Платформенное месторождение

Cтраница 3

При пологих углах падения пласта, небольшой высоте этажа нефтеносности и небольших глубинах залегания нефтяных залежей, что имеет место в большом количестве небольших по размерам платформенных месторождений. [31]

Схима полного цикла осадконаконлсния ( повторяющегося комплекса фаций. [32]

Для Кизеловского и Чусов-ского районов П. В. Васильев указывает 4 периода. У платформенных месторождений они менее ясно выражены, но обнаруживаются даже в Подмосковном бассейне, где содержащие уголь отложения подстилаются песчаными континентальными отложениями и покрываются известково-гли-нистыми морскими. [33]

Нефтяные месторождения встречаются не только в горных странах, у подножия горных массивов, но и среди плато и платформенных равнин, в областях развития жестких плит в палеозойских отложениях, перекрытых почти горизонтально залегающими осадками более молодого возраста со слабо выраженной тектоникой. Примерами платформенных месторождений являются нефтяные месторождения Мид-Континента. [34]

Однако следует отметить, что методы контроля и регулирования таких объектов все еще недостаточно развиты и апробированы, что, естественно, тормозит выделение таких объектов в разрезе многозалежных месторождений, снижает эффективность их разработки. Кроме того, объекты разработки платформенных месторождений также являются весьма неоднородными, что накладывает еще дополнительные задачи по контролю и регулированию их разработки. [35]

Вместе с тем, практически каждая пластовая залежь нефти имеет водонефтя-ную зону ( ВНЗ) той или иной протяженности. Так, в той же работе [1] анализируются данные по 49 платформенным месторождениям. Отмечается, что на таких крупных месторождениях, как Арланское, Туймазинское, Шкаповское - в Башкирии, Бавлинское - в Татарии, Ярино-Каменоложское - в Пермской обл. Мегионское - в Западной Сибири, площади первоначальных водонефтяных зон занимают от 31 до 80 3 % общей площади нефтеносности. [36]

Схему расчета можно перестроить, взяв модель, в которой в начальный момент времени имеются две зоны: нефтяная с погребенной водой и чисто водяная, возможно, с диффузионно рассеянной нефтью. Схема заметно усложнится, но значения параметра неоднородности ( могущего, возможно, потерять свой первоначальный вид) для платформенных месторождений снизятся и приблизятся к его значениям для остальных залежей. Если в результате статистического анализа различие между средними коэффициентами для двух типов залежей окажется статистически значимым, то причина расхождения в величине ф будет заключаться в чем-то другом, а не в факте неучета первоначального положения ВНК. Если были бы известны характеристики фазовых проницаемо-стей для всех рассмотренных залежей, то это дало бы возможность еще дальше усовершенствовать модель и продолжить статистическое исследование. Такие процессы полностью относятся к диффузным и замечание из [29], приведенное в гл. [37]

Схема положений внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. [38]

Между внутренним и внешним контурами нефтеносности выделяется водонефтяная зона, неправильно называемая некоторыми исследователями водоплавающей частью залежи. Значительная часть платформенных месторождений с небольшими углами падения структуры характеризуется наличием большой водонефтяной площади, иногда превышающей чисто нефтеносную часть залежи. [39]

При сложном яитологическом строении нефтеносных горизонтов очень важно, в целях обеспечения рациональной разработки нефтяных залежей, правильно понять характер распространения коллекторов в пространстве. Для этого необходимо расчленить горизонт на составляющие его элементы, правильно понять и наглядно изобразить морфологию каждого элемента, его взаимосвязи с другими элементами. Это особенно важно при изучении крупных платформенных месторождений, разработка которых производится с поддержанием пластового давления путем закачки воды при внутри-контурном разрезании нефтяных залежей. Казалось бы на первый взгляд, что вопрос расчленения не представляет никаких трудностей. [40]

Проницаемость по разрезу продуктивного пласта изменяется хаотически. Однако закон ее изменения можно сделать монотонным ( например, возрастающим снизу вверх), меняя прослои местами. Точность расчетов от перемены местоположения прослоев не снизится, так как задача решается для условия отсутствия перетоков между прослоями. Сургучев [70] отмечает, что для платформенных месторождений возможны различные распределения проницаемости. Выбор того или иного закона иногда определяется способом получения исходной информации. Так, если коэффициент проницаемости найден по керновым материалам, то можно применять распределение Саттарова, если по результатам гидродинамического исследования скважин - III распределение Пирсона. [41]

Среди фосфоритов морского происхождения насчитывается много петрографических разновидностей. Главнейшими являются фосфориты пластового характера, связанные чаще всего с геосинклинальными отложениями, и желваковые фосфориты, преобладающие среди месторождений платформенного типа. Имеются, конечно, исключения, но чаще всего наблюдается именно указанная выше приуроченность. Как среди геосинкяи-нальных, так и среди платформенных месторождений встречаются фосфориты зернистые. [42]

Значительно также влияние эволюции живых тол. Типичные параличе - Ские месторождения углей с многократным чередованием морских и континентальных фаций встречаются только в палеозое. Для юрских месторождений характерен своеобразный тип межгорных котловин ( от Урала до Дальнего Востока) и платформенных месторождений сапропелитов. Для третичных месторождений характерен тип платформенных синклиз сочень мощными лластами угля. [43]

Страницы: 1 2 3