Отложение - терригенный девон
Cтраница 1
 |
Кушкульское месторождение. Зерна ПеСЧЗНИКОВ В ОСНОВНОМ ГЛИНИСТЫЙ Материал. Смб-Структурная карта шанНЫЙ ТИП ЦСМСНТациИ. [1] |
Отложения терригенного девона представляют собой чередование песчаных, алевроли-товых, глинистых, а иногда и известковых пород различной мощности. Коллекторы нефти - разнозернистые песчаники и алевролиты. Резкая литологическая изменчивость пород отмечается на коротких расстояниях. [2]
В отложениях терригенного девона ( I нефтегазоносный комплекс) преобладают пластовые залежи. [3]
 |
Схема минерализации и гидрогеологической зональности пластовых вод пермско-триасового водоносного комплекса Прикаспийской синеклизы ( по Е. В. Стад-нику, В. Г. Козлову. [4] |
Зона метановых газов в отложениях терригенного девона северозападных прибортовых частей Прикаспийской синеклизы охватывает почти полностью Степновский вал, южные склоны Балаковского и Клин-цовского выступов, северную часть внешней зоны бортовых дислокаций синеклизы в районе Миусской, Марьевской, Ершовской структур. [5]
Промышленно нефтеносными региональными комплексами являются пашийско-кыновские отложения терригенного девона, тульско-бобриковские терригенные и верхнетурнейские карбонатные толщи нижнего карбона, а также каширо-подольские и верей-башкирские среднего карбона. Продуктивные комплексы разделяются глинистыми, глинисто-карбонатными и сульфатными породами. [6]
Учитывая вышеперечисленное, можно отметить, что в отложениях терригенного девона на рассматриваемой территории не следует ожидать значительных запасов нефти. [7]
В перспективных планах необходимо предусмотреть бурение скважины с горизонтальным стволом на отложения терригенного девона с проводкой горизонтального ствола в пласте Д1 с применением безглинистого компаундированного раствора по рецептуре ЗАО Горизонт-Сервис, а также при проводке боковых и горизонтальных стволов из ранее пробуренных скважин. [8]
В данной работе для оценки потерь нефти вследствие разрежения сетки скважин использованы АГПМ для отложений терригенного девона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, III модель. [9]
Из приведенных данных видно, что содержание углеводородных газов резко уменьшается снизу вверх по разрезу от отложений терригенного девона к отложениям карбонатного девона с исчезновением высших углеводородов и резким увеличением содержания азота и углекислого газа. При этом почти в два раза уменьшается газосодержание. Следует отметить достаточное сходство составов растворенного газа в водах карбонатного девона и турнейского яруса, хотя в последних имеется повышенное содержание метана и этана и пониженное содержание углекислого газа. Сравнение же вод бобриковского горизонта и терригенного девона указывает на достаточную близость состава при несколько большем содержании в последних азота. Исследователями также отмечаются факты наличия большего количества тяжелых углеводородов и повышенного газосодержания, при меньшем содержании азота в газовом составе проб из скважин, расположенных в пределах нефтяной залежи, по сравнению со скважинами законтурной области. Аналогичная картина наблюдается при сравнении данных по водам нефтеносных и водоносных горизонтов. [10]
Структурные поверхности горизонтов карбонатного девона и нижнего карбона ( до тульского горизонта) принципиально отличаются от планов отложений терригенного девона и поверхности кристаллического фундамента. Планы этих поверхностей имеют террасовидное строение и резко дислоцированы. Наиболее высокое гипсометрическое положение рассматриваемых поверхностей отмечается в пределах Миннибаевской, Зай-Каратайской и Куакбашской площадей. К востоку и северу от этих площадей наблюдается ступенчатое погружение опорных поверхностей второго структурно-тектонического этажа, образующее ряд структурных террас, различающихся размерами и гипсометрическими уровнями: Миннибаевскую, Альметьевскую, Павловско-Сулеевскую, Азнакаевс-кую, Сармановскую и другие более мелкие участки. [11]
Уникальное по запасам нефти в отложениях карбона Арлан-ское месторождение, эксплуатируемое фондом скважин в количестве около 10000 единиц, весьма слабо изучено по отложениям карбонатного и терригенного девона. [12]
Третью группу объектов, выделенных с помощью метода главных компонент, составляют площади Ромашкинского месторождения Татарстана, а также некоторые месторождения Прикамской группы, основным базисным нефтеносным объектом которых являются отложения терригенного девона. Объекты характеризуются сложным неоднородным строением и маловязкими нефтями. Залежи Ромашкинского месторождения находятся на поздней стадии разработки, что обусловливает падение добычи нефти. В связи с этим по мере выработки запасов резко возрастает необходимость применения МУН для извлечения остаточных запасов из заводненных пластов. Как видно из табл. 23, для геолого-физических условий залежей терригенного девона Татарстана уже в настоящее время имеются достаточно эффективные методы увеличения нефтеотдачи - гидродинамические, закачка полимеров и полимеро-дисперсных систем, эфира целлюлозы, микробиологические методы воздействия. Одним из наиболее высокоэффективных методов применительно к геологическим условиям Ромашкинского месторождения является нестационарное заводнение, повышающее коэффициент нефтеизвлечения на 3 - 10 пунктов. [13]
 |
Динамика ВНФ модели участка. I. [14] |
По ожидаемой конечной нефтеотдаче объекты отличаются существенно: самый высокий показатель ( 67 4 %) - по пласту Д1 северного участка Сатаевского месторождения, а самый низкий ( 40 0 %) - по отложениям терригенного девона Кушкульского месторождения. [15]
Страницы: 1 2