Cтраница 3
Распределение жидкостей носит однородный характер и определяется водонефтяным фактором. [31]
Из числа залежей с повышенной вязкостью нефти аномально низкий водонефтяной фактор к концу основного периода получен по пласту BI Жирновского месторождения ( 0 2), что, как уже отмечалось, можно объяснить заниженностью извлекаемых запасов и недостаточными темпами отбора жидкости в третьей стадии. [32]
Вследствие повышенной вязкости нефти при пониженном давлении возрастают эксплуатационные водонефтяные факторы, и экономический предел рентабельного эксплуатационного дебита наступает при более низких значениях нефтеотдачи. [33]
Большой интерес в этом отношении представляют данные исследования водонефтяных факторов. [34]
Поскольку имеется определенная связь между значениями нефтеотдачи и водонефтяного фактора, возле каждой кривой показана текущая нефтеотдача соответствующего объекта. [35]
На рис. 31 приведена зависимость обводнения и нарастающего водонефтяного фактора от нефтеотдачи. [36]
Какую технику завершения скважин следует использовать для поддержания водонефтяного фактора на достаточно низком уровне, если нижняя часть формации из предыдущего примера ( 2, 44 ж песчаника проницаемостью 520 мд) водоносна. Разберите влияние величины широтного распространения глинистого прослоя в формации на добычу нефти из скважины. [37]
При применении метода существенно в 1 5 раза снижается водонефтяной фактор; темпы заводнения замедляются, что приводит к увеличению срока разработки на 18 % по сравнению с обычным заводнением. [38]
По второй паре залежей имеется возможность сравнить эффективность наращивания водонефтяного фактора в условиях примерно равной обводненности продукции. По первой залежи этой пары при росте обводнения с 94 0 до 97 5 % водонефтяной фактор увеличен на 1 и при отборе 3 1 % извлекаемых запасов нефти. [39]
При получении практических значений текущей и конечной нефтеотдачи и водонефтяного фактора можно широко варьировать значениями управляемых технологических параметров - плотности сетки скважин, интенсивности системы заводнения и др. Значения геолого-физических параметров, используемых в моделях, остаются постоянными, но изменяются весовые коэффициенты при параметрах при различных значениях безразмерного времени разработки. Так с ростом обводненности продукции весовые коэффициенты при параметрах, характеризующих вязкость пластовой нефти, как правило, уменьшаются. Однако при применении новых методов повышения нефтеотдачи изменяются и физико-химические свойства пластовых флюидов. [40]
Скачки в текущих дебитах жидкости и нефти и в водонефтяном факторе соответствуют моменту перевода третьей скважины под нагнетание и моментам отключения скважин. В табл. 7 представлены результаты, полученные при достижении коэффициента нефтеотдачи, равного 0 72, для всех пяти вариантов. [41]
Анализируемые группы объектов характеризуются существенно различной динамикой текущей нефтеотдачи и водонефтяного фактора. [42]
О помощью АГ1Ш производится нрогноз текущих и конечных значений нефтеотдачи и водонефтяного фактора анализируемого объекта. Прогноз этих показателей производится по нескольким вариантам, соответствую-цшл различным элементам технологии разработки. [43]
Когда вода прорывается в скважину, действующую под напором подошвенной воды, водонефтяной фактор непрерывно увеличивается. Однако в системах с низкой эффективностью вытеснения рост водонефтяного фактора обычно происходит медленно. [44]
Когда вода прорывается в скважину, действующую под напором подошвенной воды, водонефтяной фактор непрерывно увеличивается. Однако в системах с низкой эффективностью вытеснения рост водонефтяного фактора обычно происходит медленно. Суммарная добыча нефти к моменту установления постоянного водонефтяного фактора в отдельных системах не различается так сильно, как соответствующая добыча безводной нефти ( фиг. [45]