Анализируемое месторождение

Cтраница 1

Анализируемые месторождения характеризуются в основном упруговодонапорным режимом, и разработка осуществляется при редких сетках скважин ( для № 3 и 5 - 20 га / скв. [1]

Динамика технологических и технико-экономических показателей. [2]

По анализируемым месторождениям на рис. 35 даны также технологические показатели разработки - темп отбора нефти ( Тк) и темп отбора жидкости ( Тж), % от балансовых запасов. На основании характера изменения этих показателей во времени процесс разработки разделен на стадии и определены типы динамики добычи нефти и жидкости. [3]

На анализируемых месторождениях залежи выявлены в третичных отложениях ( чокракские, майкопские, хадумские и эоце-новые залежи) геологическими съемками в сочетании со структурным бурением скважин, а по меловым и юрско-триасовым комплексам - сейсмическими исследованиями. [4]

Палеозойские осадочные образования анализируемых месторождений на территории Волго-Уральской НГП повсеместно представлены породами девонской и каменноугольной системы. [5]

Продуктивные пласты на анализируемых месторождениях представлены песками, алевритами, песчаниками, алевролитами, чередующимися прослоями глин и аргиллитов. Только на некоторых месторождениях ( Ачи-Су, Шамхал-Булак, Беной, Благовещенское) газоносные отложения представлены трещиноватыми породами-известняками и мергелями. [6]

Геолого-физическая характеристика по объектам разработки анализируемых месторождений приводится в основном в объеме, соответствующем анализу, проведенному в гл. Здесь же дополнительно даны сведения о литологии пласта-коллектора, начальном пластовом давлении и давлении насыщения, отношении содержания асфальтенов и смол, о природных режимах залежей и начальных отметках ВНК. Для составления табл. 3 были использованы данные ряда обобщающих работ. [7]

Сопоставление фактических градиентов давления по анализируемым месторождениям с критическими их значениями показывает, что в пределах площади разрабатываемых месторождений даже с высокими средними фильтрационными параметрами могут быть застойные зоны. [8]

Следовательно, при принятых условиях разработки анализируемого месторождения и ожидаемом развитии отрасли целесообразно осуществлять вторую систему воздействия на пласт. [9]

Геологический разрез залежей нефти и газа анализируемых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, представленной палеозойскими осадочными образованиями, вскрыт в области развития Татарского свода, Бирской седловины, Верхнекамской впадины, Пермско-Башкирского и Жигулевско-Оренбургского сводов на различных стратиграфических уровнях. [10]

Экономическое обоснование и выбор рационального варианта разработки анализируемого месторождения необходимо осуществлять таким образом, чтобы в максимальной степени способствовать снижению общественных затрат на нефть и ускоренному развитию отрасли. [11]

Эта величина является вполне рентабельной для условий анализируемых месторождений. [12]

Вследствие перечисленных недостатков методики разведки для большинства анализируемых месторождений имеем низкий коэффициент удачи скважин ( менее 50 %), хотя значительных отклонений структурных планов по бурению относительно сейсмопострое-ний и не отмечается. [13]

На III и IV стадиях разработки для всех анализируемых месторождений характерен неуклонный рост себестоимости. По одним месторождениям рост более интенсивный, по другим - менее. Интенсивность роста себестоимости добычи нефти в III и IV стадиях зависит, главным образом, от темпов отбора запасов по стадиям. [14]

При расчете экономических показателей учитываются реальные условия развития отрасли и особенности разработки анализируемого месторождения. [15]

Страницы: 1 2 3