Cтраница 2
Вторая группа месторождений представлена плотными, монолитными пластами, разрушающимися только в процессе неконтролируемого воздействия на них при эксплуатации. В таких скважинах разрушение не носит катастрофического характера, но, тем не менее, процесс осадконакопления идет, и со временем часть пласта оказывается перекрытой. [16]
Успех изоляции подошвенной воды в монолитном пласте зависит от правильного выбора интервала гидравлического разрыва, который определяется положением водо-нефтяного контакта. [17]
Для оценки характера и причин обводнения монолитных пластов В.А. Шумилов и Ш.Г. Киреев [48] выбрали скважины, где уже при вроде в эксплуатацию продуктивный пласт содержал подошвенную воду. [18]
Наибольший эффект горизонтальные скважины дают в монолитных пластах; и если горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную скважину, то ее дебит выше дебита вертикальной в 5 раз; а если заменяет 3 вертикальные, то ее дебит выше дебита одной вертикальной в 3 - 5 15 раз. [19]
Нецелесообразность проведения РИР по отключению обводненных интервалов монолитного пласта fll Туймазинского месторождения на современной стадии разработки в варианте, применявшемся в скважинах участка ЦДНГ-3, очевидна и не вызывает сомнений. [20]
Влияние плотности сетки скважин на показатели разработки монолитных пластов / / Нефтепромысловое дело. [21]
Технология была применена для изоляции заводненной части монолитного пласта ( часть нефтеносного интервала промыта) на скв. При удельном весе пластовой воды, равном 1 12 г / см2, были проведены изоляционные работы с использованием гипана, в результате чего эффект, как и должно быть, не достигнут. В этих условиях не рекомендуется применение технологии, т.е. водо-изоляционные работы не эффективны. [22]
Поскольку залежи нефти и газа представлены не монолитным пластом, а серией пластов-коллекторов, разделенных глинистыми перемычками, зона контакта с водой каждого продуктивного пласта сокращается. В таких условиях газоводяные ( водонефтяные) зоны по горизонту в целом имеют небольшие размеры. Это подтверждается и результатами опробования скважин, согласно которым в начальный период разработки притоки воды совместно с газом ( нефтью) получали лишь в пределах узкой приконтурной полосы залежей. Внутренние контуры залежей характеризуют максимально возможные размеры водоплавающих зон для случая, когда залежь представлена единым монолитным пластом-коллектором. [23]
Как правило, пласт ЛГУ представлен одним монолитным пластом и на всей площади подстилается водой. Залежь имеет обширную законтурную область, так как песчанники пласта ДГУ развиты почти повсеместно на площади Туймазинского месторождения. [24]
Отличительная особенность процесса разработки водонефтяных зон в монолитных пластах - то, что течение нефти и воды в них носит сложный пространственный характер. Подошвенная вода поднимается конусом к интервалу перфорации, ввиду чего имеет место обводнение скважин до предельной обводненности при слабой выработке пластов. Разработка водонефтяных зон требует также особых технологических условий по сравнению с разработкой чисто нефтяных частей залежи - надежного чистого вскрытия пластов, установления ограниченных или высоких депрессий на пласт и др. Эффективность разработки нефтяных залежей, имеющих обширные водонефтяные зоны, оказывается поэтому ниже, чем у залежей с небольшими зонами. [25]
Образование трещины и крепление ее песком в монолитном пласте, представленном породой, лишенной естественной трещи-новатости и однородной по проницаемости в пределах всей мощности пласта, могут быть показаны следующей схемой. [26]
Приведенные данные свидетельствуют, что на заводненных участках монолитного пласта наблюдается отставание выработки нефти из прикровельных и верхних частей, имеющих обычно худшие коллекторские свойства. Эти интервалы пласта не дренируются или дренируются значительно слабее по сравнению с остальной мощностью. [27]
Значительно более сложно интерпретировать значения потокометрии в пределах монолитных пластов, вскрытых перфорацией. Нередко подсчитанная таким образом доля работающей мощности монолитного пласта отождествляется с коэффициентом охвата пластов воздействием по мощности. Однако накопленный опыт многочисленных повторных измерений профилей притока в скважинах большинства нефтедобывающих районов показывает, что такая интерпретация диаграмм потокометрии в интервалах монолитных пластов не отражает их фактическую работу и охват воздействием. [28]
Как видно из табл. 11, качество цементажа против монолитных пластов крайне низкое. [29]
Арифметический способ определения объема пласта наиболее простой и применяется для монолитного пласта, характеризующегося простой формой строения, более или менее однородным фациальным составом пород и небольшой изменчивостью мощности. [30]