Проницаемость - зона
Cтраница 2
Пористые карбонатные пласты, в которых проницаемость прйзабойной зоны снижена вследствие фациальных изменений или проникновения в пласт промывочных жидкостей в процессе бурения или ремонтных работ. Механизм воздействия: кислоты в этих случаях состоит в том, что она растворяет материал на стенках поровых каналов. [16]
Для того чтобы не произошло снижение проницаемости приза-бойной зоны, суммарное давление на забой при цементировании колонны не должно превышать давления на него в процессе вскрытия продуктивных пластов. [17]
Эти работы могут приводить к уменьшению проницаемости приза-войной зоны пласта за счет частичной закупорки пор пластическими массами, которые используются при этих операциях, а иногда даже вследствие блокирования водой. [18]
Может быть и противоположный случай, когда проницаемость при-зябойной зоны в результате кислотной обработки или других мероприятий больше проницаемости всего пласта. [19]
 |
Теоретическая зависимость. [20] |
Кср - средняя проницаемость; К - проницаемость кольматиро-ванной зоны; К - проницаемость пород удаленной зоны; ч - радиус удаленной зоны; Ч ] - радиус кольматированной зоны; чс - радиус скважины; RK - радиус контура питания. [21]
Может быть и противоположный случай, когда проницаемость при-эабойной зоны в результате кислотной обработки или других мероприятий больше проницаемости всего пласта. [22]
Может быть и противоположный случай, когда проницаемость при-з-абойной зоны в результате кислотной обработки или других мероприятий больше проницаемости всего пласта. [23]
Обычно приводят несколько причин, вызывающих значительное снижение проницаемости прлзабойной зоны во время вскрытия пласта с промывкой водой или глинистым раствором на водной основе, а также при проведении других операций, в процессе которых вода проникает в нефтенасыщенную часть пласта. [24]
По этому методу для данных допущений о величинах проницаемости законтурной зоны и разных значений для запасов, используя уравнения ( 3) и ( 28), рассчитывают изменение давления и дисперсии. [25]
Разработка нефтяных месторождений во многих случаях осложняется снижением проницаемости призабойиых зон эксплуатационных п нагнетательных скважин. Уже в процессе разбуривания продуктивные пласты подвергаются влиянию различных факторов, вызывающих ухудшение первоначальной проницаемости. При этом проницаемость может ухудшаться до полного закупоривания призабойной зоны и может носить временный либо постоянный, а иногда и необратимый характер. [26]
Во всех случаях, при явном наличии снижения проницаемости при-скважинной зоны пласта, следует отмечать, что интенсифицирующая обработка его может существенно увеличить продуктивность притока. [27]
 |
Зависимость давления в скважине от глубины обрабатываемого интервала и массы пороховых зарядов. [28] |
Разрыв пласта давлением пороховых газов с целью увеличения проницаемости приза-бойной зоны скважин основан на образовании остаточных трещин в горной породе за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании порохового заряда в аппарате АСГ-105К. [29]
При одинаковых градиентах давления скорость фильтрации жидкости прямо пропорциональна проницаемости зон и слоев. При одинаковых запасах нефти время их отбора обратно пропорционально скорости, а значит и проницаемости. Неоднородности по проницаемости соответствует вполне определенная неоднородность по времени отбора запаса нефти. Получается, что неоднородность по проницаемости определяет процесс во времени: постепенное завершение и прекращение отбора нефти и жидкости по отдельным трубкам тока, слоям и зонам - постепенное снижение дебита нефти по отдельным элементам и в целом по всем элементам. [30]
Страницы: 1 2 3 4