Толщина - пропласток
Cтраница 1
Толщина основного пропластка в - до 8 - 10 м, около 50 % этой толщины - коллекторы. [1]
 |
Кривые распределения эффективных толщин ( плотности распределения. [2] |
Обычно наблюдается статистическая связь между толщиной пропластка и площадью его распространения в пласте. Поэтому подобные пласты ведут себя при разработке как объекты с низкой гидропроводностью, не соответствующей проницаемости коллектора, определяемой по керну. По этим пластам наблюдаются невысокие темпы отбора нефти, слабое воздействие процесса заводнения нефтяного пласта, низкий коэффициент охвата пласта заводнением и сравнительно невысокая нефтеотдача. [3]
В табл. 4.6 приняты следующие обозначения: h - толщина пропластка, m - коэффициент пористости, k - коэффициент проницаемости вдоль латерали, kz - коэффициент проницаемости поперек напластования, индексы 1 и 2 относятся к верхнему и нижнему пропласткам соответственно. [4]
Для учета слоистой неоднородности должны быть рассмотрены HQ - отношение толщины пропластка с номером 6 к толщине пласта Н ( для простоты толщины предполагаются не зависящими от х) и & д - отношение проницаемости пропластка с номером 6 к максимальной из проницаемостей слоев пласта. [5]
Вторичное вскрытие продуктивного пласта в режиме депрессии, в зависимости от пластового давления и толщины глинистого пропластка между нефтеносным и водоносными пластами, может быть выполнено в двух вариантах: созданием глубокой депрессии ( имплозии) на продуктивный пласт и в щадящем режиме. [6]
В проницаемых пропластках горизонтальный теплоперенос происходит за счет конвекции и теплопроводности, а температура по толщине пропластка принимается одинаковой. [7]
Согласно полученной модели абсолютный эффект, в отличие от относительного, увеличивается с ростом количества продуктивных пропластков, вскрытой толщины нефтенасыщенного пропластка и уменьшается с увеличением пористости. Зависимость абсолютного эффекта от геологических факторов логически объяснима, то есть благоприятные геологические условия достаточно сильно влияют на эффективность микробиологического воздействия. По вариации обводненности до воздействия необходимо отметить, что эффективность увеличивается с ростом ее значения. [8]
Согласно полученной модели, абсолютный эффект, в отличие от относительного, увеличивается с ростом числа продуктивных пропластков, вскрытой толщины нефтенасыщенного пропластка, и уменьшается с увеличением пористости. Зависимость абсолютного эффекта от геологических факторов логически объяснима, т.е. благоприятные геологические условия достаточно сильно влияют на эффективность микробиологического воздействия. По вариации обводненности до воздействия необходимо отметить, что эффективность его увеличивается с ростом ее значения. [9]
В качестве независимых переменных геолого-технологического моделирования процесса нефтеизвлечения по скважинам отобраны: вариация проницаемости по толщине - Xi; вариация в разрезе скважины толщины пропластка - Ха; математическое ожидание проницаемости - Хз; пористости - X; расчлененность пласта - Xj; плотность запасов нефти на скважину ( ЬэфтКн) - Хе; общая толщина пласта - X. [10]
По данным комплекса стандартных геофизических исследований, проводимых после окончания бурения скважины, определяются интервалы залегания нефтеносного и водоносного пластов, их толщина, наличие и толщина глинистого пропластка. [11]
По данным комплекса стандартных геофизических исследований, проводимых после окончания бурения скважины, определяются интервалы залегания нефтеносного и водоносного пластов, их толщина, наличие и толщина глинистого пропластка, каверны или переходной зоны водонефтяного пласта. Исходя из полученных результатов, геологическими службами УБР оценивается возможность применения технологии, а также подбирается фильтр соответствующего исполнения, наиболее полно отвечающий требованиям по его установке. [12]
По данным комплекса стандартных геофизических исследований, проводимых после окончания бурения скважины, определяются интервалы залегания пескопро-являющих продуктивных ( нефтеносных и водоносных) пластов, наличие и толщина глинистого пропластка или каверны в продуктивной части разреза скважины. Дается характеристика фракционного состава песка, выносимого из пескопроявляющих флюидных пластов данного месторождения. [13]
Значимыми связями между текущими значениями водонефтяного фактора и геологическими параметрами характеризуются цн, рн, т, Мт, Mft, oh, Я неод и Звнз - Наибольшая теснота связи отмечается между ВИЗ и стандартным отклонением толщины пропластка. [14]
В пределах пропластка пласт неоднороден как по простиранию, так и по толщине. Однако масштаб неоднородности по толщине сравним с толщиной пропластка. [15]
Страницы: 1 2