре нефтеносности, установленным на основе результатов опробования скважин. [34]
При использовании формулы (8.12) для оценки балансовых запасов нефти расчеты выполняются на три даты, отстоящие друг от друга на ( 0 5 - 1) год. Совпадение результатов указывает на удовлетворительную достоверность подсчитанных запасов. [35]
Пласт VI содержит около 70 % балансовых запасов нефти участка. [36]
Сопоставление показателей, взятых на единицу балансовых запасов нефти опытных полей, позволяет учесть различие в удельных запасах нефти ( на 1 га площади) по опытным полям. [37]
Следует отметить, что достоверность величин балансовых запасов нефти Новохазинского опытного участка имеет первостепенное значение при анализе разработки и оценке результатов эксперимента. [38]
Балансовые запасы газа, содержащиеся в балансовых запасах нефти ( извлекаемых и неизвлекаемых), определяются по газовому фактору, замеренному в отобранных пробах пластовой нефти. [39]
ДО / О6ал ( где Обал - балансовые запасы нефти опытного участка); Кв - коэффициент вытеснения нефти, принятый в проекте для данного объекта разработки. [40]
Объекты I группы отличаются минимальной степенью использования балансовых запасов нефти и истощения пластовой энергии к началу воздействия. Начавшийся в этих залежах процесс дегазации нефти охватил к началу заводнения ограниченные зоны пласта и средняя насыщенность пор газообразной фазой была незначительной. [41]
Замерив объем обводненной части пласта, можно определить балансовые запасы нефти в обводненной зоне, которые закачиваемая вода промыла или вытеснила в эксплуатационные скважины. [42]
Технологические схемы и проекты разработки составляются на базе балансовых запасов нефти и газа, утвержденных или принятых в соответствии с пп. [43]
На этой стадия отбирают до 20 % и более балансовых запасов нефти. [44]
В результате перемножения рассмотренных выше параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти. Однако на поверхность извлекается не вся нефть, содержащаяся в залежи. Чтобы получить извлекаемые запасы, нужно балансовые запасы умножить на коэффициент извлечения нефти т), равный отношению извлекаемых запасов к балансовым. [45]