Cтраница 1
Залежи месторождения пластово-сводовые с этажом газоносности1, превышающим 600 м, и большой толщины продуктивных отложений. [1]
Залежи месторождений в основном пластовые сводовые. Почти все залежи характеризуются полным контуром. Лишь на месторождении Уэень и Жетыбай выделяется несколько залежей литологи-чески экранированных, что связано с неравномерностью изменения коллекторских свойств горизонтов. Для многих залежей Южного Мангышлака характерно наклонное положение контуров продуктивности и небольшое смещение их относительно структур в южном направлении. Последнее связано с региональным напором пластовых вод с севера на юг. [2]
Залежи месторождения Бланке литоло-гически экранированные. Продуктивные горизонты в юго-западном направлении замещаются песчано-глинистыми породами с низкой проницаемостью, а к северу и северо-востоку постепенно сменяются морскими глинистыми породами. [3]
Залежи месторождений - гигантов в подавляющем большинстве находятся на глубине до 3 км, где концентрируется 90 % открытых запасов нефти и 82 5 % - газа. [4]
Залежи месторождений сравнительно небольшие, часто развиты лишь на крыльях брахиантиклиналей, преимущественно в различного рода барьерных формах ловушек. На западе в зоне сочленения платформенного и складчатого бортов выявлено четыре месторождения: три газовых - Наталес, Транкильо и Мансано и газонефтяное Канелос. [5]
Залежи месторождения Бахар разрабатывают на естественных режимах, которые можно охарактеризовать как смешанные. [6]
Залежи месторождения Бланко литоло-гически экранированные. Продуктивные горизонты в юго-западном направлении замещаются песчано-глинистыми породами с низкой проницаемостью, а к северу и северо-востоку постепенно сменяются морскими глинистыми породами. [7]
Все залежи Карасевского месторождения пластовые, сводовые. [8]
Большинство залежей месторождения относится к пластовым тектонически экранированным, а также к пластовым сводовым, разбитым на блоки. [9]
Из залежей месторождения за 33 года разработки отобрана значительная часть балансовых запасов нефти. Особо следует отметить, что примерно 40 % из них получено за безводный период при фонтанном способе эксплуатации. [10]
Большинство залежей месторождения балаханской и НКП свит состоит из нефтяных оторочек и газовых шапок, из которых в проектах разработки предусматривался одновременный отбор нефти. [11]
Для залежей месторождения характерны аномально высокие пластовые давления. Их превышение над гидростатическими является одним из наибольших среди других месторождений Западно-Туркменской впадины и доходит до 1 4 - 1 5 раза. [12]
По характеру залежей месторождения Узень в юрской нефтегазоносной толще выделяются чисто нефтяные залежи, нефтяные залежи с газовыми шапками и единичные газовые залежи. Причем газоносность вниз по разрезу несколько возрастает. Залежи пластовые, сводовые, часто с едиными водонефтяными контактами. По строению и нефтегазоносности Жетыбайское месторождение в общих чертах аналогично месторождению Узень, но имеет меньшие размеры. [13]
Характерной особенностью залежей месторождения являются аномально высокие пластовые давления, превышающие гидростатические в 1 4 - 1 65 раза. Газ месторождения метановый ( до 91 %) с большим количеством конденсата. [14]
Газ всех залежей Вельского месторождения содержит конденсат. Перспективы прироста запасов газа на месторождении связаны с каменноугольными отложениями. [15]