Cтраница 1
Первая залежь представлена выдержанным по площади гранулярным высоконефтенасыщенным пластом, тогда как вторая - прослоями глин, алевролитов, доломитовыми и глинистыми, я также грубообломочпой брекчиями. Резервуаром для нефти служат насыщенные нефтью породы либо пустоты, образованные брекчией, из которых нефть была вытеснена водой. [1]
Первая залежь связана с пластом песчаников Верейского горизонта, залегающим в центральной части Я. Вторая залежь связана с известняками башкирского яруса, залегай. Пласт высокопродуктивный, но залежь небольших размеров. Девонские отложения вскрыты всего несколькими скважинами, признаков нефте-газоносно-сти не обнаружено. [2]
Первая залежь, являющаяся самой крупной, относится к типу пластовых сводовых. Ширина водо-нефтяной зоны изменяется от 0 08 до 4 км. [3]
В России первая залежь никелевой руды была случайно открыта в Приуралье в середине прошлого века. Спроса на никель не оказалось, и залежь была заброшена. [4]
В 1934 г. была вскрыта поисковой скважиной первая залежь нефти в среднем отделе каменноугольных отложений в Сызрани на Самарской Луке. Почти одновременно обнаружила нефть в пермских отложениях неглубокая скважина, бурившаяся на воду в Молотовской области, вблизи Краснокамского бумажного комбината. [5]
После детального расчленения-и корреляции продуктивных отложений установлено, что в первой залежи непроницаемые породы ( аргиллиты, глины, глинистые алевриты) составляют 50 % объема нефтеносных продуктивных отложений. Вс второЛ залежи эти же непроницаемые порода составляют 20 % объема. [6]
В первом приближении большого итерационного цикла рассчитываем поступление воды в первую залежь без учета влияния на нее остальных, так как мы еще не знаем величину этого влияния. [7]
В первом приближении большого итерационного цикла рассчитываем продвижение воды в первую залежь на весь прогнозный период падающей добычи без учета влияния на нее остальных залежей. [8]
При прочих равных условиях и одинаковой депрессии на нефтяные пласты у первой залежи дебит добывающей скважины может быть в 50 раз выше, чем у второй залежи. Но обычно на высокопродуктивных нефтяных залежах не работают на предельных режимах и дебит нефти бывает ниже потенциально возможного в 5 - 10 раз, соответственно при этом значительно уменьшают депрессию на пласты. [9]
Предполагается далее, что вследствие близости геолого-физических условий обеих залежей неоднородность первой залежи такая же, как и второй. [10]
Во втором приближении большого итерационного цикла производим уточненный расчет продвижения воды в первую залежь с учетом вычисленных в первом приближении понижений давления на ее начальном контуре газоносности от работы ( т - 1) залежей. Одновременно на каждом временном слое уточняется влияние ( понижения давления) первой залежи на остальные т - 1 залежей. Дальнейший расчет по первой и другим залежам аналогичен расчетам первого приближения. [11]
Во втором приближении большого итерационного цикла проводится уточненный расчет продвижения воды в первую залежь с учетом вычисленных в первом приближении понижений давления на ее начальном контуре газоносности от разработки т - 1 залежей. Одновременно на каждом временном слое уточняется влияние ( понижения давления) первой залежи на остальные m - 1 залежей. Дальнейший расчет по первой и другим залежам аналогичен расчетам первого приближения. [12]
Одновременно на каждом временном шаге определяется снижение давления в точках расположения остальных ( т - 1) залежей от работы первой залежи. [13]
Первая залежь - пластового типа, представлена терригенными породами. Вторая залежь ( пласт Т () - массивно-пластового типа, представлена карбонатными породами. Нефть, при примерно тех же условиях залегания, является также средней по плотности и вязкости ( 8 3 мПа - с), смолистой, высокосернистой и высокопарафиновой. [14]
Приводимые ниже результаты соответствуют, в основном, двум залежам, расположенным в Западной Сибири. Первая залежь является нефтяной, а вторая - нефтегазовой. [15]