Накопленный водонефтяной фактор

Cтраница 1

Накопленный водонефтяной фактор ( ВНФ) увеличивается постепенно до обводнения скважин примерно на 80 %; объемы добытой нефти и воды сравниваются при обводненности до 80 - 85 %; в последующем ВНФ стремительно, возрастает, достигая - 3 при 95 %, 9 - 10 -при 99 % обводненности. [1]

Накопленный водонефтяной фактор соответствует суммарному водонефтяному фактору залежей с терригенными коллекторами. [2]

В этой же работе [134] предлагается строить зависимость накопленного водонефтяного фактора от текущей нефтеотдачи в било-гарифмических координатах. [3]

Сопоставление фактических данных о плотности сетки скважин, текущей нефтеотдаче и накопленных водонефтяных факторах Туймазинского, Шкаповского и Серафимовского месторождений подтверждает, что между этими параметрами существует определенная зависимость. [4]

На рис. 1 представлена динамика во времени нарастающих коэффициентов использования извлекаемых запасов нефти и накопленных водонефтяных факторов ( ВНФ) по сравниваемым объектам. Видим, что грозненский объект-аналог разрабатывался гораздо более интенсивно, чем залежь фундамента месторождения Белый Тигр. С одной стороны, фактическая степень использования извлекаемых запасов - около 70 % от принимаемых НИЗ нефти, достигнутая по залежи фундамента за начальные 17 лет ее эксплуатации, по объекту-аналогу была реализована за гораздо меньший начальный период его эксплуатации, составивший всего около 10 лет. [5]

Динамика текущих водо-нефтяного и газо-водяного контактов в опытах с обратной закачкой воды и газа. время. / - 40. 2 - 115. 5 - 175. 4 - 204 минут. [6]

Варианты 7 - 12 обратной закачки газа и воды выгодно отличаются от предыдущих вариантов по величине КИН, а также величинам накопленных водонефтяных факторов. [7]

Возрастание толщины нефтяной оторочки ( в 5 варианте) благоприятно сказывается на величине КИН ( 19 3 %), а также на снижении накопленного водонефтяного фактора до 10 по сравнению с 15 1 и 16 8 в 3 и 4 вариантах соответственно. [8]

Предельные относительные дебиты нефти qa в зависимости от числа скважин ( л0. [9]

Для решения задачи я основе анализа имеющегося набора таких кривых по большому числу месторождений были выбраны две зависимости: одна, обеспечивающая получение нефтеотдачи 0 5 при малых значениях соответствующего накопленного водонефтяного фактора, другая - при больших его значениях. [10]

Они же характеризуются наименьшим значением накопленного водонефтяного фактора. [11]

Номограмма зависимости, безразмерного времени, соответствующего безводному периоду эксплуатации ( т от геометрической характеристики системы ( р. [12]

Соотношения начальной нефтенасыщенной и общей толщины подсчитаны по каротажным диаграммам. Наименьшим значением нефтеотдачи и наибольшей величиной накопленного водонефтяного фактора характеризуется залежь нефти пласта Д-1 Восточно-Белебеевского месторождения, который хорошо выдержан по площади, вскрыт в разрезах большинства скважин. [13]

Следует подчеркнуть, что в каждой группе скважины должны быть ранжированы по первоочередности проведения соответствующих мероприятий, Так, в группах 3 и 4 скважины ранжируются по величинам обобщенных критериев, построенных с учетом величины R и значений 6 и d соответственно. В 1-ой и 2-ой группах ранжирование производят эксперты на основе анализа карт текущей нефтенасыщенности, неоднородности ФЕС, накопленного водонефтяного фактора и линий равного взаимодействия между скважинами. [14]

Следующее по технологической эффективности место занимает закачка водного раствора ПАВ. Дополнительная добыча нефти в этом случае составляет при рассматриваемых значениях плотности сетки скв. Накопленный водонефтяной фактор при закачке раствора ПАВ примерно такой же, как и в базовых вариантах. Применение этого метода несколько увеличивает срок разработки залежи. [15]

Страницы: 1 2