Cтраница 1
Динамика нефтеотдачи ( или характеристика вытеснения нефти) - наиболее общий, интегральный показатель эффективности процесса нефтеизвлечения на протяжении всего периода разработки месторождения и отражает в неявном виде влияние на процесс добычи нефти всех геолого-физических и технологических условий. [1]
Методом изохрон обводнения изучалась динамика нефтеотдачи продуктивных пластов Покровского, Красноярского, Зольненского, Яблоневского, Яблоновый Овраг и других месторождений. В результате выяснены важные особенности заводнения залежей и получены достоверные результаты о текущих и конечных значениях нефтеотдачи. Высокая точность метода по оценке и прогнозу нефтеотдачи подтверждена на залежах пласта А4 Покровского и пласта Б2 Зольненского месторождений. [2]
Роль капиллярных явлений в динамике нефтеотдачи, помимо их непосредственного влияния на характер зависимости проницаемость - насыщение, еще окончательно не установлена. Если допустить наличие разрывов капиллярного давления на разделе двух фаз применительно к непрерывно меняющимся и перемещающимся поверхностям раздела в динамических условиях, то давления в отдельных фазах должны быть различны. [3]
В табл. 5.10 представлены результаты расчета динамики нефтеотдачи отдельной матрицы при термоциклическом воздействии. [4]
Исследование влияния неоднородности строения нефтяных залежей на динамику нефтеотдачи относится к числу наиболее важных задач совершенствования разработки нефтяных месторождений. Ее решение усложняется тем, что нефтенасыщенные коллекторы, как правило, характеризуются очень сложным геологическим строением. [5]
К основной задаче моделирования относится качественная оценка зависимости динамики нефтеотдачи от методов воздействия на нефтяной пласт. При нагнетании нагретых жидкостей моделирование усложняется вследствие необходимости учета гидродинамических, тепловых и физико-химических процессов. [6]
Таким образом, выделенные по геолого-физической характеристике группы объектов четко отражают динамику нефтеотдачи. Выделение отдельных подгрупп по геологической неоднородности позволяет провести дополнительную дифференциацию текущей и конечной нефтеотдач. Для первой группы объектов выделенные по геологической неоднородности подгруппы показывают четкую зависимость снижения текущей и конечной нефтеотдач с ростом геологической неоднородности. По второй группе динамика текущей нефтеотдачи для выделенных подгрупп менее однозначна, что, по-видимому, связано со значительным влиянием в этот период технологии разработки. Однако при обводненности свыше 70 % текущая и конечная нефтеотдачи четко ранжированы по геологической неоднородности. [7]
Полученное равенство позволяет построить кривую изменения давления и газового фактора при известной динамике нефтеотдачи. [8]
Анализ данных ( табл. 22) показывает, что все выделенные группы характеризуются собственной динамикой нефтеотдачи. Наибольшую среднюю конечную зфтеотдачу 60 % имеют объекты первой группы, затем идет треты - 50 % и вторая - 47 % от геологических запасов. [9]
Вместе с тем тот факт, что изменение геолого-технологических параметров позволяет получить соответствующую им динамику нефтеотдачи, означает, что можно получить зависимость традиционных фазовых проницаемостей от геолого-технологических параметров. [10]
По результатам полученных данных ( табл. 5.10) построен график ( рис. 5.9), наглядно иллюстрирующий динамику нефтеотдачи блока от цикла к циклу при различных температурах нагнетаемого агента. [11]
Изучение динамики нефтеотдачи с группированием объектов разработки по тому или иному геолого-физическому параметру позволяет выявить характерные особенности их обводнения и выработки. [12]
Имеется ряд объектов, которые находятся на границе между выделенными группами и практически одинаково близки к двум группам. При анализе динамики нефтеотдачи эти объекты должны анализироваться совместно с объектами каждой из групп. [13]
На рис. 88 приведено сопоставление расчетных и экспери - ментальных данных о зависимости коэффициента к ефтэвытес нения от объема прокачанной жидкости. Там же приведена, для сравнения, динамика нефтеотдачи модели однородного пористого пласта ( k т -) ( кр. [14]
Геолого-промысловый анализ разработки опытного участка, осуществленный И.З. Денисламовым с использованием приведенных геолого-статистических моделей, показал строгое соответствие динамик фактической и прогнозной нефтеотдачи, рассчитанной по геолого-статистическим моделям до 60 % - ной обводненности. Превышение фактических данных над модельными при обводненности продукции 60 % объясняется рядом проведенных геолого-технологических мероприятий в течение 1982 - 1985 гг., тогда как модели рассчитаны лишь на повышение процента воды. Однако, длительное соответствие фактической и расчетной динамики нефтеотдачи указывает на истинность значений балансовых запасов нефти. [15]