Положение - водонефтяной контакт
Cтраница 1
Положение водонефтяного контакта в залежах пласта GVI контролируется структурным фактором. По данным промыслово-геофизического комплекса, граница раздела нефть - вода установлена довольно четко в 70 % скважин водонефтяной зоны. [1]
Положение водонефтяного контакта определяется по содержанию воды в продукции скважин. [2]
Положение водонефтяного контакта можно также опреде - gg лить испытателем пластов с ус - тановкой пакера на различных уровнях вблизи предполагав - 5 мого местонахождения водо - Ц 30 нефтяного контакта или по § 20 данным анализа кернов или, наконец, по данным бурения оконтуривающих скважин. [3]
Положение водонефтяного контакта в пористом пласте, изображенном в плане на рис. 71, в начальный момент времени показано линией ab, не параллельной галерее. [4]
Положение водонефтяного контакта в залежах пласта Cyi контролируется структурным фактором. По данным промыслово-геофизического комплекса, граница раздела нефть - вода установлена довольно четко в 70 % скважин водонефтяной зоны. [5]
Погрешность положения водонефтяного контакта на ранних стадиях изучения залежи в некоторых случаях может быть весьма значительной. Однако она быстро уменьшается по мере увеличения числа скважин, оконту-ривающих залежь. Поэтому если после поискового этапа пробурить в первую очередь несколько разведочных скважин с целью оконтуривания залежи, то водонефтяной контакт и структурная поверхность в приконтурной зоне будут установлены достаточно быстро и достоверно. [6]
Способы определения положения водонефтяного контакта и его перемещения методами электрометрии и радиометрии в настоящее время являются главными и прочно вошли в геологическую практику. Комплекс радиоактивных методов исследований скважин для расчленения нефтеводоносных пластов создан большим коллективом научных работников Всесоюзного научно-исследовательского института ядерной геофизики и геохимии ( ВНИЙЯГГ), Московского института нефтехимической и газовой промышленности им. МИНХ и ГП) и Волго-Уральского филиала Всесоюзного научно-исследовательского института геофизических методов разведки - ВНИИГеофи-зики ( ВУФВНИИгеофизика) под руководством В. Н. Дахнова, Ф. А. Алексеева и др. Значительный вклад в усовершенствование методики исследований и интерпретации получаемых результатов внесен и тематическими партиями геофизических трестов нефтяной промышленности. [7]
Непосредственное определение положения водонефтяного контакта в эксплуатационных скважинах представляет весьма сложную задачу, так как нефть и вода мало различаются между собой по радиоактивным свойствам. В нефти и пресной воде главную роль в распределении тепловых нейтронов и интенсивности радиационного гамма-излучения, возникающего при радиационном захвате нейтронов ядрами элементов, играет водород. Такое незначительное увеличение содержания водорода в нефти не может дать достаточного эффекта в изменении интенсивности 7 т радиационного гамма-излучения против водоносных и нефтеносных пластов. Нефть и вода сильно различаются по содержанию кислорода и углеводорода. [8]
С 1953 года положение водонефтяного контакта было освещено только вновь пробуренными скважинами, расположенными в первой полосе ( скв. [9]
Он позволяет определять положение водонефтяного контакта во многих нефтяных районах Советского Союза. [10]
Рассмотрим задачу об оценке положения водонефтяного контакта в случае, если скв. [11]
Карта, отражающая в изолиниях положение водонефтяного контакта после определенного периода разработки залежи, основанная на результатах его непосредственного исследования в скважинах и на косвенных данных об обводненности скважин, скорости перемещения ВНК и др. ( близк. [12]
Зависимость накопленная добыча нефти - положение водонефтяного контакта основана на прослеживании подъема водонефтяного контакта по мере отбора нефти из залежи. [13]
 |
Криные изменения фазовых проницаемостей, функции Баклея - Леверетта и относительного фильтрационного сопротивления R. [14] |
В интересах достижения достаточной точности положения водонефтяного контакта и значений распределения давлений в пласте к августу 1972 г. расчеты проводились при поддержании пластового давления на контуре и в газовой шапке, равным 196 6 кгс / см2, и с обеспечением темпов отбора во времени, задаваемых помесячно. [15]
Страницы: 1 2 3 4