Рассматриваемая залежь
Cтраница 2
Наибольшей технологической эффективностью для рассматриваемой залежи характеризуются варианты 12 - 15 и 27 - 30 с закачкой двуокиси углерода. Применение этого метода лишь на ранней стадии разработки приводит к некоторому незначительному снижению текущей добычи нефти, которое в дальнейшем компенсируется повышением темпов разработки и конечной нефтеотдачи. Это объясняется тем, что процесс вытеснения нефти оторочками двуокиси углерода в данных условиях может быть охарактеризован как процесс с ограниченной растворимостью СО2 в нефти. Поэтому при определенных скоростях и объемах закачки агента в пласт в начальный момент образуется третья газовая фаза, которая и приводит к некоторому снижению приемистости нагнетательных скважин. [16]
В настоящее время по рассматриваемой залежи не представляется возможным делать прямые выводы о влиянии темпа разработки на конечную нефтеотдачу. Однако из кривых рис. 2 видно, что наибольший коэффициент нефтеотдачи будет достигнут по тем участкам, которые разрабатывались при сравнительно высоких темпах отбора жидкости. Очевидно, что при дальнейшей форсировке отбора жидкости из пласта необходимо эти работы проводить прежде всего на тех участках залежи, по которым поддерживался сравнительно низкий отбор жидкости. [17]
Результаты определения некоторых показателей разработки рассматриваемой залежи представлены на рис. 1.20, а также в табл. 1.14. До начала обводнения скважин залежь разрабатывается при постоянном темпе отбора газа 5 % запасов в год. С момента начала обводнения и выбытия скважин из фонда добывающих годовой отбор из залежи уменьшается во времени. С 14-го года разработки отбор становится столь малым, что происходит стабилизация среднего пластового давления, а затем и рост его во времени. [19]
Так как в эксплуатации на рассматриваемой залежи находится небольшое число скважин, причем степень и темп обводнения их не зависят от расположения на структуре, то завершение разработки, очевидно, будет осуществляться большей частью фонда скважин, расположенных в разных зонах. Ввиду этого характеристика процесса заводнения внешней зоны распространяется на всю залежь. [21]
 |
Показатели разработки залежи ПК4 5 месторождения Сураханы. [22] |
В Целом же комбинированное заводнение по рассматриваемой залежи относится к процессам средней эффективности. [23]
Этот коэффициент и принимается за прогнозный для рассматриваемой залежи. [24]
Как было показано выше, различные участки рассматриваемой залежи отличаются между собой по строению. В связи с этим полученные в этой статье выводы в большей степени косят качественный характер. Однако для дальнейшего исследования задач по определению наиболее выгодных темпов разработки аналогичных залежей эти материалы имеют важное значение. [25]
Как видно из табл. 3, по рассматриваемым залежам условная плотность сетки изменяется в пределах 7 - 31 га / скв. [26]
 |
Изменение пластового давления. [27] |
Теперь они считаются справедливыми применительно к самим рассматриваемым залежам. [28]
Таким образом, по групповому углеводородному составу конденсаты рассматриваемой залежи относятся к метановому типу. [29]
Давление в бомбе РУТ отождествляется со средним давлением в рассматриваемой залежи. Естественным является допущение, что зависимость давления от доли извлеченной нефти из установки РУТ и из нефтяной залежи будут идентичными. [30]
Страницы: 1 2 3 4