Cтраница 2
При упруговодонапорном режиме вытеснение нефти из залежи происходит также за счет поступления воды в залежь из законтурной области вследствие проявления упругих сил. [16]
При упруговодонапорном режиме с невысокими коэффициентами возмещения, в отличие от жесткого водонапорного, внедрение вод вносит некоторые особенности в оценку величин средневзвешенных по объему залежи текущих пластовых давлений. Неучет этих особенностей приводит к искажению представлений об интенсивности режима и объемах внедрения вод, если они оцениваются по уравнению материального баланса. [17]
При упруговодонапорном режиме залежь окружена большой областью, занятой водой. Изменение давления в зоне отбора обусловливает приток жидкости ( воды) из водонапорной области. [18]
При упруговодонапорном режиме, обусловленном наличием активных краевых вод за контуром залежи, снижение пластового давления в соответствии с отбором газа и конденсата происходит только в начальную стадию разработки. В ходе дальнейшей эксплуатации происходит заметное отставание темпа снижения пластового давления от величины отбора, обусловленное вторжением краевых вод в залежь. [19]
При упруговодонапорном режиме в зависимости от характера гидродинамической системы, коллекторских свойств и других особенностей пласта вторжение воды в залежь происходит на различных стадиях разработки. [20]
При упруговодонапорном режиме вытеснение нефти из зале - SH происходит также за счет поступления воды в залежь из законтурной области вследствие проявления упругих сил. [21]
При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь при падении давления в, водоносной системе и связанном с этим расширении пластовой воды. Продвижение воды наблюдается на Уренгойском, Медвежьем, Оренбургском и других месторождениях. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т.е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме. [22]
При упруговодонапорном режиме разработки в результате прогрессирующего наступления контурных и подошвенных вод происходит постепенное обводнение фонда добывающих скважин. Это вызывает усложнение процесса разработки, поскольку возникает необходимость управления движением в пласте не только газа, но и воды. В такой ситуации стремятся выравнивать фронт внедряющейся воды и замедлить ее наступление за счет регулирования отборов добывающих скважин и ввода дополнительных скважин для компенсирования снижения общего уровня добычи в результате обводнения. [23]
При упруговодонапорном режиме пласта в залежь поступает вода, движется по пласту, достигает скважин и начинает вместе с газом поступать в них. Сначала принимают меры по предотвращению обводнения скважин: перераспределяют отборы по скважинам, чтобы замедлить перемещение ГВК; изолируют ( цементированием и ПАВами) обводненные пропластки. Когда уже не удается предотвратить поступление воды в скважину, переходят на эксплуатацию обводненных скважин. Задача состоит в удалении воды с забоя скважины. [24]
При упруговодонапорном режиме рпл / 2-зависимость нелинейна, уравнение (4.25) не будет иметь места. [25]
При упруговодонапорном режиме источников энергии служат упругие силы горных пород и воды. [26]
При упруговодонапорном режиме эксплуатации газового месторождения, как это следует из анализа уравнения (V.74), коэффициент газоотдачи можно увеличить путем уменьшения: а) давления в газонасыщенной ( ркМО и обводненной ( рв / гп) зонах пласта; б) объема обводненной зоны ( Qu-QK); в) объемной газонасыщенности обводненной зоны а; г) регулирования отборов газа по площади и разрезу для равномерного стягивания контурной или подъема подошвенной воды в газовую залежь. [27]
При упруговодонапорном режиме разработки газовых месторождений наибольший практический интерес представляют распределение давления и характер продвижения краевых вод по площади газовой - алежи. [28]
Иное дело упруговодонапорный режим, при котором на каждую последующую дату оценки среднего давления газонасыщенный объем меньше предыдущего. Как уже отмечалось в главе 2, взвешивание среднего давления только по оставшейся газонасыщенной части дает величины непредставительные для всей залежи. Причем искажение тем больше, чем больший объем залежи обводнен. [29]
Пласту свойственен упруговодонапорный режим с последующим развитием режима растворенного газа. Плотность извлекаемых запасов нефти составляет 3 2 тыс. т / га. [30]