Геологический запас - нефть
Cтраница 3
Иными словами, большая часть геологических запасов нефти при существующих способах разработки остается в недрах. В Советском Союзе создан межотраслевой научно-технический комплекс Нефтеотдача, на который возлагается решение задач по совершенствованию разработки и повышению нефтеотдачи пластов. [31]
Приведенные расчеты возможных ошибок определения геологических запасов нефти, а также определения амплитудных де-битов скважин ( которые прямо влияют на предельную долю вытесняющего агента в дебите жидкости, и как следствие на коэффициенты заводнения и нефтеотдачи, и в итоге на извлекаемые запасы нефти) показали важное значение числа пробуренных и исследованных скважин. На начальной стадии проектирования разработки нефтяных пластов ( при проектировании разбурива-ния нефтяных площадей) обычно пробуренных и исследованных скважин, по которым в целом и отдельно по пластам и обособленным слоям определены коэффициенты продуктивности и эффективные толщины, бывает мало. Значит, в расчетах динамики добычи нефти неминуемы большие ошибки, которые придется компенсировать резервированием заметной или значительной части расчетной производительности. [32]
От чего зависит полнота извлечения геологических запасов нефти. Влияние каких факторов на полноту извлечения является главным. [33]
Метод, применяемый для подсчета геологических запасов нефти и газа по залежам со сложной структурой пустотного пространства в условиях падения пластового давления, основанный на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в процессе разработки залежей путем составления одного из уравнений материального баланса между первоначально содержащимся в недрах объемом углеводородов и суммой объемов углеводородов, добытых и оставшихся в недрах, или равенства между объема-мом отобранных углеводородов и объемом, восполненным в пласте в результате происшедших в нем изменений ( близк. [34]
Первый коэффициент-сомножитель показывает охват разработкой балансовых геологических запасов нефти при запроектированной системе скважин и фактической прерывистости продуктивных пластов; он учитывает долю неколлектора и шаг случайного изменения коллекторских свойств по площади распространения пластов ( линейный размер зоны, которым моделируется - зональная неоднородность) и приходящуюся на одну скважину площадь пластов. [35]
Судя по этому критерию рациональности все разведанные геологические запасы нефти, принятые на баланс, можно разделить на три типа: промышленные, трудноизвлекаемые и непромышленные. [36]
Технические трудности достижения высоких коэффициентов использования геологических запасов нефти диктуют необходимость непрерывных поисков новых и совершенствования существующих методов разработки нефтяных месторождений. [37]
В дальнейшем, чтобы сделать оценку геологических запасов нефти по методу упругого материального баланса более однозначной, следует исследовать различные способы независимого определения - сжимаемости пор трещинно-кавернозных коллекторов в пластовых условиях. [38]
 |
Вертикальные скважины. [39] |
Коэффициент нефтеотдачи - конечная доля отбора балансовых геологических запасов нефти - представляется в виде произведения трех коэффициентов: 1 - вытеснения, 2 - сетки и 3 - заводнения. Первые два коэффициента ( 1 -вытеснения и 2 - сетки) из геологических запасов выделяют подвижные запасы нефти; третий коэффициент ( 3 -заводнения) - конечная доля отбора подвижных запасов нефти. [40]
Последняя таблица показывает низкую долю извлечения добавленных балансовых геологических запасов нефти. [41]
По нефтяному месторождению относительно небольших размеров ( геологические запасы нефти менее 15 млн т), но ультравысокой продуктивности ( средний коэффициент продуктивности скважины по нефти в начальный период был более 30 т / ( сут-ат)), с пластовым давлением на уровне гидростатического ( т.е. равным 250 ат) и высоким давлением насыщения нефти газом ( 160 ат), с высоким начальным газосодержанием ( 200 м3 / т) и низким минимальным забойным давлением фонтанирования чистой нефтью ( около 50 ат), был построен график удельного дебита нефти на пробуренную скважину в зависимости от накопленного отбора нефти. На этом графике было выделено несколько периодов стабильной технологии. [42]
К залежи пластов АС4 - 3 приурочены геологические запасы нефти, составляющие 949 млн т, которые утверждены ГКЗ СССР в 1979 г. Извлекаемые запасы ГКЗ СССР не утверждались в связи со слабым обоснованием коэффициента нефтеизвлечения. [43]
 |
Зависимость коэффициента охвата пласта от депрессии. 1 и 2 - горизонты А и В. ftmin Ю - мкм1.| Зависимость нижнего предела проницаемости от депрессии. 1 и г - горизонты А и т - 1п в 10 - мкм. [44] |
Нижний предел проницаемости следует учитывать при определении геологических запасов нефти. [45]
Страницы: 1 2 3 4