Водоносная область
Cтраница 2
 |
Расчетная схема определения депрессий в водоносной части пласта. [16] |
В первый год на водоносную область действовала средняя по времени депрессия Др0, во второй год - Арх и Ар, в третий год - Ар2, Ар. [17]
 |
Расчетная схема определения депрессий в водоносной части пласта. [18] |
В первый год на водоносную область действовала средняя по времени депрессия Ар0, во второй год - ApiH Др0, в третий год - Др2, Ар. [19]
Гидродинамическая связь залежей с водоносной областью отсутствует. Нефтенасыщенная мощность пласта Дкн колеблется в основном в пределах 2 4 м и лишь в редких случаях мощность, коллектора достигает 5 ж и более. Иногда кыновский плает расчленен на 2 прослоя, мощностью 1 5 - 2м каждый. [20]
 |
Зависимости вязкости нефти и газа от давления и изменение текущего газового фактора во времени разработки. [21] |
Если нефтяное месторождение окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру нефтяное месторождение, при разработке последнего нефть будет вытесняться водой, поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим. [22]
В то время как в водоносной области вода постоянно движется, в пределах нефтяной залежи нефть остается неподвижной. [23]
Чтобы исключить отток нефти во внешнюю водоносную область, участок достигнутого высокого пластового давления должен окружать дополнительный экранирующий ряд добывающих скважин. [24]
 |
Схема строения залежи с напором краевых вод.| Залежь с газовой шапкой. [25] |
Залежи нефти не всегда имеют значительную внешнюю водоносную область. На рис. 90 изображена залежь закрытого типа без активного напора краевой воды. [26]
Естественный водонапорный режим ( со стороны внешней законтурной водоносной области) и естественный газонапорный режим ( изнутри со стороны газовой шапки) в той или иной пропорции могут сочетаться с расширением газосодержащей нефти. [27]
Очевидно, в первый год на водоносную область действовала средняя по времени депрессия Др0, во второй год - Др, и Др0, в третий год - Др2, ДР1 и Др0 - При этом депрессия Др0 влияла три года, Др - два, Др2 - только один год. [28]
Чтобы исключить возможность оттока нефти во внешнюю водоносную область и потери ее там, область достигнутого высокого пластового давления должна быть окружена дополнительным экранирующим рядом добывающих скважин. С учетом этого средний дебит на пробуренную скважину оказывается равным 104 - 0 81 20 - 0 19 88, что выше, чем дебит разведочной скважины в 88 / 20 4 4 раза. [29]
Когда нефтяные участки малы и окружены водоносной областью, а добывающие скважины, расположенные на них вокруг нагнетательных скважин, являются краевыми и существует угроза оттока части запасов нефти за пределы нефтяных участков в законтурную водоносную область и потери их там, то закачку вытесняющего агента осуществляют отдельно по пластам через отдельные нагнетательные скважины или с помощью специального оборудования нагнетательных скважин. [30]
Страницы: 1 2 3 4