Исследуемый - месторождение
Cтраница 2
Пористость, распределение цор по размерам и структура норового пространства, применяя образцы пород-коллекторов исследуемого месторождения. [16]
Для проведения опробования руд касситерита используют прибор МАК-3, который предварительно градуируют на пробах исследуемого месторождения с известной концентрацией асситерита. Методика проведения исследований аналогична гамма-опробованию и заключается в измерении эффекта в точках по профилю вкрест простирания рудного тела. Результаты опробования по профилю изображают в виде гистограммы концентраций. [17]
 |
Гипотетическая схема образования конуса обводнения. [18] |
Особенно важным при интерпретации данных радиометрии скважин по определению водонефтяного контакта является тщательное изучение возможности образования в эксплуатационных скважинах исследуемого месторождения конуса обводнения. Действительно при небольшом радиусе исследования радиометрических методов ( 20 - 40 см) образование конусов обводнения должно резко снижать точность получаемых сведений о естественном положении раздела нефть-вода. Это исключает использование радиометрических методов в случае образования значительных конусов. [19]
 |
Схема полосообраз-ного пласта для расчета фильтрации газа по уравнению. [20] |
Зависимости физических свойств газа от давления, используемые в уравнении (3.253), были представлены в виде степенных полиномов, построенных на основании фактических данных исследуемого месторождения. [21]
В связи с изменением содержания воды в образцах товарной формы реагента ВМР-5 разработаны экспресс-методики определения его гелеобразующей способности и концентрации, а также технология применения на опытных участках с учетом геолого-физических условий исследуемого месторождения. [22]
Рассмотрим результаты проведенного моделирования применения гелеобразующих технологий на примере ряда месторождений Среднеобской НТО, разрабатываемых ТПП ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз. Объекты-полигоны исследуемых месторождений разбиваются на три достаточно однородных группы, каждая из которых представлена типичным объектом. [23]
Рассмотрим результаты проведенного моделирования применения гелеобразующих технологий на примере ряда месторождений Среднеобской НТО, разрабатываемых ТПП ЛУКОЙЛ-Когалымнефтсгаз. Объекты-полигоны исследуемых месторождений разбиваются на три достаточно однородных группы, каждая из которых представлена типичным объектом. [24]
Проверкой гипотез о законе распределения содержаний клиноптилолита по методу Л.Н. Большева и Н.В. Смирнова установлено, что в качестве моделей распределения можно использовать нормальный закон. Полученные данные статистически достоверно показывают, что отличительная особенность исследуемых месторождений - высокое содержание клиноптилолита, что подтверждает вывод, сделанный на основании анализа валовых и технологических проб. Если предположить, что выборочные совокупности достаточно полно отражают характерные черты ( минеральный и химический состав) генеральных совокупностей, имеющиеся данные могут служить для сравнительной оценки месторождений. [25]
Следовательно, режимы закачки и отбора следует устанавливать таким образом, чтобы величина пластового давления не превышала указанные пределы. С учетом глубины залегания продуктивных пластов турнейских отложений, например, для исследуемых месторождений это давление составляет: Ямашинское - ( 5.9 - 8.6) МПа, Беркет-Ключевское ( 6.3 - 9.2) МПа, Шегурчинс-кое ( 6.3 - 9.2) МПа, Сиреневское ( 6.1 - 8.9) МПа. Учитывая улучшение обменных процессов между трещинами и блоками с увеличением пластового давления, целесообразно принять для руководства верхние значения указанных пределов. [26]
Установлено, что при действии некоторыми ПФР на границе нефть - вода происходят межфазные обменные процессы. Было исследовано взаимодействие полифункциональных водорастворимых реагентов ряда аминов, обладающих свойствами межфазных катализаторов, с нефтями исследуемых месторождений. [27]
Как показывает анализ результатов многочисленных параметрических исследований, функции распределения объема порового пространства по радиусу капилляров ( F ( R), RK ( S)) не являются универсальными. Возможность применения общего соотношения (2.30) должна основываться на изучении особенностей функций распределения конкретной пористой среды и типовых закономерностей для образцов керна исследуемого месторождения. [28]
Следует отметить, что в силу недостаточно высокой точности и ограниченности времени замеров текущего забойного давления, а также возможного искажения КВД за счет неучтенного притока жидкости в скважину после ее остановки для однородных пластов существует определенный разброс в значениях диагностического признака. Границы такого интервала вариации диагностического критерия для однородных пластов должны быть получены, в частности, на основе обучения по некоторой группе скважин исследуемого месторождения. [29]
Путем поинтервального испытания переходной зоны на приток жидкости необходимо установить для каждого месторождения удельные сопротивления, при которых пласт отдает нефть, воду и нефть с водой. Предельное минимальное удельное сопротивление ( критическое сопротивление рпкр), при котором пласт отдает чистую нефть, определяет положение условной поверхности ВНК - Это удельное сопротивление в дальнейшем считается соответствующим водонефтяному контакту для других скважин исследуемого месторождения. [30]
Страницы: 1 2 3