Залежь - массивный тип
Cтраница 1
Залежь массивного типа высотой более 120 м первоначально рассматривалась как единый нефтяной резервуар с хорошей гидродинамической связью слоев по разрезу: с подошвы залежь считалась запечатанной. [1]
В залежах массивного типа, которые подстилаются подошвенной водой, создаются более благоприятные условия для постепенного подъема водонефтяного контакта, однако нередко с образованием конусов воды. [2]
В турнейском ярусе установлена залежь массивного типа на Быркинском куполе на глубине 1330 - 1360 м, в самой кровле яруса. Литологически пласты не выдержаны. [3]
Скопление битумов преимущественно связано с залежами массивного типа, коллекторами которых представлены известняки. Пористость пород колеблется от 1 9 да 35 %, проницаемость - от единиц до сотен миллидарси. [4]
В известняках нижнего - среднего карбона выявлена залежь массивного типа, пластовое давление в которой ниже, чем в нижнепермских отложениях. [5]
 |
Размещение скважин па структуре. [6] |
Нам представляется, что в пластовых залежах и залежах массивного типа целесообразно располагать нагнетательные скважины внутри контура газоносности, так как это дает возможность получать следующие преимущества: 1) в некоторых случаях можно объединить в одной скважине закачку воды и отбор газа ( рнс. [7]
Из представленного выше перечня вариантов экспериментов, проведенных на моделях фрагментов залежи массивного типа с применением вертикальных и горизонтальных скважин, видно, что основное внимание при проведении математических экспериментов было уделено влиянию на коэффициент газоотдачи следующих факторов: степени вскрытия пласта вертикальными скважинами; параметра анизотропии; непроницаемых перемычек; длины горизонтального ствола при различных интенсивностях годового отбора газа. [8]
 |
Структурная карта по кровле продуктивного пласта A-I Советского месторождения ( по дан-иг - м ТТГУ. [9] |
Следует отметить, что все нефтеносные пласты этой толщи гидродинамически связаны между собой и поэтому образуют крупную сводовую залежь массивного типа. Все отдельные продуктивные горизонты имеют единый водонефтяиой контакт. Особенность залежи - наличие газовой шапки ( высотой до 40 м), что на нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири явление редкое. Пластовое давление в залежи 170 - 215 кГ / см3, дебиты нефти 250 - 400 м3 / сутки. [10]
Огод 11 0 % изменяются в диапазоне 93 5 рг 95 9 % за 13 - 60 лет разработки фрагмента залежи массивного типа. [11]
Отложения серпуховского и окского надгоризонтов отделены от намюрских трещиноватыми глинистыми и известковистыми породами и сложены трещиноватыми известняками. Залежь массивного типа главным образом газовая, в подошве подстилается нефтью с небольшим этажом нефтенасыщения. Нефте-водяной контакт расположен на отметках - 1208 и - 1240 м, причем закономерности в изменении положения нефте-водяного контакта не устанавливается, что, по-видимому, обусловлено изменчивостью литологического состава и коллекторских свойств вмещающих нефть и газ пород. Этаж газоносности 130 м, начальное пластовое давление 143 кГ / см2, дебиты газа колеблются от 10 до 400 м3 / сутки. [12]
Промышленная газоносность месторождения связана с трещиноватыми известняками верхнего мела. К ним приурочена газокопденсатная залежь массивного типа. [13]
На рис. 2 схематически представлена залежь массивного типа и стрелками показано преимущественное направление линий тока воды по проницаемым пропласткам. Через центр площади начального контакта газ-вода в схеме массивной залежи проводится поверхность, параллельная поверхности кровли залежи, которая принимается за подошву образованной таким cs5 - разом залежи пластового типа. Одна часть оказывается отсеченной от исходной массивной залежи, а другая нритачаетея к пластовой залежи. Проведенная поверхность оказывается границей пластовой залежи, равной по объему трансформированной массивной залежи. Объемный изоморфизм обеих геометрических моделей натурного объекта полностью выдерживается. Приближенно выдерживается и кинематический изоморфизм. Таким образом, массивной залежи ставятся в соответствие на основе приближенного объемно-кинематического изоморфизма залежь пластового типа, которая после внгори-зонталивания пласта переводится в газовую залежь аялипсозвдко-цщшндрической формы, окруженную пластовой водонапорной системой с теми же свойствами, что и пластовая водонапорная система, приуроченная к залежи массивного типа, Прогнозный расчет обводнения эллипсовидной газовой залежи пластового типа и эллипсовидной газовой залежи массивного типа сводится к прогнозному расчету обводнения газовой залежк эллипсовидно-цилиндрической формы. [14]
Нефтеносные отложения среднего кембрия на Гаргждайском месторождении залегают на глубинах 1950 - 2000 м и включают ряд продуктивных песчаных горизонтов. Последние гидродинамически связаны между собой и образуют сводовую залежь массивного типа с единым водонефтяным контактом. Первый небольшой приток нефти на месторождении был получен в 1967 г. на Шюпаряйской структуре из отложений среднего кембрия. На Южно-Шюпаряй - ской структуре полученные дебиты нефти более значительны: 19 - 46 м3 / сутки на 5-мм штуцере. Месторождение по запасам нефти небольшое. На месторождении осуществляется разведка нефтеносных отложений ордовика. [15]
Страницы: 1 2 3