Cтраница 1
Большинство нефтяных залежей характеризуются малыми углами наклона продуктивных пластов, что приводит к существованию больших по площади водонефтяных зон, содержащих значительные запасы нефти. Так, для ряда крупных месторождений Башкирии ( Туймазинское и др.) площади водонефтяных зон составляют от 40 до 74 % от общей площади залежей и содержат от 27 до 52 % геологических запасов нефти. Площадная плотность запасов нефти ( на единицу площади) в ВИЗ и чисто нефтяной зоне сильно разняться. Данное неравенство кратно возрастает в отношении извлекаемых запасов нефти. [1]
Большинство нефтяных залежей приурочено к песчаным отложениям пермского и пенсильванского возраста. [2]
Большинство нефтяных залежей относится к пластовым, поэтому принятая в настоящее время классификация методов разработки оформилась на опыте разработки нефтеносных пластов. [3]
Большинство нефтяных залежей Азербайджана находится в разработке многие десятилетия. За этот период времени пластовое давление в них значительно снизилось, содержание воды в добываемой жидкости увеличилось и по многим горизонтам достигло 80 % и более. [4]
В большинство нефтяных залежей действуют напорные режимы дренирования или залежи могут быть искусственно переведены на эти режимы. Для разработки таких залежей скважины располагают концентрическими рядами, параллельными контурам водоносности при водонапорном режиме или газоносности при газонапорном режиме. [5]
Таким образом, на большинстве нефтяных залежей при разрежении сетки скважин дебит на одну скважину не увеличивается, а наоборот уменьшается. А при сгущении сетки скважин дебит на одну скважину не уменьшается, а наоборот, увеличивается. [6]
Напор контурных вод в большинстве нефтяных залежей является единственным или главным источником естественного фонтанирования скважин, особенно в начальный период эксплуатации. [7]
Ввиду того, что для большинства нефтяных залежей характерны неоднородность и различная продуктивность отдельных участков, обеспечить равномерное стягивание контура нефтеносности до полной выработки залежи не представляется возможным. По истечении более или менее длительного времени первоначально единая залежь может оказаться разобщенной на нефтяные поля, отделенные одно от другого водой. С этого момента наступает вторая стадия разработки, при которой может возникнуть необходимость самостоятельной разработки разобщенных нефтяных полей. [8]
Стабильность состава попутных вод характерна для большинства нефтяных залежей платформенных нефтегазоносных провинций. [9]
Как известно, непременными спутниками нефти большинства нефтяных залежей являются вода и нефтяной газ. [10]
Динамика показателей заводнения нефтяной залежи при различной степени неоднородности коллекторских свойств пласта ( W 0. Ло1. & в 0 6.. 1. f ( co подчиняется логарифмически нормальному закону. [11] |
По-видимому, распределение трубок тока по параметру со для большинства нефтяных залежей по степени неоднородности находится в рассмотренном диапазоне. [12]
Кроме того, газ содержится в растворенном состоянии в большинстве нефтяных залежей, выделяясь местами над нефтью, образуя так называемые газовые шапки. [13]
Вместе с тем, очевидно, условия давления и температуры большинства нефтяных залежей не позволяют рассчитывать на прямое превращение метановых углеводородов в полиметиленовые. [14]
Схема батарейного размещения скважин. [15] |