Верхняя залежь
Cтраница 2
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. [16]
В - зона, в которой наблюдается прямая зависимость между высотой залежи и мощностью покрышки; С - зона, в которой высота залежи определяется влиянием верхней залежи, перекрытой мощной покрышкой. [18]
На месторождении выявлены две газовые залежи в отложениях нижней перми и в карбоне. Верхняя залежь приурочена к пористым известнякам ассельского и сакмарского ярусов нижней перми. [19]
На месторождении выявлены четыре залежи нефти. Самая верхняя залежь приурочена к толще порово-кавернозных и трещинных карбонатных пород, соответствующей по возрасту кунгурскому ярусу нижней перми, верхнему и среднему карбону. Залежь массивная, сводовая и имеет наклонный водоне-фтяной контакт с отметками от 1288 м на юге до 1342 м на севере. [20]
 |
Месторождение Кызыл-Тумшук. Структурная карта по кровле V продуктивного горизонта ( по данным УГ СМ ТаджССР и НПУ Таджикнефть. [21] |
Промышленная газоносность месторождения связана с палеогеновыми, меловыми и юрскими отложениями. Самая верхняя залежь месторождения приурочена -, к коллекторам бухарского яруса. Они представлены белыми доломитизпрованными, сильно кавернозными известняками. [22]
Региональная газоносность для данных областей характерна как по сеноманским отложениям, так и по нижезалегающей мощной толще апт-валанжинского возраста. В верхних залежах разреза обычно присутствует газовый конденсат, причем, кон-денсатосодержание вниз по разрезу увеличивается, и на определенных глубинах появляются нефтяные оторочки и нефтяные залежи с газоконденсатными шапками; еще глубже появляются чисто нефтяные залежи. [23]
Обе залежи разбуривались скважинами по самостоятельным сеткам при совместном вскрытии и эксплуатации всех пластов в периферийных частях складки. Добыча газа в первые три года интенсивно наращивалась за счет первоочередного разбуривания в сводовой части основных, наиболее продуктивных, объектов верхней залежи. [24]
Северо-Сарембойской из четырех объектов в интервале 2800 - 3185 м получены притоки нефти дебитом 24 - 325 т / сут. Нефть плотностью 855 - 880 кг / и3, содержание серы - 0 24 - 0 9 %, парафина - 2 3 %, эффективная нефтенасыщенная мощность пластов-коллекторов для верхней залежи - 53 м, для нижней - 8 3 м, коэффициент пористости равняется 0 09 и 0 13 соответственно. [25]
Месторождение Киркук приурочено к антиклинали длиной около 100 км и шириной 5 км. На месторождении содержатся три залежи: верхняя, наибольшая - в известняках Кальхур и две, немного меньшие по размерам - в известняках Камшука и Шираниш. Покрышкой верхней залежи служат эвапориты свиты Фарс, в двух других - пачки глинистых мергелей палеоцена и верхнего мела. [26]
Продуктивные пласты представлены в основном массивными средне - и крупнозернистыми песчаниками иногда с редкими пластами алевролитов. Коллекторские свойства двух нижних продуктивных толщ невысокие: открытая пористость в среднем около 15 - 20 %, проницаемость максимальная 60 мд. Пласты верхней залежи при аналогичной пористости обладают проницаемостью в пределах от 43 до 237 мд. [27]
Газоконденсатное месторождение Мауи открыто в 1969 г. на западном шельфе Новой Зеландии, в 40 км от берега. Две залежи приурочены к верхней и нижней частям горизонта капу ни ( эоцен-палеоцен), сложенного кварцевыми песчаниками. Начальные запасы месторождения 150 млрд. м3, конденсата 10 млн. т, причем 80 % запасов приурочено к верхней залежи. [28]
Открыто в 1974 г. Месторождение находится в пределах Нурминской межбассейновой территории и приурочено к локальной структуре изометричной формы на сев. Продуктивными являются отложения сеномаиского, готерив-альбского и ва-ланжинского возраста. Залежи связаны с песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и глинами. Верхняя залежь перекрывается мощной региональной глинистой покрышкой. Состав газа в верхней части разреза характеризуется содержанием СН4 94 15 - 97 76 %; 2ТУ 1 33 - 4 02 / о - Для нижнемеловых залежей характерно АВПД. ХАССИ-МЕСАУД НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ - расположено в республике Алжир, в вост. Приурочено к крупному куполовидному поднятию размером 40 X 45 км ( площадь 1300 км2) с частично размытым сводом. [29]
Открыто в 1974 г. Месторождение находится в пределах Нурминской межбассейновой территории и приурочено к локальной структуре изометричной формы на сев. Продуктивными являются отложения сеноманского, готерив-альбского и ва-ланжинского возраста. Залежи связаны с песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и глинами. Верхняя залежь перекрывается мощной региональной глинистой покрышкой. Для нижнемеловых залежей характерно АВПД. ХАССИ-МЕСАУД НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ-расположено в республике Алжир, в вост. Приурочено к крупному куполовидному поднятию размером 40 X 45 км ( площадь 1300 км2) с частично размытым сводом. [30]
Страницы: 1 2 3