Речицкое месторождение

Cтраница 3

Разрез месторождения нефти Антилоп-Хилс, Калифорния ( А. В. Леворсен, 1970. [31]

Сравнение общего характера литогенеза Северо-Американекой платформы и Русской показывает, что основные продуктивные горизонты Волго-Уральской области так же, как и ряда нефтегазоносных бассейнов США, связаны с верхними горизонтами доперерывных отложений. В частности, перерывы наблюдаются на Речицком месторождении нефти в межсолевой карбонатной толще верхнего девона. [32]

Такие данные получены для залежей задонского горизонта ( IV пачка) Речицкого месторождения и подсолевой ( семилукский воронежский горизонты) Осташковичского месторождения. [33]

Следующая серия опытов была ориентирована на выяснение характера и направления изменений смол из нефтей под воздействием повышенных температур. В качестве исходного продукта были взяты фракции бензольных и хлороформенных смол, выделенные при фракционировании смол из нефтей Речицкого месторождения ( скв. [34]

По сравнению с более легкими фракциями исследуемая фракция содержит больше ароматических углеводородов ( 10 - 13 вес. Интересно отметить, что во фракциях 125 - 150 С осташковичских нефтей ( см. табл. 70) в отличие от нефтей Речицкого месторождения, содержание н-пара-финов преобладает над изопарафинами. [35]

Зависимость между влажностью ( w и открытой емкостью пустот матрицы ( т. по керну, отобранному при использовании обычного водного раствора для некоторых месторождений. [36]

Непрерывное увеличение влажности с увеличением емкости пустот в данном случае может быть обусловлено промывкой керна фильтратом глинистого раствора или незначительной нефтенасыщенностью коллектора вследствие отсутствия в нем промышленных скоплений нефти. Например, кривые 2 и 3 на рис. 77 построены для высокопродуктивных отложений девонского песчаника Д1 Туймазинского месторождения и межсолевых карбонатных пород Осташковичского месторождения БССР, а кривая 1 - для карбонатных пород воронежских отложений Речицкого месторождения, в матрице которых в районе расположения скв. [37]

Индикаторные кривые, снятые в скважинах нефтяных месторождений. [38]

В процессе эксплуатации Сосновской площади ( при понижении забойного давления ниже давления насыщения) резко увеличивается газовый фактор и соответственно меняется форма индикаторных линий, снятых в скв. Матвеева, при исследовании трещиноватого коллектора в призабойной зоне скв. Речицкого месторождения индикаторная диаграмма при уменьшении Ар ложится ниже кривой, построенной при увеличении Ар, образуя с ней гистерезисную петлю, свидетельствующую о деформации среды в зоне этой скважины. [39]

В качестве примера на рис. 26 и 27 приведены хроматограммы сжиженного газа и фракции 28 - 50 С одной из нефтей Речицкого месторождения. [40]

Геологичес кий разрез Речицкого нефтяного месторождения ( по П. В. Анцу-пову, А. М. Синичке. [41]

Месторождение содержит шесть залежей: в пярнуском, па-шийском, семилукском, воронежском и задонско-елецком горизонтах. Все залежи плохо, либо совсем не связаны с законтурной зоной, в результате чего обладают упруго-водонапорным или упругим режимами. В каждой залежи плотность нефти увеличивается по направлению к ВНК, газовый фактор растет с глубиной от 40 м3 / т в задонском горизонте до 95 м / т в пашийском. Нефти Речицкого месторождения малосернистые, метано-нафтенового тгипа. [42]

Страницы: 1 2 3