Участка - месторождение
Cтраница 2
Второй способ реализован на участках месторождений Шаимского и Сургутского районов Западной Сибири, Украины, Куйбышевской области, Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадей Ромашкинского месторождения. [16]
В соответствии с характеристиками пластов участки месторождения были подразделены на три группы. Оказалось, что для группы скважин с проницаемостью 365 мдарси и толщиной пласта 11 м характерна приемистость 330 м3 / сутки. [17]
В соответствии с характеристиками пластов участки месторождения были подразделены на три группы. [18]
Рассматриваемая технология испытана на 13 участках месторождений Татарстана, Башкортостана и Западной Сибири. [19]
Первые промысловые опыты проводились на участках Ро-машкинского месторождения с обводненностью добываемой продукции 78 - 86 % при текущих значениях коэффициента нефтеотдачи в пределах от 0 279 до 0 595, что соответствует поздней стадии эксплуатации залежей. [20]
В результате проведенного эксперимента на опытном участке месторождения Хигс-Юнит была доказана эффективность применения малой оторочки почти безводной растворимой нефти ( всего около 2 % от объема пор) и испытана другая технология. [21]
Чем выше было пластовое давление на участке месторождения, тем более устойчив эффект гидравлического разрыва. [22]
Проведенные расчеты показали что на южном участке месторождения Медвежье на пятый год разработки стало заметным проявление водонапорного режима. [23]
Однако результаты исследований скважин на многих участках месторождений БССР показали [5], что нефтегазоносные горизонты межсолевых отложений в основном массивные или массивно пластовые. В частности, об этом свидетельствуют сложные пространственные фильтрационные течения в массивных залежах Осташковичского и Речицкого месторождений, приуроченных к межсолевым отложениям. Мощности массивных залежей, как правило, соизмеримы с расстояниями между скважинами. При этом существенную роль начинают играть гравитационные силы. Определение основных технологических и гидродинамических показателей разработки таких залежей тесно связано с решением пространственных задач теории фильтрации, методика решения которых менее разработана и сопряжена с большими математическими трудностями. [24]
Категория С2 - запасы, примыкающие к участкам месторождений, разведанным по категориям А2, В и Сь а также запасы, наличие которых предполагается по геологическим и геофизическим данным, подтвержденным отдельными скважинами и выработками. [25]
 |
Зависимость обводненности от нефтеотдачи по участкам Арланского и Манчаровского месторождений. [26] |
Арланского месторождения; 2-водонефтяная зона контактная по участкам Арлаиского месторождения; 3 - нефтяная зона по участкам Арланского месторождения. [27]
Наибольшее оседание земной поверхности обычно наблюдается над участками месторождений, которые характеризовались максимальной нефтеотдачей и наиболее высокими коллек-торскими свойствами продуктивных пластов. В рельефе просадки над нефтяными и газовыми месторождениями выражаются чаще всего в виде эллипсовидных чаш проседания с пологими краями, захватывающими и соседние с месторождением участки земной коры. [28]
Изучение вероятностного положения скважины в пространстве на данном участке месторождения помогает, рассчитать и составить проектную траекторию скважины. [29]
После проведения в 1953 г. опыта на втором участке месторождения Вест-Локо было сделано заключение о том, что для условий этой залежи ( / 1эф 3 3 - 4 - 6 0 м и рн. [30]
Страницы: 1 2 3 4