Cтраница 1
Се-номанские отложения представлены чередующимися песками, песчаниками, алевролитами и глинами. [1]
Газовая залежь установлена в се-номанских отложениях, залегающих на глубине 987 - 1081 м и перекрытых толщей глинистых пород турона и более молодых. Продуктивные отложения представлены неравномерным переслаиванием песчано-алевро-литовых и глинистых пород. [2]
Газовая залежь установлена в се-номанских отложениях ( верхи покурекой свиты), приурочена к своду структуры. Продуктивные отложения представлены песчано-алевро-литовыми и глинистыми породами, перекрытыми толщей глинистых пород турона и более молодых. Газовая залежь пластовая массивная, водоплавающая. [3]
Установлено, что рыхлыми песками представлены в основном се-номанские отложения; мощность их песчаников составляет V 3 общей мощности водоносного комплекса. [4]
Продуктивны се-номанские ( верх, мел) и нижнемеловые ( неокомские) отложения. По кровле се-номанских отложений м-ние представляет валообразную структуру, вытянутую в сев. [5]
Начальное пластовое давление 9 4 - 9 8 МПа, пластовая температура 16 С. Массивная сводовая газовая залежь в се-номанских отложениях приурочена к продуктивному горизонту, залегающему па глубинах 840 - 980 м в составе покурской свиты. [6]
Начальное пластовое давление 9 4 - 9 8 МПа, пластовая температура 16 С. Массивная сводовая газовая залежь в се-номанских отложениях приурочена к продуктивному горизонту, залегающему на глубинах 840 - 980 м в составе покурской свиты. [7]
Медвежье газоконденсатное месторождение - расположено восточнее г. Салехард Тюменской обл. Приурочено к Ныдинскому и Медвежьему локальным поднятиям Медвежьего вала. Выявлено 3 залежи: газовая в се-номанских отложениях верх, мела ( ГВК - 1134 м), газоконден-сатные в отложениях валанжина ( ГВК - 2955 м) и в батских отложениях ср. Залежи массивные и одна пластовая литологически экранированная. Продуктивные пласты сложены песчаниками. [8]
Верхнепуровский ме-гавал, и по изогипсе - 2950 м имеет размеры 70 х 16 км, амплитуда св. По данным сейсморазведки, структура разбита серией сбросов, ориентированных вдоль оси складки и образующих грабен меридионального простирания. Поверхности разрывных нарушений не являются газогидродинамич. Газоносными являются терригенные се-номанские отложения верх, мела ( пласт HKi на глуб. [9]
Большая часть нефтяных и газовых месторождений Боливии ( свыше 20) располагается в предгорной ( Предпунской) части Центрально-предандийского нефтегазоносного бассейна. Последний заходит в Боливию лишь своей северной частью, протягиваясь далее через Аргентину и выходя на юго-востоке южнее Буэнос-Айреса в Атлантический шельф. Предпунский ареал зон нефтегазонакопления связан с резко выраженными антиклиналями, осложненными надвигами и взбросами. Мощность палеозойских отложений бассейна, включающих, помимо нефтегазоносных, девонских и пермо-карбоновых, также силурийские, в краевой части бассейна достигает 7000 м, из них почти половина приходится на гондванские отложения. Верхи се-номанских отложений на нескольких месторождениях нефтеносны. Вышележащие кайнозойские отложения с максимальной мощностью 4000м также нефтеносны в низах ( эоцен. Наиболее крупным месторождением Боливии является месторождение Гуайруй, дающее около 500 тыс. т нефти в год. [10]
Отсутствие возможности определить основной параметр - устойчивость пород - создает безвыходное положение для достоверного прогнозирования режима эксплуатации скважин в условиях разрушения. Поэтому в имеющихся проектах разработки сеноманских залежей, из которых добывается около 80 % газа в России, степень обоснованности режима работы скважин в условиях разрушения весьма низкая. В принципе все месторождения газа сеноманских отложений разрабатываются на базе проведенных в начале 1970 - х годов немного - Численных исследований, посвященных изучению связи депрессии на пласт с количеством твердых примесей, выносимых газом. Позднее аналогичные исследования проводились и на других месторождениях. О качестве этих исследований можно судить, проанализировав данные реальных скважин, приведенные в табл. 6.1. Прежде всего, следует отметить, что все эти скважины вскрывают се-номанские отложения и расположены сравнительно недалеко друг от друга в зоне дренирования одной УКПГ. Устойчивость газоносных пластов не только в пределах зоны дренирования данной УКПГ, но и всей газоносной площади практически одинакова. Несмотря на такую схожесть свойств пород, результаты исследования по изучению зависимости перепада давления от количества выносимых примесей оказались глубоко неверными и ошибочными. При этом как исследователи, так и авторы проекта не выяснили причин таких некачественных результатов. Трудно понять, почему не обратили внимание на результаты исследования скв. [11]