Водо-нефтяной фактор

Cтраница 3

Эти факты свидетельствуют, очевидно, о том, что на процесс обводнения скважин пласта Б2, отличающихся по темпу роста водо-нефтяного фактора, преобладающее влияние имеют причины не геологического характера и не расположение их на структуре залежи, а главным образом внешние. [31]

Вычисления, соответствующие интервалам изменения насыщенности с 28 до 27 %, с 27 до 26 % и с 26 до 25 %, дают значения водо-нефтяных факторов, равные 27; 31 8 и 37 5 и время 6 час. [32]

Таким образом, изложенный метод характеристики заводнения позволяет по обычной промысловой информации делать прогноз конечной нефтеотдачи залежей пластового типа и конечного относительного отбора жидкости из залежи ( водо-нефтяного фактора), что необходимо для оценки экономических показателей разработки месторождений. [33]

В 1956 г. Джонсон [49] опубликовал упрощенный вариант этого метода и предложил серии графиков, показывающих зависимость нефтеотдачи ( как доли от первоначальных абсолютных запасов в пласте) при данном водо-нефтяном факторе отбираемой продукции от заданной вариации проницаемости, коэффициента подвижности и водонасыщенности. [34]

Сравнением различных систем заводнения только по какому-либо одному из показателей ( максимальный уровень отбора жидкости, величина безводной или конечной нефтеотдачи, общий срок разработки, количество отобранной жидкости, водо-нефтяной фактор и др.) невозможно выявить оптимальную систему. [35]

В заключение следует отметить, что при движении нефти и воды ( так же как и при фильтрации любых других фаз) в пористой среде их относительные объемные скорости течения ( водо-нефтяной фактор) определяются не только относительной проницаемостью, но и соотношением вязкости фаз. Рассмотрим это на примере. [36]

После обобщения практического опыта импульсного воздействия на продуктивные пласты, проводившегося в различных условиях на многих месторождениях - Калиновском, Мухановском, Покровском, Якушкинском, Яблоновый Овраг, Спраберри и др., установлена высокая эффективность метода, особенно при неблагоприятных физико-геологических условиях, выражающаяся в повышении конечной нефтеотдачи пластов, снижении водо-нефтяных факторов, уменьшении обводненности и замедлении темпа роста содержания воды в добываемой продукции. [37]

Непосредственно перед закачкой мицеллярного раствора на опытном участке были пробурены дополнительные скважины. Водо-нефтяные факторы, полученные по ним, оказались очень высокими. [38]

Теперь на основании данных табл. 2 обратим внимание на слишком высокую, на наш взгляд, прогнозируемую добычу воды вместе с нефтью по большинству рассматриваемых залежей. Накопленный водо-нефтяной фактор ( ВНФ) за весь период разработки оценивается равным около 1 0 тыс / т по залежи Памят-но - Сасовского месторождения и Зарубежной залежи, более 2 0 тыс / т - по залежам Ардалинского и Приразломного месторождений и более 5 0 тыс / т - по нефтяной залежи месторождения Южное Хыльчую. Эти величины на уровне или даже гораздо больше того значения накопленного ВНФ ( около 1 3 тыс / т), которое получено для нефтяной залежи Забегаловского месторождения с гораздо худшими, как отмечалось выше, геолого-промысловыми характеристиками по сравнению с перечисленными выше залежами. [39]

Анализ данных, приведенных в табл. 4.1, показывает, что обводненность продукции возрастает с увеличением удельного объема нефти, коэффициента проницаемости, максимального отбора нефти от НИЗ и уменьшением вязкости. Увеличение водо-нефтяного фактора наблюдается с увеличением коэффициента проницаемости. [40]

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. [41]

В работах [49, 81, 86, 83] определяется коэффициент охвата заводнением однородного пласта по площади при линейном ( однорядном) и пятиточечном ( площадном) расположении скважин. В [83] отмечается, что нефтеотдача и водо-нефтяной фактор при многорядной системе скважин не отличаются от нефтеотдачи при однорядной системе, только для первой требуется более длительный период эксплуатации, чем для второй. [42]

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. [43]

Остаточная насыщенность пласта нефтью и газом после прохождения через пласт фронта вытесняющей воды. [44]

Предполагается, что все скважины вступили в эксплуатацию одновременно и имеют одинаковый коэффициент продуктивности независимо от положения на структуре и расстояния от водо-нефтяного контакта. По мере подъема водо-нефтяного контакта скважины закрывают, чтобы поддерживать водо-нефтяной фактор на низком уровне. [45]

Страницы: 1 2 3 4