Cтраница 3
Закон падения среднепланового давления используется для оценки запасов нефти и газа в залежи. [31]
Количество связанной воды необходимо знать для оценки запасов нефти и газа в залежи. При большом содержании связанной воды в пласте снижается фазовая проницаемость продуктивного пласта для углеводородов и скважины работают с пониженными дебитами. Если неправильно подобраны источники водоснабжения, то при заводнении пластов в результате взаимодействия закачиваемой воды со связанной могут образоваться осадки минеральных солей, которые полностью или частично закупорят поровое пространство пласта. С учетом свойств связанной воды также выбирается качество глинистого раствора для вскрытия продуктивного пласта бурением. Знание свойств связанной воды может помочь решению вопросов генезиса нефтяных и газовых месторождений. [32]
Более трудной и менее надежной является оценка запасов нефти и газа. [33]
Поэтому еще и до настоящего времени оценка запасов нефти или газа объемным методом зачастую основывается на определении объемов нефтегазосодержащих пластов в акро-футах путем введения в расчетные формулы соответствующих коэффициентов для нефти или для газа, учитывающих, что 1 акро-фут 1233 5 м3 - 7758 5 баррелей 43560 кубических футов. [34]
В статье дается вывод расчетных формул для оценки запасов нефти в залежах, приуроченных к кавернозно-пориото-тре-щиовым коллектора. [35]
Он полагает, что в среднем для оценки запасов нефти различных областей земной поверхности, в пределах которых развиты осадочные образования, можно взять цифру 2800 т нефти на 1 км3 осадочных пород. Некоторые американские исследователи для оценки потенциальных запасов газа в среднем принимают 5 5 тыс. м3 на 1 км2 продуктивной газоносной площади. [36]
На основании исследования мировых тенденций в изменении оценок запасов нефти и газа и развитии науки и техники представляется возможным оценить ожидаемые темпы роста оценок запасов. [37]
Другая специфическая для карбонатных пластов ошибка в оценке запасов нефти может быть вызвана неправильным определением типа коллектора. Месторождение находится в северо-восточной части Ферганской межгорной впадины, приурочено к небольшому структурному поднятию антиклинального типа. На месторождении нефтеносным оказался V пласт туркестанского яруса палеогена, сложенный карбонатными породами. Залежь нефти залегает на глубине 3650 м, имеет пластовое строение и. [38]
Она представляет большой интерес в связи с оценкой запасов нефти и газа некоторых месторождений. [39]
Для обоснованного решения задач, связанных с оценкой запасов нефти и ее извлечения, необходимо знать, в частности, каверновую пустот-ность карбонатного коллектора. При делении пустот карбонатной породы на поры и каверны можно также принять, что содержание начальной остаточной воды в кавернах практически равно нулю, тогда доля каверн в объеме пустотного пространства образцов может быть определена в лабораторных условиях, исходя из соотношения коэффициентов остаточной водонасыщенности кавернозно-поровой породы и матрицы. [40]
В качестве частного случая приводится расчетная формула для оценки запасов нефти тем же методом в чисто-трещиноватых коллекторах. [41]
Пористость породы весьма важный парамегр, необходимый для оценки запасов нефти и выяснения процессов фильтрации в пористой среде. [42]
Главным образом на основании исследования тенденций в изменении оценок запасов нефти и газа и развития науки и техники возможно с известной степенью точности определить ожидаемые темпы роста оценок запасов. [43]
Структура эффузивных коллекторов месторождения Мурадханлы и возможный метод оценки запасов нефти / / Азербайджанское нефт. [44]
По-видимому, сейчас нет возможности скорректировать расхождения в оценке запасов нефти и газа, связанные с различными методами их классификации. Попытки представить запасы нефти капиталистических стран применительно к действующей в СССР методологии предпринимались советскими исследователями. [45]