Cтраница 2
Волги до г. Ельца закончил изоляционно-укладочные работы уже в феврале 1983 г., западный участок трассы был выполнен в основном в первом полугодии 1983 г, В среднем линейные технологические потоки изолировали и укладывали свои участки трассы за 5 - 8 мес. На участке пересечения Карпатского хребта при сложных условиях прокладки газопровода в связи с природоохранными мероприятиями был несколько снижен темп проведения линейных работ. [16]
Анализ эффективности разработки и прогноз перспектив приобщения недренируемых запасов нефти детально выполнены для Западного участка Суторминского месторождения. [17]
В 1956 г., когда заводы США, изготовлявшие трубы диаметром 850 мм для западного участка, не смогли поставить их в срок из-за продолжительной забастовки в сталелитейной промышленности, пришлось сократить намеченный первоначально объем работ. Вместо восьми колонн были созданы только две. [18]
Тарханское месторождение, открытое в 1955 г., приурочено к Боль-шекинельскому валу. По кровле турнейского яруса Тарханское поднятие делится на два участка: восточный и западный. В пределах западного участка имеются три, меньших по размерам купола, разделенных узкими прогибами. [19]
Первоначально она была заинтересована в двух участках площадью 10 тыс. км2 на юге и 20 тыс. км2 на западе страны. Oilco успешно получила лицензию на западный участок, однако для южной площади сделать это не удалось. В переговорах со стороны компании были заняты три человека. [20]
Сопоставление кривых изменения обводненности с кривыми изменения темпов разработки показывает, что одному и тому же значению обводненности соответствуют различные значения коэффициента использования запасов. Чем выше проходит кривая темпов отбора жидкости, тем более высокий коэффициент использования запасов достигается при одинаковой обводненности жидкости. Из этого правила для начального периода исключается западный участок. Однако к моменту анализа кривая изменения обводненности выполаживается и входит в общую закономерность. [21]
Таким образом, расчеты показывают, что при разработке этой залежи наблюдались неблагоприятные соотношения градиентов для эффективного вытеснения нефти водой из гидрофобных зон неоднородности. По прошествии некоторого времени с начала разработки обнаружилось, что многие добывающие скважины западного участка месторождения не испытывают влияния интенсивной закачки воды в законтурный нагнетательный ряд на Яринской площади. Во многих скважинах, вскрывших нефтяную часть монолитного терригенного пласта, в течение длительного времени не наблюдалось движения подошвенных вод вверх по разрезу, хотя депрессии и дебиты в этих скважинах намного превышали их предельные значения при безводной эксплуатации, рассчитанные с учетом анизотропии пластов. Скважины давали безводную нефть, но дебиты их быстро снижались из-за падения пластового и забойного давлений. [22]
Тархановское месторождение расположено в 50 км к юго-востоку от г. Бузулук. Открыто и введено в разработку в 1955 г. В тектоническом отношении приурочено к Болыиекинельскому валу. По кровле турнейского яруса Тархановское поднятие представляет собой два участка - восточный и западный. В пределах западного участка имеются три меньших по размерам купола, разделенные узкими прогибами. Промышленная нефтеносность связана с пластами Б2 бобриковского горизонта, Т ( турнейского яруса и Д1 Д0 пашийского горизонта. [23]
Акчагыльские отложения сложены в основном глинами, особенно в западной части складки. Песчаные пласты в разрезе яруса появляются только в пределах центрального участка и по направлению к восточному их число значительно увеличивается. Апшеронские отложения представлены глинистыми и алевролитовыми разностями. Постплиоценовые отложения представлены преимущественно глинами с прослоями алевролитов и песчаных пластов. Мощность отложений изменяется от 450 - 650 м в пределах западного участка до 1000 - 1400 м на восточном. [24]
Промышленная нефтегазоносность месторождения установлена почти по всему разрезу плиоценовых отложений. Залежи нефти и газа выявлены в отложениях ап-шеронского и акчагыльского ярусов и в верхней и нижней частях красноцветных отложений. Всего насчитывается до 17 продуктивных горизонтов и пластов. Почти все они являются нефтяными и лишь некоторые из них ( горизонты акчагыльского яруса II, Па и Ив и горизонты НК-1 и НК-2 нижней части красноцветной толщи) содержат локальные газовые шапки в наиболее повышенных участках. Следует отметить, что нефтегазовые залежи нижнекрасноцветных отложений установлены только в пределах более погруженного южного крыла западного участка месторождения. [25]
В разрезе алексинского горизонта месторождения по данным исследования керна, методов ГИС и опробования выделяются четыре пласта-коллектора: Ал-1, Ал-2, Ал-3 и Ал-4, которые перекрываются, соответственно, плотными породами реперных пачек Rp-1, Rp-2, Rp-3 и Rp-4. На территории Бавлинского месторождения пласт Ал-1 фациально замещен плотными породами Rp-1. Промышленная нефтеносность разреза связана в основном с пластом Ал-2. Хотя по скважинам ВНК выделяется не всегда достаточно уверенно, принятая отметка ВНК - 931 м ( см. рис. 3.10) для западного участка ( II блок) месторождения в целом соответствует данным о положении подошвы нижнего нефтеносного и кровли верхнего водонасыщенного пластов. На втором блоке по отметке - 931 м были оконтурены три небольшие залежи в районе скв. Основная залежь в пределах второго участка имеет размеры 4 0х 7 3 км, но контур на востоке не закрыт и может иметь продолжение на V участке, где имеются скважины с высокими абсолютными отметками залегания кровли пласта: - 900 м ( скв. В то же время промыслово-геофизические исследования указывают на наличие водонасыщенных пластов на более высоких абсолютных отметках, как например, в скв. Тип залежей горизонта пластовый сводовый. [26]
В разрезе алексинского горизонта месторождения по данным исследования керна, методов ГИС и опробования выделяются четыре пласта-коллектора: Ал-1, Ал-2, Ал-3 и Ал-4, которые перекрываются, соответственно, плотными породами реперных пачек Rp-1, Rp-2, Rp-3 и Rp-4. На территории Бавлинского месторождения пласт Ал-1 фациально замещен плотными породами Rp-1. Промышленная нефтеносность разреза связана в основном с пластом Ал-2. Хотя по скважинам ВНК выделяется не всегда достаточно уверенно, принятая отметка ВНК - 931 м ( см. рис. 3.10) для западного участка ( II блок) месторождения в целом соответствует данным о положении подошвы нижнего нефтеносного и кровли верхнего водонасыщенного пластов. На втором блоке по отметке - 931 м были оконтурены три небольшие залежи в районе скв. Основная залежь в пределах второго участка имеет размеры 4 0 X 7 3 км, но контур на востоке не закрыт и может иметь продолжение на V участке, где имеются скважины с высокими абсолютными отметками залегания кровли пласта: - 900 м ( скв. В то же время промыслово-геофизические исследования указывают на наличие водонасыщенных пластов на более высоких абсолютных отметках, как например, в скв. Тип залежей горизонта пластовый сводовый. [27]
Месторождение приурочено к крупной брахиантиклинальной складке субширотного простирания, расположенной в восточной части Прибалханской зоны поднятий. В ядре складки обнажаются отложения апшерона, на крыльях - среднеапшерон-ского и бакинского возраста. Складка осложнена большим числом дизъюнктивных нарушений, наиболее крупные из которых образуют основные тектонические блоки месторождения: северное крыло, восточная периклиналь, сводовая часть, южное крыло и западная периклиналь. В промысловой практике с восточной частью северного крыла складки связан центральный участок, а с западной частью северного крыла и частично южного крыла - западный участок месторождения. [28]