Остальные залежи
Cтраница 1
Остальные залежи нефтяные с газовыми шапками, кроме двух в нижней части продуктивного разреза, которые являются чисто нефтяными. Все залежи характеризуются упруго-водонапорным режимом. Режимы залежей с газовыми шапками смешанные: упруго-водонапорные и газовой шапки. [1]
 |
Средневилюйское месторождение.| Положение газовых залежей в разрезе триасовых отложений Средневилюйского месторождения. [2] |
Остальные залежи на Средневилюйском месторождении изучены слабее и содержат меньше запасов газа, чем нижнетриасовые. [3]
Остальные залежи имеют меньшие размеры. [4]
Остальные залежи Александровской площади небольшие по размерам. [5]
Остальные залежи нефти пласта Дш в пределах площади, как правило, литологически экранированные, пластовые сводовые и имеют размеры от 0 3x15 0 ( район скв. [6]
 |
Структурная карта по кровле газоносной песчаной угерской толщи газовых месторождений Бильче-Волица и Угерско ( по II. Д. Блину. [7] |
Все остальные залежи выявлены в пес-чано-глинистой толще сарматского горизонта и приурочены к выклинивающимся в северном направлении пластам песчаников. [8]
Залежь в отложениях баженовской свиты имеет коллектор трещинного типа, все остальные залежи - порового типа. [9]
Залежь в отложениях баженовской свиты имеет коллектор трещинного типа, все остальные залежи - перового типа. [10]
 |
Геологический разрез Осташковичского и Южно-Осташковичского месторождений ( по А. И. Кононову и В. Н. Бескопыльскому а - залежи нефти. б - кепрок соляного штока. - фундамент. [11] |
Залежь задонского горизонта северного приподнятого крыла массивная, литологически экранированная, а остальные залежи пластовые, литологически и тектонически экранированные, эффективные нефтенасъпценные мощности залежей задонского горизонта достигают 110 - 180 м, глубины залегания от 1900 - 2000 до 3000 - 3700 м в опущенном крыле. [12]
Залежь задонского горизонта северного приподнятого крыла массивная, стратиграфически экранированная, а остальные залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные. [13]
Как было отмечено выше, основные запасы нефти опытного участка приурочены к пласту Сп, а остальные залежи нефти имеют второстепенное значение и содержат небольшие запасы, что исключало возможность выделения их в самостоятельный объект разработки. Поэтому разработка всех вскрытых скважинами продуктивных пластов участка ведется при их совместной перфорации. [14]
В разрезе Прибрежного месторождения выделено два типа флюидов: верхняя залежь I классифицируется как газоконденсатная с нефтяной оторочкой, остальные залежи отнесены к типу летучих нефтей. По Хараса-вейскому месторождению выделено четыре продуктивных объекта, объединяющих залежи с близкими физико-химическими и струк-турнр-хроматографическими характеристиками: I - ТП1 - 2, ТП1 - 5; II - ТЛИ, ТП12, ТП13 - 14; III - ТП15 - 16, ТП21 - 23, НП1, НП2; IV -залежи пластов БЯ. [15]
Страницы: 1 2 3