Водо-нефтяной фактор

Cтраница 2

Анализ результатов моделирования показывает, что по коэффициенту нефтеизвлечения и водо-нефтяному фактору более эффективно вытеснение нефти водой из слабонефтенасыщенных частично заводненных зон к более нефтенасыщенным; из пониженных участков к повышенным; из слабопроницаемых и менее пористых коллекторов к более проницаемым и более пористым; из расчлененных анизотропных зон к менее расчлененным зонам или зонам слияния пропластков с образованием там зон стягивания контура вытеснения. [16]

Если принимается, что экономический предел рентабельной эксплуатации наступает при водо-нефтяном факторе 50, то тогда, как можно установить по рис. XXXV. [17]

Показатели разработки по основной группе скважин до и после консервации залежи пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг. [18]

Но при дальнейшей эксплуатации в течение 1 5 - 2 лет водо-нефтяной фактор снижался, а нефте-водяной возрастал до значений, более благоприятных, чем до консервации залежи. Затем начался рост водо-нефтяного фактора и уменьшение нефте-водяного, который продолжается до последнего времени. [19]

Чрезвычайно важное значение имеют непрерывный анализ нагнетаемой воды и наблюдение за изменением водо-нефтяного фактора. [20]

Площадной коэффициент заводнения к моменту прорыва вытесняющего агента к эксплуатационным скважинам ( пятиточечная сетка скважин. ( По Крэйгу и др.. [21]

Ожидаемая конечная нефтеотдача такой системы из различных пропластков будет зависеть от величины максимально допустимого водо-нефтяного фактора и той последовательности, в которой происходят прорывы воды в каждом отдельном пропластке. [22]

В колонке 1 величина отбора 79 5 м3 / м га при водо-нефтяном факторе 15 5 получена умножением доли образцов в данной колонке на потенциальный удельный отбор. Во всех других колонках строки 14 с водо-нефтяным фактором 15 5 потенциальный отбор из прослоев данного интервала проницаемости уменьшен пропорционально отношению их средней проницаемости к 100 мд. Общий удельный отбор при водо-нефтяном факторе 15 5 составляет 226 2 м3 / м га. Аналогичным образом вычисляется накопленный отбор при водо-нефтяном факторе, равном 35 9; 76 5; 307 7 и бесконечности. [23]

Расчеты показывают, что после быстрого прорыва языка воды в скважину в трещиновато-пористом пласте водо-нефтяной фактор растет медленнее, чем после прорыва воды в гранулярном пласте. Это объясняется тем, что часть закачиваемой в трещиновато-пористый пласт воды расходуется на пропитку матричных блоков в пределах охваченной процессом вытеснения зоны. [24]

С помощью расчетов по такой же схеме были получены геолого-статистические зависимости текущих значений нефтеотдачи и водо-нефтяного фактора по основным рекомендованным вариантам. В полном виде геолого-статистические модели ля рассматриваемых зависимостей приводятся в табл. 34, 35, 36, 37 и йрил. [25]

Процесс разработки пласта в водный период эксплуатации может быть рассчитан приближенным методом путем последовательного задания значений водо-нефтяного фактора и дебитов нефти. Время, затрачиваемое на получение из пласта дополнительно 0 5 % первоначального количества нефти, что соответствует уменьшению нефтенасыщенности с 29 5 до 29 %, вычисляется следующим образом. [26]

Положительное влияние повышения давления в пределах от 0 6 до 0 9 вертикального горного на величину водо-нефтяного фактора видно на примере отдельных площадей Ромашкинского месторождения ( см. гл. [27]

При низкой обводненности продукции для неоднородных объектов с высоковязкой нефтью применение промыс-лово-статистических методов прогноза нефтеотдачи, а также и водо-нефтяного фактора дает большие погрешности [17] и для них предпочтительнее прогнозировать текущую и конечную нефтеотдачи с помощью геолого-статистических моделей. [28]

Расчеты показали, что в результате проводимых мероприятий на большинстве площадей проектную нефтеотдачу возможно обеспечить при значительно меньшей величине конечного водо-нефтяного фактора, чем оценивалось в конце восьмидесятых годов. На отдельных площадях в основном многопластовых ( Абдрахмановская, Южно-Ромашкинская площади и некоторые другие), пока ожидаются высокие конечные значения ВНФ. [29]

В ней были исследованы кинематика потоков жидкости и форма наступающего контура воды в многорядную систему скважин, а также зависимость водо-нефтяных факторов от продолжительности эксплуатации скважин после прорыва воды. [30]

Страницы: 1 2 3 4