Начальное пластовое давление

Cтраница 2

Начальное пластовое давление на своде залежи близко к давлению насыщения ( см. табл. 39), и практически с начала разработки происходило образование вторичной газовой шапки. Запасы нефти в основном заключены в очень низкопроницаемой матрице, доля нефти, заключенная во вторичных пустотах, составляет только 3 4 % от суммарных запасов. [16]

Начальное пластовое давление для нефтяных залежей Прикарпатья равно давлению насыщения. Эти залежи в начальный период разрабатываются на режиме истощения. В условиях разработки таких залежей газ, выделяющийся из растворенного состояния при снижении пластового давления накапливается в порах пласта до достижения ее насыщенности равновесной величины, в этот период работы скважины газовый фактор должен уменьшаться, а после достижения равновесного газонасыщения в пласте - увеличиваться. [17]

Начальные пластовые давления и нефтенасыщенность постоянны. [18]

Начальное пластовое давление 12 5 МПа, гидродинамический режим упруговодонапорный. [19]

Начальное пластовое давление в процессе разработки быстро снижается. [20]

Начальное пластовое давление ( до начала разработки залежи), как правило зависит от глубины залегания пласта. [21]

Начальные пластовые давления в горизонтах существенно различаются. [22]

Начальное пластовое давление - давление, замеренное на забое первой скважины, вскрывшей продуктивный пласт. [23]

Начальное пластовое давление равно 283 am, что на 25 - 30 % больше гидростатического. [24]

Начальное пластовое давление в пласте Д1 на отметке ВНК равно 200 кгс / см2, а давление насыщения составляет 100 кгс / см2, по пласту Д1У рпл. [25]

Начальное пластовое давление ( 18 2 МПа) намного превышает давление насыщения нефти газом ( 3 8 МПа) при пластовой температуре 34 С. [26]

Начальное пластовое давление ( 26 1 МПа) намного превышает давление насыщения нефти газом ( 6 0 МПа) при пластовой температуре 44 С. [27]

Начальное пластовое давление равняется 26 5 МПа, средний по залежи коэффициент газонасыщенности - 0 66, ГВК находится на отметке - 2448 м, диапазоны изменения коэффициентов проницаемости - от 0 1 до 1 5 мкм2, состав газа следующий ( %): СН4 - 96 3; С2Н6 - 1 58; СзН8 - 0 14; i - C - tHio - 0 02; п - СдНю - 0 03; СО. [28]

Схемы дренирования двухплас-тового месторождения единой ( а, раздельной ( б и комбинированной ( в. [29]

Начальные пластовые давления в горизонтах существенно различаются. [30]

Страницы: 1 2 3 4