Начальный контур - нефтеносность
Cтраница 3
Внешний начальный контур нефтеносности; 2 - Внешний текущий контур нефтеносности; 3 - Внутренний начальный контур нефтеносности; 4 - Внутренний текущий контур нефтеносности; 5 - Скважины нагнетательные действующие; 6 - Проектные нагнетательные скважины; 7 - Участки; 8 - Участки слабопроницаемых коллекторов; 9 - Участки отсутствия коллекторов. [31]
Это обусловлено тем, что контур нагнетаемой воды достиг большинства скважин, наиболее удаленных от начального контура нефтеносности. К этому времени чисто нефтяной осталась неразбуренная часть залежи, заключенная между текущим контуром нефтеносности и ее южной границей. Естественно, что в этих условиях скорость продвижения контура сведена к минимуму. Подтверждением служит участок залежи, где расположена скв. [32]
Средняя проницаемость пласта 500 - 600 мдарси, пористость 24 %, начальное пластовое давление на начальном контуре нефтеносности 42 кГ / сж2, глубина залегания пласта 300 - 600 м, вязкость нефти в начальных пластовых условиях 23 спз. Начальная площадь нефтеносности 350 га; из них на крутопадающую ( под углом 50 - 80) часть залежи приходится примерно 70 га и на пологую террасу - 280 га. [33]
Некоторая поверхность ( кровля и подошва пласта, начальный ВНК и др.), линия ( граница залегания породы-коллектора, начальный контур нефтеносности и др.), точка ( литологи-ческая граница в колонке разреза скважины и др.), выделенные в результате определенной процедуры, обеспечивающей ту или иную общую степень обоснованности дифференциации рассматриваемого объекта по выбранному списку геологических свойств на относительно однородные участки и используемые при статическом моделировании залежи ( обобщ. [34]
 |
Пример выделения пласта с переходной зоной при отсутствии в нем предельно водонасыщенной части ( Арланское месторождение, скв. 582. [35] |
Выделение подобных переходных зон при интерпретации геофизических данных обязательно, так как от этого зависит не только правильное определение положения ВНК и начальных контуров нефтеносности при подсчете запасов нефти, но и более верно оцениваются характер перемещения контуров нефтеносности и особенности обводнения залежи в процессе ее разработки. [36]
Расставив скважины вдоль ряда, определяем их количество, а по найденному времени эксплоатации скважин и по промышленному запасу нефти, который заключен между начальным контуром нефтеносности и рядом, вычисляем средние и суммарные дебиты скважин. [37]
Таким же образом производим определение расстояний между скважинами во втором ряду, когда наступит следующий этап эксплоатации скважин, при котором второй ряд будет являться внешним, а начальный контур нефтеносности расположится вдоль первого ряда скважин. [38]
Вследствие того, что на месторождении было пробурено несколько самостоятельных сеток скважин, целесообразно определение УПС по фонду всех скважин, вскрывших тот или иной объект разработки в пределах начального контура нефтеносности этого объекта. Величина УПС, полученная при такой методике расчетов, характеризует потенциальную возможность использования сетки скважин данного объекта, так как часть скважин ( теоретически полностью) может быть когда-либо возвращена для разработки этого объекта. [39]
Вследствие того, что на месторождении было пробурено несколь ко самостоятельных сеток скважин, целесообразно определени УПС по фонду всех скважин, вскрывших тот или иной объект раз работки в пределах начального контура нефтеносности этого обт екта. Величина УПС, полученная при такой методике расчетог характеризует потенциальную возможность использования сетк скважин данного объекта, так как часть скважин ( теоретическ полностью) может быть когда-либо возвращена для разработк этого объекта. [40]
Таким образом, через контур В поступит лишь ограниченное количество воды - 87 500 м3, тогда как основная масса поступившей в нефтяную залежь воды составляет упругий запас из водяных - зон, расположенных в непосредственной близости к начальному контуру нефтеносности. [41]
 |
Проектная ( э и фактически реализованная ( б системы заводнения пласта А4 Покровского месторождения. [42] |
В частности, разница в оценках начальной площади нефтеносности изменялась по отношению к последней оценке в пределах от минус 2 2 % до плюс 19 1 % в связи с тем, что на восточном крыле, в зоне ухудшенных коллекторских свойств пласта, трудно установить положение начального контура нефтеносности. [43]
 |
Структурная карта по кровле верхнего известняка. Объект разработки пласта Д1 Туймазинского месторождения. [44] |
Скважины: / - нагнетательные; 2 - наблюдательные; 3 - ликвидированные; 4 - эксплуатационные; 5 - проектные эксплуатационные, оценочные и нагнетательные; 6 - переведенные на вышележащие эксплуатационные объекты. Начальный контур нефтеносности: - внешний; 9 - внутренний. Текущий контур нефтеносности; 10 - внешний; / / - внутренний. [45]
Страницы: 1 2 3 4 5