Водонефтяной фактор

Cтраница 1

Водонефтяной фактор, м / т Суммарная закачка воды, % Всего скважин, ед. [1]

Зависимость ВНФ от накопленной добычи при различных.| Связь накопленной добычи воды и нефти при различных значе. [2]

Сопоставление водонефтяного фактора с величиной накопленной закачки воды показывает, что при высоких значениях величин CR и фнагн. [3]

Изменение водонефтяного фактора по каждой из площадей имеет свои особенности, но в общем отражает ту же тенденцию. По всем площадям после повышения давления нагнетания в указанном диапазоне рост обводнения замедляется в той или иной степени, а по некоторым площадям ( Павловская, Зеленогорская) водо-нефтяной фактор даже стабилизировался. [4]

Величина водонефтяного фактора при tl равняется, очевидно, нулю. [5]

После прорыва водонефтяной фактор непрерывно увеличивается ( поэтому нужно нагнетать больше воды) и больше воды добывается для каждого дополнительного объема извлекаемой нефти. Когда водонефтяной фактор настолько высок, что заводнение становится не экономичным, система находится при практическом или экономическом ОНИ. [6]

Точное значение водонефтяного фактора при забрасывании месторождения является переменной, зависящей от местных экономических факторов, так как стоимость откачки воды и ее удаления с промысловой площади, коррозионные свойства воды, общие эксплуатационные и накладные расходы могут вызвать забрасывание скважины вскоре после первого появления в ней воды. Но в ряде случаев нефтедобыча может оставаться про-мышлешо выгодной, пока в общем дебите не будет получено 99 % воды. [7]

Схема расположения опытных участков 1 - закачка - раствора ПАВ. 2 - закачка воды. [8]

Зависимость нарастающего водонефтяного фактора от текущей нефтеотдачи ( рис. 3) показывает, что для достижения одной и той же нефтеотдачи раствора ПАВ надо прокачать в два раза меньше, чем обычной воды. Все это говорит о более эффективном процессе вытеснения нефти водным раствором ПАВ по сравнению с водой. [9]

Точное значение водонефтяного фактора при забрасывании месторождения является переменной, зависящей от местных экономических факторов, так как стоимость откачки воды и ее удаления с промысловой площади, коррозионные свойства воды, общие эксплуатационные и накладные расходы могут вызвать забрасывание скважины вскоре после первого появления в ней воды. Но в ряде случаев нефтедобыча может оставаться про-мышленно выгодной, пока в общем дебите не будет получено 99 % воды. [10]

Расчетные кривые изменения водонефтяного фактора в зависимости от суммарной нефтеотдачи для скважин, вскрывших нефтяной пласт, но не углубившихся в него, и работающих под напором подошвенной воды. [11]

На основании изменения водонефтяного фактора по залежам с низкой вязкостью нефти можно сделать заключение о том, что, несмотря на имеющееся различие в системах воздействия на пласт, залежи разрабатываются при сравнительно небольших отборах воды. Текущий водонефтяной фактор не превышает 1 5 при отборе 90 - 98 % извлекаемых запасов. Четко видно, что взаимное расположение кривых не зависит от системы воздействия на пласты. [12]

Однако вскоре увеличение водонефтяного фактора практически прекратилось и возобновилось лишь после отбора 65 % извлекаемых запасов. В результате кривая на рис. 45 переместилась на одно из наиболее повышенных мест, занимаемых кривыми, соответствующими залежам с наилучшей геолого-физической характеристикой. В значительной мере это обусловлено, как уже отмечалось, ранним для такого типа залежей отключением обводняющихся скважин и отдельных интервалов продуктивного разреза. Вместе с тем, достижение по этой залежи текущей нефтеотдачи 53 9 % и использование извлекаемых запасов на 89 % при низком водо-нефтяном факторе ( 0 4) дают основание считать, что относительные показатели разработки этой залежи и конфигурация кривой ВНФ существенно искажены заниженностью запасов - извлекаемых и особенно геологических. [13]

Сравнение кривых динамики водонефтяного фактора по мере ртбора извлекаемых запасов из залежей платформенного типа с маловязкими нефтями ( соотношение вязкости нефти и воды - 0 8 - 2 9), разрабатываемых в условиях природного водонапорного режима и различных видов заводнения, в целом показывает на близкий характер этих кривых. Малозаметную разницу в обводнении продукции при водонапорном режиме, законтурном заводнении и внутриконтурном разрезании следует объяснять геологическими условиями, которые предопределяют выбор системы разработки, а также уровнем работ по регулированию разработки. [14]

Чтобы показать возможное изменение водонефтяного фактора с распределением жидкостей, возьмем кривые соотношений проницаемости, приведенные на фиг. Они соответствуют приближенно отдельным кривым проницаемости на фиг. Тогда, используя кривые из фиг. Водонефтяной фактор быстро падает с нефтенасыщением, как это следует ожидать из кривых на фиг. Чувствительность водонефтяного фактора к нефтенасыщению аналогична поведению газового фактора для систем с течением газа и жидкости. В обоих случаях это явление возникает в результате быстрого роста проницаемости для несмачивающей фазы3, когда насыщение последней возрастает за пределы равновесного значения и связанного с этим падения проницаемости для смачивающей фазы. [15]

Страницы: 1 2 3 4