Верхнефаменский подъярус

Cтраница 2

Ввиду явной недостаточности измерений пористости и проницаемости по керновому материалу косвенно емкостные и фильтрационные характеристики верхнефаменского подъяруса оцениваются по данным опробования и замерам дебитов по жидкости и нефти. [16]

Таким образом, сопоставление ри с данными метода НГМ не может служить надежным средством разделения нефтеносных и водоносных коллекторов верхнефаменского подъяруса на Туйма-зинской площади. [17]

Зависимость свойств пластовой нефти от давления. Месторождение Демское. Горизонт Д. [18]

Промышленная нефтеносность выявлена в пласте Дпг староосколь-ского горизонта верхнеживетского подъяруса среднего девона, в пласте Д: пашийского горизонта ниж-нефранского подъяруса верхнего девона, в верхнефаменском подъярусе верхнего девона, а также в турней-ском ярусе и угленосном горизонте нижнего карбона. Пласт Дх делится на верхний и нижний. Коллекторами нефти служат песчаники, в различной степени отсортированные. [19]

Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях живетского яруса среднего девона ( пласты Дш, Дху), в пашийском горизонте нижнефранского подъяруса ( пласт Дх) и в карбонатных отложениях верхнефаменского подъяруса верхнего девона, а также в известняках турнейского яруса и в песчано-глинистых породах угленосного горизонта нижнего карбона. Промышленным объектом является пласт Дь сложенный песчано-алевролитовыми породами. Большая часть залежи подстилается водой. [20]

Геологический профиль по Д1 в крест простирания структуры. [21]

Фаменский ярус подразделяется на 3 подъяруса: верхнефаменский, среднефаменский и нижнефаменский. Заволжский горизонт верхнефаменского подъяруса представлен известняками серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, пелитоморфными, глинистыми. Продуктивная часть среднефаменского подъяруса расположена на 8 - 14 м ниже кровли подъяруса. Пачка сложена известняками светло - и темно-серыми с прослоями глин. [22]

Наиболее разведанным и геологически изученным месторождением, содержащим промышленные залежи нефти в карбонатных коллекторах, является Субханкуловское месторождение. Нефтеносны отложения верхнефаменского подъяруса, представленные плотными крепкими мелкокристаллическими известняками. Трещины выполнены глинистым материалом. [23]

Ардатовское месторождение открыто в 1977 году. В карбонатных отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено 13 залежей нефти массивного типа. [24]

В 1968 году, по предложению геологической службы ТУБР, были возобновлены работы по испытанию скважины № 2 Михайловка, пробуренной и ликвидированной 21 год назад. После перфорации карбонатов пачки Д верхнефаменского подъяруса в интервале 1381 - 1387 м был получен фонтанный приток нефти дебитом 44 м3 / сутки через 7 мм штуцер, что ознаменовало собой открытие Михайловского нефтяного месторождения. Вслед за этим были установлены промышленные притоки нефти также в ранее ликвидированных скважинах № 6 и № 7 Михайловка. По состоянию на 1 января 1976 года из недр Михайловского месторождения уже извлечено 1 2 млн. тонн нефти. [25]

Около 30 % всех известных залежей нефти в платформенной Башкирии приурочено к карбонатным отложениям ( известнякам и доломитам) фаменского возраста. Большая их часть связана с верхнефаменским подъярусом и распространена в пределах Южно-Татарского свода и на Башкирском своде. Наиболее значительные залежи нефти в фаменских отложениях установлены на Туймазинском, Михайловском, Субхантуловском, Стахановском, Копей-Кубов - ском, Абдулловском месторождениях Южно-Татарского свода, где нефтеносность связана со структурами облекания тектонических образований терригенного девона. [26]

Субханкуловская нефть фаменского горизонта. Кривые разгонки. [27]

Субханкуловское месторождение расположено в 12 км от станции Туймазы и примерно на таком же расстоянии от Туймазин-ского месторождения нефти. Промышленная нефть рядом скважин вскрыта в отложениях верхнефаменского подъяруса. [28]

Зависимость удельного электрического сопротивления р пластов от коэффициента пористости К. [29]

На рис. 1 представлена также кривая зависимости рп / ( Кл) по скв. Кривая построена по средним значениям пористости пластов верхнефаменского подъяруса, полученным из диаграмм НГМ и ННМНТ, которые были записаны эталонированным прибором, и по удельным электрическим сопротивлениям тех же пластов по БЭЗ. [30]

Страницы: 1 2 3