Залежь - массивный тип
Cтраница 2
Наибольшие запасы нефти месторождения установлены в отложениях верхнего мела. К ним на глубинах 2700 - 3100 м приурочена залежь массивного типа, связанная с трещиноватыми известняками, она занимает всю сводовую часть структуры. [16]
 |
Месторождение Озек-Суат ( по данным объединения Ставрополь. [17] |
Со многими из них связаны по существу самостоятельные месторождения нефти и газа ( Северный поднадвиг Малгобек, Взброшенная структура, Южная структура и др.) - Наибольшие запасы нефти месторождения установлены в отложениях верхнего мела. К ним на глубинах 2700 - 3100 м приурочена высокопродуктивная залежь массивного типа. Залежь, связанная с трещиноватыми известняками, занимает всю сводовую часть структуры. [18]
 |
Месторождение Карабулак-Ачалу - ки. [19] |
Северный поднадвиг Малгобека, Взброшенная структура, Южная структура и др.) - Наибольшие запасы нефти месторождения установлены в отложениях верхнего мела. К ним на глубинах 2700 - 3100 м приурочена высокопродуктивная залежь массивного типа. Залежь, связанная с трещиноватыми известняками, занимает всю сводовую часть структуры. Начальные дебиты некоторых скважин достигали 1000 - 2000 т / сутки, а дебиты при открытом фонтанировании составляли 3000 - 4000 т / сутки. [20]
 |
Значения функции р ( fi и fi. [21] |
Представленная выше методика определения вторгшейся в газовую залежь воды применима только для месторождений пластового типа, ( т.е. к контурным водам) и неприменима для оценки количества вторгшейся в газовую залежь подошвенной воды. Для определения количества подошвенной воды, вторгшейся в газовую зону в залежах массивного типа, также предложено несколько приближенных способов. Учитывая, что все приближенные методы определения количества вторгшейся в газовую залежь воды носят весьма ориентировочный характер, предлагается только одна из методик, достаточная для оценки количества воды, поступающей в массивную газовую залежь. Схема продвижения подошвенной воды показана на рис. 5.5. Допускается, что залежь имеет форму шарообразного сегмента или конуса. [22]
В настоящее время известно три типа моделей, хотя на практике обычно используются только два. В модели 1 предполагается, что весь объем залежи газодинамически представляет одно целое, т.е. залежь массивного типа. Таким образом, в модели 2 реализуется тип залежи пластового характера. В модели 3 ( Л.Б. Берман, И.П. Жабрев, В.М. Рыжик и др.) проницаемые блоки ( эксплуатационные горизонты) разделены перемычками из слабопроницаемых пород с начальным градиентом давления. [23]
Абсолютные отметки ВНК или подошвы залежи уточняются по результатам глубокого бурения окружающих вертикальных скважин, и от точности этих отметок зависит определение положения точки забоя УГУС. По данным структурных построений и карт общих нефтенасыщенных толщин участки для бурения ГС выбираются в залежах массивного типа, имеющих толщины 10 и более метров, а в пластовых залежах - 5 и более метров. В массивных залежах, приуроченных, в основном, к отложениям башкирского и турнейского возрастов профиль УГУС нисходящий, и расстояние от точки забоя до ВНК рекомендуется оставлять не менее 7 метров с целью увеличения безводного периода эксплуатации ГС. [24]
 |
Теребиловское месторождение. Структурная карта по кровле переходной свиты татарского яруса ( составилаА. Л. Га. [25] |
На площади открыта газовая залежь в калиновской свите казанского яруса. Коллектором служат доломиты верхней части свиты. Залежь массивного типа, снизу подстилается зеркалом пластовых вод. Газовые притоки получены в скв. [26]
В нижнепермских отложениях газоносны 3 пачки: средний и нижний ангидритовые горизонты и свита медистых песчаников. Отмечены также относительно высокие пластовые давления газа на месторождении Рудки, где юрская залежь массивного типа подстилается подошвенной водой. [27]
В толще выделяется до пяти отдельных песчаных пластов ( AB ABJ, из которых выдержанными являются три пласта. Эти же пласты обладают наилучшими кол екторскими свойствами. Все нефтеносные пласты этой толщи гидродинамически связаны между собой и поэтому образуют крупную сводовую залежь массивного типа. Все отдельные продуктивные горизонты имеют единый водонефтяной контакт. Особенность залежи - наличие газовой шапки ( высотой до 40 м), что на нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири явление редкое. [28]
 |
Разрез продуктивных отложений Самотлорского месторождения ( по Ф. К. Салманову а - газ. б - нефть. [29] |
В толще выделяется до пяти отдельных песчаных пластов j - AB5), из которых наиболее выдержанными являются три пласта. Эти же пласты обладают наилучшими коллекторскими свойствами. 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 водонефтяной контакт. Особенность залежи - наличие газовой шапки ( высотой до 40 м) т что на нефтяных месторождениях дентральной части Западной Сибири явление редкое. [30]
Страницы: 1 2 3