Платформенные залежи

Cтраница 1

Платформенные залежи этой группы в основном связаны с карбонатными породами в пределах складок и структурных уступов. Структурные уступы в Башкирии приурочиваются к линиям разломов кристаллического фундамента платформы. [1]

Некоторые платформенные залежи нефти характеризуются однонаправленным линейным изменением свойств нефти по площади, которое не связано явным образом с положением внутреннего контура и водонефтяной зоны. [2]

Из платформенных залежей нефти наиболее длительно разрабатываются при водонапорном режиме залежи в Куйбышевской области. Разработка некоторых из них находится на конечной стадии. К их числу относятся в основном залежи в песчаниках угленосного горизонта и девона Самаролукского района и несколько залежей в карбонатных коллекторах Кинель-Черкас - ского района. [3]

В краевых частях платформенных залежей находится зона, где мощности нефтенасыщенных пластов, подстилаемых подошвенными водами, уменьшаются до 2 - 1 м и даже до нескольких десятков сантиметров. Особое внимание должно быть обращено на выявление в разрезе поисковых и-разведочных скважин пластов, нефтегазонасыщение которых фиксируется в очень небольших интервалах, так как это обстоятельство дает основание полагать, что скважина находится в краевой части залежи и заложение новой скважины в более благоприятных структурных условиях может привести к открытию промышленного месторождения. [4]

Зависимости средних значений пористости ( т, нефтенасыщенности ( Кн от мощности ( h для песчаников ТТНК. [5]

В отличие от платформенных залежей Башкортостана, имеющих преимущественно пла-стовый характер залегания, залежи Ишимбайского Приуралья являются массивными и приурочены к карбонатным коллекторам рифовых массивов и антиклинальных складок в отложениях пермской системы. [6]

Нефтяные оторочки газоконденсатных ( газовых) платформенных залежей резко отличаются от нефтяных оторочек складчатых областей. [7]

Номограмма для определения погрешностей карт и разрезов изменения гипсометрии и мощности пласта. [8]

Номограмма на рис. 100 получена путем обобщения результатов изучения изменчивости свойств платформенных залежей нефти ( см. гл. VII), используется при малом числе скважин и дает приближенное, но достаточно уверенное для проектирования разведки решение, начиная с плотностей сетки скважин, при которых проектируется разведка, и несколько больших, когда разведка подходит к своему завершению. [9]

Однако как для нвфгвй гвосинклинальной Южно-Каспийской впадины, так и для нефтей из платформенных залежей Сибири прослеживается параллель-ность обусловленных ветанорфизнон изменений содержания ингибиторов и углеводороднси-о типа нефти, выражаемого, например, посредствен соотношения метановых и нафтеновых углеводородов в нефтяных фракциях. [10]

Отмеченные особенности, являющиеся следствием специфического геологического строения рассмотренных залежей, отличают их от платформенных залежей нефти, приуроченных к турнейским известнякам, и от рифовых залежей Предуральского прогиба. [11]

Прежде всего выделяют две зоны: 1) зону высокой проницаемости, которая характеризуется высокими начальными дебитами скважин, и как правило, фонтанной эксплуатацией; 2) зону низкой проницаемости, которая характеризуется низкими дебитами и глу-биннонасосной эксплуатацией. В условиях платформенных залежей Башкирии и Татарии к скважинам с низким дебитом можно отнести скважины, средний дебит которых в 20 раз меньше среднего дебита зоны высокой проницаемости. [12]

На первом этапе выделяют две зоны: высокой проницаемости, которая характеризуется высокими начальными дебитами скважин и, как правило, фонтанной эксплуатацией; низкой проницаемости, которая характеризуется низкими дебитами и глубинно-насосной эксплуатацией. В условиях платформенных залежей Башкирии и Татарии к скважинам с низким дебитом можно отнести скважины, средний дебит которых в 20 раз меньше среднего дебита для зон высокой проницаемости. [13]

Среднеарифметические величины параметров, выведенные на основе статистической обработки данных скважин, как правило, являются завышенными. Последнее объясняется особенностями разработки платформенных залежей, расположением эксплуатационных скважин преимущественно в присводовой части поднятия в зоне внутреннего контура нефтеносности с максимальными нефтенасыщенными мощностями пластов и наибольшим нефтенасыщением объема перового пространства. [14]

Показатели разработки по всем анализируемым объектам четко ранжируются с показателями геологической неоднородности. По геологической неоднородности XVI пласт относится к однородным ( Кне 0 01) и не имеет себе подобных среди платформенных залежей Волго-Уральской НГП, а XX и XXI пласты к неоднородным объектам. Уникальна и динамика обводнения XVI пласта, 65 % извлекаемых запасов по нему добыто практически за безводный период. Динамика обводнения XX пласта по существу совпадает с динамикой обводнения пласта Д ( объектов 7 и 17 разработки. Совпадают по ним и комплексные показатели неоднородности. Динамика обводнения более неоднородного XXI пласта подобна динамике обводнения пласта Д ( объекта 17, но смещена в сторону пониженных значений нефтеотдачи. [15]

Страницы: 1 2