Темп - рост - обводненность
Cтраница 1
Темп роста обводненности сохраняется с 2001 г. и составляет почти 7 % в год. Таким образом, снижение добычи нефти по переходящему фонду скважин объясняется ростом обводненности продукции, причины которого изложены выше. [1]
 |
Динамика обводнения скважин Павловского ( а и Ярино-Каменноложского. [2] |
Темпы роста обводненности скважин водонефтяных зон в значительной степени определяются интенсивностью процесса конусообразо-вания. Последний зависит от степени анизотропности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, создаваемых депрессией на пласт. В большинстве случаев для водонефтяных зон характерно появление воды в начальный период эксплуатации скважин. [3]
Естественно, на темпы роста обводненности оказывают влияние и другие геолого-технологические факторы, в том числе и рассредоточенное размещение добывающих и нагнетательных скважин по площади объектов, различие приемистости нагнетательных скважин и давлений закачки, динамика темпов отбора жидкости. [4]
 |
Пример определения текущего ВНК по данным электрометрии. [5] |
Как видно из графиков эксплуатации, темпы роста обводненности продукции в пластах без литологического экрана значительно выше темпов роста обводненности продукции в пластах с литологическим экраном. Следовательно, перфорация скважины значительно выше точки с критическим сопротивлением может явиться причиной снижения скорости подъема ВНК, особенно при наличии литологических экранов, что приведет к ухудшению выработки пласта. [6]
Получены убедительные геолого-промысловые результаты: снизился темп роста обводненности добываемой продукции, увеличилась добыча нефти, уменьшился отбор воды. На 1 т реагента по разным участкам воздействия дополнительно добыто от 110 до 420 т нефти. [7]
После появления воды в скважинах III и IV рядов темпы роста обводненности были значительно ниже, чем по скважинам I и II рядов, причем за водный период эксплуатации из последних извлечено значительно меньше нефти. [8]
 |
Зависимость накопленной добычи. [9] |
После появленк-я воды в скважинах III и IV рядов темпы роста обводненности были значительно ниже, чем по скважинам I и II рядов, причем за водный период эксплуатации из последних извлечено значительно меньше нефти. [10]
С увеличением расстояний между скважинами в рядах повышается в начальной стадии темп роста обводненности продукции, добываемой из залежи, и снижается конечный коэффициент охвата залежи заводнением. Но увеличение безводной добычи нефти из второго ряда скважин, за счет удаления его от контура нефтеносности, обусловливает временное превышение текущего коэффициента охвата залежи заводнением ( для конкретной обводненности) даже при разрежении сетки скважин. При более высоких неоднородности пласта и различии свойств нефти и воды влияние параметров сетки скважин на коэффициент охвата увеличивается. [11]
Анализ показателей разработки пласта Д1 показывает стабилизацию добычи нефти, снижение темпа роста обводненности. [12]
Анализ данных разработки пласта Д ( показывает стабилизацию добычи нефти, снижение темпа роста обводненности и в последние годы наблюдается стабилизация и уменьшение текущего водного фактора. [13]
Здесь пластовое давление в добывающих скважинах возросло, дебит ы увеличились вдвое, темпы роста обводненности не увеличились. [14]
 |
Общая характеристика различных подгрупп НГДУ.| Удельный вес отдельных подгрупп НГДУ по возрастам ( в %. [15] |
Страницы: 1 2 3