Нефтегазовая залежь
Cтраница 2
Нефтегазовая залежь IV меотического горизонта Анастасиевско-Троиц - кого месторождения Краснодарского, края является типичным примером второй группы рассматриваемых залежей. Напоры подошвенной воды снизу и газовой шапки сверху на этой залежи прослеживаются почти по всей площади нефтеносности. [16]
Нефтяная, газовая и нефтегазовая залежь - естественное промышленное или непромышленное скопление нефти или газа или того и другого в породе-коллекторе. [17]
Нефтегазовая залежь угленосной свиты Коробковского месторождения приурочена к песчано-глинистой пачке, залегающей в верхней части горизонта и состоящей из четырех основных песчаных пропластков, разделенных глинистыми прослоями. [18]
Нефтегазовая залежь I пачки мелекесского горизонта Короб-ковского месторождения с 1955 до 1961 г. периодически находилась в пробной эксплуатации. [19]
Нефтегазовую залежь пласта АВ, следует отвести к категория залежей с краевой водой. [20]
Нефтегазовыми залежами следует называть залежи, в которых запасы нефти преобладают над запасами газа. В соответствии с этим определением залежи, имеющие один и тот же объем поровых пространств, занятых нефтью и газом, в зависимости от глубины залегания могут в одних случаях относиться к нефтегазовым, в других к газонефтяным. Разведка нефтегазовых залежей, кроме решения других задач, должна предусматривать также установление газо-нефтяного и водо-неф-тяного контактов, что имеет важное значение не только для подсчета запасов нефти, но и для правильного размещения скважин при разработке нефтяной части залежи. [21]
 |
Структурная карта по кровле I пачки песчаных прослоев мелекесского горизонта Коробковского месторождения и схема размещения скважин на западном. [22] |
Вторая нефтегазовая залежь Коробковского месторождения расположена выше по разрезу в I пачке мелекесского горизонта. [23]
Поведение нефтегазовой залежи определяется двумя внутренними характеристиками системы ( долей воды и долей газа в водо-газонефтяном потоке), и уверенность в правильном моделировании свойств нефтегазовой системы может дать только сопоставление расчетов по двум независимым наборам параметров - видам фазовых проницаемостей. [25]
Рассмотрим нефтегазовую залежь, схематически изображенную на рис. XIII. В сводовой части имеется газовая шапка, в нижней части залежь окаймляется краевой водой. [26]
К нефтегазовым залежам относятся нефтяные залежи с газовой шапкой и с напором воды. Кроме того, в таких залежах запасы нефти и свободного газа ( в газовой шапке) порознь имеют промышленное значение. [27]
По нефтегазовым залежам с начальными балансовыми запасами нефти категорий А В Сг менее 50 млн. т коэффициенты извлечения нефти рекомендуется принимать исходя из типа нефтяной оторочки. При этом выделяются три типа оторочек: тип А - нефтяная оторочка, характеризующаяся отсутствием чисто нефтяной ( в плане), или бесконтактной, зоны и наличием двухконтактной ( нефть - газ, нефть - вода) нефтяной зоны; тип Б - нефтяная оторочка с наличием нефтяной ( в плане), или бесконтактной зоны и отсутствием двухконтактной нефтяной зоны; тип А - Б - нефтяная оторочка, в которой отсутствуют чисто нефтяная ( в плане), или бесконтактная, а также двухконтактная нефтяная зоны. [28]
По нефтяным и нефтегазовым залежам с начальными балансовыми запасами нефти категорий А В Ct более 50 млн. т в соответствии с рекомендациями ГКЗ СССР нефтеотдача должна определяться на основании технологических и технико-экономических расчетов нескольких ( не менее трех) вариантов разработки. По результатам расчетов выбирается оптимальный вариант. [29]
В нефтегазовых залежах газонефтяной контакт определяют по результатам многократных повторных исследований в колонне нейтронным гамма-методом. НГМ закономерно растут во времени, а в нефтенасыщенной - остаются практически постоянными. [30]
Страницы: 1 2 3 4