Режим - залежи
Cтраница 3
В бобриковско-тульских отложениях нижнего карбона преимущественно водоносны песчаники и алевролиты. Режим залежей, приуроченных к этим отложениям, упруговодо-напорный. [31]
Контактируют, как правило, с краевыми и подошвенными водами хлоркальциевого типа. Режим залежей - упруговодонапорный, реже растворенного газа с переходом на гравитационный. [32]
Режим залежей - упруговодонапорный, воды гидрокарбонатно-натриевого и хлоркальциевого типов. Нефти легкие, высокопарафинистые и малосернистые. [33]
 |
Геологический разрез Осташковичского и Южно-Осташкович - ского месторождений ( по А.И. Кононову и В.Р. Бескопыльскому. а - залежи нефти. б - кепрок соляного штока. в - фундамент. [34] |
Залежи в подсолевых горизонтах имеют значительно меньшие эффективные мощности ( 12 - 35 м), глубины залегания 3000 - 3200 м и начальные дебиты нефти до 400 т / сут. Режим залежей в задонском горизонте упруго-водонапорный, в се-милукском и воронежском - водонапорный. [35]
В бобриковско-тульских отложениях нижнего карбона преимущественно водоносны песчаники и алевролиты. Режим залежей, приуроченных к этим отложениям, упруговодо-напорный. [36]
Залежи нефти относятся к типу структурных или струк-турно-литологических. Режим залежей в основном водонапорный и упруго-водонапорный. [37]
 |
Каюмовское месторождение. Карта контуров залежей. Геологический профиль.| Степановское месторождение. Карта контуров залежей. Геологический профиль. [38] |
Режим залежей упругий, замкнутый. [39]
В качестве входных параметров были взяты: режим залежи, продолжительность разработки, плотность сетки скважин, содержание смол в нефти, содержание глины, темп разработки, как наиболее информативные. Для кодирования режимов залежей были найдены средние коэффициенты нефтеотдачи для каждого режима. [40]
К категории запасов С2 относят запасы залежи или некоторой ее части, которые выявлены в промежуточных и выше залегающих пройденных бурением, но не опробованных продуктивных пластов на разведанном или разрабатываемом месторождении по результатам бурения, керна и ГИС. В этом случае режим залежей, коэффициенты вытеснения, продуктивность скважин, пластовое давление и температура, гидро - и пьезопровод-ность принимаются по аналогии с выявленными залежами в тех же пластах соседних месторождений. [41]
В алексинском горизонте водоносными являются известняки и доломиты. Воды напорные, режим залежей упруго-водонапорный. [42]
Залежи в верхней части вартовской и в верхней части мегионской свит имеют газовые шапки. Режим преимущественно упруго-водонапорный, режим залежей с га зовыми шапками - смешанный: упруго-водонапорный и газовой шапки. Скважины из залежей в отложениях мегионской и вартовской свит дают от 52 до 166 м3 / сут нефти через 8-миллиметровый штуцер. [43]
Залежи в верхней части вартовской и в верхней части мегионской свит имеют газовые шапки. Режим преимущественно упруго-водонапорный, режим залежей с га зовыми шапками - смешанный: упруго-водонапорный и газовой шапки. Скважины из залежей в отложениях мегионской и вартовской свит дают от 52 до 166 М3 / сут нефти через 8-миллиметровый штуцер. [44]
Появление грозненской нефти относится к XVIII веку и получило развитие уже во второй половине XIX века. Надо отметить, что режим залежей в начальный период разработки отличается разнообразием: газонапорный, растворенный газ, водогазонапорный, водонапорный с ограниченным поступлением воды, гравитационный. Отличительной чертой строения антиклиналей, с которыми как раз и связаны нефтегазовые месторождения, является также несоответствие структурных планов по мезозойно-эоценовым и миоцен-плиоценовым отложениям. По среднемиоценовым отложениям вслед за уже упомянутым открытиям промышленная нефть получена в 1915 году. В 1927 году одна из первых скважин, заложенная К. А. Прокоповым и А. А. Хуциевым вблизи горы Малгобек, дала газовый фонтан из I пласта Южной структуры, а в 1933 году на Малгобекской площади из скважины XVII пласта Южной структуры ударил фонтан нефти с дебитом около 500 т / сут. [45]
Страницы: 1 2 3 4