По итогам исследований можно определить оптимальные условия вскрытия продуктивных пластов. Для этого строят градиент.

💸 Как сделать бизнес проще, а карман толще?

Тот, кто работает в сфере услуг, знает — без ведения записи клиентов никуда. Мало того, что нужно видеть свое раписание, но и напоминать клиентам о визитах тоже. Проблема в том, что средняя цена по рынку за такой сервис — 800 руб/мес или почти 15 000 руб за год. И это минимальный функционал. Нашли самый бюджетный и оптимальный вариант: сервис VisitTime.
⚡️ Для новых пользователей первый месяц бесплатно. А далее 290 руб/мес, это в 3 раза дешевле аналогов. За эту цену доступен весь функционал: напоминание о визитах, чаевые, предоплаты, общение с клиентами, переносы записей и так далее.
✅ Уйма гибких настроек, которые помогут вам зарабатывать больше и забыть про чувство «что-то мне нужно было сделать».
Сомневаетесь? нажмите на текст, запустите чат-бота и убедитесь во всем сами!

Зависимость показывает зависимость снижения к пр под дельтой регрессии

К узп/К пзп = функция от дельты регрессии, %

Как показывает анализ этих данных оптимальное вскрытия объема регрессии не превышает 8-10%

Не учёт этого фактора приводит к снижению проницаемости от нескольких единиц до меньшей от 18-20 раз и поэтому долго осваивают скважины. Часто впоследствии не получают притоков из-за этого недостаточного обоснования площади нефтеносности или подсчетных параметров и оценки запасов. Это приводит к несоответствии проектных и фактических показателей разработки.

При разработке производится массовое бурение скважин, необходимо обосновать плотность бурового раствора для того, чтобы водоотдача не снижала проницаемость пласта.

Аналогичным образом строят зависимости снижения проницаемости от водоотдачи.

При бурении скважины в Западной Сибири регрессия достигает 10-20%, а водоотдача 8-10% и поэтому продуктивные пласты задавливаются.

Первая скважина должна работать на различных штуцерах с разными дебетами т.е. она работает на различных штуцерах с разными дебитами, а во второй останавленной скажине глубинными монометрами замеряют забойное давление.

Если во второй скважине забойное давление изменится, значит между первым и вторым блоком есть гидродинамическая связь и залежь представляет собой единое целое, и тектоническое нарушение является проводящим. Оба блока можно вырабатывать одной системой ППД т.е. системой нагнетательных скважин.

На гидродинамическу связб блоков указывают факторы — одинаковый характер насыщения пластов, одинаковое положение пластов, одинаковая величина приведенного пластового давления.

Если во второй скважине давление забойное не изменяется, то это говорит о наличии тектонического экрана, и каждый блок нужно разрабатывать по отдельности. На отсутствии гидродинамической связи между блоками указывают разный характер насыщения и разное положение внк, разная величина давления пластового.

С помощью гидропрослушивания утсанвливают гидродинамическую связь между отдельными скважинами, участками месторождения и между пластами — это необходимо для обоснования проекта разработки и контроля за процессом разработки.

Изучение разрезов скважин с помощью дебетомеров и расходомеров.

Определитель нефтегазоносных интервалов в скважинах представляет собой датчик глубинного типа со скорость вращения турбины прямо порциональной объему притока у интервала исследования.