Девонское залежи
Cтраница 1
 |
Волковское месторождение. Карта контуров залежей. Геологический профиль. [1] |
Девонские залежи разрабатываются единичными скважинами. [2]
Девонские залежи расчленены на самостоятельные участки ( зоны) разработки. [3]
Для девонских залежей, обводненных более чем на 85 %, период снижения закачки должен быть, наоборот, в 2 - 4 раза меньше периода ее восстановления, а оптимальная величина снижения лежит в пределах 20 - 40 % от исходной. [4]
Открытие девонских залежей на севере европейской части СССР ( Коми АССР), выявление промышленной нефтеносности палеозойских отложений на юге Западной Сибири, получение промышленных притоков нефти в кембрийских отложениях Восточной Сибири, выявление новых нефтяных месторождений в восточной части Прикаспийской впадины, на Каспийском Mqpe у берегов Азербайджана, Туркмении и Дагестана подтверждают перспективность недр страны и обеспечивают успешное развитие нефтяной промышленности. [5]
Эксплуатация девонских залежей начата в 1945 г. по генеральной схеме, в которой были предусмотрены основные принципы разработки. Схема была составлена исходя из предположения, что залежи пластов Д1 и Дп совершенно изолированы друг от друга. [6]
Нефти девонских залежей легкие ( плотность 0 840 г / см3) малосмолистые, сернистые. [7]
Нефти девонских залежей относятся к легким нефтям; величина их вязкости в пластовых условиях в пределах различных месторождений Татарии изменяется от 0 2 до 0 6 сПа - с при температуре 4О С. Величина пластовой температуры колеблется в пределах 35 - 40 С. [8]
Открытие девонских залежей на севере европейской части СССР ( Коми АССР), выявление промышленной нефтеносности палеозойских отложений на юге Западной Сибири, получение промышленных притоков нефти в кембрийских отложениях Восточной Сибири, выявление новых нефтяных месторождений в восточной части Прикаспийской впадины, на Каспийском море у берегов Азербайджана, Туркмении и Дагестана подтверждают перспективность недр страны и обеспечивают успешное развитие нефтяной промышленности. [9]
Разработка девонских залежей была начата в 1945 г. по проекту, в котором было уже предусмотрено законтурное заводнение. [10]
Газы девонских залежей характеризуются несколько большим содержанием этана, пропана и особенно более высокомолекулярных углеводородов, бутанов, пентанов и высших. В газах газонефтяных скважин концентрация пропана и более тяжелых углеводородов в три и более раза выше, чем в газовых, хотя содержание этана мало отличается. Эта характерная особенность изменения содержания углеводородных компонентов обычно наблюдается между газовыми и нефтяными горизонтами многопластовых газонефтяных месторождений. [11]
Нефти девонских залежей более легкие. [12]
Режим девонских залежей упруго-водонапорный. Разработка основного пласта Д1 производится с поддержанием пластового давления путем закачки воды в законтурную часть пласта. [13]
Для девонских залежей, обводненных более чем на 85 %, период снижения закачки должен быть, наоборот, в 2 - 4 раза меньше периода ее восстановления, а оптимальная величина снижения лежит в пределах 20 - 40 % от исходной. [14]
Для девонских залежей нефти и газа Саратовской области, расположенных в зоне среднего катагенеза, глинистые толщи служат хорошими покрышками. Встречаются залежи нефти и газа и в зоне позднего катагенеза ( жирные и коксовые угли), там, где толщи аргиллитов имеют мощность 100 - 200 м ( например, на Шляховской и. Однако залежи нефти отсутствуют в терригенном девоне Жирновского и Бахметьевского поднятий из-за воздействия динамометаморфизма на аргиллиты в своде этих поднятий. Они изменены здесь больше, чем в других районах Нижней Волги. [15]
Страницы: 1 2 3 4