Cтраница 3
Вместе с тем точками массированного воздействия на ГФДС нефтегазоносного пласта служат не дрены вообще, но дренажные узлы - энергоактивные участки залежи. В мощном карбонатном массиве ( Сц - D) на одном из нефтяных месторождений Пермского Приуралья выявлена достаточно ординарная зависимость: продуктивность участков залежи тем выше, чем они ближе к разрывному нарушению. Однако зависимость продуктивности от амплитуды нарушения носит обратный характер - чем выше амплитуда, тем ниже продуктивность... Приведенный пример со всей наглядностью показывает неприменимость шаблонного подхода к познанию механизма формирования энергоактивных участков залежи на базе простейших, к тому же крайне примитивизированных геомеханических построений. [31]
Вместе с тем точками массированного воздействия на ГФДС нефтегазоносного пласта служат не дрены вообще, но дренажные узлы - энергоактивные участки залежи. В мощном карбонатном массиве ( Си - Dai) на одном из нефтяных месторождений Пермского Приуралья выявлена достаточно ординарная зависимость: продуктивность участков залежи тем выше, чем они ближе к разрывному нарушению. Однако зависимость продуктивности от амплитуды нарушения носит обратный характер - чем выше амплитуда, тем ниже продуктивность... Приведенный пример со всей наглядностью показывает неприменимость шаблонного подхода к познанию механизма формирования энергоактивных участков залежи на базе простейших, к тому же крайне примитивизированных геомеханических построений. [32]
Выбранная для проведения исследований скв. Продуктивные отложения в этой части месторождения обладают хорошими коллек-торскими свойствами и наибольшим развитием эффективных толщин. Продуктивными являются отложения карбонатного массива нижнепермско-каменноугольного возраста, в нижней части сложенные уплотненными разностями пород с вторичной пористостью. [33]
Общим для всех районов и участков является формирование карстовых вод за счет выпадающих атмосферных осадков, поглощения поверхностного стока рек Бол. В связи с этим в карбонатных массивах формируются мелкие бассейны карстовых вод, имеющие большое практическое значение для водоснабжения в условиях восточного склона Урала. [34]
В целом глубина залегания уровня подземных вод постепенно увеличивается от речных долин к водоразделам, нередко безводным, особенно в центральных частях интрузивных массивов, слагающих повышенные участки рельефа. На преобладающей площади региона зеркало грунтовых вод залегает на глубине 10 - 15 м, в долинах рек и линейных водоносных зонах снижается до 0 - 5 м, а на приводораздельных участках достигает 20 - 25 м, местами 30 - 40 м и более. Участками, в сильно закарстованных известняках крупных карбонатных массивов, уровень вод залегает ниже современного уреза малых рек, что способствует полному или частичному поглощению поверхностного стока. Глубокое залегание уровня подземных вод наблюдается также в местах действующих искусственных водозаборов и горнорудных предприятиях. [35]
ВОЛГОГРАДСКО-КАРАЧАГАНАКСКАЯ НГО занимает внутреннюю прибортовую зону и бортовой уступ Прикаспийской впадины от Карасальской моноклинали на юго-западе до Кара-чаганакско - Кобландинской зоны поднятий на северо-востоке. Юго-восточная и южная границы НГО почти совпадают с изо-гипсами б - 7 км кровли подсолевого палеозоя. Данные сейсморазведки позволяют выделить в пределах перечисленных зон крупные карбонатные массивы де-вонско-каменноугольного возраста, осложненные отдельными нижнепермскими рифовыми постройками. Область включает Карпенский, Тепловский и Кара-чаганакско - Кобландинский газонефтеносные районы. [36]
Имеются многочисленные примеры, когда залежи изолированы от пластовых вод кальцитовым цементом и битумом. Толщина битуминизированной зоны может достигать нескольких метров, но может составлять и сотни метров. Такой слой битума и является экраном, запечатывающим залежь от водоносной части коллекторов. Подобное явление отмечено в залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам Куйбышевского Поволжья, к рифоген-ным карбонатным массивам артинского возраста в Предуральском краевом прогибе, в турнейских породах Большекинельского вала в Оренбургской области, в залежах с песчаными коллекторами в Азербайджане и в ряде других районов. [37]
Отложения данного нефтегазоносного комплекса, содержащего в своем составе глинистые толщи суммарной мощностью до 1 км, обогащенные органическим веществом до 5 %, относятся к одному из основных нефтегазопродуцирующих на территории ТПП. Несомненный интерес могут представлять органогенные и рифогенные известняки силура. В настоящее время единственно обоснованная биогермная природа карбонатного массива силурийского возраста подтверждена бурением на Средне-Макарихинской площади. Основными породообразователями здесь являются водоросли, строматопоры, мшанки. [38]
Месторождение газоконденсатное, приурочено к крупной асимметричной антиклинальной складке. Залежь выявлена в карбонатных отложениях нижней перми, верхнего, среднего и нижнего карбона. Продуктивная толща представлена известняками переслаивающимися, с доломитами и доломитизированны-ми известняками. Отдельными прослоями залегают терригенные отложения, приобретающие существенное значение в отложениях верхнеартинского подъяруса нижней перми и яснополянского горизонта нижнего карбона. Вуктыльская залежь относится к массивным с перемеживающимися по коллекторским свойствам и продуктивности зонам. В коллекторах месторождения микротрещины объединяют весь карбонатный массив в единую гидродинамическую систему. [39]
XI) приведены свойства раствора из выбуренных пород по геологическим горизонтам. Применительно к этим данным можно считать, что при бурении по рассматриваемой схеме ( см. рис. 79) удельный вес карбонатного раствора перед вскрытием терригенных отложений глин и песков возрастает до 1 15 - 1 18е / см3, водоотдача снизится до 10 CMS, чего вполне достаточно для предотвращения обвалов и осыпей этих пород. Бурение расположенных ниже отложений, в основном мощных залежей известняков с прослоями доломитов, при своевременной обработке естественного раствора стабилизатором ( например, УЩР или СНС и крахмалом) и отсутствии поглощений промывочной жидкости затруднений не вызывает. При небольших поглощениях ( от слабых до средних) в промывочную жидкость целесообразно вводить ( вместе со стабилизатором) электролит-структурообразователь, в данном случае жидкое стекло. При необходимости принимают меры по дополнительному диспергированию частиц выбуриваемых пород. Удельный вес раствора с углублением скважины в этих карбонатных массивах, при спокойном их залегании, систематически повышается ( до 1 28 - 1 30 г / см3 и выше), фильтрационные свойства улучшаются, водоотдача доходит до 5 - 3 см3 за 30 мин. Склонные к осыпям отложения тонкоигольчатых аргиллитистых глин пашийской свиты и жи-ветского яруса, подстилающие карбонатные массивы верхнего девона ( фаменский и франский ярусы) в Саратовском Поволжье, представляют наиболее осложненную зону, характеризующуюся крайне низкими показателями проходки. При бурении с применением глинистых растворов их свойства резко ухудшаются: вязкость повышается до нетекучести, значительно возрастает предельное напряжение сдвига, в дальнейшем происходит коагуляция, на стенках скважины откладываются толстые глинистые корки, затрудняющие вращение бурильного инструмента. При разбуривании пашийских и живетских аргиллитистых пород на глинистых растворах нередко возникают сальники, затяжки и прихваты бурильного инструмента. В то же время, как показал опыт, бурение в этих отложениях на естественном карбонатно-аргиллитовом растворе затруднений не представляет. [40]
ЦНИЛ Башнефтекомбината была организована в начале 1935 г., а в июне того же года в ней начинает работать К. Р. Тимергазин, окончивший с отличием Казанский университет. Тимергазин резко выделяется своими способностями, быстротой усвоения материалов и особой любовью к изучению минералогии ( К вершинам знаний. Научные отчеты К. Р. Тимергазина довоенного периода положили начало познанию промышленно-нефтегазоносных недр платформенной части Башкортостана и Предуральского краевого прогиба, став самыми первыми геологическими исследованиями всего впервые вскрытого в тридцатые - сороковые годы глубоким поисково-разведочным бурением комплекса отложений осадочного чехла и пород кристаллического фундамента. В рукописной работе Пористость, структура и генезис коллекторов нефти Ишимбаевского месторождения в свете геохимических данных К. Р. Тимергазин дал литоло-го-петрографическую характеристику нефтеносных пород, выявил коррелятивные признаки их по разрезам всех скважин, проанализировал взаимосвязь порового пространства в породах с их минералогическим и химическим составом, доказал рифово-органогенную природу карбонатных массивов нижнепермского возраста Ишимбаевского района и установил особенности распределения нефтеносности в них. Все это легло в основу работ последующих исследователей как в Москве и Ленинграде, так и в производственных организациях Башнефтекомбината. [41]
Относится к категории крупных. Приурочено к одноименной брахиантиклинальной складке меридионального простирания длиной до 40 км и шириной до 6км, осложненной тремя локальными поднятиями: Северо-Яринским, Яринским и Камен-ноложским. Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейс-кого яруса, в терригенных отложениях яснополянского надгори-зонта и в карбонатных отложениях серпуховского и башкирского ярусов. Залежь нефти турнейского яруса относится к массивному типу. В карбонатном массиве серпуховского и башкирского горизонтов на глубине 1450 м выявлено пять продуктивных пластов. [42]
XI) приведены свойства раствора из выбуренных пород по геологическим горизонтам. Применительно к этим данным можно считать, что при бурении по рассматриваемой схеме ( см. рис. 79) удельный вес карбонатного раствора перед вскрытием терригенных отложений глин и песков возрастает до 1 15 - 1 18е / см3, водоотдача снизится до 10 CMS, чего вполне достаточно для предотвращения обвалов и осыпей этих пород. Бурение расположенных ниже отложений, в основном мощных залежей известняков с прослоями доломитов, при своевременной обработке естественного раствора стабилизатором ( например, УЩР или СНС и крахмалом) и отсутствии поглощений промывочной жидкости затруднений не вызывает. При небольших поглощениях ( от слабых до средних) в промывочную жидкость целесообразно вводить ( вместе со стабилизатором) электролит-структурообразователь, в данном случае жидкое стекло. При необходимости принимают меры по дополнительному диспергированию частиц выбуриваемых пород. Удельный вес раствора с углублением скважины в этих карбонатных массивах, при спокойном их залегании, систематически повышается ( до 1 28 - 1 30 г / см3 и выше), фильтрационные свойства улучшаются, водоотдача доходит до 5 - 3 см3 за 30 мин. Склонные к осыпям отложения тонкоигольчатых аргиллитистых глин пашийской свиты и жи-ветского яруса, подстилающие карбонатные массивы верхнего девона ( фаменский и франский ярусы) в Саратовском Поволжье, представляют наиболее осложненную зону, характеризующуюся крайне низкими показателями проходки. При бурении с применением глинистых растворов их свойства резко ухудшаются: вязкость повышается до нетекучести, значительно возрастает предельное напряжение сдвига, в дальнейшем происходит коагуляция, на стенках скважины откладываются толстые глинистые корки, затрудняющие вращение бурильного инструмента. При разбуривании пашийских и живетских аргиллитистых пород на глинистых растворах нередко возникают сальники, затяжки и прихваты бурильного инструмента. В то же время, как показал опыт, бурение в этих отложениях на естественном карбонатно-аргиллитовом растворе затруднений не представляет. [43]
Они относятся к породам с твердостью выше средней, нередко залегают на значительных глубинах. При проходке скважин с применением глинистых растворов бурение в этих отложениях характеризуется сравнительно небольшими скоростями. На их разбуривание затрачивается основная часть всего календарного времени бурения. Галлоидных пород в разрезе нет; пластовые воды слабо минерализованы. Верхние глинисто-песчанистые отложения разбуриваются на образующемся в скважине естественном глинистом растворе. После спуска кондуктора в кровлю карбонатных отложений ( по схеме - на глубину примерно 350 м) следует переходить на промывку скважины естественной неустойчивой карбонатной суспензией. В связи с необходимостью повышения удельного веса раствора и снижения водоотдачи при разбуривании склонных к осыпям и обвалам терригенных верепских и нижнебашкирских отложений за 150 - 200 м до их кровли необходимо прекратить поступление свежей воды в циркуляционную систему и начать стабилизацию карбонатной суспензии, постепенно превращая ее в естественный карбонатный раствор, на котором и продолжать бурение до проектной глубины. Если разбуривание карбонатных массивов проходит в нормальных условиях, без заметных поглощений промывочной жидкости, то обрабатывать исходную карбонатную суспензию следует поверхностно-активными веществами-стабилизаторами без добавок неорганических электролитов-структурорегуляторов. При средних поглощениях промывочной жидкости, наблюдающихся на ряде месторождений этого района, добавка в раствор неорганических электролитов необходима. Если же в стратиграфическом разрезе имеются зоны сильных поглощений, для борьбы с которыми потребуется значительное количество промывочной жидкости, то необходимо поставить вибрационную мельницу для мокрого помола выходящих из скважины недиспергированных частиц и шлама. Как показали исследования и промышленно-опытные работы, хорошими стабилизаторами пресных карбонатных суспензий являются углещелочной реагент, сульфонатриевые соли сланцевых смол с добавками крахмала и карбоксиметилцеллюлоза. В качестве реагента-структурообразователя в этом случае целесообразно использовать жидкое стекло. Структурообразующей добавкой к карбонатным растворам может быть и глина, находящаяся в карбонатных массивах в виде пропластков и примесей. [44]
Они относятся к породам с твердостью выше средней, нередко залегают на значительных глубинах. При проходке скважин с применением глинистых растворов бурение в этих отложениях характеризуется сравнительно небольшими скоростями. На их разбуривание затрачивается основная часть всего календарного времени бурения. Галлоидных пород в разрезе нет; пластовые воды слабо минерализованы. Верхние глинисто-песчанистые отложения разбуриваются на образующемся в скважине естественном глинистом растворе. После спуска кондуктора в кровлю карбонатных отложений ( по схеме - на глубину примерно 350 м) следует переходить на промывку скважины естественной неустойчивой карбонатной суспензией. В связи с необходимостью повышения удельного веса раствора и снижения водоотдачи при разбуривании склонных к осыпям и обвалам терригенных верепских и нижнебашкирских отложений за 150 - 200 м до их кровли необходимо прекратить поступление свежей воды в циркуляционную систему и начать стабилизацию карбонатной суспензии, постепенно превращая ее в естественный карбонатный раствор, на котором и продолжать бурение до проектной глубины. Если разбуривание карбонатных массивов проходит в нормальных условиях, без заметных поглощений промывочной жидкости, то обрабатывать исходную карбонатную суспензию следует поверхностно-активными веществами-стабилизаторами без добавок неорганических электролитов-структурорегуляторов. При средних поглощениях промывочной жидкости, наблюдающихся на ряде месторождений этого района, добавка в раствор неорганических электролитов необходима. Если же в стратиграфическом разрезе имеются зоны сильных поглощений, для борьбы с которыми потребуется значительное количество промывочной жидкости, то необходимо поставить вибрационную мельницу для мокрого помола выходящих из скважины недиспергированных частиц и шлама. Как показали исследования и промышленно-опытные работы, хорошими стабилизаторами пресных карбонатных суспензий являются углещелочной реагент, сульфонатриевые соли сланцевых смол с добавками крахмала и карбоксиметилцеллюлоза. В качестве реагента-структурообразователя в этом случае целесообразно использовать жидкое стекло. Структурообразующей добавкой к карбонатным растворам может быть и глина, находящаяся в карбонатных массивах в виде пропластков и примесей. [45]