Непоршневое вытеснение - нефть
Cтраница 2
Таким образом, анализ величин коэффициента нефтеотдачи показывает, что происходит непоршневое вытеснение нефти водой и со временем коэффициент нефтеотдачи увеличивается. Эти данные требуют дальнейшего и всестороннего изучения с целью их подтверждения на примере Бавлинского месторождения. [16]
 |
Схема разработки залежи нефти яснополянского надгоризонта Васильевского месторождения. [17] |
Сохранение переходных зон с незначительным увеличением их толщины в процессе разработки свидетельствует о наличии непоршневого вытеснения нефти, чему способствовали небольшие скорости вытеснения ( скважины работали с депрессиями около 1 5 МПа на северном куполе и около 1 МПа на южном) при относительно высокой вязкости нефти. [18]
Для гидродинамических расчетов исходное распределение послойной проницаемости преобразуется в расчетное комплексное распределение, которое учитывает непоршневое вытеснение нефти водой, систему размещения скважин, влияние соотношения вяз-костей и начального положения водо-нефтяного контакта. [19]
 |
Модель неоднородного пласта, используемая в методике ТатН И П Id-нефти. [20] |
Для гидродинамических расчетов исходное распределение послойной проницаемости преобразуется в расчетное комплексное распределение, которое учитывает непоршневое вытеснение нефти водой, систему размещения скважин, влияние соотношения вязкостей нефти и воды и начальное положение водонефтяного контакта. [21]
Вспомогательные зависимости, полученные для определения технологических показателей разработки с учетом неоднородности пласта по проницаемости и непоршневого вытеснения нефти водой, и зависимости, полученные для определения коэффициента охвата процессом вытеснения, позволяют достовернее определять коэффициент нефтеотдачи любого участка пласта и на границах выбранных участков без расчета технологических показателей разработки. [22]
В методике ВНИИ-2 используются гистограммы или конкретные законы распределения проницаемости с преобразованием их в модифицированные фазовые проницаемости, учитывающие непоршневое вытеснение нефти водой. [23]
Таким образом определяют дебиты жидкости, нефти и нефтеотдачу до и после прорыва воды в многорядных системах скважин с учетом различия вязкостен и непоршневого вытеснения нефти водой в полосовой залежи. [24]
 |
Зависимость соотношения сроков разработки от соотношения вязкостен и нефтеводонасыщенности. [25] |
При расчетах по методу II для нефтенасыщенностей р, равных 0 8 и 0 7, и при диапазонах изменения ( i0 ( 0 5 j osglO) неучет непоршневого вытеснения нефти водой в гидродинамических расчетах приводит к занижению сроков разработки от 1 6 - 1 7 до 1 9 раза. При р 0 6 срок разработки может быть занижен вдвое. [26]
Обширные фактические данные по разработке нефтяных месторождений с применением заводнения во многих случаях подтверждают с той или иной степенью точности некоторые основные теоретические результаты, получаемые на основе моделей поршневого и непоршневого вытеснения нефти водой из однородного, слоисто-неоднородного, а также трещиноватого и трещиновато-пористого пластов, если модель соответствует реальному пласту. Фактическое изменение пластового давления, добыча нефти и жидкости, зависимость текущей обводненности от нефтеотдачи согласуются с расчетными. Однако проблема правильного выбора модели, наиболее точно отражающей главные особенности разработки пласта, еще далека от своего полного разрешения. Модели разработки пластов, наиболее соответствующие действительности, могут быть построены лишь на основе тщательного изучения и учета свойств пласта и сопоставления результатов расчета процесса разработки пласта с фактическими данными. В последние годы в связи с ростом вычислительно-компьютерных возможностей получают большее развитие адресные модели пластов и процессов разработки. Их использование приводит к необходимости решения двумерных и трехмерных задач многофазной и в ряде случаев многокомпонентной фильтрации. [27]
Приведем методику расчета срока разработки для многих вариантов с целью выбора на основе приближенных простых решений оптимального варианта, который затем будет обсчитан по более сложным методикам с учетом неоднородности пласта и непоршневого вытеснения нефти водой. [28]
В методике ТатНИПИнефти наряду с послойной неоднородностью выделяется зональная неоднородность по проницаемости. Принимается непоршневое вытеснение нефти водой. Дебит рядов скважин рассчитывается по средней проницаемости с внесением поправок на зональную неоднородность. Забойное давление в скважинах для фонтанного периода эксплуатации принимается с учето и роста обводненности продукции. По мере увеличения обводненности забойное давление возрастает. [29]
В методике ТатНИПИнефти наряду с послойной неоднородностью выделяется зональная неоднородность по проницаемости. Принимается непоршневое вытеснение нефти водой. Дебит рядов скважин рассчитывается по средней проницаемости с внесением поправок на зональную неоднородность. Забойное давление в скважинах для фонтанного периода эксплуатации принимается с учетом роста обводненности продукции. По мере увеличения обводненности забойное давление возрастает. [30]
Страницы: 1 2 3