Cтраница 4
В инженерно-геологическом отношении Западно-Сибирская плита рассматривается как единый инженерно-геологический регион. Западная, южная и восточная границы его проводятся по линии выклинивания платформенных формаций мезозойско-кайнозойского чехла плиты и выходов на дневную поверхность палеозойских дислоцированных пород, слагающих обрамляющие складчатые. Юго-западная и северо-восточная границы региона проводятся условно, поскольку нет ясно выраженной границы между Западно-Сибирской плитой, Тургайским и Предтаймырским прогибами. [46]
Гидродинамические методы исследования нефтяных и, газовых скважин в отличие от лабораторных, а также геофизических позволяют с необходимой точностью определять параметры пласта ( гидропроводность, пьезопроводность, пластовое и забойное давления, дебиты, продуктивность скважин) не на ограниченном интервале продуктивной толщи, а по всему разрезу и на сравнительно большой площади. При помощи этих методов можно определять расположение сбросов, линий выклинивания, водонефтяного и газонефтяного контактов и др. Эти методы позволяют оценивать гидродинамическое несовершенство скважин независимо от конструкции фильтра и выявлять характер фильтрации жидкости по пласту и на отдельных его участках. Гидродинамические методы позволяют также определять свойства пласта не только в разбуренной зоне, но и в законтурной, что весьма важно при решении вопросов, связанных с поддержанием пластового давления. [47]
В мае 1965 г. с началом навигации в пробную эксплуатацию было введено Трехозерное месторождение. Залежь нефти ограничена с севера, запада и юга линией выклинивания продуктивного горизонта, с востока - контуром нефтеносности. Залежь имеет неактивный упруговодонапорный режим. Пробная эксплуатация в 1965 г. продолжалась практически 2 5 - 3 месяца, в ней участвовали 15 скважин. За это время было отобрано 64 тыс. т нефти. Уже в начале пробной эксплуатации было зафиксировано резкое изменение пластового давления в зоне отбора. Минимальное пластовое давление было замерено на скв. [48]
Крупная среднедевонская залежь нефти, запасы которой составляют почти 30 % суммарных запасов месторождения, расположена на южной периклинали структуры. Залежь пластовая, в направлении сводовой части структуры ограничена линией стратиграфического выклинивания пород, тектоническими нарушениями разделена на отдельные блоки. [49]
Под этим термином автор подразумевает залежи, особенностью которых является резкая изменчивость литологи-честой характеристики пластов, вмещающих нефть ( коллекторов), вплоть до полного выклинивания в различных направлениях. Нефтеносность приурочи-ваегся обычно к сравнительно узким зонам, располагающимся в различных частях линий выклинивания. По форме контуров выклинивания различают заливообразные и лентообразные залежи. [50]
Под этим термином автор подразумевает залежи, особенностью которых является резкая изменчивость литологической характеристики пластов, вмещающих нефть ( коллекторов), вплоть до полного выклинивания в различных направлениях. Нефтеносность приурочивается обычно к сравнительно узким зонам, располагающимся в различных частях линий выклинивания. По форме контуров выклинивания различают заливообразные и лентообразные залежи. Термин, в связи с неопределенностью самого понятия зональности, неудачен; преимущественно пользуются терминами - литологи-ческая или стратиграфическая залежи, основанными на генетическом признаке формирования нефтяных залежей. [51]
По пласту Б2 - з средний коэффициент продуктивности равен 4 78 м3 / сут-ки-ат, гидропроводность - 87 д-см / спз. По пласту БЮ зоны с гидропроводностью менее 15 д-см / спз выявлены вблизи линии выклинивания и контуров нефтеносности. В центральной части залежи гидропроводность увеличивается и достигает максимального значения в скв. Средняя гидропроводность пласта составляет 20 5 д-см / спз, коэффициент продуктивности - 1 31 м3 / сутки-ат. [52]