Изогипса

Рис. 129. Изогипсы для оксида алюминия DS-5 для ряда веществ.

При построении карты прогноза состава нефтей с учетом выявленной закономерности экстраполировались направления изолиний плотности нефти, которые разграничивали зоны с разным их составом. Таким образом, граница прогнозируемых зон с нефтями разного состава на карте прогноза проводилась как с учетом имеющегося фактического материала, так и с учетом экстраполяции и расчетных данных. По фактическому материалу проводились границы зон с нефтями плотностью более 0,900 г/см и 0,900—0,850 г/см на востоке и юго-востоке, а граница (внутренняя - по направлению к центральной части впадины) зоны с нефтями плотностью 0,850-0,810 г/см - по расчетным данным (уравнения регрессии). На севере и северо-западе граница зоны с нефтями плотностью 0,850—0,810 г/см проводилась по фактическим данным. На юге и юго-западе внешняя граница (в направлении к бортовой зоне) проводилась по борту впадины, а внутренняя — с учетом распространения районов с вьюокими температурными градиентами. Изогипса плотности 0,810 г/см , по существу, служит границей между зонами распространенных нефтяных и газоконденсатных скоплений. Фактических данных для ее проведения мало, поэтому использовались расчеты состава нефтей, проводимые по уравнениям регрессии. Значимые коэффициенты кор- [c.166]

На рис. 1 представлена карта приведенных изоом, совмещенная со структурной картой участка. На рис. 2 приведены розы направлений изоом и изогипс. Там же показаны элементы залегания Туймазинской структуры в целом линия простирания и линия падения. [c.14]

Из рис. 2 видно, что розы направлений изогипс и изоом близки друг к другу. При этом главные лучи роз ориентируются в направлении элементов залегания Туймазинской структуры. Отсюда в соответствии с данными других исследователей следует вывод, что трещиноватость контролируется структурным фактором зоны равной интенсивности трещиноватости направлены по простиранию структуры. Вкрест простирания структуры, а именно по падению, трещиноватость на рассматриваемом участке растет, что видно из карты приведенных изоом. [c.14]

Тектонически экранированные ловушки часто встречаются в складчатых областях и в районах развития соляных куполов. Тектонически экранированная ловушка может образоваться только в том случае, если изогипсы пласта-коллектора с тектоническим экраном в плане образуют замкнутую линию (рис. 16,6). При моноклинальном залегании пласта-коллек-тора ловушка может возникнуть, если тектонический экран изогнут (рис. 17, а) или пересекаются два и более тектонических нарушения (рис. 17,6) если же пересечение плоскости тектонического нарушения с изогипсами кровли пласта-коллектора не дает замкнутой кривой, то ловушка не образуется (рис. 17, в). [c.68]

На рисунках видно, что местоскопления описываемого типа содержат ряд залежей, каждая из которых имеет свой водонефтяной раздел. Изолинии водонефтяных контактов залежей закономерно следуют изогипсам кровли или подошвы продук тивных пластов, к которым они приурочены. [c.86]

Изогипсы, м / — по кровле серпентинитов. 2 — по кровле меловых отложений —линия профиля -/ — нефть [c.100]

Влияние повышения элюирующей способности растворителя и снижения относительной влажности на величину Rr компенсируют друг друга (см. "изогипсы" на рис. 129). Это, однако, не обязательно сказывается таким же образом на селективности и разрешении. При помощи "изогипс" осуществляют выбор растворителя и значений относительной влажности, при которых Rr данного вещества будет равен 0.5. Например, для синего азокрасителя F8 значение Rr = 0.5 может быть получено при использовании четыреххлористого углерода (отн. влажность 99%), бензола (92%), хлороформа (82%), этилацетата (31%), ацетона (8%), этанола (1%). Приведенные данные иллюстрируют, как относительная влажность может нарушать последовательность растворителей в элюотропных рядах. [c.348]

I — изогипсы, м 2 — контур нефть—вода [c.74]

Структурная карта, являясь как бы картой подземного рельефа, показывает в плане строение какой-либо геологической поверхности (кровли или подошвы определённого пласта, пачки слоёв или слоя) в изогипсах — линиях равных абсолютных отметок. [c.56]

Структурные карты строят обычно по кровле продуктивного пласта. На профиле проводят серию горизонтальных линий, соответствующих гипсометрическим плоскостям, секущим профиль. Линии проводят через равные промежутки по высоте (равные сечения). Линии от пересечения гипсометрических плоскостей с кровлей и подошвой продуктивного пласта дают в плане линии равных абсолютных отметок — изогипс. [c.72]

В некоторых случаях в земных условиях при заметном движении воды в продуктивном пласте образуется наклонный ВНК. Он смещается в направлении движения воды. В этом случае контур нефтеносности будет пересекать изогипсы продуктивного пласта. [c.73]

Зоны распространенин (а - установленные, б — предполагаемые) залежей нефтей с плотностью, г/см 1 - 0,800-0,850, 2 - 0,850-0,900, 3 ->0,900, зоны распространения залежей 4 — газоконденсатных, 5,6 — газоконденсатных и нефтяных (5 — с преобладанием нефтяных, 6 — с преобладанием газоконденсатных) 7 — границы Прикаспийской впадины, 8 — изогипса 7 км (по кровле подсолевых отложений), 9 — границы зон с разным фазовым состоянием УВ в залежах и составом нефтей [c.168]

Поэтому на рис. 3.6 изолинии к. п. д. насоса представляются не параболами, а кривыми в виде топографических изогипсов. Этому способствует также то обстоятельство, что при снижении п начинает влиять вязкость жидкости. [c.50]

Рис, 17. Структурная карта кровли пачки известняка Карнак (верхний миссисипий) месторождения Кинвилл 1 - изогипсы (сечение 20 футов) 2 - продуктивные скважины 3 - непродуктивные скважины [c.61]

Месторождение расположено в 50 км к юго-востоку от пос. Березово. Открыто в 1958 г. Чуэльское поднятие имеет форму треугольника. По кровле продуктивного пласта структура оконтуривается изогипсой —1640 и. Размер структуры 12 X 6 км. [c.85]

Для изучения соответствия трещиноватости верхнефаменских отложений с основными элементами Туймазинской структуры были сопоставлены розы направлений изоом и изогипс по северо-восточному участку структуры, охватывающему 21 скважину, в которых был проведен стандартный комплекс геофизических исследований в интервале верхнефаменских отложений. С этой целью по абсолютным отметкам кровли продуктивного пласта верхнефаменского подъяруса была построена структурная карта Згчастка (рис. 1). По кривым КС стандартного потенциал-зонда при помощи теоретических двухслойных кривых БЭЗ, исправленных за неи-деальность потенциал-зонда, были найдены средневзвешенные по мощности удельные сопротивления продуктивного пласта но каждой скважине участка. [c.13]

На месторождении Колендо (о. Сахалин) при наличии газовой шапки наблюдается четкая закономерность изменения свойств нефти от газонефтяного к водонефтяному контакту. Так, газосодержание изменяется от 70 до 49 м /м . Изменения наблюдаются и для плотности разгазированной нефти, которая вблизи газонефтяного контакта составляет 0,83 г/см , на средней изогипсе — 0,89 г/см , а вблизи водонефтяного контакта 0,93 г/см . [c.32]

Шеметинское месторождение, открытое в 1971 г, приурочено к северо-западному склону Краснокамско-Полазнинского вала. Структура месторождения по кровле турнейского яруса Шеметинского поднятия состоит из двух куполов северо-западного простирания, оконтуренных общей изогипсой 1310 м и разделенных небольшой седловиной северо-западного простирания. [c.77]

Менеузовское месторождение, открытое в 1958 г., расположено в центральной части Бирской седловины, представляет собой антиклинальную складку почти меридионального простирания. По кровле тульского репера Менеузовская складка и расположенная севернее Андреевская оконтуриваются общей изогипсой —1165 м. [c.188]

Структура представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания. По отражающему горизонту 4П, приуроченному к подошве глинисто-карбонатной пачки подсолевого комплекса (подошва кимериджского яруса), в пределах замкнутой изогипсы-1800 м, размеры структуры составляют 12x6,6 км, площадь—79,2 км, амплитуда -200 м. Южное и северное крылья складки осложнены тектоническими нарушениями с амплитудой более 200— 300 м. Углы падения пород на крыльях достигают 15—20°. [c.20]

Внутри крупных тектонических элементов (например, межгорных впадин и предгорных прогибов) положительные структурные формы (поднятия) нередко характеризуются повышенными значениями геотермического градиента по сравнению с отрицательными структурами. В этом случае линии равных значений пластовых температур (геоизотермы) в общих чертах отображают глубинное строение и повторяют рисунок изогипс (рис. 24). [c.77]

I — скважины (а числителе — номер скважины, в знаменателе — температура на глубине 500 м. °С) 1 — изогипсы по кровле майкопской свиты, м 3 — геоизотермы на глубине 500 м [c.77]

Залежь нефти / — на профиле, 2 —в плане —изогипсы продуктивного пласта, м 4 нарушение 5 —песчаники б—глины 7 — известняки, 5 — вулкаиогениые образования [c.81]

РИС. 52. СТРУКТУРНАЯ КАРТА (ИЗОГИПСЫ, М) ПО ГОРИЗОНТУ БЕРНА (МИССИСИПИИ) МЕСТОСКОПЛЕНИЯ КЕВИН-КРИК, ЗАПАДНАЯ ВИРГИНИЯ (США) [ВАССОН Т., 1929 г, [c.100]

РИС. 72. СТРУКТУРНАЯ КАРТА (ИЗОГИПСЫ, М) ПО КРОВЛЕ СВИТЫ СПРАБЕРРИ. [c.122]

Получив диаграмму состава, восставив к ее плоскости перпендикуляры, отложив на них значения данного свойства и соединив полученные точки поверхностью, получим так называемую поверхность свойства. Для изображения ее на плоскости применяют ортогональную проекцию с числовыми отметками, т. е. ту же проекцию, при помощи которой изображают земную поверхность на картах. В этом последнем случае говорят об изображении при помощи изогипс или горизонталей — линий равных высот. Сущность этого метода заключается в том, что изображаемую точку проек7 ируют ортогонально, т. е. опускают перпендикуляр на заранее выбранную плоскость и на полученной проекции (на основании опущенных перпендикуляров) указывают число, выражающее длину этого перпендикуляра (другими словами, число, измеряющее высоту этой точки над плоскостью). Легко видеть, что проекция с числовой отметкой однозначно определяется заданной точкой и в свою очередь однозначно ее определяет. Если надо изобразить по изложенному методу прямую линию, то достаточно задать на ней две точки и получить их проекции с числовыми отметками эти две проекции вполне определяют прямую. [c.178]

При рассмотрении состава тяжелой части нефтей из скважин 443, 248, 260 и 441, расположенных на пласте 18 Восточно-Эхабинского месторождения по простиранию пласта на близких изогипсах, не удается заметить закономерных изменений. Из анализа данных (табл. 87) по составу и свойствам легкой и тяжелой части нефтей из скважин 357, 356, 279 и 323, расположенных на пласте 27 Восточно-Эхабинского месторождения, видно, что по 1мере удаления от сводовой части залежи и приближения к контуру нефти утяжеляются в результате повышения содержания тяжелой части и увеличения ее смолистости. Состав легкой части и ее удельный вес при этом закономерно не изменяются. Обращает на себя внимание незначительное содержание ароматических углеводородов и высокое содержание петролейноэфирных смол в тяжелом остатке нефти из скважины 279. [c.170]

Свод поднятия находится к юго-западу от с. Гнединцы, амплитуда поднятия по оконтуривающей изогипсе 1050 м составляет 100 м. [c.13]

Наиболее простой ловушкой является антиклинальный изгиб пластового резервуара. Основными параметрами такой ловушки являются Шпцина коллектора, площадь по замкнутому контуру (изогипсе) и высота, измеряемая от кровли коллектора в своде складки до замка ловушки. Замок ловушки (точка высачивания УВ) — это гипсометрически наиболее глубокая часть экрана (покрышки), определяющая предельное заполнение ловушки нефтью или газом по замкнутой изогипсе. [c.66]

I — изогипсы пласга-коллектора [c.67]

Висячие залежи нефти образуются в районах, где наблюдаются большие напоры пластовых вод (складчатые области и предгорные прогибы). Эти залежи являются гидродинамическими, т. к. они смещаются на склон поднятия под действием движущихся вод, причём их можно обнаружить на том склоне, где отмечаются наименьшие напоры вод. Указанные залежи известны в Азербайджане в структурах простого и сложного строения, включая поднятия, осложненные разрывами, диапирами и грязевыми вулканами. Принциальная схема висячей нефтяной залежи приведена на рис. 15, где видно, что контур залежи не параллелен изогипсам, а сечет их. [c.95]

Литологически ограниченные залежи нефти в профиле и плане показаны на рис. 19, где хорошо видно, что контуры залежей не связаны со структурным положением вмещающих слоев (контуры пересекают изогипсы). [c.98]

Политермическую диаграмму можно, таким образом, представить как непрерывную совокупность ряда изотерм, подобно тому, как на географических картах местность изображается изогипсами — линиями равных высот. Если на изотермах растворимости каждая ветвь соответствует условиям существования какой-нибудь определенной твердой фазы, то на политермической диаграмме непрерывное перемещение по каждой ветви обрисовывает поверхность кристаллизации твердых фаз (карналлит, КС1 и т. п.). Соответственно фигуративные точки с двумя твердыми фазами превращаются в политермические линии совместной растворимости. Таким образом, мерность геометрических элементов при переходе от изотермы к поли-терме увеличивается на единицу, и возникают новые элементы политермы — точки совместного существования трех твердых фаз. [c.149]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология