Остальной пласт
Cтраница 1
 |
Геологическая характеристика пластов по блоку Абдрахмаиовской площади. [1] |
Остальные пласты по доле начальных запасов занимают промежуточное положение. По группам коллекторов запасы распределены еще более неравномерно с преобладанием доли высокопродуктивных неглинистых коллекторов. [2]
Остальные пласты, Ci, Сщ, Civ и Су, залегают в виде отдельных полос и линз, разобщенных плотными породами. [3]
Остальные пласты C-I, C-III, кроме Вятской площади, C-IV, C-IV0, C-V, C-VI0 относятся к так называемым промежуточным пачкам. Объекты отнесены к категории залежей с трудноизвлекаемыми запасами. [4]
Коллекторы остальных пластов терригенной толщи имеют малые мощности, низкие коллекторские свойства, часта на очень коротких расстояниях замещаются плотными алевролитовыми породами, зоны развития коллекторов в плане редко совпадают. [5]
Коллекторы остальных пластов терригенной толщи имеют малые мощности, низкие коллекторские свойства, часто на очень коротких расстояниях замещаются плотными алевролитовыми породами, зоны развития коллекторов в плане редко совпадают. [6]
В остальных пластах такая оценка затруднительна, так как при длительном закачивании воды, как следует из прогноза роста коэффициента Р для кривых 1 - 3 ( штриховые линии), в конечном итоге можно достичь уровня 65 - 68 % без обработки ПДС. При разработке нефтяных месторождений заводнением закачивание воды более 3 - 4 п.о. экономически не всегда целесообразно. Применение ПДС в этих условиях ускоряет отбор нефти из пласта при меньших объемах закачки и позволяет выработать участки, которые при обычном заводнении остались бы невыработанными. [7]
Верхняя пачка включает остальные пласты. [8]
Пласт II практически изолирован от остальных пластов непроницаемыми глинистыми прослоями. Информацию о свойствах и строении пластов получают на основании изучения малой окрестности ( призабойной зоны, составляющей примерно 1 м) скважин, расположенных друг от друга на сотни метров. Это обстоятельство в сочетании со сложностью гидродинамических расчетов приводит к тому, что, как правило, все расчеты ведутся на основе средних характеристик пластов и жидкостей в них. [9]
Отдельные участки С - П и остальные пласты ТТНК разрабатывают раздельно. Однако Д1, фаменский, турнейский и каширский объекты практически не разбурены. [10]
При плохом сообщении пористого пространства нефтяной залежи с остальным пластом движение нефти в ней происходит в основном вод действием сил, возникающих при расширении газа, растворен-кого в нефти. Отбор нефти из таких залежей приводит к быстрому снижению пластового давления и когда оно становится меньше, чем давление насыщения, из нефти начинают выделяться мелкие яузырьки газа. По мере дальнейшего снижения пластового давления газ выделяется из нефти во все возрастающем объеме. Одновременно увеличивается и объем ранее образовавшихся газовых цу-зырьков. [11]
Водонасыщен-ность вблизи скважины, отбирающей нефть, возрастает быстрее, чем в остальном пласте, и достигает максимума ( S3 0 55) в конце разработки при отборе 25 37 % запасов нефти. [13]
В пластах BI и ДЛх коллекторами нефти служат известняки, а в остальных пластах - песчаники. [14]
Основными пластами, участвующими в разработке, являются залежи ABi 2 и БВ8, остальные пласты - второстепенные. [15]
Страницы: 1 2 3 4