Межсолевое отложение

Cтраница 3

Итак, на глубинах более 4500 м в районах со сложным блоковым строением могут быть встречены вторично-норовые, трещинно-поровые и трещинно-кавернозные коллекторы, распространение которых по указанным выше причинам будет более локальным, чем на меньших глубинах, и часто не соответствовать полностью структуре выявленной ловушки. По существу, глубины контролируют неравномерность развития вторично-поровых и кавернозных доломитов и до-ломитизированных известняков межсолевых отложений Припятской впадины. Выявленные закономерности формирования вторично-поровых и трещинно-поровых коллекторов в глубоких горизонтах впадины могут быть применимы и к другим нефтегазоносным районам, так как механизм их образования один и тот же. [31]

Различие в характере распределения пористости карбонатных под-солевых и межсолевых отложений объясняется различными условиями накопления осадков, проявлением в них вторичных процессов и, как следствие, различной структурой перового пространства. В соответствии с этим коллекторы подсолевой карбонатной толщи по форме пустотного пространства относятся к трещинно-кавернозным и трещинно-кавернозно-пороным, а межсолевых отложений - к кавернозно-по-рово-трещинным и лишь в отдельных случаях ( Золотухинская залежь) - к трещинно-поровым. [32]

Залежи нефти Осташковичского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений. Следует отметить, что величина давления насыщения для нефти подсолевых отложений почти в 2 раза выше величины давления насыщения нефти межсолевых отложений. Нефти подсолевых отложений в пластовых условиях характеризуются очень высокими газосодержанием и объемным коэффициентом, низкой плотностью. [33]

Однако результаты исследований скважин на многих участках месторождений БССР показали [5], что нефтегазоносные горизонты межсолевых отложений в основном массивные или массивно пластовые. В частности, об этом свидетельствуют сложные пространственные фильтрационные течения в массивных залежах Осташковичского и Речицкого месторождений, приуроченных к межсолевым отложениям. Мощности массивных залежей, как правило, соизмеримы с расстояниями между скважинами. При этом существенную роль начинают играть гравитационные силы. Определение основных технологических и гидродинамических показателей разработки таких залежей тесно связано с решением пространственных задач теории фильтрации, методика решения которых менее разработана и сопряжена с большими математическими трудностями. [34]

Особенно большой интерес в генетическом плане имеет идентификация таких биологических меток, которые обычно отсутствуют в других нефтях Г Наличие в нефтях таких углеводородов указывает на источники их образования. К таким углеводородам можно отнести 12 - и 13-метилалканы в нефтях Восточной Сибири, ботриококсан в индонезийской нефти, гопан С28 в сивинской нефти, динорметил-адиантаны в нефтях Северного моря, циклические изопреноиды нерегулярного строения и триметилалкилциклогексаны с изопреноид-ной цепью в нефтях п-ова Бузачи, шестициклические моноароматические углеводороды гопанового типа в межсолевых отложениях Припяти и многие другие соединения. [35]

Дегазированные нефти Осташковичского месторождения легкие, маловязкие. Нефть подсолевых отложений малосмолистая, малосернистая ( класс I), высокопарафиновая ( вид П3), имеет высокий выход фракций, выкипающих до 300 С. Нефть межсолевых отложений смолистая, сернистая ( класс II), парафиновая ( вид П2), имеет невысокий выход фракций, выкипающих до 300 С. [36]

Толща нижней соли сменяется серией песчано-алеврито-глинистых и карбонатных напластований с примесью туфогенного материала. В последнем случае в составе толщи значительное место принадлежит турфогенным породам. Над межсолевыми отложениями лежит верхний соленосный комплекс. В местах отсутствия межсолевой толщи верхняя соль непосредственно контактирует с нижней. В составе толщи большое распространение имеют прослои терригенных и сульфатно-карбонатных пород. [37]

Межсолевые отложения представлены в основном карбонатными, глинисто - и терригенно-карбонатными породами, а в периферийной восточной части прогиба замещается своим аналогом - эффузивной толщей. В северной зоне Припятского прогиба отложения межсолевой толщи промышленно нефтеносны. На локальных структурах мощность межсолевых отложений изменяется от нуля в сводах структур до нескольких сот метров на крыльях. В разрезах имеет место выклинивание, выпадение отдельных литологических слоев ( пачек) к своду структур за счет резкого увеличения мощности нижней соленосной толщи. [38]

Геофизическими методами выявлено около 50 структур, часть которых находится в разведке. Ельненской структуре, в которой получена промышленная нефть из межсолевых отложений среднего девона. [39]

Петров считает, что нафтеновый паспорт унаследован нефтью от исходного ОВ и что он может быть использован как дополнительный критерий для установления генетической связи нефтей и ОВ пород. Нам кажется, что этот критерий следует считать не дополнительным, а основным при выделении генетических типов нефтей. Об этом свидетельствуют не только приведенные выше данные по триасу Прикаспийской впадины, но и материалы по девонским нефтям и ОВ нефтематеринских пород Припятского прогиба, которые показывают близость нафтенового паспорта нефтей и ОВ как подсолевых, так и межсолевых отложений. [40]

Крупные нефтяные месторождения Белорусской ССР открыты в Припят-ской впадине, расположенной в юго-восточной части республики. Впадина представляет собой крупный внутриплатформенный прогиб, выполненный мощной толщей осадочных образований. Осадочный комплекс отложений слагается породами девона, карбона, Перми, мезозоя и кайнозоя. Наибольшей мощностью обладают девонские отложения, в которых преобладает соленосыая толща. Эта толща разделяется задонско-елецкими межсолевыми отложениями на две части - верхнюю соль и нижнюю соль. По возрасту верхняя соль относится к елецко-данково-лебедянским слоям, а нижняя соль - к евлаповско-ливен-ским. Подсолевые отложения относятся к франскому и живетскому ярусам и сложены терригенными породами, доломитами и известняками. Известняки залегают в средней части франского яруса и относятся к воронежским петипско-семилукским и верхне-щигровским слоям. [41]

Гидростатическое давление варьирует от нормального до сверхгидростатического, связанного с литологически изолированными резервуарами в разрезе девонских отложений ( Южно-Валавская площадь, скв. Подсолевой и межсолевой комплексы высоконапорные, величина напоров над кровлей рассолоносных отложений достигает 3000 м, а максимальные пьезометрические уровни рассолов устанавливаются в 1 - 35 м ниже дневной поверхности. Во многих случаях имеет место самоизлив ( площади Давыдовская, скв. Дебит переливающих скважин варьирует в широких пределах, достигая 165 м3 / сут ( Вишанская площадь, скв. Удельный расход изменяется от 1 05 до 7 2 ( среднее 3 25) ( м3 / сут) / м для межсолевых отложений и от 0 29 до 1 49 ( среднее 0 69) ( м3 / сут) / м для подсолевых карбонатных. [42]

ИК-спектры нефракционированных нефтей из отложений верхнего девона Припятского прогиба. [43]

Нефти III генотипа, встреченные в межсолевых отложениях, по коэффициенту Ц ( до 26) резко отличаются от вышеописанных нефтей. Это указывает на резкое преобладание в них длинных парафиновых цепей над короткими. Нефти средние по плотности с небольшим выходом бензиновых фракций, в которых самое высокое содержание метановых УВ и самое низкое - нафтеновых. В отбензи-ненной части снижена по сравнению с I и II генотипами роль парафино-наф-теновых УВ. Смол и асфальтенов ( особенно последних) несколько больше, чем в нефтях I и II генотипов. Наиболее характерные нефти III генотипа встречены на площадях Речицкой, Осташковичской, Сосновской и Мар-мовичской. Следует отметить, что в межсолевых отложениях кроме нефтей III генотипа были встречены нефти I генотипа, явно эпигенетичные по отношению к вмещающим отложениям. [44]

Страницы: 1 2 3