Cтраница 3
На практике для качественного сравнения плотности сетки скважин по разным объектам выделенные выше ориентировочно четыре группы сеток разной плотности основного фонда скважин условно называют соответственно: весьма редкие, редкие, средние, плотные. [31]
В зависимости от степени неоднородности пласта, соотношение вяз-костей нефти и воды, плотности ( или средней плотности) сетки основного фонда скважин количество резервных скважин может изменяться в весьма широких пределах: от нескольких процентов по отношению к основному фонду до числа сопоставимого, а иногда возможно даже и большего, чем число скважин основного фонда. [32]
Число резервных скважин необходимо устанавливать предварительно в технологических схемах и уточнять в дальнейшем в проектах разработки нефтяного месторождения с учетом данных, полученных при разбуривании основного фонда скважин. В проектах следует определять также местоположение возможно большего количества резервных скважин. [33]
В статье излагаются основные пути повышения нефтеотдачи и расширения возможностей регулирования процесса разработки нефтяных залежей при заводнении за счет разбуривания их в-две стадии: 1) первоначального основного фонда скважин и 2) дополнительного резервного фонда. [34]
Число скважин резервного фонда в трещиноватом пласте устанавливают предварительно в технологических схемах и уточняют в проектах разработки нефтяного месторождения с учетом данных, полученных при разбуривании и эксплуатации основного фонда скважин. Здесь же определяется местоположение их. Большая часть скважин резервного фонда бурится на более поздней стадии разработки, в основном в центральной части объекта ( с целью частичной замены выбывших из эксплуатации обводненных скважин) и на участках стягивания контуров нефтеносности. [35]
На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой достаточно высокого нефтеизвлечения на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо применять более плотные сетки основного фонда скважин, а впоследствии добури-вать большее число резервных скважин. [36]
Оценка технологической и экономической эффективности бурения дополнительных скважин сделана на основании технико-экономических показателей разработки Ар-ланского месторождения в 1969 г. по двум вариантам: первый вариант - эксплуатация всего пробуренного фонда скважин ( основного и дополнительного); второй вариант - эксплуатация только основного фонда скважин. [37]
Скважины второй очереди в количестве от нескольких до 100 % по отношению к основному фонду ( в зависимости от геолого-физических и других особенностей эксплуатационного объекта), предназначенные для бурения в качестве нефтяных и нагнетательных на участках, не включенных в работу основным фондом скважин ( близк. [38]
Участок 2 расположен в повышенной зоне пласта. Основной фонд скважин был ликвидирован в ранний период эксплуатации в связи с их низкой продуктивностью. Учитывая, что в микропористых коллекторах содержатся большие остаточные запасы нефти, предполагалось вытеснение ее осуществлять сверху вниз, используя одновременно и фактор гравитации. Для этой цели паронагнета-тельные скважины были расположены в повышенной части, а добывающие - в нижней зоне по падению пласта. [39]
Первая стадия ( освоение эксплуатационного объекта) характеризуется ростом добычи нефти при небольшой обводненности продукции. На этой стадии разбуривают основной фонд скважин и осваивают системы заводнения. Стадия заканчивается получением максимального уровня добычи нефти. [40]
Первая - стадия освоения эксплуатационного объекта. На этом этапе разбуривается основной фонд скважин и осваивается система заводнения. Окончанием стадии служит максимальный, проектный, уровень добычи нефти. [41]
Первая стадия ( освоение эксплуатационного объекта) характеризуется ростом добычи нефти при небольшой обводненности продукции. На этой стадии разбуривают основной фонд скважин и осваивают системы заводнения. Стадия заканчивается получением максимального уровня добычи нефти. [42]
Рассмотрим вопрос о необходимости и целесообразности применения резервных скважин в случае непрерывного пласта. В результате бурения и ввода в действие основного фонда скважин все участки нефтяной залежи такого пласта в той или иной степени будут вовлечены в процесс разработки. [43]
Проекты разработки по сравнению с технологической схемой характеризуются большей глубиной проработки отдельных вопросов. Они составляются обычно после разбуривания большей части основного фонда скважин месторождения ( залежи) с учетом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в процессе реализации утвержденной технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора и анализа разработки. [44]
Приведенную выше методику детальной корреляции можно рекомендовать на стадии составления технологической схемы разработки, когда на месторождении пробурено еще относительно немного скважин. На стадии же составления проекта разработки, когда уже разбурен основной фонд скважин, детальную корреляцию следует уточнять по данным более полного числа пробуренных скважин и, кроме того, проверять в различных направлениях по геологическим профилям с учетом структурных особенностей изучаемого пласта, горизонта или эксплуатационного объекта. Профилями должны быть охвачены по возможности все разрезы скважин. [45]