Cтраница 3
В большинстве залежей Краснодарского края нет сероводорода, и их газы являются ценным сырьем для получения сжиженных газов, газовых бензинов, а также для извлечения индивидуальных углеводородов, в том числе изобутана и изопентана. [31]
Для разработки большинства залежей используется большое число одновременно эксплуатирующихся скважин, что усложняет эту задачу. Вместе с тем скважины обычно размещены на залежи в определенном порядке, а идеализация формы залежи и ее параметров позволяет на расчетной схеме иметь довольно многочисленные группы скважин, работающих при полностью одинаковых или очень близких условиях, а следовательно, с одинаковыми или достаточно близкими дебитами и давлениями. Это значительно упрощает указанную задачу, так как число искомых неизвестных снижается от числа скважин до числа отмеченных групп. [32]
Начальный режим большинства залежей оценивается как упруго-водонапорный. Воздействие краевых вод часто ограниченно. Лишь на отдельных небольших литологических залежах пластов C-I, C-II, C-V, C-IV0 начальный режим упругий с возможным переходом на режим растворенного газа. [33]
Для разработки большинства залежей используется довольно большое число одновременно работающих скважин, что сильно усложняет эту задачу. Вместе с тем скважины обычно размещены на залежи в определенном порядке, а идеализация формы залежи и ее параметров позволяет на расчетной схеме иметь довольно многочисленные группы скважин, работающих при полностью одинаковых или очень близких условиях, а следовательно, с одинаковыми дебитами и давлениями. Это обстоятельство значительно упрощает указанную задачу, так как число искомых неизвестных снижается от числа скважин до числа отмеченных групп. [34]
Учитывая, что большинство высокопродуктивных базисных залежей месторождения в настоящее время находятся в поздней стадии разработки и характеризуются увеличением обводненности продукции, ограниченным фондом скважин, вследствие значительного сокращения площадей нефтенасыщения возникла необходимость определения целесообразности продолжения по ним заводнения. [35]
Начальный режим работы большинства залежей оценивается как упруго-водонапорный. Воздействие краевых вод часто ограничено. Лишь на отдельных небольших литологических залежах пластов C-I, С - П, C-V, C-IV0 начальный режим упругий с возможным переходом на режим растворенного газа. [36]
То обстоятельство, что большинство залежей газа, а также нефти не являются гидродинамически едиными и по своему строению им более адекватны блочные модели, позволяет наметить некоторые пути повышения эффективности систем разработки газовых и особенно нефтегазовых залежей. [37]
Как известно, что большинство водонефтеностных залежей неоднородно по мощности пласта, где хорошо проницаемые про-пластки чередуются со слабопроницаемыми. Поэтому, чаще всего, при эксплуатации таких месторождений обводнение скважин происходит из-за опережающего продвижения гакачиваемой воды, по хорошо проницаемому слою. [38]
Данный вывод распространяется на большинство залежей ВНЗ. [39]
К тектонически экранированным относится большинство залежей нижнего отдела продуктивной толщи Апшеронского полуострова, морских площадей Апшеронского архипелага и Прику-ринской низменности Азербайджана, залежи поднадвиговых частей структур Чечено-Ингушетии, красноцветной толщи Туркмении и других районов Советского Союза и зарубежных стран. [40]
Как показал анализ разработки большинства выработанных залежей, избирательность обводнения всегда доминирует, что связано с практическим отсутствием однородных по коллекторским свойствам реальных пластов. Поэтому гидродинамическая проблема оптимизации темпа истощения сводится к задаче его минимизации, причем минимум выбирается уже из технико-экономических критериев достижения максимальной прибыли при заданной добыче. [41]
Таким образом, по большинству залежей в четвертой стадии темпы отбора жидкости сохранялись примерно на уровне конца основного периода. По ряду залежей они резко увеличивались в связи с форсированием отборов. [42]
Почти все местоскопления многопластовые, большинство залежей сводового типа, связанных со структурными ловушками простого строения, реже встречаются литологически-экраниро-ванные и тектонически-экранированньте. [43]
![]() |
Условия нахождения связанной воды в нефтяном пласте. [44] |
Контакт нефти и воды в большинстве залежей приближается к горизонтальной поверхности. Но нередки случаи, когда поверхность водонефтяного контакта имеет наклонное положение. На положение поверхности водонефтяного контакта влияет целый ряд факторов, но основным является движение воды. Ведь залежь нефти в ловушке омывается пластовой водой. [45]