Площадь - нефтяная залежь
Cтраница 1
Площадь нефтяной залежи F контролируется структурной картой по отражающему маркирующему горизонту ( ОМГ) и предполагаемым положением ВНК. Однако в данном случае структурная основа по сейсмике должна быть увязана с данными единственной скважины. При этом необходимо учитывать закономерности в расхождениях между глубинами залегания ОМГ по данным скважины и сейсмики. [1]
Площадь нефтяной залежи F контролируется структурной картой по отражающему маркирующему горизонту ( ОМГ) и предполагаемым положением ВНК. Отметка ВНК принимается с учетом закономерностей изменения контактов выявленных залежей по площади зоны нефтегазонакопления или с учетом коэффициента заполнения ловушек соседних залежей. [2]
Площадь нефтяной залежи F контролируется структурной картой по отражающему маркирующему горизонту ( ОМГ) и предполагаемым положением ВПК. Отметка ВНК принимается с учетом закономерностей изменения контактов выявленных залежей по площади зоны нефтегазонакопления или с учетом коэффициента заполнения ловушек соседних залежей. [3]
Размеры площади нефтяной залежи F контролируются структурной картой по опорному маркирующему горизонту ( ОМГ) и предполагаемым положением ВНК. Однако в данном случае структурная основа по ОМГ должна корреспондироваться с данными пробуренной скважины в интервале разреза, соответствующем ОМГ. При этом необходимо учитывать выявленные в изучаемом районе закономерности в расхождениях между глубинами ОМГ по данным скважины и сейсморазведки. [4]
S - площадь нефтяной залежи, приходящаяся на одну скважину. [5]
 |
Влияние давления на 9 нефтей.| Влияние давления на отношение предельных динамических напряжений сдвига пластовых нефтей и их моделей. [6] |
Пластовое давление по площади нефтяной залежи и в процессе ее разработки может меняться в значительных пределах. [7]
При разбуривании по сплошной сетке площадь нефтяной залежи независимо от ее размеров покрывается скважинами, расположенными на одинаковых расстояниях одна от другой. [8]
Размещение скважин по первому правилу равномерно по площади нефтяной залежи можно схематично показать следующим образом. На рис. 17, а заштрихована та часть объема нефтяных пластов, которая при данной сетке скважин является выключенной из разработки. [9]
Таким, образом, получаем приближенное правило: 60 % площади нефтяной залежи с более низкой толщиной продуктивных пластов разрабатывается по квадратной сетке скважин, у которой приходящаяся на одну скважину площадь в 1 25 раза больше средней, а 40 % площади с более высокой толщиной продуктивных пластов - по сетке скважин, которая гуще первой в два раза. При этом общий дебит залежи увеличивается примерно в 1 25 раза. [10]
Воду в пласт нагнетают, как правило, ш всей площади нефтяной залежи. В качестве нагнетательных скважин используют нефтяные скважины, которые располагаются непосредственно в нефтяной залежи между добывающими. Расстояние между нагнетательными и нефтяными скважинами может меняться в дшроких пределах и зависит от проницаемости пластов, объемов наплетаемой воды и давления нагнетания. Вода при движении по пласту от забоев нагнетательных скнажин вымывает оставшуюся в порах пленочную нефть и проталкивает ее по направлению к забоям добывающих скважин. Эффект от площадного заводнения будет тем выше, чем ниже водонасыщенность порового пространства, Этот метод считается рентабельным, если на 1 т добытой нефти затрачивается не более 20 м3 воды. [11]
При полном использовании вытесняющего агента имеется в виду плавное постепенное сужение площади нефтяной залежи с замещением нефти в освобождаемом перовом пространстве вытесняющим агентом: наступающей водой, расширяющимся газом из газовой шапки, или тем и другим. [12]
Вода или газ в пласт нагнетается, как правило, по всей площади нефтяной залежи, причем нагнетательные скважины располагают непосредственно в нефтяной залежи между эксплуатационными. Вода при движении по пласту от забоев нагнетательных скважин вымывает оставшуюся в порах нефть и проталкивает ее по направлению к участкам с пониженным давлением, к забоям эксплуатационных скважин. [13]
Существует всеми принятое предположение, что ограниченная группа разведочных скважин, равномерно расположенных по площади нефтяной залежи, хорошо или вполне удовлетворительно ее характеризует. Будь нефтяные пласты однородными, это было бы совершенно справедливо. Для неоднородных нефтяных пластов это справедливо с некоторыми оговорками: число разведочных скажин должно быть достаточно большим, исчисляемым несколькими десятками; и вообще погрешность предсказания основных параметров нефтяной залежи зависит от числа разведочных скважин, и чем больше пробурено и исследовано таких скважин, тем меньше погрешность. Уместно здесь напомнить великую идею математической статистики: судить о большой и очень большой совокупности по ограниченной представительной выборке из нее - судить о нескольких сотнях или нескольких тысячах будущих проектных скважин по нескольким десяткам разведочных скважин. [14]
При системе внутриконтур-ного заводнения закачка воды осуществляется в водонагнетательные скважины, расположенные непосредственно на площади нефтяной залежи. [15]
Страницы: 1 2 3