Верхнефаменское отложение
Cтраница 1
Верхнефаменские отложения характеризуются развитием мелкозернистых известняков с трещинами и жеодами, выполненными вторичным кальцитом. [1]
Промышленная нефтеносность верхнефаменских отложений верхнего девона в Башкирии впервые была установлена в 1957 г. на Субханкуловской площади. В дальнейшем в карбонатных отложениях Туймазино-Серафимов - ского региона на ряде площадей были открыты нефтяные месторождения. В карбонатных отложениях были открыты залежи нефти в фаменских отложениях Туймазинского, Стахановского, Чекмагушевского, Шкаповского, Югомашевского и других месторождений. [2]
 |
Зависимость относительного содержания пластовой воды в зоне проникновения коллектора от пористости.| Зависимость кажущегося относительного cor тивления РК. [3] |
Хп) по керну для верхнефаменских отложений; 2 - зависимость Р t ( Кд) для тех же отложений с учетом 4 влияния горного давления; з - верхняя граница области неоднозначности при разделении коллекторов на водоносные и нефтеносные. [4]
В статье приведена краткая литологическая характеристика продуктивного пласта верхнефаменских отложений на Туймазинской площади. Указывается, что по стандартному комплексу промыслово-геофизичесних исследовании уверенно выделяются пористо-проницаемые породы и практически не отличаются друг от друга плотные непроницаемые и проницаемые ( трещиноватые) породы. [5]
Факторами, способствующими глубокому проникновению фильтрата в пористо-проницаемые породы верхнефаменских отложений, являются: значительный перепад давления между гидростатическим в скважине и пластовым, составляющий в среднем около 20 am; вскрытие верхнефаменских отложений на технической воде и довольно большой промежуток времени между вскрытием и геофизическими исследованиями, обычно превосходящий 8 - 9 суток. [6]
 |
Зависимость относительного содержания пластовой воды в зоне проникновения коллектора от пористости.| Зависимость кажущегося относительного cor тивления РК. [7] |
Кривая 1 представляет зависимость Р / ( Кп) по керну из верхнефаменских отложений. [8]
В результате сопоставления роз направлений изоом и изогипс было найдено, что тре-щиноватость верхнефаменских отложений контролируется структурным фактором. [9]
Практика интерпретации диаграмм стандартного комплекса геофизических исследований ( БЭЗ, ПС, микрозонды, ГМ, НГМ, каверномер) по верхнефаменским отложениям подтверждает, что в условиях заполнения скважин пресным буровым раствором породы первого и третьего типов практически не различаются между собой. [10]
Ввиду отсутствия на Туймазинской площади ( за единичными исключениями) повторных измерений зондами БЭЗ ниже приводятся лишь данные для пористо-проницаемых пород продуктивного пласта верхнефаменских отложений. [11]
Первый из этих способов, как будет показано ниже, недостаточно эффективен, а второй практически неприменим в карбонатных породах, слагающих продуктивный пласт верхнефаменских отложений Туймазинской площади. [12]
Факторами, способствующими глубокому проникновению фильтрата в пористо-проницаемые породы верхнефаменских отложений, являются: значительный перепад давления между гидростатическим в скважине и пластовым, составляющий в среднем около 20 am; вскрытие верхнефаменских отложений на технической воде и довольно большой промежуток времени между вскрытием и геофизическими исследованиями, обычно превосходящий 8 - 9 суток. [13]
Для изучения соответствия трещиноватости верхнефаменских отложений с основными элементами Туймазинской структуры были сопоставлены розы направлений изоом и изогипс по северо-восточному участку структуры, охватывающему 21 скважину, в которых был проведен стандартный комплекс геофизических исследований в интервале верхнефаменских отложений. [14]
Для изучения соответствия трещиноватости верхнефаменских отложений с основными элементами Туймазинской структуры были сопоставлены розы направлений изоом и изогипс по северо-восточному участку структуры, охватывающему 21 скважину, в которых был проведен стандартный комплекс геофизических исследований в интервале верхнефаменских отложений. [15]
Страницы: 1 2