Контурные воды

Cтраница 2

Предполагалось, что залежь нефти VIII2 3 4 пластов имеет малоактивные контурные воды, которые не будут играть заметной роли в вытеснении нефти. Залежь IX пласта почти по всей площади подстилается активной подошвенной водой, поэтому эксплуатацию скважин рекомендовалось проводить при перепадах давления на забое меньше критических. [16]

По мере падения пластового давления в газовой зоне начинают проявлять активность подошвенные и контурные воды. Движение их в этот период происходит преимущественно по наиболее проницаемым пропласткам и литологическим нарушениям с аномально высокими характеристиками. Высокие коллекторские показатели большинства водоносных пластов ( 2 - 4 Д), в которых созданы ПХГ, гидродинамическая связь водоносных горизонтов с газонасыщенной областью являются причинами интенсивного продвижения пластовой воды. Наряду с компенсированием падения давления вторжение пластовых вод приводит к полному обводнению ряда эксплуатационных скважин, расположенных в периферийных зонах с высокими фильтрационными характеристиками. Этот период характеризуется наиболее интенсивным темпом отбора газа из хранилища и соответственно высоким темпом продвижения пластовых вод, что усугубляется литологической неоднородностью коллекторов. Однако для коллекторов с незначительной неоднородностью строения характер движения газоводяного контакта больше соответствует расчетным показателям. Это наблюдается на примере Инчукалнского ПХГ. [17]

Виды потерь запасов при разработке залежей. [18]

По VI пласту северных площадей месторождения ( Арланская, Вятская и Николо-Березовская), где контурные воды активные, она приближалась бы к нефтеотдаче с заводнением, но при существенно меньших темпах разработки. [19]

Плитчатые карбонатно-глинистые коллекторы, расположенные в районе УКПГ-68 близко к контуру, были в состоянии подтянуть контурные воды южного крыла еще в начале разработки ( в скв. [20]

Решение типовых задач в области двух - и трехмерной диффузии газа из залежей в неподвижные и движущиеся подошвенные и контурные воды, содержащиеся в пластах различной мощности при наличии анизотропии их диффузионной проницаемости - с целью оценки интенсивности диффузионного разрушения залежей. [21]

Контурные воды были неподвижны и не компенсировали, как это было на месторождении Урицкое, потерю энергии растворенного и свободного газа. [22]

Контурные воды были неподвижны и не компенсировали, как это было на месторождении Урицкоет потерю энергии растворенного и свободного газа. [23]

Пластовые воды турнейского и нижневизейского газовых горизонтов с минерализацией 266 - 317 г / л, хлоридно-кальциевого типа, обогащены бромом, иодом и другими микрокомпонентами. Контурные воды пермской залежи представлены крепкими рассолами ( 280 - 300 г / л), что обусловлено наличием соленосной покрышки. [24]

Обычно он характерен для пластов с пологим падением при отсутствии свободного газа в залежи. При таком режиме контурные воды почти неподвижны, а нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии расширяющихся пузырьков газа в процессе выделения их из нефти. [25]

Известны газоконденсатные залежи, связанные гранулярными или трещиноватыми коллекторами исключительно высокой проницаемости. Такие залежи обычно имеют высоконапорные, активные контурные воды. При разработке этих залежей на истощение воды вторгаются в залежь, вызывая естественное заводнение ее, в результате чего темп падения пластового давления значительно замедляется. В зависимости от характеристики залежи и от темпа отбора газа обеспечивается достаточно эффективное извлечение запасов конденсата и необходимость в искусственном поддержании давления отпадает. [26]

Здесь и далее наблюдается расхождение между методикой измерения концентраций ( отмеривания определенного объема раствора) и способом ее выражения в СИ. При плотности анализируемого раствора, включая природную и контурные воды, близкой к 1 кг / дм3, численные выражения концентраций по отношению к 1 кг массы, 1 л ( допустимая внесистемная единица) и к 1 дм3 равноценны. [27]

Продуктивный пласт вскрывают полностью или частично. Если в данном интервале или на участке пласта не встречаются подошвенные или контурные воды и не ожидается их поступление в процессе разработки, пласт следует вскрыть на полную мощность, в противном случае вскрывается только его часть. Задача о вскрываемой мощности пласта и выборе рабочего дебита является технико-экономической; решается она путем оценки различных вариантов и выбора из них оптимального. [28]

Продуктивный пласт вскрывают полностью или частично. Если в данном интервале или на участке пласта не встречаются подошвенные или контурные воды и не ожидается их поступление в процессе разработки, пласт следует вскрыть на полную ( мощность, в противном случае вскрывается только его часть Задача о вскрываемой мощности пласта и выборе рабочего дебита является технико-экономической; решается она путем ощ-нги различных вариантов и выбора из них оптимального. [29]

По некоторым скважинам забойные давления были ниже давления насыщения на 16 - 48 %, однако увеличения газовых факторов при этом не наблюдалось. Анализ данных предшествующего периода дренирования залежи показывает, что в нее внедряются контурные воды, но они не компенсируют отборов жидкости и пластовое давление снижается. В верхней части залежи пластовое давление несколько ниже давления насыщения, в результате чего образовалась небольшая ( 2 % от объема залежи) вторичная газовая шапка. [30]

Страницы: 1 2 3