Работающая толщина

Cтраница 1

Работающая толщина при соблюдении условия подбора скважин определяется как сумма всех проницаемых прослоев пласта, выделяемых в толще мощных вмещающих глин. [1]

Работающая толщина пластов как в нагнетательных, так и добывающих скважинах определяется не только давлением нагнетания, но и обводненностью, и темпами отбора продукции в добывающих скважинах. В зависимости от этих факторов она может увеличиваться, оставаться без изменения или даже уменьшаться во времени. [2]

Коэффициент работающих толщин в этом случае практически не зависит от геологической песчанист-ости и достигает высоких значений даже при низкой песчанистости. Это очень важное обстоятельство подтверждает правильность представления о геологическом строении коллекторов первого и второго типа, закономерности их распространения. [3]

Увеличение работающей толщины пласта в период закачивания раствора ПАВ объясняется тем, что произошло подключение в работу новых пропластков. [4]

Величина работающей толщины пластов, определенная по данным точечных замеров скважинными дебитомерами и расходомерами в эксплуатационной колонне, зависит от интервала шага измерения. [5]

Увеличение работающей толщины пласта в период закачивания раствора ПАВ объясняется тем, что произошло подключение в работу новых пропластков. [6]

АВ увеличивается работающая толщина пласта, возрастает ее продуктивность, облегчается освоение скважин. [7]

Корреляционные зависимости коэффициента гидропроводности ( а и относительной работающей толщины ( б от депрессии для коллекторов. / - песчаник. 2 - алевролит. [8]

Корреляционные зависимости работающей толщины в процентах от перфорированной в зависимости от депрессии указывают, что с ее увеличением происходит рост относительной работающей толщины пластов. Последняя увеличивается для песчаников и алевролитов соответственно в 1 45 и 1 75 раза. Так как коэффициент гидропроводности - параметр комплексный, то его изменение может быть обусловлено изменением любой составляющей. Однако одной из основных причин роста коэффициента гидропроводности с увеличением депрессии в добывающих скважинах является увеличение работающей толщины пластов за счет вовлечения в разработку ранее дополнительных пропластков. К основному фактору, обусловливающим увеличение гидропроводности в нефтяных скважинах, следует отнести аномалию вязкости фильтрующейся жидкости, т.е. проявление неньютоновских свойств фильтрующейся жидкости в пластах. [9]

Уменьшение доли работающей толщины с ростом перфорированной объясняется увеличением числа неоднородных пластов в объекте. [10]

Средняя величина работающей толщины для алевролитов и песчаников при наибольших давлениях закачки составила соответственно 62 и 71 % перфорированной, что также выше значений, полученных при совместной закачке в неоднородные пласты проницаемостью, изменяющейся в широких пределах. [11]

Видно, что работающая толщина увеличивается с ростом плотности перфорации. Дебиты скважины при этом также близки, хотя и отмечается уменьшение по сравнению с дебитом при открытом забое и некоторое его увеличение с ростом плотности перфорации. Профили притока в колонне и в пласте имеют значительное отличие. Так, например, при исследовании в колонне приток жидкости происходит через перфорированные отверстия, расположенные близко к кровельной части пласта с ухудшенными параметрами, где приток жидкости при открытом забое не был обнаружен. [12]

Здесь выявлено увеличение работающей толщины и приемистости с ростом давления нагнетания [ Зидр. [13]

Конечно, снижение работающей толщины пластов в скважинах не означает такого же по величине снижения охвата залежей дренированием и конечной нефтеотдачи пластов. [14]

Следовательно, величина работающей толщины пластов на участке между исследуемыми скважинами на 14 4 - 21 1 % превышает значение, определенное по данным скважинных дебитоме-ров и расходомеров. [15]

Страницы: 1 2 3 4