Cтраница 2
Очевидно, что по залежам с низкой продуктивностью, вводимым в последние годы в разработку, динамика показателей будет иной - максимальные темпы добычи нефти будут ниже, обводненность будет нарастать интенсивнее, меньшими будут коэффициенты нефтеизвлечения. Тенденции динамики показателей разработки по таким залежам предстоит определять, обобщая опыт их продолжительной разработки. [16]
По залежам небольших размеров с соотношением вязкости нефти и воды до 1, подвижностью пластовой нефти более 0 4 - 0 5 Д / сП и сравнительно монолитным строением пластов при разбуривании их во внутреннем контуре нефтеносности ( по таким залежам максимальный темп добычи нефти достигает 8 - 12 %, а обводненность продукции в конце основного периода - 30 - 50 %) отбор жидкости в третьей стадии снижается. [17]
По залежам с соотношением вязкостей нефти и воды от 1 до 3 - 4, подвижностью пластовой нефти более 0 2 - 0 3 Д / сП, сравнительно монолитным строением пластов при бурении скважин в основном во внутреннем контуре нефтеносности ( по таким залежам максимальный темп добычи нефти достигает 6 - 8 %, а обводненность продукции в конце основного периода - 50 - 70 %) отбор жидкости в третьей стадии сохраняется примерно постоянным, на уровне максимальной добычи нефти. [18]
Максимальный темп добычи нефти был достигнут лишь на 22 - м году эксплуатации, после отбора около 60 % извлекаемых запасов, а в следующем году началось интенсивное падение добычи. [19]
Максимальный темп добычи нефти был достигнут на седьмом году разработки и сохранялся примерно на этом уровне шесть лет. [20]
Закачка воды на крыле и периклиналях освоена в основном к 1958 г. В результате на восьмом году разработки было достигнуто превышение объема закачки воды над текущим отбором жидкости. В 1958 г. получен максимальный темп добычи нефти - 9 6 % от начальных извлекаемых запасов. [21]
Исследования показали, что величина максимального темпа добычи нефти зависит от многих факторов - геологических, технологических и организационных. В целом с удлинением срока освоения месторождений максимальный темп добычи нефти уменьшается. С увеличением площади нефтеносности залежей возможности достижения высокого темпа разработки обычно уменьшается, но создаются предпосылки для более длительного сохранения достигнутого уровня добычи. Максимальный темп растет и с увеличением подвижности нефти. Плотность сетки скважин на максимальный темп влияет двояко. С одной стороны, наличие большого числа скважин способствует росту добычи из залежи, с другой - при плотной сетке скважин резко удлиняется период освоения залежи, что приводит к снижению максимального темпа. [22]
Изучение динамики отбора жидкости из залежей за основной период показывает, что ее характер во второй-третьей стадиях во многом зависит от тех же факторов, что и динамика обводненности продукции. Характер необходимой динамики отбора жидкости во второй-третьей стадиях в конечном итоге определяется двумя показателями разработки - достигнутым максимальным темпом добычи нефти и ожидаемым обводнением продукции в конце основного периода. [23]
Бурение завершено в течение трех лет. К концу разбуривания был достигнут максимальный темп добычи нефти - 6 1 % от начальных извлекаемых запасов. [24]
Для залежей суши характерны высокие максимальные темпы добычи нефти - в пределах 10 - 26 % от начальных извлекаемых запасов. Максимальные темпы выдерживались в течение одного года и лишь по отдельным залежам - в течение двух лет, после чего добыча быстро снижалась. По залежам месторождения Нефтяные Камни максимальные темпы добычи нефти 6 - 12 % сохранялись в течение 2 - 4 лет. Меньшие максимальные темпы во многом обусловлены продолжительным освоением залежей и значительно большим использованием запасов ко времени выхода на максимальный уровень. [25]
Эти две группы отличаются диапазоном максимальных темпов разработки и разной степенью зависимости их от размеров залежей. В первой группе - максимальные темпы изменяются в пределах 5 - 30 % и более, зависимость их от размера залежей прослеживается очень слабо. Можно сделать вывод о том, что при небольших размерах залежей на максимальный темп добычи нефти большее влияние оказывают другие факторы. При значительных же размерах площади нефтеносности этот фактор оказывается существенным. [26]
Из табл. 1 видно, что нефтяные залежи месторождений Куйбышевской области разрабатываются с высоким темпом относительно извлекаемых запасов. Большая часть залежей, характеристика которых дана в табл. 1, эксплуатируется с темпом отбора zmax 8 % и более. Средние за десять лет темпы - отбора zcp по залежам значительно ниже и, как правило, не превышают 7 % в год. Коэффициент устойчивости колеблется в основном в пределах 0 7 - 0 8, причем отмечается довольно четкая зависимость между максимальным темпом добычи нефти и величиной коэффициента устойчивости. Значение 2Ж чаще всего бывает близким к величине zmax, но иногда значительно выше. Это объясняется тем, что на ряде залежей в поздней стадии разработки проведена форсировка отбора жидкости из сильно обводненного пласта. [27]