Cтраница 3
В условиях рассмотренной геологической неоднородности преимущества и недостатки той или иной систем заводнения следует выявлять в первую очередь по основным пластам, в так называемой активной зоне, в которой скважины реагируют на закачку. В данном случае активная зона включает два эксплуатационных ряда, прилегающих к нагнетательному. [31]
Проведена оценка геологической неоднородности рассматриваемых объектов, позволяющая количественно выявить степень неоднородности. [32]
Для оценки геологической неоднородности периферийных зон в этом случае необходимо пользоваться некоторыми устойчивыми параметрами, которые можно интерполировать на участки, где отсутствует прямая информация. [33]
Это отражает значительную геологическую неоднородность залежей и более высокую вязкость нефти и подтверждает тесную зависимость текущей и конечной нефтеотдачи от плотности сетки скважин. [34]
Часто для характеристики геологической неоднородности оценивают стандартное отклонение о и коэффициент вариации IV толщины пласта и пропластков. В статистических моделях эти характеристики еще не использовались, поэтому необходимо провести дополнительное исследование по их информативности и тесноте связи с текущей и конечной нефтеотдачей. [35]
Весьма информативным параметром геологической неоднородности на I и II иерархическом уровнях является глинистость породы-коллектора. [36]
При детальной характеристике геологической неоднородности необходимо определить, к какому иерархическому уровню его можно отнести и, соответственно, охарактеризовать его с помощью параметров геологической неоднородности. В зависимости от принятой системы разработки и особенностей геологического строения на одном и том же объекте могут быть участки, относящиеся к различным иерархическим уровням. [37]
Для количественной оценки геологической неоднородности участков Шагиртско-Гожанского месторождения рассчитаны коэффициенты: К - песчанистость пласта; Кр - расчлененность пласта и Кнсод - комплексный показатель геологической неоднородности. [38]
Изучение и определение геологической неоднородности проводилось по методике, позволившей наиболее полно использовать информацию, полученную по данным ГИС. Изучалась неоднородность по проницаемости, как наиболее влияющая на процесс вытеснения и обводнения. В качестве объекта изучения был выбран пласт Д1 Туймазинского месторождения в пределах небольшого центрального участка. Для этого строилась зависимость Кпр В у, полученная приведением уравнения Казени-Кармана к параметрам, определяемым по ГИС. Функция V / представляет собой зависимость от величины относительной амплитуды ПС а с, относительного сопротивления Р и наименьшей величины коэффициента связанной воды А В1сП мин - Коэффициент В является постоянным для одного типа коллектора. [39]
На основе анализа геологической неоднородности сеноманских продуктивных отложений севера Тюменской области по данным кернов, проведенного методами математической статистики и теории вероятностей, построена геолого-статистическая модель. [40]
При системно-структурном анализе геологическую неоднородность следует рассматривать на различных иерархических уровнях. [41]
Для объектов с низкой геологической неоднородностью и высокими значениями подвижности это расстояние увеличивают в 1 2 - 1 5 раза. При сочетании осевого и законтурного заводнения в первую очередь необходимо планировать бурение нагнетательных скважин как в пределах залежи, так и за контуром нефтеносности, а также добывающих скважин в рядах, которые прилегают к нагнетательным скважинам. [42]
На объектах со значительной геологической неоднородностью, при наличии линз, тупиковых зон уплотнение сетки скважин позволяет вовлечь основные объемы объекта в активную разработку. При этом достигается оптимизация показателей разработки при максимальном ( потенциальном) конечном коэффициенте нефтеотдачи. [43]
Для объектов с низкой геологической неоднородностью и высокими значениями подвижности это расстояние увеличивают в 1 2 - 1 5 раза. При сочетании осевого и законтурного заводнения в первую очередь необходимо планировать бурение нагнетательных скважин как в пределах залежи, так и за контуром нефтеносности, а также добывающих скважин в рядах, которые прилегают к нагнетательным скважинам. [44]
В связи со значительной геологической неоднородностью большинства объектов разработки, прерывистостью, расчлененностью, различием в фильтрационных свойствах слагающих их пластов и прослоев редко удается обеспечить коэффициент охвата, близкий к единице. Чем полнее принятая система разработки учитывает особенности геологического строения продуктивных пластов, тем выше коэффициент охвата, поэтому достижение возможно большей величины этого коэффициента играет решающую роль при выборе системы разработки для новой залежи. [45]