Контур - нефтеносность
Cтраница 4
Время продвижения контура нефтеносности до момента перехода второго ряда на напорный режим рассчитываем обычными методами для течения несжимаемой жидкости по дебитам одного первого ряда. [46]
 |
Схема расположения эксплуатационных. [47] |
На форму контура нефтеносности существенно влияют степень неоднородности пласта, степень различия вязкостей воды и нефти. [48]
Регулирование перемещения контура нефтеносности вполне осуществимо при эксплуатации трех рядов скважин. Если залежь работает при заданных допустимых забойных давлениях, вводить в эксплуатацию четвертый ряд целесообразно после остановки обводнившихся скважин первого ряда, так как при этом будет эффективно использоваться пластовая энергия. Поэтому на больших площадях, разрабатываемых только при законтурном заводнении, центральная часть залежи длительное время может остаться законсервированной, если на залежи можно разместить больше трех рядов эксплуатационных скважин. При этом внешний ряд скважин иногда приходится эксплуатировать при значительном обводнении, если в скважинах последующих рядов не встречается пропластков, вскрытых только скважинами первого ряда. Фронт нагнетания возможно перенести на обводнивглиеся скважины только после завершения всех работ по интенсификации добычи из них. [49]
Характер движения контура нефтеносности в данном нефтяном месторождении определяется геологическими и гидродинамическими условиями пласта, порядком размещения скважин и их технологическим режимом. [50]
Из частиц контура нефтеносности раньше всех других достигнут скважин те, которые движутся по главным линиям тока, ибо их пути - наикратчайшие. Когда частица контура, движущаяся по главной линии тока, подойдет к скважине, последняя начнет обводняться. [51]
 |
Площадь Карачухур ( горизонт IVd. [52] |
Вследствие неподвижности контура нефтеносности пластовое давление резко снизилось ( со 100 до 20 кГ / см2), условия эксплуатации ухудшились, усилилось пробкообразо-вание, началось массовое выбытие скважин по техническим причинам. В результате этого из 97 скважин, перебывавших в эксплуатации, на 1954 г. в фонде действующих осталось 27 скважин. Де-биты скважин, достигавшие в начальный период разработки 30 - 40 т / сутки, снизились до 2 - 3 т / сутки. [53]
Скорость Перемещзния контура нефтеносности следует определять на участках, где изобары пересекаю контур. [54]
Скорость перемещения контура нефтеносности следует определять на участках, где изобары пересекают контур. [55]
Неравномерное продвижение контуров нефтеносности и контакта обычно связывают со сложным строением подошвы пласта и неоднородностью коллекторских свойств пород, слагающих пласт. [56]
 |
Последовательные положения контура нефтеносности, имевшего первоначально прямолинейную форму и стягивающегося к двум равноде-битным скважинам. [57] |
При стягивании контура нефтеносности первыми достигают скважины те точки контура, которые лежат на линии центров скважин. [58]
Вследствие перемещения контура нефтеносности фронт нагнетания воды значительно удалился от зоны отбора. В результате возникли значительные по площади слабовырабатываемые зоны. В связи с этим осуществлен перенос фронта нагнетания. [59]
Контроль за контуром нефтеносности также осуществляется путем анализа карт разработки и карт изобар, составляемых периодически ( ежеквартально), и кривых дебитов нефти в целом по залежи. [60]
Страницы: 1 2 3 4 5