Промежуточный пласт

Cтраница 3

На Новохазинской площади ( с Юсуповским участком) из размещающихся дополнительно около 500 добывающих скважин 20 % должны быть пробурены на пласт Сц, 13 % скважин - на пласт Civ, 19 % скважин - на пласт Су, 10 % скважин на пласт GVIO и остальные 38 % - на пласт Суь Систему заводнения здесь необходимо усилить только по промежуточным пластам - вероятнее всего, это будет автономная система закачки воды со своим давлением нагнетания. [31]

Динамика ВНФ модели трехпла-стового объекта. / - работает самый толстый пласт. 2 - работает средний по толщине пласт. 3 - работает наименьший по толщине пласт. 4 - работают все пласты совместно. 5 - работают все пласты совместно с отключением самого толстого пласта после его обводнения. [32]

На площадях Арланского месторождения в основном развиты два мощных высокопродуктивных пласта II и VI ( на Вятской - III и VI), причем один из них расположен в кровле ТТНК. Промежуточные пласты ( III, IVo, IV, V и VIo) зажаты между II и VI. [33]

Промежуточные пласты практически воздействия не испытывали. Пришлось дополнительно размещать большое число очаговых скважин. [34]

По основным пластам значения К0 - 3 по северному и восточному полям были близки в течение всего рассматриваемого периода; по южному полю значения К0 - 3 в первые 2 - 3 года были несколько выше, чем по северному и восточному полям, а в последующем - практически одинаковы. Промежуточные пласты всех полей охвачены заводнением значительно ниже, чем основные пласты. [35]

По данным этого анализа четко прослеживаются большие различия в выработке запасов площадей и пластов. Запасы промежуточных пластов вырабатываются в 2 - 3 раза хуже основных. [36]

Как и по южному полю, запасы пластов вырабатываются неравномерно: из II пласта отобрано больше, чем из VI. Нефтеотдача промежуточных пластов на этом поле еще ниже и составляет 4 - 6 % НБЗ. [37]

Из этих расчетов следует, что неф-теизвлечение весьма существенно зависит от плотности сетки. По маломощным промежуточным пластам нефтеотдача изменяется прямо пропорционально плотности сетки скважин. Эти расчеты представляют большую ценность, потому что являются первым опытом для Арланского месторождения и опровергают существовавшее в те годы утверждение о слабой связи этих двух важнейших параметров. [38]

Что касается потерь в застойных зонах, то результаты интенсификации разработки зон с небольшими толщинами приведены выше, в них были получены очень хорошие результаты. Таких зон в промежуточных пластах месторождения довольно много и на них следует обратить серьезное внимание. [39]

И, наконец, кривая 3 характеризует зависимость нефтеотдачи от давления в замкнутых залежах, в которых сообщаемость с законтурной частью пласта отсутствует. Большинство этих залежей приурочено к промежуточным пластам C-I, C-III, C-IV, C-IV, C-V, C-VF. Повышение нефтеотдачи достигается путем применения внутри-контурного заводнения вплоть до избирательно-очаговой системы заводнения. [40]

Выработка запасов по площадям, участкам, пластам и отдельным залежам сильно различается. Наиболее низкие значения КИН отмечаются в промежуточных пластах ТТНК. [41]

Выработка запасов по площадям, участкам, пластам и отдельным залежам сильно различается. Наиболее низкие значения КИН отмечаются в промежуточных пластах ТТНК. По основным пластам прогнозные величины КИН также сильно различаются. Однако в целом ожидается достижение достаточно высокой нефтеотдачи. [42]

Случай аномально. [43]

Наибольшие потери в тупиковых зонах характерны для промежуточных пластов. Особенно велики они в небольших залежах, вскрытых иногда одной скважиной. [44]

Оценка прогнозной конечной нефтеотдачи по полям несмотря на ее приближенность, дает весьма малую величину. Исследование профилей приемистости показывает, что на опытном участке промежуточные пласты почти не участвуют в разработке, имея относительно очень низкий темп выработки. [45]

Страницы: 1 2 3 4