Объем - по-ровое пространство
Cтраница 1
 |
Структурная карта по кровле I пачки песчаных прослоев мелекесского горизонта Коробковского месторождения и схема размещения скважин на западном. [1] |
Объем по-рового пространства в залежи, занятый нефтью, намного превышает объем, занятый газом. [2]
 |
Схематические кривые деформации глинистого сланца при одноосном сжатии. [3] |
Установлено, что при падении пластового давления объем по-рового пространства пласта уменьшается вследствие [14] упругого расширения зерен породы и возрастания сжимающих усилий, передающихся на скелет от веса вышележащих пород. [4]
Как указывалось в главе II, в случае газового режима объем по-рового пространства О газовой залежи является постоянным. При водонапорном режиме, по мере извлечения газа из залежи, подпирающая газ вода продвигается от контура водоносности к скважинам, это приводит к уменьшению объема перового пространства Q газовой залежи. [5]
Как указывалось в главе II, в случае газового режима объем по-рового пространства Q газовой залежи является постоянным. При водонапорном режиме, по мере извлечения газа из залежи, подпирающая газ вода продвигается от контура водоносности к скважинам, это приводит к уменьшению объема перового пространства Q газовой залежи. [6]
Как отмечалось в главе II, при падении давления в пласте происходит не только расширение жидкости, но и изменение объема по-рового пространства вследствие упругости слагающих коллектор горных пород. [7]
Как было указано выше, продолжительность рассматриваемого однофазного периода уменьшается с увеличением объемов оторочки от 5 до 30 % и при достижении объемов оторочки 30 - 40 % от объема по-рового пространства стабилизируется. [8]
ЕГСС газа размещается в пористых пластах горных пород. Хранилище характеризуется объемом по-рового пространства и активным объемом газа, который может быть извлечен на земную поверхность. Максимальная суточная закачка газа в ПХГ зависит от производственных мощностей дожимной КС и аппаратов, подготавливающих газ для закачки. [9]
Начальные дренируемые запасы газа ежегодно оценивались по экспериментальной кривой зависимости пластового давления от доли отбора. При этом пластовое давление на конец года находилось по картам изобар как средневзвешенное по объему по-рового пространства в пределах зоны дренирования. [10]
До начала эксплуатации залежи о будущем режиме предположительно можно судить по данным расчетов о продвижении воды и опыту эксплуатации газовых залежей. Во время эксплуатации залежи ее режим устанавливается достоверно по фактическим данным: обводнению скважин краевой или подошвенной водой; перемещению газо-нефте-водяного контактов; форме графика зависимости приведенного средневзвешенного по объему по-рового пространства залежи давления р / z от объема извлеченного из залежи газа ( нефти) Qn. [11]
Это обстоятельство необходимо иметь в виду, в частности, при подсчете запасов газа в месторождениях природного газа, а также при разработке нефтяных месторождений в условиях режима газовой шапки. Если эксплуатация нефтяных месторождений будет сопровождаться интенсивным отбором газа из газовой шапки, приводящим к значительному снижению давления в ней, то возможно движение нефти в занимаемую газовой шапкой часть пласта. В этом случае большие количества нефти, занимающие не менее 20 - 50 % объема по-рового пространства, останутся неизвлеченными вследствие того, что при указанных значениях насыщенности S фазовая проницаемость для жидкости равна нулю. [13]
Технологии воздействия на межскважинную зону характеризуются объемными и многоцикловыми закачками через КНС. Технологический эффект вначале проявляется, в основном, в виде дополнительной добычи нефти при незначительном снижении обводненности добываемой продукции. При образовании в промытых зонах пласта осадка или ге-левой системы в объеме, составляющем сотые доли и более от объема по-рового пространства, наблюдается значительное снижение обводненности добываемой нефти, о чем свидетельствует опыт многолетней закачки дис-тиллерной жидкости на Бузовьязовском месторождении. [14]
Страницы: 1