Cтраница 3
Эти залежи имеют газоводяные контакты, газонефтяные контакты и водо-нефтяные контакты. [31]
При барьерном заводнении за счет стабилизации газонефтяного контакта появляется возможность регулирования системы разработки залежи. [32]
Преимуществами указанного способа эксплуатации помимо достижения неподвижности газонефтяного контакта является возможность одновременной добычи газа, конденсата и нефти, обеспечение максимальной продолжительности работы скважин, добывающих нефть ( в том числе фонтанным способом), возможность получения наибольших суммарных отборов нефти на одну скважину, сохранение пластовой энергии для извлечения основных запасов нефти, обеспечение вполне удовлетворительной ( для малых оторочек) нефтеотдачи, значительная экономия капитальных затрат. [33]
Иными словами, возврат к первоначальному уровню газонефтяного контакта происходит не столь резко. Это служит показателем, что нефть скопилась в порах и трещинах. [34]
Термокаротаж позволяет определять: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, зоны разрыва при гидравлическом разрыве пласта, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне, зоны поглощения воды и газа при закачке и так далее. [35]
Расстояние от подошвы пласта ( от газоводяного или газонефтяного контакта) до дна скважины определяется с учетом геологических особенностей залежи, устойчивости пород, последовательности залегания высоко - и нгокопрони-цаемых пропластков, параметра анизотропии и других факторов. В соответствии с принятой величиной несовершенства рассчитываются коэффициенты несовершенства скважин. [36]
При газонапорных режимах пластов в скважинах, находящихся вблизи газонефтяного контакта, в ряде случаев также приходится ограничивать отбор жидкости, во-первых, для того, чтобы контур нефтеносности перемещался равномерно - от изогипсы к изогипсе, а, во-вторых, для того, чтобы ликвидировать языки газа, прорывающегося из газовой шапки. Прорыв jjrasa в нефтяные скважины весьма нежелателен, так как при этом резко снижается дебит нефти и непроизводительно расходуется пластовая энергия. При подходе газонефтяного контакта непосредственно к перфорированной части ствола скважины последняя по существу переходит на газ, а потому дальнейшая ее эксплоатация становится нецелесообразной. [37]
При газонапорном режиме начальное пластовое давление определяется на плоскости газонефтяного контакта или даже, пренебрегая весом газа, в любой точке в пределах газовой шапки. При таком режиме давление на контуре питания ( на границе газ-нефть) падает в процессе эксплоатации залежи в соответствии с отбором из пласта нефти и газа и размерами газовой шапки. [38]
При разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах предотвращение перемещения газонефтяного контакта в сторону газовой шапки осуществляется путем поддержания либо нулевого, либо отрицательного перепада пластового давления между нефтяной и газовой частями. [39]
В южной залежи пласта БТ113 залежи значительно изменился уровень газонефтяного контакта. [40]
При разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах предотвращение перемещения газонефтяного контакта в сторону газовой шапки осуществляется путем поддержания либо нулевого, либо отрицательного перепада пластового давления между нефтяной и газовой частями. [41]
Результаты определения kr после регулирования положения ГНК, вследствие чего газонефтяной контакт был возвращен в начальное положение ( Анастасиевская площадь), показали, что наибольшая величина остаточной газонасыщенности ( 6 %) соответствует как подъему ГНК, так и его опусканию. Для этого скважины опробовались в интервалах подъема ГНК и были получены притоки безгазовой нефти, что подтвердило результаты геофизических определений газонефтенасыщенности пластов в обсаженных скважинах. [42]
Линейное и квадратичное распределения отражают сравнительно равномерное падение р0 от газонефтяного контакта, экспоненциальное позволяет кроме этого описать и достаточно резкое падение р0 от ГНК. [43]
При одновременной разработке нефтяной и газовой залежей ( без смещения газонефтяного контакта) коэффициент извлечения конденсата определяется, как и в случае разработки газоконденсатного пласта. [44]
При упругом газонапорном режиме в результате некоторого снижения давления на газонефтяном контакте ( ГНК) вследствие отбора нефти начинается расширение объема свободного газа газовой шапки и вытеснение им нефти. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается. [45]