Cтраница 2
На Коробковском месторождении имеется несколько пьезометрических скважин, вскрывающих водоносный пласт массивной залежи. [16]
Массивная залежь Коробковского месторождения осложнена нарушениями, создающими условия связи и эффузионных перетоков газа между пластами. Это объясняет и однородность состава газов газовых залежей в отложениях нижнебашкирского, намюрского и серпуховского горизонтов. [17]
Коробковское месторождение. [18] |
В строении Коробковского месторождения принимают участие отложения мела, горы, перми, карбона и девона. Коробковское поднятие приурочено к центральной части зоны Доио-Мсдведицкого вала и представляет собой крупную асимметричную складку брахиантиклиналыюго типа, вытянутую с юго-запада на северо-восток. Юго-западная перекли-наль поднятия узкая, северо-восточная широкая. Восточное крыло более крутое, чем западное. [19]
По массивной залежи Коробковского месторождения имеются противоречивые данные о начальном пластовом давлении. [20]
Структурная карта по кровле I пачки песчаных прослоев мелекесского горизонта Коробковского месторождения и схема размещения скважин на западном. [21] |
Вторая нефтегазовая залежь Коробковского месторождения расположена выше по разрезу в I пачке мелекесского горизонта. [22]
Результаты интерпретации исследований пьезометрических скважин. [23] |
Разработка массивной залежи Коробковского месторождения осуществляется с 1962 г. по технологической схеме ВНИИГаза, составленной в 1961 г. При составлении технологической схемы разработки приняты следующие основные исходные данные: начальные запасы газа ( приведенные к стандартным условиям) - 70 млрд. м3, начальное пластовое давление - 140 кгс / см2, пластовая температура - 48 С, средний начальный дебит скважин - около 350 тыс. м3 / сут. [24]
По бобриковской залежи Коробковского месторождения КИН равен 0 683 при отборе 99 % от НИЗ. [25]
На приведенной карте аэрогаммасъемки Коробковского месторождения в пределах Нижнего Поволжья ( рис. 39) достаточно четко выделяются зоны повышенного и пониженного значения у-активности, что дает возможность выделять площадь распространения нефтеносности и в соответствии с этим проектировать размещение разведочных скважин при разведке структуры. [26]
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. [27]
Продуктивные отложения массивной залежи Коробковского месторождения представлены известняками различной структуры. Проницаемость всей газоносной толщи массивной залежи значительно изменяется как по площади, так и по разрезу, находясь в прямой зависимости от степени трещиноватости, кавернозности пород. Какой-либо закономерности в изменении проницаемости по площади и по разрезу не отмечается. [28]
В табл. III.11 дан баланс потерь по Коробковскому месторождению. Видим, что прямые потери на промыслах по имеющейся системе нефтегазосбора составляют 17 3 кг на 1000 кг нефти. Это составляет 1 73 % потерь летучих фракций. [29]
Промышленная газоносность пермских отложений установлена также на Коробковском месторождении в Волгоградском Поволжье. Здесь же установлена залежь газа в кварцевых песках средней юры. [30]