Главная > Курсовой проект


нефть (30л без СКО) в ней получили при положении нижней дыры перфорации на абс. отметке -1 131.1м. По данным ГИС ВНК залежи располагается в интервале абс. отметок -1135,5-1137.5м. Подошву залежи, исходя из результатов опробования, предлагается принять по положению нижней дыры перфорации, давшей нефть, т. е. на абс. отметке-1131,1м.

Продуктивными являются пласты-коллекторы Счр-1 и Смл+уп-1, которые сложены известняками. Толщина пропластков изменяется от 0,6 до 2.8м, а по скв. - от з.б до 4,6м, в среднем со­ставляя 2,2м. Коллекторская характеристика изучена по данным геофизики. Пористость по пластам-коллекторам и по скважинам изменяется от 12,9 до 15,7%, в среднем составляя 14,1%, нефтена-сыщен-ность - от 80,3 до 91,3%, в среднем - 85,0%.

Коэффициент песчанистое™ для нефтяного резервуара ра­вен 0,45, коэффициент расчлененности - 4,0.

Глубина залегания продуктивных отложений - 1202,2м, этаж нефтеносности ~ 30,5м. По типу залежь массивная.

Залежь 2 приурочена к сводовой части Кривоозеркинского поднятия и вскрыта скв. №№ 621 и 956. На северо-западном погру­жении поднятия залежь оконтури-вается скв. № 955, а с юга окон-туривается скв. №№ 625 и 624, в которых отложения турнейского яруса залегают на низких гипсометрических отметках и водоносны.

По данным ГИС кровля водонасыщенной части пласта в скважинах, вскрывших залежь, отбивается на одном уровне (-1130,0 и -1130,2м) и отделяется от нефтеносной части пласта прослоем плотных известняков толщиной 1,0-3,2м. При опробовании притоки безводной нефти в этих скважинах получены при положении ниж­них дыр перфорации практически на одной и той же абс. отм. -1127,0-1127,2м. Подошву залежи, исходя из результатов опробова­ния, предлагается принять по положению нижней дыры перфора­ции, давшей нефть, т. е. на абс. отметке -1127.2м.

Продуктивными являются пласты-коллектора Скз-1,кото-­
рые сложены известняками. Толщина пропластков изменяется от
0.6 до 4,0м. а по скв. - от 4,2 до 7,2м, в среднем составляя 2,9м. Кол-
лекторская характеристика изучена по данным геофизики. Порис­
тость по пластам-коллекторам по скважинам изменяется от 17,5 до
20,4%. в среднем составляет 19,3%,нефтенасыщенность - от 78,2 до
:80,2%. в среднем - 79.5%.

Коэффициент песчанистого нефтяного резервуара равен 0.72. коэффициент расчлененности -4,0.

Глубина залегания продуктивных отложений — 1218.8м,
.—этаж-нефтеносности -9.2м..

Залежи нефти в бобриковском горизонте

В бобриковском горизонте выделяется три пласта-коллектора (снизу -вверх): Сбр-0, Сбр-1 и Сбр-2. Последние два пласта содержат залежи нефти.

Залежи нефти, приуроченные к пласту Сбр-1 установлены, в основном, в зонах развития "поеттурнейских врезов". Пласт Сбр-1 сложен песчаниками и алевролитами, нередко переходящими в глинистые алевролиты. С этим пластом связано 2 залежи нефти на месторождении: Демкинское и Кривоозеркинское, приуроченные к одноименным поднятиям.

Залежь 1 приурочена к сводовой части Демкинского подня­тия и вскрыта двумя скважинами - №№ 86 и 628.С востока залежь оконтуриваегся скв. № 629, °т°рой пласт Сбр-1 водонасыщен. Б скв. № 630, пройденной на южном погружении поднятия, пласт выкли­нивается. Южная граница залежи проведена на половине расстоя­ния между скв. №№ 86, 628 и 629. где пласт представлен пластом-коллектором и скв. ..№ 630, где он отсутствует. По данным ГИС ВНК на залежи не установлен. Подошва самого нижнего продук­тивного пласта находится в скв. № 628 на абс. отметке -11 16,8м. При опробовании в ней интервала 1222,0 -1233,0м (абс. отметки -1102,2 - -1113,2м) получен приток нефти дебитом 14,8т/сут. Подош­ву залежи предлагается принять по данным ГИС на абс. отметке -1116,8м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скв. из­меняется от 1,2 (скв. № 86) до 10,2м (скв. №628), средняя по залежи - 2.9м.

Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи­ки пористость по пгюпласткам-коллектооам в скважинах изменяет­ся от 17,4 до 22,2%. в среднем составляя 2,1,7%, нефтенасыщен-ность - от 75,0 до 84,7%, в среднем -83,3%.

Коэффициент песчанистости для нефтяного резервуара.ра­вен 0,77, коэффициент расчлененности - 3,0.

Глубина залегания продуктивных отложений — 1196,8м,
этаж нефтеносности - 21м. По типу залежь етруктурнр-
литологическая.

Залежь 2 приурочена к Кривоозеркинскому поднятию и
вскрыта сводовой скважиной №621. С юго-запада к юго-востока

Залежь оконтуривается соответсвенно скв. № 625 и скв, в

которых пласт Сбр. Водонасыщен. К северо-западу и северо-востоку от скв.№621 пласт Сбр-1 выклинивается- (скв._№Л . 956). Линия выклинивания пласта в плане проведена на половине расстояния между скв.№621 и скв.№955,956, где пласт Сбр-1 отсутствует.

Курсовое проектирование по ЭНГМ 29

ВНК на залежи не установлен. По данным ГИС подошва нефтенасыщенно-го продуктивного пласта, вскрытого скв. № 621, находится на абс. отметке -п20,9м. При испытании его получен приток безводной нефти дебитом 14,1т/сут с УРоеня 900м. Учиты­вая данные ГИС и результаты опробования подошву залежи. Пред­лагается принять по данным ГИС на абс. отметке -1 120,9м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скв.

равна 5,6м.

Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи­ки. Пористость Ласта в скважине равна 25,2%, нефтенасыщенность

- 84,3%.

Коэффициент песчанистости для нефтяного резервуара ра­вен 1,0, коэффициент расчлененности -1,0.

Глубина залегания продуктивных отложений — 1214,0м, этаж нефтеносности -5,6м. По типу залежь структурно-литологическая.

Залежи нефти в пласте Сбр-2

Пласт Сбр-2 сложен кварцевыми песчаниками неравномер­но алеврити-стыми, прослоями до перехода в алевролиты, в некото­рых скважинах он замещается глинистыми алевролитами. В пласте-коллекторе Сбр-2 установлено 2 залежи.

Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта двумя скважинами №№ 86 и 628. Скважина №630 пройдена в 2,5км к югу от сводовой скважины № 86. В ней пласт Сбр-2 замещен гли­нистыми алевролитами. Граница зоны замещения проведена на по­ловине расстояния между скв. №№ 86 и 628, в которых пласт неф-тенасыщен, и скв. № 630, в которой он представлен неколлектором.

ВНК залежи не установлены. По данным 1 п^ подошва про­дуктивного нефтенасыщенного пласта, вскрытого скв. № 629 на ря­дом расположенной залежи и имеющей сходные геологические ус­ловия, находится на абс. отметке -1131.5м. При испытании его по­лучен приток безводной нефти дебитом 1,9т/сут с уровня 1262,2м. Учитывая данные ГИС и результаты опробования подошву залежи предлагается принять по данным ГИС на абс. отметке -1131,5м по аналогии с соседней залежью.

Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Сбр-2 изменяется по скважинам от 1,0 (скв. № 628) до 3.4м (скв. № 86), средняя по залежи -1,1м.

Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи­
ки. Пористость по пластам-коллекторам в скважинах изменяется от
19,9 до 22,9%. в среднем составлю ,о%, нефтенасыщенность - от
. . .78,9 до 85,8%, в среднем - 80,4%

Коэффициент песчанист ,Ти для нефтяного резервуара ра-

30 Билалова Г.М.

вен 1.0, коэффициент расчлененности -1,0.

Глубина залегания продуктивных отложений - 1 177,4м, этаж нефтеносно-55м. По типу залежь структурно-литологическая. Залежь нефти в тульском горизонте

Пласт Тл сложен кварцевыми песчаниками неравномерно алевритистыми, прослоями до перехода в алевролиты, но в боль­шинстве скважин он замещается глинистыми алевролитами. В пла­сте-коллекторе Тл установленно по данным ГИС 1 залежь.

Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта скважиной № 86. Граница зоны замещения проведена на половине расстояния между скв. № 86, в которых пласт нефтенасыщен, и скв. №№ 628, 629. 630, в которой он представлен неколлектором.

ВНК на залежи не установлен. По данным ГИС подошва нефтенасыщенного продуктивного пласта, вскрытого скв. № 86, находится на абс. отметке - 1131,5м.

Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Тл по скважине №86, составляет 1,0м.

Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи­ки. Пористость пласта-коллектора в скважине составляет 23,3%, нефтенасыщенность - 84,7%.

Коэффициент песчанистости для нефтяного резервуара ра­вен 1,0, коэффициент расчлененности - 1,0.

Глубина залегания продуктивных отложений - 1177,4м, этаж нефтеносности - 1, 4м. По типу залежь литологическая.

Залежи нефти в башкирско-серпуховских отложениях •В'толще башкирско-серпуховских отложений выявлено 2 залежи. Контролируются они локальными поднятиями: Демкин-ским и Кривоозеркинским . В разрезе башкирско-серпуховских от­ложений выделяется от 1 до 19 пористо-проницаемых прослоев, толщина которых колеблется от 0,6 до 2,8м. Разделяются они про­слоями уплотненных, часто глинистых и трещиноватых известняков и доломитов толщиной от 0,4 до нескольких метров. Пористо-проницаемые прослои сообщаются между собой системой трещин, образуя единый резервуар.

Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта тремя скв. №№ 86, 628 и 629. Дёмкинское поднятие по башкирским отложениям осложнено двумя седловинами, с тремя небольшими куполами. В своде центрального купола расположена скв. № 86, скв. № 628 - на северном склоне юго-западного купола, а скв. № 629 - на юго западном склоне северо-восточного купола, который рас­крыт на восток и здесь контур залежи проведен по лицензионной границе. -С юго-востока залежь Оконтурена скважиной-№ 630, в ко­торой пласт Сбш-2 водонасы-щен.

Курсовое проектирование по ЭНГМ 31

По данным ГИС подошва самого нижнего нефтенасыщен­ного интервала отбивается в скв. № 628 на абс. отметке -872,3м. При испытании в этой скважине интервала с абс. отметками -868,8 -872,8м получен приток пластовой воды дебитом 4м7сут, что, веро­ятно, связано с негерметичностью эксплуатационной колонны. Это предположение подтверждает испытание интервала с абс. отметка­ми -863,4-872,9м в скв. № 629, из которого получен приток безвод­ной нефти дебитом 3,9т/сут с уровня 1002,4м после СКО. Подошву залежи на данном этапе ее изученности предлагается провести по подошве нефтенасыщенного прослоя по Данным ГИС на абс. от­метке -872,3м.

Общая эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине № 86 составляет на 12,4м, в скв. № 628 - 19,4м, в скв. № 629 - 8,8м, при толщине про-слоев от о,6 до 2,8м.

Коллекторская характепистика из^'чена по данным геофизи-ки. Пористость слоев меняется от 11,1 до 21,3%, в среднем в скв. № 86 равна 19,6%, в скв.№ 628 - 18,1%, в скв. № 629 - 19,5%, а в целом по залежи - 18,9%, нефтенасыщен-ность прослоев - от 65,8 до 82,2%, в среднем по скв. равна соответственно 81,2; 78,9; 80,5; а в целом по залежи - 80,0%.

Коэффициент песчанистости для нефтяного резервуара ра­вен 0,49, коэффициент расчлененности - 12,3.

Глубина залегания продуктивных отложений - 928.4м, этаж нефтеносности - 44,7м. По типу залежь массивная.

Залежь 2 контролируется рядом поднятий, Кривоозеркин­
ским, Рубежным, Северо-Рубежным и Акбарским, осложнённых
целым рядом куполов, седловин, имеющим общий контур нефте­
носности и вскрыта двумя скважинами — №№ 624 и 956, располо­
женными в пределах Кривоозёркинского поднятия. С запада залежь
оконтурена скв. №№ 621, 625 и 955, где пласты башкирскою яруса_

водоносны, к востоку залежь раскрыта и ограничена лицензионной
границей.

По данным ГИС подошва самого нижнего нефтенасыщен­ного продуктивного прослоя находится в скв. № 624 на абс. отметке -877,1м. Наиболее высокое положение кровли водонасыщенного интервала отмечается в скв. № 956 на абс. отметке -879,3м. Следо- ' вательно, ВНК залежи расположен, по данным ГИС, в пределах абс. отметок -877,1 - 879,3м. При испытании в скв. № 956 интервала с абс. отметками -876,3 - 878,3м, расположенного в зоне ВНК, полу­чен незначительный приток нефти (Юл) и воды (200л) после СКО с уровня 972м. Очевидно, применение СКО привело к разрушению призабойной-зоны и поступлению воды в скважину из нижележа­щего водоносного интервала. Аналогичный приток жидкости полу-

Билалова Г'.М. чен и в скв, № 624. Учитывая вех шюсказанное, подошва залежи принята по данным ГИС по щ ве самого нижнего нефтенасы-щенного прослоя на абс. отметке-877,1м.

Общая эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине № 624 составляет 12,4м, в скв. № 956 - 2,0м, при толщине прослоев от 0,6 до 2,0м. Коллекторская характеристика изучена по данным геофизики. Пористость прослоев меняется от 9,7 до 20,5%, в среднем в скв. № 624 равна 15,9%, в скв. № 956 - 17,4%, а в целом по залежи - 16,1 %, нефтеиасыщенность прослоев - от 60,8 до 81,5%, в среднем по скв. равна соответственно 76,1; 78,2 , а в делом по за­лежи - 76,4%.

Коэффициент песчанности для нефтяного резервуара равен 0,36, коэффициент расчленности - 7,5.

Глубина залегания продуктивных отложений - 967,4м, этаж-нефтеносности - 30,2м. По типу залежь массивная.

Залежи нефти в верейских отложениях

В отложениях верейского горизонта установлено 2 залежи: Демкинская, Кривоозеркинская. В разрезе месторождения по дан­ным ГИС выделяется четыре продуктивных пласта-коллектора, сложенных пористо-проницаемыми известняками и индексируемы­ми (снизу-вверх) как пласты: Свр-1,Свр-2,Свр-3,Свр-5, Пласты не выдержаны как по разрезу, так и по простиранию, а в двух скважи­нах они полностью замещены уплотненными глинистыми известня­ками. Наиболее выдержанными на площади месторождения явля­ются пласты Свр-2 и Свр-3. Толщины продуктивных верейских пластов изменяются от 1,2 до 5,2м. Разделяются они пачками терри-генных и карбонатных пород, толщина которых составляет 0,6-4, Ом. Небольшая толщина последних позволяет предположить, что верейские пласты-коллекторы образуют единую гидродинамически взаимосвязанную систему. Запасы нефти в них подсчитывались со­вместно. Контролируются залежи локальными поднятиями Ш-го порядка.

Зал ежь Л, приурочена к сводовой части Демкинского подня­тия, осложнённого тремя куполами и вскрыта тремя скважинами №№ 86, 628 и 987. Скв. № 86 пройдена в своде центрального купо­ла, а скв. №№ 628 и 629 - соответственно на северном склоне юго-западного купола и южном склоне северо-восточного купола. На юго восточном склоне поднятия пройдена скв. № 630, в которой все продуктивные пласты замещены уплотненными глинистыми разно­стями известняков, поэтому здесь контур залежи проходит по ли­нии отсутствия пласта-коллектора, т. е. на середине расстояния ме­жду скв. №№ 86, 628, 629 и скв. № 630. В пределах залежи-нефтеносными по данным ГИС являются 4 пласта Свр-1, Свр-2,

Курсовое проектирование по ЭНГМ 33

Свр-3 и Свр-6. Причем, в скв. № 629 нефтенасыщены все четыре пласта, в скв. № 628 - пласты Свр-2, Свр-3, Свр-5, а в скв. №86 -Свр-2 и Свр-3.

ВНК залежи не установлен. По данным ГИС самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного продуктивного пласта на­ходится в скв. №629 на абс. Отметке - 850,8м. Самое низкое поло­жение нижних дыр перфорации находится в скв. № 628 на абс. от­метке -831,4м, с которых был получен промышленный при ток чис­той нефти 2,8т/сут с уровня 947м после СКО. Контур залежи пред­лагается провести по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя, т. е. на абс. отметке -850,8м.

Общая эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине № 86 составляет на 2,4м, в скв. № 628 - 5,0м, в скв. №629 - 4.6м, при толщине прослоев от 0,6 до 3,6м.

Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи­ки. Пористость прослоев меняется от 12,3 до 20,5%, в среднем в скв. № 86 равна 17,6%, в скв. № 628 - 17,3%, в скв. № 629 - 18,4%, а в целом по залежи - 17,8%, нефтенасы-щенность прослоев - от 67,5 до 80,5%, в среднем по скв. равна соответственно 77,2; 76.9; 78,3 , а в целом по залежи - 77,5%.

Коэффициент песчанистое™ для нефтяного резервуара ра­вен 0,28, коэффициент расчленённости - 3,3.

Глубина залегания продуктивных отложений - 907,0м, этаж нефтеносности -44,6м. По типу залежь структурно-литологическая. Залежь 2 приурочена и контролируется рядом поднятий, Кривоозеркин-ским, Рубежным, Северо-Рубежным и Акбарским, осложнённых целым рядом куполов, седловин, имеющим общий контур нефтеносности и вскрыта двумя скважинами — №№ 624 и 956, расположенными в пределах Кривоозёркинского поднятия. С северо-запада залежь оконтурена скв. № 621, 625 и 955, причем в скв. № 621 все пласты замещены уплотненными и глинистыми из­вестняками. По ГИС в скв. № 624 нефтенасыщенны пласты Свр-1, Свр-2, Свр-3, в скв. № 956 - Свр-1, Свр-3.

По данным ГИС ВНК на залежи не установлен. Наиболее низкое положение подошвы продуктивного прослоя отмечается в скв. № 956, и находится на абс. отметке -864,3м. Кровля верхнего водоносного прослоя находится в законтурной скв. № 955 на абс. отметке -880,3м. Следовательно, ВНК залежи находится в интерва­ле абс. отметок -864,3 - 880,3м. При испытании в скважине № 956 пластов Свр-1 - Свр-5 в общем интервале абс. отметок -843,7 -864,3м был получен приток нефти дебитом 0,4т/сут с уровня 955м. Поэтому подошву залежи предлагается принять по данным ГИС и результатам опробования по подошве самого нижнего нефтенасы-

34 Билалова Г.М.

щенного прослоя в скв. № 955 ;отметке - 864м.

Эффективная нефтен? .... ценная толщина пласта по скважи­нам изменяется от 1 4 до 4,8м.

Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи-

скв. № 624 равна 15,2%, в скв-№ 956 - 18,2%, в целом по залежи -15,9%. нефтенасыщенность прослоев - от 62,6 до 79,2%, в среднем по скв. равна соответственно 73,7; 78,0 , а в целом по залежи -

74,7%.

Коэффициент пссчанистости для нефтяного резервуара ра­вен 0,33, коэффициент расчлененности - 3,5.

Глубина залегания продуктивных отложений — 954,4м, этаж нефтеносности - 30,3м. По типу залежь пластовая сводовая, литологически экранированная.

Залежи нефти в кящирских отложениях В отложениях каширского горизонта открыто 5 залежей нефти, связанных с пятью карбонатными пластами-коллекторами, индексируемых (снизу-вверх) как Скш-1, Скш-2, Скш-3, Скш-4, Скш-5, переслаивающиеся с уплотненными разностями известняков и доломитов. Количество пористо-проницаемых прослоев ко­леблется от 1 до 5, толщина которых изменяется от 0,6 до 5,6м. Залежи нефти в пласте Скга-1

Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта двумя скв. №№ 86 и 628. С востока залежь оконтуривается скв. № 629, расположенной на восточном крыле поднятия и в силу своего низкого гипсометрического положения пласт Скш-1 водонасыщен. На юго-восточном крыле поднятия контур залежи проходит по ли­нии отсутствия пласта-коллектора, проведенной на половине рас­стояния между скважинами №№ 86 и 628 и скв. № 630, в которой пласт-коллекто^ замещен плотными поводами. 11о цанным ГИС са­мое низкое положение нефтенасыщенного прослоя отбивается на абс. отметке -789,0м и подошву залежи предлагается провести по этой отметке. Кровля водонасыщенного пробоя отбивается в скв. № 629 на абс. отметке -803,0м.

В скв. №№ 86 и 628 выделяется эффективный нефтенасы-щенный прослой толщиной 1,2м.

Глубина залегания продуктивных отложений - 869,4м, этаж нефтеносности - 20,5м. По типу залежь пластовая сводовая, лито­логически экранированная.

Залежь 2 приурочена' к своду Кривоозеркинского поднятия и вскрыта скважиной № 624. пройденной на южном склоне подня­тия. С запада и северазалежь оконтурена скв. №№ 625, 621 и 956, -в. .- -которых пористо-проницаемые прослои' из-за своего низкого гип-

Курсовое проектирование по ЭНГМ 35

сометрического положения водоносны. По данным ГИС в скважине № 624 выделяется два нефтенасыщенных пористо-проницаемых прослоя суммарной толщиной 1,8м. Подошва нижнего из них зале­гает на абс. отметке - 800,4м. В процессе бурения скважины испы­тателем пластов КИИ-146 был опробован интервал с абс. отметками -793,5 - 804,5м и получен приток в количестве 806л нефти. Контур залежи предлагается провести по подошве прослоя, т. е. на абс. от­метке -800,4м.

Глубина залегания продуктивных отложений - 917,6м, этаж нефтеносности - 3,2м. По типу залежь пластовая, сводовая. Залежи нефти в пласте Скш-2

Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта двумя скв. Ж№> 86 и 628, пробуренными соответственно в своде и западном склоне. Пробуренные на восточном и юго-восточном крыльях поднятия скважины №№ 629, 630 оказались за контуром нефтеносности, ввиду низкого гипсометрического залегания в них пласта-коллектора.

По данным ГИС самое низкое положение нефтенасыщенно­го прослоя отбивается на абс. отметке -777,8м в скв. № 628. В про­цессе бурения этой скважины испытателем пластов КИИ-146 был опробован интервал с абс. отметками -766,0 - 788,0м, из которого получили приток нефти (30л) и воды (50л). Контур залежи проведен по подошве нефтенасыщенного прослоя на абс. отметке -777,8м.

По данным ГИС в скв. № 86 выделяется 2 нефтенасыщен­ных пористо-проницаемых прослоя, в скв. № 628 - один. Нефтена-сыщенная толщина их составляет сответственно 1,6 и 0,8м.

Глубина залегания продуктивных отложений - 858,8м, этаж нефтеносности - 19,9м. По типу залежь пластовая сводовая.

Залежь 2 приурочена к сводовой части Кривоозеркинского поднятия и вскрытия скважиной № 624, пройденной на южном склоне поднятия. С запада и севера залежь оконтурена скв. №№ 625 и 956, в которых пористо-проницаемые слои из-за своего низкого гипсометрического положения водоносны. По данным I ИС в сква­жине № 624 выделяется два нефтенасыщенных пористо-проницаемых прослоя, из которых верхний, толщиной 0,8м, нефте-насыщенный, а нижний, толщиной 1,0м - водоносный. В процессе бурения скважины испытателем пластов КИИ-146 совместно с пла­стом Скш-3 был опробован интервал с абс. отметками -765,5 -787,6м и получен приток в количестве 226л нефти. Подошва нефте­насыщенного прослоя отбивается на абс. отметке -786,4м, кровля водоносного прослоя на абс. ртм*^ 789,6м. Контур залежи пред­лагается провести по подошве и юя, т. е. на абс. отметке -786,4м.= ~ Глубина залегания про/ дивных отложений - 906,0м, этаж

36 Билалова Г.М.

нефтеносности - 0,8м. По типу залежь пластовая, сводовая. Залежи нефти в пласте Скш-3

Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта тремя скв. №№ 86, 628 и 629, пробуренными соответственно в сво­де, на западном и восточном склонах. Пробуренная на юго-восточном крыле скважина № 630 показала отсутствие пласта-коллектора и граница залежи проведена на половине расстояния между скважинами, вскрывшими нефтяной пласт (№№ 86, 628, 629 ) и скв № 630, в которой он замещен плотными породами.



Скачать документ

Похожие документы:

  1. Цели и задачи преддипломной практики ее этапы

    Руководство
    ... , необходимых практических навыков по организации труда, технологии ... АПП; ЭНГМ Тема 3. Сбор материалов для дипломного проектирования и ... Коновалова А.Ш., Элияшевский И.В. Дипломное и курсовое проектирование. Бурение нефтяных и газовых скважин Учебное ...

Другие похожие документы..