Cтраница 1
Площади газоносности многих газовых месторождений, открытых в последние годы, весьма велики. [1]
Площадь газоносности, среднюю мощность пористой части пласта и средний коэффициент пористости определяют так же, как при подсчете запасов нефти объемным методом. Следует лишь иметь в виду, что поверхность контакта газ - вода обычно горизонтальная, границы ее по кровле и подошве, как правило, следуют изогипсам подземного рельефа газоносного пласта. [2]
Площадь газоносности F, газонасыщенная мощность пласта h и коэффициент открытой пористости kn определяют теми же методами, что и при подсчете запасов нефти объемным методом. [3]
Площади газоносности залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей больше 10; овала; круга; прямоугольника или фигуры произвольной формы. [4]
Площадь газоносности F, эффективная газонасыщенная толщина h, коэффициент открытой пористости / г. и коэффициент газонасыщенности kr вычисляются так же, как в объемном - методе подсчета запасов нефти. [5]
Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы. [6]
На площади газоносности скважины размещаются равномерно и неравномерно. [7]
На площади газоносности скважины размещают по равномерной сетке, в виде одной или нескольких кольцевых батарей, прямолинейных цепочек или по неравномерной сетке. [8]
Определение площади газоносности, средней эффективной га-зонасыщеннной мощности и пористости производится теми же способами, что и при подсчете запасов нефти объемным методом. [9]
Определение площади газоносности, средней мощности пористой части пласта и среднего коэффициента пористости производится в соответствии с теми же указаниями, которые были приведены при подсчете запасов нефти объемным методом. Следует лишь иметь в виду, что контакт газ - вода обычно является горизонтальной поверхностью, границы которой по кровле и по подошве, как правило, следуют изогипсам подземного рельефа газоносного пласта. [10]
Замена площади газоносности произвольной формы кругом вызвана необходимостью решения задачи о вторжении контурных вод в круговую залежь. Если форма газовой залежи отличается от формы круга, то полушггь простые расчетные формулы для определения QB ( t) намного сложнее. Кроме замены некруговой формы газовой залежи на круговую, необходимо предположгпъ, что форма водоносного бассейна тоже круговая. Причем для получения расчетной формулы, позволяющей опредешпъ величину QE ( t) во времени, допускается, что проницаемость газоносной зоны по периметру и толщина пласта постоянные. Допускается также, что пласт однородный по толщине. [11]
Равномерно на площади газоносности. [12]
Неравномерно на площади газоносности. К неравномерному размещению относятся: линейные цепочки ( батареи) скважин; кольцевые батареи; комбинированные цепочки; произвольное размещение скважин в местах с наилучшими геолого-физическими параметрами или в наиболее пригодных твердых площадках в, болотистой местности. При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения среднего приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи. [13]
Скважины на площади газоносности размещают по равномерной сетке, в виде одной или нескольких кольцевых батарей, прямолинейных цепочек или по неравномерной сетке. При этом возможны подварианты при различных расстояниях между батареями и между скважинами в батареях. [14]
Размещенные на площади газоносности забои скважин могут вскрывать только часть продуктивной толщи, представленной несколькими самостоятельными пластами ( пропластками), или всю продуктивную толщу единым забоем. В связи с этим в структуре системы разработки м-ний природного газа выделяют систему вскрытия продуктивной газонасыщенной толщи, характеризующей степень объединения в едином забое продуктивной толщины или объединения единым забоем разл. [15]