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
Максимальний темп - відбір - нафта
Максимальний темп відбору нафти від початкових запасів (9 3) при проектному рівні видобутку досягається за Пилипівський поклади на першу підваріант, який також характеризується максимальним темпом відбору (6 3) і при спільній розробці Пилипівський і ассельском покладів.
Максимальний темп відбору нафти від початкових видобутих запасів було досягнуто на першому році розробки, а вже на шостому році він зменшився при деякому збільшенні числа діючих свердловин.
Максимальні темпи відбору нафти від початкових видобутих запасів нафти були досягнуті в 1976 р До цього часу залучені в активну розробку основні запаси нафти Північно-Сергеевской і Центрально-Сергеевской площ, освоєні внутріконтурного нагнітальні свердловини і почалося впровадження очагово-виборчої системи заводнення.
Максимальний темп відбору нафти по пласту 02 Лебяжинском купола був найвищий, але дуже швидко знизився і за останні 4 роки дорівнював всього 14 /від максимального. За ступенем вироблення запасів пластів 0 - і Ор Утевського родовище займає 3 місце.
Аналізовані ділянки також характеризуються різними значеннями максимальних темпів відбору нафти і термінами досягнення максимуму.
Темп відбору рідини ймовірно не повинен перевищувати максимального темпу відбору нафти на II стадії в малообводненний період розробки.
Весь накопичений досвід показує, що найбільш доцільно розробляти родовища з досягненням максимального темпу відбору нафти не більше 7 - 10% від видобутих запасів і тривалим збереженням високого рівня видобутку нафти до тих пір, поки не буде відібрано 40 - 60% видобутих запасів.
Криві дебіт - накопичена видобуток (q - Z. Для рифогених родовищ (/- 2 в яких спостерігається капілярний витіснення нафти водою, т. Е. Коли нафта - незмочувальна фаза (3-крива відносної проникності вапняків для нафти, коли нафта - незмочувальна фаза . Не дивлячись на те що запаси цих покладів коливаються від 1 6 млн. до 10 млн. т, а максимальні темпи відбору нафти від 10 до 17% від видобутих запасів, проте криві, побудовані як для покладів, в яких нафта - змочувальна фаза (рис. 70), так і для покладів, в яких нафта - незмочувальна фаза (див. рис. 69), практично по конфігурації збігаються, а їх усереднені криві збігаються з кривими відносної проникності відповідно для смачивающей і несмачіваемих фаз по Булнесу і Фиттинга .
Динаміка відбору рідини. Qx. | Динаміка фонду видобувних. Продуктивний горизонт ДГУ на Шкаповское родовищі повністю введений в розробку за невеликий період - 7 років. Максимальний темп відбору нафти, рівний 9 6% від НИЗ (рис. 121), було досягнуто на сьомий рік розробки.
Основний принцип регулювання розробки-цілеспрямоване управління рухом флюїдів в пласті в різних стадіях розробки-має певні і більш конкретні завдання. У початкових стадіях розробки основне завдання регулювання - досягнення максимальних темпів відбору нафти і забезпечення можливо тривалого періоду стабільного видобутку нафти, а в пізній стадії-уповільнення темпу падіння видобутку і досягнення затвердженого коефіцієнта нефтеизвлечения з найменшими витратами.
З цього пласта за 10 років експлуатації було відібрано 50% геологічних запасів нафти при середній обводнення 20 1%, при цьому був досягнутий максимальний темп відбору нафти - близько 17% від видобутих запасів. Кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі пласта досяг близько 0 7 що є максимально можливою величиною родовищ Куйбишевської області.
Пласт VI містить близько 70% балансових запасів нафти ділянки. Максимальний темп відбору нафти на ділянці був досягнутий в 1972 р і склав 185% від балансових запасів нафти.
Метод матеріального балансу використовують при заданих середніх дебіту свердловин і максимальних темпах відборів нафти, які для окремих періодів часу можуть бути оцінені на основі розрахунків, даних пробної експлуатації та досвіду розробки подібних покладів.
Максимальний темп відбору нафти від початкових видобутих запасів було досягнуто на першому році розробки, а вже на шостому році він зменшився при деякому збільшенні числа діючих свердловин.
Максимальні темпи відбору нафти від початкових видобутих запасів нафти були досягнуті в 1976 р До цього часу залучені в активну розробку основні запаси нафти Північно-Сергеевской і Центрально-Сергеевской площ, освоєні внутріконтурного нагнітальні свердловини і почалося впровадження очагово-виборчої системи заводнення.
Максимальний темп відбору нафти по пласту 02 Лебяжинском купола був найвищий, але дуже швидко знизився і за останні 4 роки дорівнював всього 14 /від максимального. За ступенем вироблення запасів пластів 0 - і Ор Утевського родовище займає 3 місце.
Аналізовані ділянки також характеризуються різними значеннями максимальних темпів відбору нафти і термінами досягнення максимуму.
Темп відбору рідини ймовірно не повинен перевищувати максимального темпу відбору нафти на II стадії в малообводненний період розробки.
Весь накопичений досвід показує, що найбільш доцільно розробляти родовища з досягненням максимального темпу відбору нафти не більше 7 - 10% від видобутих запасів і тривалим збереженням високого рівня видобутку нафти до тих пір, поки не буде відібрано 40 - 60% видобутих запасів.
Криві дебіт - накопичена видобуток (q - Z. Для рифогених родовищ (/- 2 в яких спостерігається капілярний витіснення нафти водою, т. Е. Коли нафта - незмочувальна фаза (3-крива відносної проникності вапняків для нафти, коли нафта - незмочувальна фаза . Не дивлячись на те що запаси цих покладів коливаються від 1 6 млн. до 10 млн. т, а максимальні темпи відбору нафти від 10 до 17% від видобутих запасів, проте криві, побудовані як для покладів, в яких нафта - змочувальна фаза (рис. 70), так і для покладів, в яких нафта - незмочувальна фаза (див. рис. 69), практично по конфігурації збігаються, а їх усереднені криві збігаються з кривими відносної проникності відповідно для смачивающей і несмачіваемих фаз по Булнесу і Фиттинга .
Динаміка відбору рідини. Qx. | Динаміка фонду видобувних. Продуктивний горизонт ДГУ на Шкаповское родовищі повністю введений в розробку за невеликий період - 7 років. Максимальний темп відбору нафти, рівний 9 6% від НИЗ (рис. 121), було досягнуто на сьомий рік розробки.
Основний принцип регулювання розробки-цілеспрямоване управління рухом флюїдів в пласті в різних стадіях розробки-має певні і більш конкретні завдання. У початкових стадіях розробки основне завдання регулювання - досягнення максимальних темпів відбору нафти і забезпечення можливо тривалого періоду стабільного видобутку нафти, а в пізній стадії-уповільнення темпу падіння видобутку і досягнення затвердженого коефіцієнта нефтеизвлечения з найменшими витратами.
З цього пласта за 10 років експлуатації було відібрано 50% геологічних запасів нафти при середній обводнення 20 1%, при цьому був досягнутий максимальний темп відбору нафти - близько 17% від видобутих запасів. Кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі пласта досяг близько 0 7 що є максимально можливою величиною родовищ Куйбишевської області.
Пласт VI містить близько 70% балансових запасів нафти ділянки. Максимальний темп відбору нафти на ділянці був досягнутий в 1972 р і склав 185% від балансових запасів нафти.
Метод матеріального балансу використовують при заданих середніх дебіту свердловин і максимальних темпах відборів нафти, які для окремих періодів часу можуть бути оцінені на основі розрахунків, даних пробної експлуатації та досвіду розробки подібних покладів.