Группа - залежи
Cтраница 1
Группа залежей, эксплуатируемых с сохранением в третьей стадии отбора жидкости на уровне, достигнутом во второй стадии, является самой малочисленной. [1]
Группа покровных субаэральных залежей наиболее широко распространена в областях альпийской складчатости - в пределах внутренних бортов краевых прогибов ( Керченско-Та - манекО Го, Западно-Кубанского, Предантильского и др.), межгорных и периклинальных прогибов ( Куринского, Апшерон-ского, Западно-Туркменского и др.), синклинорных структурах ( о. Залежи этого типа характеризуются высокой концентрацией битума вплоть до образования асфальтовых озер ( Ля Бреа, Гуаноко, Охинокое и др.) с запаса / ми в десятки миллионов тонн. [2]
Вторая группа залежей связана с пластами БВ5 - БВ8 отложений ванденской и мегионской свит раннего неокома. [3]
Третья группа залежей приурочена к пластам БВ10 - БВ12 и ачимовской толщи, залегающим среди глин мегионской свиты раннего неокома. [4]
 |
Туймаза. Схематическая структурная карта но кровле продуктивной свиты. [5] |
Из группы залежей, характерных для рассматриваемой подгруппы месторождений, прежде всего следует упомянуть пластовые сводовые залежи, не разбитые дизъюнктивными нарушениями, пластовые залежи литологически и стратиграфически экранированные, массивные залежи в структурных и эрозионных выступах. [6]
Для второй группы залежей наилучшую характеристику вытеснения имеет залежь пласта Бб Васильевского месторождения, разрабатываемая на естественном водонапорном режиме, наихудшую - Павловское месторождение, кривая вытеснения которого располагается даже ниже кривой Падунского месторождения, имеющего вязкость пластовой нефти в 3 раза выше. [7]
При характеристике групп залежей нефтеотдача показана за весь срок разработки. Оценка нефтеотдачи за весь срок разработки при рассмотрении вопроса об обводненности продукции к концу основного периода может показаться неуместной. Однако, с одной стороны, данные об обводненности с учетом оценки возможной нефтеотдачи более показательны, с другой стороны - результаты эксплуатации в основном периоде во многом предопределяют конечную нефтеотдачу. [8]
Одну или группу залежей, расположенных на одной территории, называют месторождением. Глубина большинства разрабатываемых залежей составляет от нескольких сотен метров до 3 - 5 км. Различают не фтян иуясфч ежазовые, газовые и газоконденсатные залежи. [9]
К этой группе залежей относятся скопления нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограниченных со всех сторон слабопроницаемыми породами. Если залежь содержит в себе нефть, газ и воду, то они распределяются, как обычно, по их удельным весам. Вода в этой группе залежей играет пассивную роль в противоположность пластовым и массивным залежам. Она не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации залежи. Вода не имеет гидростатического напора, она только подстилает залежь, которая как бы покоится на ней. [10]
Продуктивные пласты этой группы залежей также неоднородны по строению. Близкими значениями нефтенасыщенных толщин, расчлененности и песчанистости характеризуются Падунское и СевероВасильевское месторождения. Наиболее неоднородны пласты Павловского и Южно-Васильевского месторождений. [11]
 |
Совместное влияние двух факторов. [12] |
В нефтях этой группы залежей проявление начального градиента давления обусловлено содержанием смол и асфальтенов, в большинстве случаев превышающим 25 - 30 вес. [13]
По каждой из групп залежей КС были проанализированы кривые распределения коэффициентов нефтеотдачи по числу залежей. Кривая распределения коэффициента нефтеотдачи для залежей неньютоновских нефтей была близка к нормальному закону распределения, а для залежей ньютоновских нефтей несколько асимметрична. В последнем случае дается поправка на асимметричность и сжатость фактического распределения. [14]
Если залежь ( или группа залежей) находится в ранней стадии разработки, нередко используется характеристика вытеснения по аналогичным месторождениям. [15]
Страницы: 1 2 3 4