Cтраница 1
Анализ разработки месторождения за период с начала его эксплуатации показывает, что отдельные эксплуатационные объекты и месторождение в целом работали в основном в условиях газового режима. Имеются отдельные случаи поступления пластовой воды в эксплуатационные скважины, забои которых расположены вблизи газоводяного контакта. [1]
Анализ разработки месторождения Медвежье показывает, что газбобменные процессы способствуют своеобразному перераспределению запасов газа между эксплуатационными участками В то же время газодинамическая связь Южной, Центральной и Ны-динской зон затруднена структурными пережимами и глинизацией разреза в районах разведочных скв. [2]
Анализ разработки месторождения, как правило, предусматривает решение обратных газогидродинамических задач по уточнению ( или определению) тех или иных параметров пласта. [3]
Анализ разработки месторождения Зеварды показывает, что деформация коллектора в рассматриваемый момент практически не оказывает влияния на изменение газонасыщенного объема залежи и, следовательно, на темп падения пластового давления. Последнее можно объяснить тем, что объем норового пространства за рассматриваемый период разработки уменьшился только за счет смыкания трещин. [4]
Анализ разработки месторождения А говорит о проявлении водонапорного режима. Однако проведение прогнозных расчетов газового режима разработки залежи представляет определенный теоретический и практический интерес. [5]
Анализ разработки месторождения показал, что наблюдается значительное несоответствие между высокими темпами закачки воды и медленным ростом уровня добычи нефти по каждому эксплуатационному объекту. Происходит монотонное снижение пластового давления, хотя закачка воды полностью компенсирует, а по II объекту даже превосходит отбор нефти. [6]
Анализ разработки месторождений производится геолого-технологическими отделами нефтепромысловых управлений с участием ЦНИПРов. По сложным и крупным месторождениям анализ разработки осуществляется научно-исследовательскими институтами. [7]
Анализ разработки месторождений показал, что высокий незадействованный потенциал для стабилизации и увеличения добычи нефти заключен в фонде скважин. Необходимо оптимальное использование этого потенциала. [8]
Анализ разработки месторождения Чирен ( см. главу III) показывает, что в последние годы оно разрабатывается при водонапорном режиме. Из геолого-геофизических данных [16] видно, что, по всей вероятности, введенное в 1973 г. в разработку месторождение Деветаки также будет разрабатываться при водонапорном режиме. Кроме того, необходимо отметить, что оба месторождения содержат конденсат. [9]
Анализ разработки месторождений Башкирии и Татарии, проводившийся многими исследователями, показал, что наибольший коэффициент нефтеотдачи пластом наблюдается при скоростях фильтрации, превышающих некоторую, вполне определенную для каждого месторождения, величину. Туймазинского месторождения такой минимально допустимой скоростью фильтрации следует считать 8 м / год. Сабиров установили, что для девонских пластов Серафимовской группы месторождений коэффициент нефтеотдачи зависит от величины параметра vlVk, где v - скорость фильтрации, k - проницаемость породы. Когда этот параметр оказывается больше 6, коэффициент нефтеотдачи резко увеличивается. [10]
Проводится анализ разработки месторождения и эффективности внедряемой системы разработки. [11]
Дан анализ разработки месторождений на разных стадиях и интенсификации добычи газа и газоконденсата. Рассмотрен метод повышения добычи газа и газового конденсата. Подробно рассмотрены особенности бурения горизонтальных скважин, буровые растворы для горизонтальных скважин, конструкции забоев для различных скважин, особенности выбора рецептур тампонажных растворов, технология цементирования, первичное и вторичное вскрытие пластов горизонтальными стволами, интенсификация добычи газа и газового конденсата, разработка высокоэффективных способов удаления жидкости из газовых и газоконден-сатных скважин, разработка технологий глушения скважин пенами, природоохранные мероприятия. [12]
Дан анализ разработки месторождений на разных стадиях и интенсификации добычи газа и газоконденсата. Рассмотрен метод повышения добычи газа и газового конденсата, подробно рассмотрены особенности бурения горизонтальных скважин, буровые растворы для горизонтальных скважин, конструкции забоев для различных скважин, особенности выбора рецептур тампонажных растворов, технология цементирования, первичное и вторичное вскрытие пластов горизонтальными стволами, интенсификация добычи газа и газового конденсата, разработка высокоэффективных способов удаления жидкости из газовых и газо-конденсатных скважин, разработка технологий глушения скважин пенами, природоохранные мероприятия. [13]
Дан анализ разработки месторождений на разных стадиях и интенсификации добычи газа и газоконденсата. Рассмотрен метод повышения добычи газа газового конденсата, подробно рассмотрены особенности бурения горизонтальных скважин, буровые растворы для горизонтальных скважин, конструкции забоев для различных скважин, особенности выбора рецептур тампо-нажных растворов, технология цементирования, первичное и вторичное вскрытие пластов горизонтальными стволами, интенсификация добычи газа и газового конденсата, разработка высокоэффективных способов удаления жидкости из газовых и газоконденсат-ных скважин, разработка технологий глушения скважин пенами, природоохранные мероприятия. [14]
Продолжив анализ разработки месторождений США по состоянию на 01.01.57 г. частично к концу 1960 г. [5], автор показал, что, вопреки утверждению, в период 1950 - 1957 гг. в США не было сколько-нибудь существенного разрежения скважин на всех новых крупных месторождениях. Лишь с 1957 г. стала заметной тенденция к разрежению в США сегки сюважин, что было вызвано начавшимся сильным и затяжным спадом в экономике страны. Приведенный автором анализ показал, что к концу 1960 г. в США было только 2 нефтяных месторождения ( оба небольших), - которые были разбурены по сетке 128 га / сив, и 21 с УПС 64 га / сив. [15]