ВУЗ:
Составители:
вн
µ
µ
µ
=
0
, (1.20)
где
н
µ
и
в
µ
— динамическая вязкость соответственно нефти и
воды.
При разработке месторождений с высоковязкой нефтью
вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала
их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкой нефтью
разрабатываются длительное время с незначительной
обводненностью. Граничное значение
0
µ
между вязкой и
маловязкой нефтью изменяется от 3 до 4.
Опыт разработки нефтяных месторождений
свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более
высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности.
Следовательно, обводненность может служить косвенным
показателем эффективности разработки месторождения. Если
наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным
обводнение продукции, то это может служить
показателем того,
что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени,
чем предусматривалось.
Темп отбора жидкости – отношение годовой добычи
жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти
(выражается в %/год).
Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями,
то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит
следующим образом. На протяжении первой стадии отбор
жидкости по большинству месторождений практически повторяет
динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора
жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне
максимального, по другим – уменьшается, а по третьим –
возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени
выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа
отбора жидкости зависит от водонефтяного
фактора, расхода
нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой
температуры.
Водонефтяной фактор – отношение текущих значений
добычи воды к нефти на данный момент разработки
месторождения (измеряется в
тм
3
). Этот параметр,
показывающий, сколько объемов воды добыто на 1 тонну
Страницы
- « первая
- ‹ предыдущая
- …
- 23
- 24
- 25
- 26
- 27
- …
- следующая ›
- последняя »
