Начальный балансовый запас
Cтраница 1
Начальные балансовые запасы растворенного в нефти газа в любом случае сравнительно просто определяются по данным о начальной действительной растворимости газа в нефти. При этом могут наблюдаться различные случаи, определяющие собой подход к определению остаточного количества растворенного газа в пласте. [1]
Начальные балансовые запасы этих месторождений не превышают 18 % от общего балансового запаса всех месторождений. [2]
Начальные балансовые запасы ( НБЗ) этого участка - 3479 тыс. т, извлекаемые - 2 045 тыс. т ( проектный КИН - 0 588), средняя нефтенасыщенная мощность - 4 4 м, пористость - 20 36 %, проницаемость - 711 мда. На 1.01.87 г. с участка было отобрано 1 842 4 тыс. т нефти ( текущий КИН - 0 53), дебит нефти на 1 скважину составил 3 3т / сут, жидкости - Ю2 т / сут. Для проведения ОПР необходимо было пробурить 2 новые добывающие скважины и перевести в категорию нагнетательных одну добывающую скважину, одну - из консервации и одну - из наблюдательного фонда. [3]
Начальные балансовые запасы определяются объемным методом в соответствии с данными, полученными по результатам проведения геофизических исследований скважин ( ГИС) рассматриваемой залежи. [4]
Для подсчета начальных балансовых запасов эффективные нефте ( газо) насыщенные толщины в добывающих скважинах, пробуренных на участках залежи, в пределах которых начался подъем ВПК или ГВК учитываются до уровня первоначального положения контактов. [5]
Для детального подсчета начальных балансовых запасов, проектирования разработки необходимо создание математической трехмерной, а точнее четырехмерной ( четвертая ось - время ] сеточной геолого-технологической модели. [6]
Для залежей с начальными балансовыми запасами более 50 млн. т коэффициенты нефтеотдачи устанавливают на основании технологических и технико-экономических расчетов нескольких ( не менее трех) вариантов разработки. По результатам расчетов выбирают оптимальный вариант. [7]
Более половины охваченных воздействием начальных балансовых запасов приходится на физико-химические и газовые методы воздействия. Объемы применения термических методов обеспечивают в основном закачкой горячей воды на месторождении Узень. Удельные веса методов вытеснения нефти паром и внутрипластового горения незначительны - 3 5 и 1 5 % соответственно от суммарных начальных балансовых запасов, охваченных воздействием всех методов. [8]
Для залежей нефти с начальными балансовыми запасами более 50 млн. т определение и выбор ц для залежи нефти осуществляются путем составления различных вариантов разработки и нахождения оптимального варианта с учетом геологических, гидродинамических и экономических данных. Для карбонатных коллекторов ориентировочно можно пользоваться графиком, приведенным на рис. 93 6 для терригенных неоднородных коллекторов. [9]
Для этой цели были рассчитаны начальные балансовые запасы свободного газа. [10]
Определяются постоянная внедрения воды D и начальные балансовые запасы газа GQ по методу материального баланса ( или по падению давления) или только постоянная внедрения воды. [11]
 |
Зависимости нефтеотдачи и доли нефти от т. [12] |
Дополнительная нефтеотдача достигает 10 % от начальных балансовых запасов. Интересны следующие особенности процесса. По мере истощения пласта доотмыв оторочками СО2 становится все более эффективнее, чем карбонизированной водой. [13]
Так, при извлечении 20 % начальных балансовых запасов наименьшее значение текущего водного фактора, равное 0 85, приходится на северное поле опытного участка, а наибольшее значение, равное 6 - Николо-Березовской площади. Таким образом, процесс разработки Акинеевского опытного участка и выделенных на нем полей происходит при относительно малых значениях текущего водного фактора, что способствует уменьшению объема попутно добываемой воды, следовательно, улучшению технико-экономических показателей добычи нефти. По мере продолжения процесса разработки текущий водный фактор увеличивается. При извлечении 30 % балансовых запасов нефти наибольшим значением текущего водного фактора характеризуется Арланская площадь. Наименьшее значение этого показателя достигнуто также на северном поле опытного участка. В дальнейшем установившиеся закономерности сохраняются. [14]
Нефтеотдачу находят как отношение вытесненной нефти к начальным балансовым запасам. Обводненность оценивается как отношение добытой воды к объему добытой жидкости. [15]
Страницы: 1 2 3 4