Площадь - нефтеносность
Cтраница 1
Площадь нефтеносности ( F) устанавливают на основе данных пробуренных скважин и их испытания. При подсчете запасов нефти продуктивная площадь измеряется на под-счетных планах. [1]
Площадь нефтеносности может быть определена полностью только путем бурения в результате сопоставления сведений о продуктивности пласта по всем скважинам - дающим нефть и непродуктивным. [2]
Площадь нефтеносности и мощность продуктивных пластов определяют на основе фактических данных, полученных в результате бурения поисковых и оконтуривающих скважин. Для пластовых залежей с относительно постоянными мощностью и литологическим составом пород и наличием внешнего и внутреннего контуров определение площади залежи производится по средней линии, проходящей между этими контурами. [3]
 |
Площадь Гюргяны-море ( ПК свита. [4] |
Площади нефтеносности уменьшаются от ПКХ к ПК3, причем залежь ПК3 подстилается подошвенной водой. [5]
Площадь нефтеносности составляет 525 км2, общее число пробуренных эксплуатационных скважин достигло 30 тыс., из них продолжают действовать около 18 тыс. С учетом ограничений на добычу средний дебит скважин составляет 2 7 т / сут. [6]
 |
Показатели разработки горизонта IVd площади Карачухур. [7] |
Площадь нефтеносности его составляет - 710 га. Залежь нефти приурочена к асимметричной брахи-антиклинальной складке с несколько более пологим восточным крылом по сравнению с западным. Пласт разбит многочисленными сбросами на отдельные тектонические поля. [8]
Площадь нефтеносности F определяется планиметрированием подсчет-ного плана, который составляют путем нанесения на структурную карту по кровле продуктивного горизонта, или карту по поверхности коллектора данных опробования скважин и промыслово-геофизических исследований. [9]
Площадь нефтеносности объектов составляет по I II пласту 355 га, по III пл. [10]
Площадь нефтеносности F определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Площади нефтеносности замеряют планиметром на подсчетных планах продуктивного объекта ( пласта) раздельно по полям различных категорий запасов. Для установления контуров нефтеносности необходимо найти положение ВНК по данным комплекса промыслово-геофизических исследований, результатов опробований скважин и данным анализа кернов. Особое значение при этом приобретают результаты по-интервального опробования. За нижнюю границу ВНК принимается граница, выше которой фазовая проницаемость для нефти выше нуля. Основная систематическая погрешность при определении площади нефтеносности связана с погрешностью определения положения ВНК. Завышение отметки ВНК приводит к занижению площади нефтеносности, занижение приводит к завышению площади нефтеносности. [11]
Площади нефтеносности залежей нефти Арланского месторождения, приуроченных к различным пластам, не совпадают в плане и составляют от 5 до 80 % общей площади, заключенной в сводном контуре. Эта особенность строения залежей играет большую роль в разработке нефтяного месторождения. [12]
Площади нефтеносности залежей нефти Арланского месторождения, приуроченных к различным пластам, не совпадают в плане и составляют от 5 до 80 % общей площади, заключенной в сводном контуре. Эта особенность строения залежей играет большую роль в разработке нефтяного месторождения. [13]
Небольшие размеры площади нефтеносности ( 589 га) позволяют эксплуатировать месторождение одной шахтой. Бурение стволов может быть осуществлено установкой реактивно-турбинного бурения ( УРТБ), разработанной ВНИИБТ. [14]
Нефтяное месторождение площадью нефтеносности 8 2500х104 м2 разрабатывается с использованием заводнения при однорядной схеме расположения скважин. Месторождение вводится в разработку за 10 лет, причем во времени месторождение разбуривается равномерно. [15]
Страницы: 1 2 3 4