Указанный пласт
Cтраница 1
Указанные пласты разделяются прослоями низкого сопротивления. [1]
Указанные пласты на диаграммах электрического каротажа отмечаются постоянными - показаниями, что свидетельствует о выдержанности их литологического состава в сопоставляемых скважинах. [2]
Указанные пласты в основном сложены мелко зернистыми кварцевыми песчаниками и алевролитами, аналогичными песчаникам па минеральному составу. По данным анализа керна коллекторе гае характеристики пластов указанных месторождений близки. [3]
Указанные пласты в условиях разработки Новохазинской площади являются основными объектами поглощения закачиваемой воды по некачественному цементному кольцу в нагнетательных скважинах. [4]
Указанные пласты разделяются прослоями низкого сопротивления. [5]
Выделение указанных пластов на остальной части территории противоречит фактическому геологическому строению залежи, что не позволяет, в частности, осуществлять контроль и управление разработкой на основе математических моделей. [6]
К востоку указанные пласты довольно резко фациалыю меняются и уже на Петровской и Благодарненской площадях они имеют такую же характеристику, как и на Мирненской площади. [7]
Залежи нефти указанных пластов находятся в условиях высоких давлений и температур. Нефти имеют очень высокое газосодержание, очень высокие значения объемного коэффициента и очень низкую плотность в пластовых условиях. [8]
Полнимая среднее распределение проницаемости для указанного пласта из данных кернового анализа по ряду скважин, определили заранее ожидаемый процесс растворения конденсируемых углеводородов в эксплуатационных скважинах. При этом была использована упрощенная теория соответственно уравнениям 10.8 ( 28) - 10.8 ( 32); подсчеты оказались в полном согласии с наблюденными данными, приведенными на фиг. Крутое падение в содержании жирного газа, которое дается кривыми на фиг. [9]
Полнимая среднее распределение проницаемости для указанного пласта из данных кернового анализа по ряду скважин, определили заранее ожидаемый процесс растворения конденсируемых углеводородов в эксплуатационных скважинах. Крутое падение в содержании жирного газа, которое дается кривыми на фиг. [10]
На основе приведенных данных по указанным пластам Д. Д. Гузь приходит к выводу, что различная степень нефте-извлечения из них обусловлена различными темпами отбора жидкости и неоднородностью коллектора. Весьма интересны выводы автора о влиянии темпов отбора жидкости на извлечение нефти. [11]
 |
Схема размещения скважин на залежи пласта Б2 Зольневского. [12] |
В работе [37] отмечается возможность разработки указанного пласта более редкой сеткой скважин без существенного снижения коэффициента конечной нефтеотдачи. Оценка потерь нефти при различном числе и размещении скважин по промысловым данным ч встречает большие методические трудности. [13]
Каков процент суммарной газоотдачи при разработке указанного пласта с активным водонапорным режимом, вследствие чего можно пренебречь падением пластового давления, если из него отобрано 1 43 X 109 нм3 газа, приведенного к стандартным условиям ( psc 760 мм рт. ст. и-15 5 С), после чего краевая вода затопила 518 га. [14]
Для этого были проведены геофизические исследования указанного пласта ИГН в интервале перфорации 2090 - 2098 м и установлено, что интервалы 2091 6 - 2092 2; 2093 - 2094 2 и 2095 6 - 2096 4 м обводнены пластовой водой. При освоении пласта Д1У компрессором был получен приток жидкости плотностью 1150 кг / м3 в количестве 8 м3 / сут. [15]
Страницы: 1 2 3