Рассматриваемая залежь
Cтраница 1
Рассматриваемая залежь характеризуется низкой проницаемостью. В связи с этим взаимодействие скважин устойчиво и пластовые давления падают резко, так как напор контурных вод и газовой шапки не успевает компенсировать отбора жидкости и газа из. [1]
Рассматриваемая залежь приурочена к моноклинально залегающим преимущественно песчаным отложениям подкирмакинской свиты, выклинивающимся вверх по восстанию пластов. [2]
 |
Изменение возможных геологических запасов нефти 2Н в месторождении с тре-щинно-кавернозным коллектором в зависимости от отношения fcj / fc. [3] |
Рассматриваемая залежь согласно промысловым исследованиям ведет себя подобно трещинному коллектору. Область наиболее вероятных значений геологических запасов по данной залежи отмечена на рис. 62 штриховкой. [4]
Для рассматриваемой залежи выполнены расчеты в двух вариантах. [6]
Для рассматриваемой залежи условия защемления газа значительно влияют на изменение перового объема во времени. При постоянном коэффициенте остаточной газонасыщенности as a0 залежь обводнится практически к концу разработки. [7]
Для рассматриваемой залежи условия защемления газа значительно влияют на изменение перового объема во времени. При постоянном коэффициенте остаточной газонасыщенности os а залежь обводнится практически к концу разработки. [8]
На рассматриваемых залежах осуществляется комбинированная система заводнения, сочетающая законтурное и внутрикон-турное очаговое нагнетание воды. [9]
Здесь разработка рассматриваемой залежи газа моделируется согласно предложенному активному воздействию на водонапорный режим. После обводнения каждой из добывающих скважин они не отключаются. Из них задается отбор воды с одинаковым и постоянным во времени дебитом 100 м3 / сут. [11]
Таким образом, рассматриваемая залежь отличается неравномерностью выработки запасов углеводородов, что можно объяснить, по-видимому, особенностями условий залегания газа и неоднородным геологическим строением залежи. Отсюда следует, что при проведении регулировочных работ по скважинам в целом по залежи необходимо учитывать как взаимодействие скважин, так и особенности развития процессов отбора. [12]
Напротив, на рассматриваемой залежи высоковязкой нефти пластовое давление легко повышать, поскольку, прирост давления нагнетания почти равен приросту пластового давления. [13]
Выполнив схематизацию формы рассматриваемой залежи и имея спектр распределения проницаемости по трубкам тока, можно в принципе рассчитать перемещение водонефтяного контакта ( ВНК) по каждой трубке тока и тем самым определить на любой момент времени количество воды, добываемой вместе с нефтью, и среднюю текущую нефтеотдачу по залежи в целом или по крупным ее участкам. [14]
Именно применение на рассматриваемой залежи оборудования для разобщения и вскрытия пластов без перфораторов ( Б.С. Лобанов, Р.Х. Муслимов, Р.Г. Габдуллин и др., 1986) изменило в целом весьма прохладное отношение производственников к карбонатным коллекторам турнейского яруса Ромашкинского месторождения. Это объясняется тем, что залежи нефти преимущественно пластового типа приурочены к пологим структурам с обширными водонефтяными зонами. [15]
Страницы: 1 2 3 4