Средняя пачка
Cтраница 2
Наибольшая общая толщина пачки выявлена в северной части месторождения ( скв. Наибольшая эффективная толщина средней пачки зафик - Сирована в скв. Возраст пачки датируется как нижне-ср. [17]
Для предупреждения газовых фонтанов из-за отсутствия о мощностях реперных сульфатных пород промежуточные спускали в средние пачки ангидритов. [18]
Песчаники верхней пачки сложены полуокатанными, реже окатанными и угловатыми зернами кварца, сцементированными глинистым материалом. Местами оба пласта сливаются друг с другом, а нижний пласт - с песчаниками средней пачки. Мощность верхней пачки изменяется от 2 до 30 5 м, увеличиваясь на юго-восточном крыле поднятия. [19]
Каждая пара противоположных боковых стоек должна иметь верхнее поперечное крепление, а при погрузке круглого или полукруглого леса и длинномерных пиломатериалов на платформы - дополнительно еще среднее крепление. Среднее крепление должно находиться при разделении штабеля на две пачки между пачками, три пачки - между средней и верхней пачками, четыре пачки - между средними пачками, пять пачек - между второй снизу и средней пачками. [20]
Каждая пара противоположных боковых стоек имеет верхнее поперечног крепление, а при погрузке круглого или полукруглого леса на платформы - дополнительное среднее крепление. Среднее крепление находится при разделении штабеля: на две пачки - между пачками; на три пачки - между средней и верхней пачками; на четыре пачки - между средними пачками; на пять пачек - между второй снизу и средней пачкой. [21]
На крупность добываемого угля влияет взаимное расположение исполнительных органов комбайнов. Например, применение сближенных шнеков в комбайнах УКМ-1, КШ-1, ШВКэ существенно уменьшает выход мелких классов угля по сравнению с выходом при работе удаленных шнеков в комбайнах 2К - 52, К-101 вследствие более эффективного совместного воздействия резцов на среднюю пачку угля. Согласно исследованиям А. Г. Фролова, прогнозирование выхода различных классов угля можно осуществить только с учетом конкретных схемы расположения и размеров резцов, их типа, толщины стружки, расстояния между линиями резания, и положения резцов по отношению к направлению кливажа. [22]
Каждая пара противоположных боковых стоек имеет верхнее поперечног крепление, а при погрузке круглого или полукруглого леса на платформы - дополнительное среднее крепление. Среднее крепление находится при разделении штабеля: на две пачки - между пачками; на три пачки - между средней и верхней пачками; на четыре пачки - между средними пачками; на пять пачек - между второй снизу и средней пачкой. [23]
При корреляции пласта П на месторождении были выделены три литологиче-ские пачки - верхняя, средняя и нижняя. Промышленные запасы нефти сосредоточены в нижней и в верхней пачках. Средняя пачка, с точки зрения разработки, не представляет интереса. Связь между пачками практически отсутствует. [24]
На ряде площадей Волгоградской области-в отложениях девона вскрыты залежи нефти и газа. Так, на Бахметьевской площади в евлановско-ливен-ских слоях франского яруса в известняках, доломитах и доломитизированных известняках, с пористостью в среднем около 11 % и суммарной мощностью, равной 12 м, встречена газонефтяная залежь. В этом же стратиграфическом горизонте на Жирновскои площади в известняках детритусовых, мелкообломочных, с пористостью 1 5 - 13 % в средней пачке, мощностью от 25 до 38 м, также обнаружена газонефтеносная залежь. [25]
Так, сли в 1964 г. практически весь объем воды закачивали в нагнетательные скважины разрезающих рядов, то в 1974 г. 28 % общего объема закачивали в очаговые скважины. Однако анализ, выполненный в БашНИПИнефти, показал, что, несмотря на совершенствование системы заводнения, 28 3 % балансовых запасов нефти находится в неблагоприятных для разработки условиях, в том числе 17 7 % в водонефтяных зонах, 16 6 % в малопроницаемых пластах небольшой толщины средней пачки и 4 % в отдельных линзах. Это свидетельствует о наличии не охваченных эксплуатацией пластов или о разработке их весьма низкими темпами. Их освоение в эксплуатацию требует бурения новых скважин, отключения высокообводненного пласта CVi и проведения других мероприятий по регулированию. [26]
Соляно-ангидритовые толщи ( мощностью до 1000 м) в основном расположены в южной ступени Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области и занимают среднее положение между песчано-глинисты-ми и карбонатными образованиями. Эти отложения являются непроницаемой покрышкой для продуктивных коллекторов карбонатной юры. Эта толща выделяется как I и II пачки солей, верхние, средние и нижние пачки ангидритов. Средние пачки ангидритов переслаиваются пропластками солей, в которых наиболее часто встречаются следующие осложнения: образование каверн больших размеров, особенно в I пачке солей; сужение ствола скважин в интервале залегания ангидритовых отложений II пачки солей; наличие линз с горячим рассолом ( рапой); смятие обсадных колонн. [27]
Нижняя аргиллито-алевролитовая пачка представлена темно-серыми аргиллитами с тонкими прослоями глинистых алевролитов и глинистых песчаников. Резкое сокращение мощности или полное отсутствие нижней пачки в некоторых местах связано с ее размывом. Размыв в плане представляется в виде извилистых узких рукавов, секущих Туймазин-скую структуру вкрест простирания. Эрозионные врезы заполнены песчаниками средней пачки. Местами наблюдается слияние песчаников пласта Д1 с нижележащим пластом ДП. [28]
Верхний и средний пласты часто замещаются аргиллитами и глинистыми алевролитами. Имеются зоны слияния песчаников обоих пластов. Коэффициент связанности верхней и средней пачек пласта ДП равен 0 46, что свидетельствует о хорошей гидродинамической связи залежей обеих пачек. Коллектор-ские свойства песчаников верхней пачки являются также более низкими по сравнению с песчаниками средней пачки: средняя пористость равна 20 %, а проницаемость - 270 мд. [29]
 |
Размещение скважин по техсхеме 1957 г. на горизонт Д1У. и юго вост ( же располагались ПО. [30] |
Страницы: 1 2 3