Карбонатный массив
Cтраница 1
Газоносный карбонатный массив характеризуется сложным строением. Он состоит, из пористо-проницаемых, пористо-трещиноватых и трещиноватых разностей пород коллекторов. [1]
В карбонатном массиве основной залежи выделяются четыре пачки. Пачка II приурочена к органогенным известнякам с прослоями доломитизированных и брекчие-видных пород нижней частя сакмарского, ассельского ярусов и верхней части карбона. [2]
АГГЛЮТИГЕРМЫ - карбонатные массивы, сложенные органогенно-де-тритовым, существенно водорослевым материалом, для которых характерно наличие тонкого карбонатного ила, склеивавшегося водорослевой слизью, предохранявшей его от вымывания. [3]
Резкая неоднородность карбонатного массива КГКМ по площади и разрезу может приводить к тому, что скважина, пробуренная через всю продуктивную толщу, будет иметь незначительный процент эффективных толщин. Эти микрозалежи могут отрабатываться только через саму скважину, которая выделяется в особый тип - скважину вертикального дренирования. [4]
При бурении чистых карбонатных массивов процентное содержание частиц этих пород в дисперсной фазе раствора может быть очень высоким. [5]
Наличие в карбонатном массиве хорошей гидродинамической связи по вертикали было установлено геофизическими исследованиями, проведанными на Вукткльском месторождении ШИИЯГГом. Из общего обзора характера отработки вуктыльской залежи следует, что отмечается несколько пластов с хорошими фильтрационными свойствами, хотя распределение интервалов поступления газа в скважину в целом по разрезу не имеет определенных закономерностей и подчинено системе межллаотовых трещин, являющихся каналами фильтрации газа. [6]
Пласт Т-3 облекает карбонатный массив верхнего девона. Верхняя ее граница проходит по подошве плотных глинистых известняков. Отмечена закономерность изменения толщин пород пласта, что и в целом для турнейского яруса: минимальные толщины приурочены к сводам поднятий, в сторону от которых наблюдается постепенное увеличение толщины, достигающей максимального значения в прогибах. [7]
Месторождение находится в центральной части обширного Каратон-Прорвинского карбонатного массива подсолевого комплекса отложений, В тектоническом плане занимает южный склон Гурьевского палеосвода, протягиваясь вдоль восточного побережья Каспия более чем на 150 км. Приурочено к сложной эрози-онно-тектоноседиментационной структуре с крутыми крыльями и широким плоским сводом. [9]
В коллекторах месторождения микротрещины объединяют весь карбонатный массив в единую гидродинамическую систему. [10]
В пределах двух последних структур находится Астраханский карбонатный массив, картируемый по поверхности каменноугольных ( ран-небашкирских) отложений. [11]
Газоконденсатная залежь Оренбургского месторождения приурочена к карбонатному массиву артинско-среднекаменноуголь-ных отложений. Коллекторы Представлены чередованием ллотных, норовых, трещиновато-норовых, каверновых пропластков при эффективной толщине равной 40 % от вскрываемой продуктивной толщины массива. По данным промысловых и геофизических исследований, из всех вскрываемых скважинами эффективных толщин осваивается и разрабатывается лишь часть, относящаяся к наиболее проницаемым интервалам пласта. [12]
Логическим концом проектирования равномерных сеток скважин является разбуривание карбонатных массивов с коллекторами МПТ межблоково - и / или смешанно-емкостного подтипов без учета направления МПЗ. На залежах нефти кинзебулатовского типа ( Башкортостан), приуроченных к слоистым известнякам и мергелям511 сакмаро-артинского возраста, от 45 ( Кинзебулатовское месторождение) до 59 ( Карлинское) % фонда пробуренных скважин не вскрыло трещинные системы и оказалось бесприточным. [13]
Логическим концом проектирования равномерных сеток скважин является разбуривание карбонатных массивов с коллекторами МП Т межблоково - и / или смешанно-емкостного подтипов без учета направления МПЗ. На залежах нефти кинзебулатовского типа ( Башкортостан), приуроченных к слоистым известнякам и мергелям5 сакмаро-артинского возраста, от 45 ( Кинзебулатовское месторождение) до 59 ( Карлинское) % фонда пробуренных скважин не вскрыло трещинные системы и оказалось бесприточным. [14]
Газоконденсатная залежь Оренбургского месторождения, как известно, приурочена к карбонатному массиву нижнепермско-каменноугольного возраста. В разрезе карбонатных отложений к настоящему времени установлено несколько газоконденсатных залежей. [15]
Страницы: 1 2 3