Залежи - нефть - месторождение
Cтраница 1
Залежи нефти месторождения Русский Хутор находятся в условиях высоких давлений и температур. Нефти легкие, маловязкие, с высоким газосодержанием, имеют большую усадку. [1]
Залежи нефти месторождения Шхунное находятся в условиях невысоких давлений и температур. Нефти двух верхних пластов близки между собой по свойствам. Нефть нижнего горизонта имеет более высокое газосодержание, а в целом по значениям параметров она ближе к средней нефти. [2]
Залежи нефти месторождений Долина и Северная Долина представлены песчано-глинистыми отложениями манявской, выгодской и быстрипкой свит эоцена и менелитовой свиты опигоиенового возраста. [3]
Залежи нефти месторождений впадины Сан-Хоакин преимущественно пластовые сводовые. В них сконцентрировано 45 % доказанных запасов нефти. Около 35 % запасов нефти находится в ловушках ли-тологического и стратиграфически экранированного типа и лишь 20 % - в тектонически экранированных. [4]
Залежи нефти Джьерского месторождения находятся в условиях умеренных давлений и средних температур. Нефти эти легкие, маловязкие, с повышенным газосодержанием. [5]
Залежи нефти Стретенского месторождения находятся в условиях средних давлений и низких температур. [6]
Залежи нефти Белебеевского месторождения находятся в условиях умеренных пластовых давлений и температур. [7]
Залежи нефти Кинель-Черкасского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений и температур. По величине большинства параметров эти нефти существенно различаются. Нефть пласта До имеет низкие значения давления насыщения, газосодержания и объемного коэффициента. Нефти обоих пластов маловязкие. [8]
Залежи нефти Тверского месторождения находятся в условиях средних ( пласт Б2) и заметно повышенных ( пласт Дш) пластовых давлений и температур. Нефть бобриковского горизонта резко отличается от нефти живетского горизонта. Первая имеет в 3 с лишним раза меньшее, а вторая - в 2 раза больше газосодержание, чем условная средняя нефть. Нефть бобриковского горизонта довольно тяжелая. Нефти обоих горизонтов маловязкие. [9]
Залежи нефти Ново-Григорьевского месторождения находятся в условиях довольно высоких давлений и высоких температур. Нефть эта легкая, маловязкая, с большим газосодержанием. [10]
Данные, полученные в процессе бурения свыше 100 эксплуатационных скважин, существенно изменили представление о строении залежей нефти Колодезного месторождения и позволили внести определенные коррективы в технологические показатели разработки. Так, например, площади нефтеносности относительно принятых в технологических схемах изменились следующим образом: по IV, V, VI, VIII3 4 и IX пластам уменьшились, составив соответственно 74, 93, 92 5; 92 и 86 5 %, а по VII пласту увеличилась, составив 111 % относительно первоначальных; соответственно изменились запасы нефти. Выше уже отмечалось, что практически не внедряется совместно-раздельная эксплуатация, предусмотренная технологическими схемами. [11]
В месторождениях последнего типа основным резервуаром нефти, газа и воды являются трещиноватые глинистые известняки сакмаро-артинского среднекаменноугольного и девонского возрастов. Залежи нефти месторождений обоих типов массивные, подстилаются подошвенной водой, за исключением Ара-слановско - Волостноеской группы с активным водонапорным режимом. [12]
 |
Схема разработки Арланского месторождения. [13] |
Пластовые нефти угленосной толщи в пределах Западной Башкирии по сравнению с девонскими нефтями обладают повышенной плотностью и вязкостью и слабой газонасыщенностью. Залежи нефти месторождений Арланского типа, так же как и девонские, характеризуются упруговодонапорным режимом. [14]
Примером залежей третьей категории группы VI могут служить залежи пласта I месторождения Южный Аламышик, пласта I Андижанского месторождения и пласта VII месторождения Ходжи-Абад. На рис. 17 приведены кривые ( q - 27), построенные по данным разработки перечисленных выше залежей нефти месторождений Ферганской долины. [15]
Страницы: 1 2