Начальный дебит - нефть
Cтраница 2
Второй по проницаемости нефтяной слой имеет долю в начальном дебите нефти эксплуатационного объекта, равную 0 2667, долю в начальных подвижных запасах нефти этого объекта, равную 0 2, и обладает проницаемостью выше средней проницаемости объекта в 1 333 раза. [16]
Аналогичные варианты разработки газонефтяной залежи были выполнены и при начальных дебитах нефти, равных 30 т / сут. При увеличении начального дебтгга нефти при наличии такой возможности коэффициенты нефте - и газоотдачи увеличиваются. [17]
Анализ статистических рядов распределения относительных дебитов нефти показывает, что начальные дебиты нефти 70 % ГС больше дебитов ВС на величину от 1 1 до 11 %, текущие дебиты 69 % ГС - до 16 раз, средние дебиты 81 % ГС - до 8 раз. От 15 до 21 % ГС имеют превышение дебита в 2 - 3 раза, 12 - 20 % ГС - в 3 - 6 раз, 4 - 5 % ГС - более 6 раз. Соответственно 26 %, 29 % и 18 % ГС имеют начальные, текущие и средние дебиты нефти меньше, чем ВС. [18]
В результате обобщения данных опытной эксплуатации 6-ти скважин был принят начальный дебит нефти QH 40 т / суг. [19]
 |
График распределения дополнительных скважин по их относительному начальному дебиту нефти. [20] |
На рис. 48 приведены графики распределения дополнительных скважин по их относительному начальному дебиту нефти за 1974 - 1978 гг. по зонам их разбуривания. Для их построения вычислены средние дебиты по всем дополнительным скважинам отдельно за каждый год эксплуатации и определены отношения дебитов каждой скважины за соответствующие годы. По рисунку следует, что от 72 % ( в полосе) до 86 % ( в нагнетательном ряду) скважин работают с дебитами, меньшими, чем средняя величина; при этом дебиты около 40 % скважин в полосе и зоне отбора и 55 % скважин в нагнетательном ряду находятся в интервале от 0 до 25 % среднего дебита. [21]
Все скважины, введенные в эксплуатацию в начальный период разработки в повышенной части залежи, имели начальные дебиты нефти до 300 т / сутки и фонтанировали в течение 2 - 3 лет. Фронтального продвижения контурных вод в процессе разработки не наблюдалось, хотя водопроявле-ния отмечались в скважинах как приконтурной, так и присбросовоп зон. Эти водопроявления, по-видимому, связаны с движением пластовых вод по отдельным пропласткам, а возможно, также с проникновением воды из водоносного горизонта ПКз. Именно этим можно объяснить более высокую обводненность скважин повышенной части залежи по сравнению с приконтурными. [22]
В период с 1996 - 2001 годы на месторождении пробурено и введено в эксплуатацш 23 ГС Начальный дебит нефти одной ГС за первый год эксплуатации составил 9.7 т / cyi тогда как начальный дебит окружающих ННС составил 4.4 т / сут. Таким образол начальный дебит нефти ГС в 2.2 раза, а текущий в 4.7 раза превышает соответствующи дебиты окружающих ННС. [23]
Итак, уже имеются в наличии достаточно большие разведанные запасы высоковязкой нефти, где скважины дают хорошие начальные дебиты нефти и где надо обеспечить удовлетворительную нефтеотдачу пластов, чтобы хорошие дебиты скважины давали достаточно долго, чтобы добытая нефть окупала все производимые экономические затраты и давала прибыль. [24]
Дальнейший расчет динамики добычи нефти и воды по каждой добывающей скважине выполняется с учетом ее величин начального дебита нефти, начальных извлекаемых запасов нефти, расчетной послойной неоднородности по проницаемости и коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющей воды. [25]
Все данные расчетов переводят в относительные величины: текущие дебиты нефти и воды переводят в доли от начальных дебитов нефти; текущее число работающих скважин - в доли от начального числа, время разработки для различных шагов - в доли от общего времени. [26]
Таким образом, результаты исследований применительно к рассматриваемым параметрам слоисто-неоднородного пласта показывают, что горизонтальные скважины превосходят вертикальные скважины за счет больших начальных дебитов нефти и соответственно сокращения срока разработки месторождения. Однако горизонтальные скважины могут проигрывать вертикальным скважинам по величине КИН. Кроме того, в системах заводнения пласта имеет значение место расположения горизонтальной скважины в разрезе пласта. В процессах вытеснения одного флюида другим вертикальные скважины менее, чем горизонтальные, чувствительны к степени анизотропии пропластков по проницаемости. [27]
 |
Геологический разрез Осташковичского и Южно-Осташковичского месторождений ( по А. И. Кононову и В. Н. Бескопыльскому а - залежи нефти. б - кепрок соляного штока. - фундамент. [28] |
Залежи в подсолевых горизонтах имеют значительно меньшие эффективные мощности порядка 12 - 35 м, глубины залегания 3000 - 3200 м и начальные дебиты нефти до 400 т / сут. Залежи как в подсолевых, так и в межсолевых отложениях чисто нефтяные, нефти недонасыщены газом, и газовый фактор не превышает 210 м3 / сут. Режим залежей в задонском горизонте упруго-водонапорный, а в семилукском и воронежском - водонапорный. [29]
Муравленковское, Вынгапуровское) в 1988 г. Эти величины в какой-то степени зависят от выбранных начальных условий ( геолого-физической характеристики объекта, начальный дебит нефти, удельные расходы кислотного раствора) и ряда других причин. Наиболее важными из них следует считать: недостаточно дифференцированный подход к выбору объектов воздействия с учетом особенностей коллекторов, а также некоторые отклонения от установленной технологии обработок. [30]
Страницы: 1 2 3 4