Геолого-физическая особенность
Cтраница 3
При блоковой системе разработки залежь нефти рядами нагнетательных скважин делится на блоки, размеры которых устанавливаются с учетом геолого-физических особенностей пласта. Объемы закачки воды и темпы отбора нефти из каждого блока постоянно регулируются, чтобы воздействовать на все запасы нефти. Это позволяет значительно повысить темпы отбора жидкости. Блоковая система разработки более полно учитывает природные геологические условия. При этом отпадает надобность в применении многоэтапной системы разработки месторождения и отдельных его площадей с вынужденной консервацией различных частей месторождения. Все это в конечном счете позволяет не только добиться высоких технико-экономических показателей добычи нефти, но и повысить коэффициент нефтеотдачи. [31]
Достижение высокой нефтеотдачи позволяет оценить плотность разбуривания, реализованную на месторождении, как рациональную, достаточно полно соответствующую реальным геолого-физическим особенностям месторождения. [32]
К гидродинамическим методам относятся такие методы интенсификации разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений с заводнением, которые обеспечивают на основе учета геолого-физических особенностей залежей непрерывное управление процессом разработки. [33]
Выработан системный подход к выбору объектов, назначению технологических операций, реагентов, общей организации внедренческих работ, заключающийся в учете геолого-физических особенностей залежей, глубины залегания пластов и их толщин, степени расчлененности, типа коллекторов и их прочностных и фильтрационно-емкостных свойств, степени выработанности запасов нефти, категории и технического состояния скважин, категории сложности объекта-скважины по степени загрязненности ПЗП и типу кольматанта, сроков эксплуатации, количества КРС и ПРС, проведенных ранее ГТМ и их видов, темпов снижения продуктивности. [34]
Конкретно для базисного элемента пласта А4 в РосНИПИ - термнефть выполнены расчеты на ПЭВМ по программам, удовлетворяющим современным требованиям по моделированию геолого-физических особенностей строения объекта разработки и процессов вытеснения нефти водой из многопластовых неоднородных систем. [35]
Как показали исследования, при существующем уровне техники, технологии и организации работ решающими факторами, влияющими на уровень продолжительности испытания глубоких скважин, являются геолого-физические особенности и глубина залегания продуктивных пластов. [36]
Как было показано в главе I, в каждом нефтедобывающем районе месторождения, будучи приуроченными в основном к одному геологическому региону, имеют обычно некоторые общие геолого-физические особенности. В каждом районе вносятся некоторые свои идеи при разработке залежей, а также складываются свои организационные условия, влияющие на скорость освоения месторождений. Все это приводит к существенной разнице в максимальных темпах разработки залежей в разных районах. [37]
Следует и дальше работать над повышением качества проектных документов по разработке нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений на основе совершенствования и автоматизации методов проектирования, полного учета геолого-физических особенностей строения и моделирования эксплуатационных объектов. [38]
В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями. [39]
Дан анализ современных, не всегда однозначных, представлений специалистов по вопросу влияния плотности сетки скважин и систем размещения на текущую и конечную величину нефтеизвлечения на разных стадиях разработки нефтяных месторождений с учетом геолого-физических особенностей эксплуатационных объектов. Несмотря на то, что по общему признанию нефтеизвлечение зависит от плотности сетки скважин, пока не найдены строгие универсальные количественные критерии для решения проблемы выбора оптимального расстояния между скважинами при разработке месторождений ньютоновских и неньютоновских нефтей с различными геолого-физическими параметрами и граничными условиями эксплуатации скважин. [40]
Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов при разведочном и эксплуатационном бурении, систематические исследования влияния различных буровых растворов на проницаемость пористой среды, проведенные в России и за рубежом, показывают, что продуктивные пласты необходимо вскрывать со строгим учетом геолого-физических особенностей коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей. [41]
 |
Рекомендуемая начальная плотность сетки скважин в зависимости от коэффициента песчанистости для объектов с нефтью различной вязкости и подвижности. [42] |
Освещены современные, не всегда однозначные представления специалистов по оценке влияния различных природных и технологических факторов на эффективность процесса разработки и нефтеотдачу пластов, по обоснованию сетки скважин и ее оптимизации на разных стадиях проектирования и разработки нефтяных месторождений с учетом геолого-физических особенностей эксплуатационных объектов. Несмотря на то, что, по общему признанию, нефтеотдача зависит от плотности сетки скважин, пока не найдены строгие универсальные количественные критерии для решения проблемы оптимального расстояния между скважинами при разработке пластов с различными геолого-физическими параметрами, свойствами нефти и граничными условиями эксплуатации скважин. [43]
При полностью необратимой сорбции ( варианты 8 - 10) микроявления в пористой среде более сложные: нефтеотдача может как увеличиваться, так и уменьшаться по сравнению с процессом полимерного воздействия в залежах с пластовой водой малой минерализации. При достаточной информации о геолого-физических особенностях пласта ( относительно однородного) и о свойствах полимерного раствора ( данные лабораторных экспериментов) предложенная модель позволяет количественно оценить ( спроектировать) рациональную технологию полимерного воздействия на нефтяной пласт с целью повышения конечной нефтеотдачи. [44]
Обосновываются геолого-гидродинамическая модель продуктивной толщи и технологические решения по разработке нефтяного месторождения Тенгиз. Показано, что выбор геолого-гидродинамической модели зависит как от геолого-физических особенностей объекта, так и от технологии его разработки. [45]
Страницы: 1 2 3 4