А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Кінцева нефтеотдача

Кінцева нефтеотдача в цьому пласті буде дорівнює потенційно можливої ​​при даному режимі нафтовіддачі.

Кінцева нефтеотдача (до 7 ат) і максимальні газові фактори, знайдені з різних кривих на фіг.

Геометричневизначення кінцевої нафтовіддачі. Кінцева нефтеотдача зображується відношенням відрізка АД на осі водонасиченому до (1 - so), а при so 0 просто відрізком АД.

Кінцева нефтеотдача за варіантом Ilia була всього на 3% вище, ніж за варіантом I, тобто прийнята для розрахунківзалежність незначно враховувала вплив щільності сітки свердловин на нефтеотдачу.

Кінцева нефтеотдача в цьому пласті буде дорівнює потенційно можливої ​​при даному режимі нафтовіддачі.

Кінцева нефтеотдача є одним з найважливіших показниківрозробки.

Кінцева нефтеотдача, крім властивостей пластових систем, залежить також від обсягу прокачаної через пористе середовище води.

Кінцева нефтеотдача (початкові видобувні запаси) може прогнозуватися за допомогою екстраполяційнихпромислово-статистичних методів С.Н.Назарова, Г.С.Камбарова, М.І.Максімова, І.Г.Пермякова та інших.

Кінцева нефтеотдача за проектом повинна скласти: по пласту А3034 і по пласту А4045 при 98% - ном обводнюванні продукції.

Кінцева нефтеотдача не визначаєкількість робочого агента, необхідне для прокачування через пласт для досягнення цього значення нафтовіддачі продуктивного пласта.

Кінцева нефтеотдача при закачуванні карбонизовані води як у виснажений, так і в неістощенний пласт приблизно однакова. Однак впершому випадку потрібно більший витрата карбонизовані води.

Кінцева нефтеотдача при щільності сітки свердловин 5 S 6 га /вкв практично не залежить від системи заводнення, при S6 га /вкв вплив системи заводнення на величину кінцевої нафтовіддачі вельми значно.Так, при S 24 га /вкв кінцева нефтеотдача при витісненні водою і розчином ПАР становить: при пятірядной системі - 338 і 387%, трьохрядної 381 і 437%, площинної - 437 і 491%, оптимальної - 458 і 522% від початкових балансових запасів. Зауважимо, що зазначенізакономірності зміни кінцевої нафтовіддачі обумовлені в першу чергу характерними розмірами лінз і, отже, можливістю їх розтину як експлуатаційними, так і нагнітальних свердловин при тих чи інших системах заводнення та сітках свердловин.

Кінцева нефтеотдача при розробці покладів у великій мірі обумовлюється економічними факторами. Якби не існувало економічного межі рентабельності розробки родовищ, то незалежно від фізико-геологічних властивостей покладів був би можливийбудь-який до одиниці коефіцієнт охоплення заводнением.

Кінцева нефтеотдача визначається в залежності від обсягу прокачаної рідини через поклад в цілому або через окрему зону.

Кінцева нефтеотдача за варіантом Ilia була всього на 3% вище, ніж за варіантом I, тоє прийнята для розрахунків залежність незначно враховувала вплив щільності сітки свердловин на нефтеотдачу.

Кінцева нефтеотдача (до 7 ат) і максимальні газові фактори, знайдені з різних кривих на фіг.

Кінцева нефтеотдача, обумовлена ​​яксередньозважена величина за початковими геологічним запасам, істотно залежить від структури запасів нафти. Досвід розробки нафтових родовищPоссии показує, що з часом відбувається погіршення структури запасів нафти - нові родовища часто пов'язанізі складною геологічною будовою і жорсткими кліматичними умовами. Освоєння і розробка таких родовищ пов'язані з великими інвестиціями, часто практично неможливими в силу певних економічних ситуацій. При існуючих цінах і рівнірентабельності видобутку нафти основним джерелом вуглеводневої сировини залишаються вже розробляються об'єкти, в більшості своїй вступили в пізню стадію розробки. Так як собівартість видобутої нафти зростає, на деяких з старих родовищ видобутокстає невигідною.

Залежність нафтовіддачі від часу при дренуванні нафти газом. Умовні позначення на. | Псевдофункціей капілярного тиску і відносних проницаемостей при тиску 3823 МПа. Кінцева нефтеотдача відповідає такійнефтенасищеннос-ти, при якій капілярні сили рівні гравітаційним.

Кінцева нефтеотдача пластів і відповідно початкові видобувні запаси нафти залежать від довговічності свердловин.

Зміна ставлення накопиченої під-1 ди до накопичений-ної нафти по пластахгоризонту Д[центральной части Миннибаевской площади. /- в. 2 - г д. 3 - 63. 4 - 6. 5. Конечная нефтеотдача объекта может быть все-таки занижена из-за оставления части запасов нефти в малопродуктивных пластах, эксплуатация которых после полного извлечения нефти из высокопродуктивных может оказаться нерентабельной. Так, в условиях обустроенных нефтяных месторождений Татарии бурение новых добывающих скважин для терригенных отложений рентабельно лишь на участках с удельными запасами нефти не менее 14 - 106 т на скважину и с начальным дебитом не менее 3 - 3 5 т /сут.

Конечная нефтеотдача пласта является весьма важным, но не единственным параметром, по которому определяют плотность сетки скважин. Следует исходить из конкретных условий разработки залежи, чтобы размещение скважин соответствовало геометрической и стратиграфической конфигурации коллектора, но при этом нужно строго учитывать физические свойства пласта, а также свойства нефти.

Конечная нефтеотдача пласта является одним из наиболее важных показателей разработки нефтяных месторождений. Как известно, нефтеотдача пласта обосновывается в технологической схеме разработки и утверждается вместе с ней. При анализе различных вариантов разработки нефтяных месторождений, нефтеотдача пласта в каждом варианте также имеет немалое значение для характеристики вариантов разработки нефтяной залежи.

Зависимость нефтеотдачи пластов г ]від щільності сітки свердловин S, за даними 23 покладів Урало-Поволжя, із співвідношенням в'язкостей нафти і води 0 7 - 4 7. коефіцієнтами піщанистого пластів більш 0 7 і проникністю 0135 - 045 мкм2. Кінцева нефтеотдача пластів дуже слабо залежить від щільності сіткисвердловин.

Кінцева нефтеотдача пластів дуже сильно залежить від щільності сітки свердловин.

Залежність кінцевої нафтовіддачі пластів г к від щільності сітки свердловин S при співвідношенні в'язкості нафти і води менше 10 коефіцієнтах піщанистого більш 075розчленованості менше 2 і проникності пластів 0 6 - 2 5 мкм2. Кінцева нефтеотдача пластів істотно залежить від щільності сітки свердловин, але в більшій мірі від їх розміщення.

Кінцева нефтеотдача однорідного пласта при наявності в ній зв'язаної води не залежить відшвидкості фільтрації.

Залежність в'язкості води від тиску при постійних температурах. Найбільш висока кінцева нефтеотдача при заводнення (до 60 - 70%) досягається на родовищах, в'язкість нафт яких - коливається в межах 005 - 015 мПа - с в пластовихумовах. При великих значеннях в'язкості ефективність процесу значно знижується.

Карта нефтенасищенной товщини пласта і розміщення свердловин на родовищі Трікс-Ліз. Pасчетная кінцева нефтеотдача пласта при заводнення оцінена дорівнює 283%, а фактична допочатку внутріпластового горіння (1970 р.) - 232% початкових запасів нафти.

Кінцева нефтеотдача більшості родовищ безпосередньо залежить від темпу відбору нафти з покладу. Дана залежність вказує па те, що будь-якому родовищу, яке розробляєтьсяпри обраному основному механізмі витіснення, відповідає максимальний темп відбору, досить задовольняє основним вимогам ефективного видобування нафти. Перевищення оптимального темпу відбору нафти призводить до прогресивного зменшення кінцевої нафтовіддачі.

Теоретично обчислена фізична кінцева нефтеотдача родовищ з газової енергією повинна поєднуватися з промисловими факторами при оцінці видобутих запасів. Якби основна залежність проникність-насичення-не була пов'язана з проникністю пооднофазної рідини для компонентів єдиного геологічного горизонту, то сумарна нефтеотдача, очевидно, падала б із зменшенням проникності.

Теоретично обчислена фізична кінцева нефтеотдача родовищ з газової енергією повинна поєднуватися зпромисловими факторами при оцінці видобутих запасів. Якби основна залежність проникність-насичення не була пов'язана з проникністю по однофазної рідини для компонентів єдиного геологічного горизонту, то сумарна нефтеотдача, очевидно, падала б ззменшенням проникності.

Кінцеву нефтеотдачу визначають не тільки можливостями технології розробки нафтових родовищ, але й економічними умовами. Якщо навіть деяка технологія дозволяє досягти значно більше високої кінцевої нафтовіддачі,ніж існуюча, це може бути невигідно з економічних причин.

Площинної коефіцієнт заводнення до моменту прориву витісняючого агента до експлуатаційних свердловинах (П'ятиточкова сітка свердловин. (За Крейгу та ін. Очікувана кінцева нефтеотдача такої системиз різних пропластков буде залежати від величини максимально допустимого водо-нафтового фактора і тій послідовності, в якій відбуваються прориви води в кожному окремому пропластков.

Одержувана кінцева нефтеотдача дещо менше, ніж в іншихваріантах, але тут слід зазначити, що всі розглянуті системи дають близькі значення кінцевої нафтовіддачі; максимальна всього лише на 1% від балансових запасів більше мінімальної.

Тоді кінцева нефтеотдача представляє середнє значення між нафтовіддачіпри режимі розчиненого газу і при закачуванні газу ззовні, скориговане фактором відповідності.

З кінцева нефтеотдача мало залежить від властивостей і складу нафт. При витісненні ж холодною водою негативний вплив властивостей і складу нафт на нефтеотдачувиявляється значним. В іншій роботі стверджується, що основний вплив структурно-механічних властивостей нафт на нефтеотдачу спостерігається до 80 С. При охолодженні нафти коефіцієнт нафтовіддачі знижується до 14 пунктів.

Графіки залежності dn /dS, відводонасищаемості пласта при різних співвідношеннях в'язкостей нафти і води.

Проте кінцева нефтеотдача реального пласта не може бути визначена по водонасиченому, при якій К 0 так як існує деяке граничне значення обводненості продукціїсвердловини, при перевищенні якого експлуатація свердловини стає економічно нерентабельним. Інакше кажучи, свердловини відключаються до настання повного обводнення.

Досягнення кінцевої нафтовіддачі або залишкова нефтенасищенних, як показують результатичисленних досліджень, не залежить від швидкості витіснення. Залишкова нефтенасищенних визначається в кінцевому підсумку об'ємом прокачаної через пласт води. Це положення вимагає додаткової перевірки на зразках породи великої довжини і при швидкостяхфільтрації, близьких до реальних значень. Справа в тому-що якщо залишкова нафта за фронтом витіснення знаходиться в дисперговані стані, її переміщення уздовж пласта можливо тільки в безперервному потоці води.

До кінцевої нафтовіддачі - 11% - в розглянутихсистемах газові чинники так мало розрізняються для різних кривих, що їх не можна показати в масштабі, що застосовується для графіків на фіг. Якщо закачування газу робиться до того, як досягнуть максимум газового фактора для нормального виснаження пласта, то газовіфактори зростають до ще більших максимумів, які збільшуються з ростом початкового тиску закачування.

Збільшення кінцевої нафтовіддачі понад розрахованої при природному виснаженні в 576 млн. м3 може перевищити 3 2 млн. Ж3 запроектованих до моменту початку закачування газу.

Коефіцієнт кінцевої нафтовіддачі при витисненні нафти становить 60 - 70% і більше.

Прогнозування кінцевої нафтовіддачі для аналізованого досвідченого ділянки та виділених на ньому полів виконувалося за методом М.І.Максімова, який заснований на результатах лабораторних дослідів з витіснення нафти водою.

Збільшення кінцевої нафтовіддачі пов'язано з об'єктивністю оцінки процесів розробки і можливостями комплексного реального управління процесами витіснення продукції, зміни режимів підтримки енергії пласта, режимів відбору продукції в динаміці, а це пов'язано з можливостями технології і обладнання.

Прогноз кінцевої нафтовіддачі статистичними методами, проведений за вказаною ділянці в 1970 р., показав, що тут будуть значні втрати нафти. Поточні відбори і обводненість на 1980 р. свідчать про те, що прогноз в цілому був вірний, але втрати нафти в пласті ще більш значні. Кінцева нефтеотдача по шостому ділянці буде на 018 нижче, ніж нефтеотдача в цілому по першому об'єкту і на 008 нижче, ніж по ділянках, що мають таку ж і навіть велику геологічну неоднорідність (об'єкти 2 і 4), але об'ємні запаси по цих ділянок не перевищують граничного значення. Оціночні свердловини, пробурені на об'єкті 6 незважаючи на те, що розкрили пласти з високою залишковою нефтенасищенних, майже не піддаються освоєнню.

Збільшення кінцевої нафтовіддачі при внутріконтурном заводнення сприяють нагнітання пластової води і води з різними добавками ПАВ, полімерів, СО2 та ін, а також нагнітання гарячої води або пари.

Коефіцієнт кінцевої нафтовіддачі при витисненні нафти становить 60 - 70% і більше.

Графік залежності безводній нафтовіддачі від ставлення в'яз-кісток з урахуванням характеру розподілу водо-насиченості пористої середовища по довжині пласта 2 і без обліку 1. Значення кінцевої нафтовіддачі залежить від ставлення в'язкостей нафти і води, а також від обводненості рідини, при якій відключаються свердловини. Незначний вплив на кінцеву нефтеотдачу надає відстань між нагнітальних і експлуатаційних свердловин.

Збільшення кінцевої нафтовіддачі понад розрахованої при природному виснаженні в 576 млн. м3 може перевищити 3 2 млн. м3 запроектованих до моменту початку закачування газу.