Cтраница 1
Залежи пластового типа в незначительной своей части подстилаются водой. [1]
Обе залежи пластового типа подпираются напорными контурными водами. На месторождении Жаманкоянкулак получен газ из нижней части белоглинских отложений. [2]
Выгоризонталивание пласта-коллектора в залежи пластового типа при относительно небольших углах падения пласта ( в силу чего макрокинематика потока газа и воды мало изменится) и сведение таким образом реального пласта к цилиндрическому эллипсовидному пласту в расчетной модели осуществляется на основе принципа объемного изоморфизма сравнительно просто. Но большинство газовых залежей севера Тюменской области являются заявками массивного типа. [3]
На месторождениях, эксплуатирующих залежи пластового типа, гидроразрыв можно проводить в любых скважинах, если залежь работает при газовом режиме. [4]
При разработке нефтяных оторочек залежей пластового типа наиболее равномерная отработка запасов нефти может быть обеспечена при вскрытии скважинами про-пластков продуктивного пласта на определенных расчетами расстояниях до водо-нефтяного и газо-нефтяного контактов. Такое вскрытие продуктивного пласта может быть реализовано при разбуривании скважинами с горизонтальным стволом. [5]
Все сделанные выводы распространяются на залежи пластового типа в гранулярных коллекторах. [6]
Динамика годовых темпов отбора нефти из залежей пластового типа в гранулярных коллекторах, разрабатываемых при вытеснении нефти водой, несмотря на многообразие соответствующих кривых, обусловленное разными герлого-физическими особенностями залежей и системами их разработки, по подавляющему большинству залежей обладает некоторыми общими тенденциями. [7]
Максимумы на кривых изменения скорости продвижения вод в залежи пластового типа соответствуют снижению приведенного пластового давления от 15 до 60 % от начальной величины. [8]
Все полученные результаты и сделанные выводы распространяются только на залежи пластового типа, представленные только терригенными ( гранулярными) коллекторами. [9]
Ясно, например, что при одинаковых обводненных поровых объемах залежей пластового типа продвижение вод в глубь структуры будет увеличиваться с уменьшением мощности пласта. Во втором случае продвижение вод более значительно, особенно если обводняемые пласты невелики по мощности в сравнении с суммарной мощностью горизонта. [10]
В нефтепромысловой геологии издавна считается, что в терригенных коллекторах наиболее распространены залежи пластового типа, а в карбонатных - массивного типа с гидродинамической связью по разрезу. Для залежей различного геологического типа выработан различный подход к расчету запасов нефти и выбору систем разработки. Однако представление о залежи в карбонатных коллекторах как массивной далеко не универсально и приводило к погрешностям в оценке запасов нефти и неверным проектным решениям по разработке. [11]
Таким образом, изложенный метод характеристики заводнения позволяет по обычной промысловой информации делать прогноз конечной нефтеотдачи залежей пластового типа и конечного относительного отбора жидкости из залежи ( водо-нефтяного фактора), что необходимо для оценки экономических показателей разработки месторождений. [12]
При изучении крутопадающих или вертикальных штоко - и трубо-образных залежей - ( рис. 13 а), залежей пластового типа, имеющих форму синклинали и антиклинали с круторасположенными крыльями, или залежей весьма неправильной формы ( гнезда, вкрапления, серии мелких тел и др.), расположенных параллельно на небольшом расстоянии друг от друга ( рис. 13 6), используют профиль перистого типа. При этом дополнительные стволы располагаются в одной плоскости и направляются в разные стороны. [13]
При сопоставимых темпах отбора газа из залежей и проницаемостях коллекторов максимум скоростей УВ наступает значительно позднее, чем максимум скоростей V для залежей пластового типа. [14]
В качестве расчетной нами используется ЭЦ модель, кото-рач получается для залежи пластово-маосивного или субмассивного типа путем модификации такой модели, построенной для залежи пластового типа. КЭ модель для залежи пластово-кэссив-ного типа также получается путем просто осуществляемой кодификации КЭ модели, построенной для пластовой залежи. Обычно на структурных картах газовых залежей пластового типа представлены внешние и внутренние изогипсы. Оба семейства нанизываются на общую ось, за которую принимается ось реальной структуры. Каждая пара изогипс лежит на одной уровневой плоскости, в соответствии с чем такую пару изогипс будем называть уровневой. По структурной карте определяются площади, заключаемые изогиясгми каждой уровневой пары. Все обраэуаэиие ломаные, соединяющие точки внешних эллипсов, составляют вкешнкж, обраьующую поверхность, а образующие ломаные, сое-диняадие точки внутренних эллипсов, составят внутреннш образующую поверхность. [15]