Cтраница 3
Залежи в целом характеризуются сходными текущими и расчетными конечными величинами т, поэтому различия между величинами т) зав связаны, по-видимому, с другими факторами. Рекордно высокой величиной т) ( т ] 3ав 0 67, т ] тек 0 56) характеризуется залежь пласта ДП Константиновского месторождения. Геологические условия разработки остальных залежей и вязкости нефтей очень близки ( эксплуатировались они примерно с одинаковой интенсивностью), поэтому и величины т ] их практически одинаковы. [31]
Месторождения по числу залежей подразделяются на однопластовые, если они характеризуются одной залежью, и многопластовые, если имеют несколько или много залежей. Однако так же, как и на однопластовом месторождении, где объектом всестороннего изучения и исследования является залежь, последняя отдельно с той или иной степенью детальности должна быть изучена и на многопластовом месторождении. В настоящее время в практике производства геологоразведочных работ на нефть и газ для промышленной оценки месторождений и передачи их в разработку в первую очередь детально разведываются залежи, содержащие основные запасы месторождения. Детальное изучение остальных залежей, как правило, достигается их доразведкой в процессе разработки месторождения. [32]
Песчаники пласта C-VI-1 не имеют широкого распространения на площади месторождения. На площади месторождения в пласте C-VI-1 установлены восемь участков нефтеносности, в трех из которых песчаники имеют линзовидное залегание, в силу чего приуроченные к ним залежи нефти относятся к литологическому типу. Остальные пять залежей являются пластовыми сводовыми, однако в определении их размеров существенную роль играет литологический фактор. Размер наиболее крупной залежи составляют 3 5x0 8 км, остальные залежи имеют размеры от 0 4x0 3 до 1 8x0 3 км. [33]
Основная часть выявленных залежей нефти сконцентрирована во франско-турнейском нефтегазоносном комплексе. Они контролируются локальными поднятиями тектонического и седиментационно-тектонического типов. Размеры залежей изменяются от 0 5x1 до 2 5x3 км. Около 15 % залежей относятся к пластово-сводовым, 22 5 % - к пластово-сводовым с литоло-гическим экранированием, остальные - к массивным или слоисто-массивным. Остальные залежи в локально нефтеносных горизонтах карбона имеют ограниченное развитие, небольшие размеры и ограниченный этаж нефтеносности. [34]
Этому способствует благоприятная для развития нефтяной микрофлоры пластовая температура - 10 - 40 С. В то же время на соседних площадях, где температура несколько ниже ( например, Пальяновское месторождение, Т 65 С) нефть имеет отчетливые признаки биодеградации. На этом же уровне деградации находится залежь на Тюменском месторождении, где температура 62 С. В нефтях всех этих месторождений на хромато-граммах отчетливо фиксируются - алканы. Нефти остальных залежей находятся на более высокой стадии деградации, и поэтому в них н-ал-каны отсутствуют. [35]