Песчаник - угленосная толща
Cтраница 1
Песчаники угленосной толщи литологически неоднородны, в верхней части замещаются более глинистыми разностями с худшими коллекторскими свойствами. [1]
Нефть из песчаников угленосной толщи нижнего карбона Николо-Березовской площади Арланского месторождения отобрана с забоя скв. [2]
 |
Геологический профиль нижнего карбона по линии А-AI. [3] |
Залежи нефти в песчаниках угленосной толщи - пластовые сводовые. [4]
Мы уже отмечали явно русловое происхождение песчаников угленосной толщи северо-западной и юго-западной частей Башкирии, где нефть и уголь встречаются в одних и тех же отложениях угленосного горизонта. При этом нефть, как правило, располагается выше угольных залежей. По своим свойствам она относится к тяжелым и сернистым разновидностям. Их плотность составляет 0 88 - 0 91 г / см3, а в небольших залежах Шкапово достигает 0 92 - 0 93 г / см3; содержание смол 12 - 18 %, серы 2 5 - 3 5 %; нередко присутствует сероводород. [5]
Из таблицы 3 видно, что и для песчаников угленосной толщи Ар ланского месторождения, средние значения коэффициента начальной водонасыщенности, определенные с учетом неоднородности пласта по проницаемости, больше принятых значений. [6]
Ниже приведены результаты исследований сжимаемости девонских песчаников Туймазинского месторождения и песчаников угленосной толщи Игметовского и Яркеевского месторождений. [7]
Поэтому здесь, где-то в районе Усень-Ивановской площади, в песчаниках угленосной толщи могут быть встречены литоло-гически экранированные залежи. Следует добавить, что не только на указанной площади, но и в юго-западной части Башкирии, а также в прилегающих к ней районах Оренбургской области можно ожидать открытия новых как структурных, так и литоло-гических залежей нефти и газа, связанные с аллювиально-русловыми и дельтовыми осадками. [8]
Весьма важным показателем являются замеры пространственной ориентировки наклона косых слойков у песчаников угленосной толщи. Эти замеры, произведенные в разных пунктах по горным выработкам и естественным обнажениям, показывают исключительное постоянство направления первичного падения слойков. По данным всех исследователей, замерявших падение косых слойков, видно, что первичные наклоны последних в подавляющем большинстве направлены к востоку-северо-востоку и востоку - юго-востоку. Лишь менее чем в 30 % случаев наклоны ориентированы к северу-северо-востоку и в единичных пунктах к северо-западу. Многочисленные замеры косой слойчатости в шахтах Кизеловского района также свидетельствуют о первичном наклоне слойков либо на северо-восток, либо в направлении, близком к восточному. Нигде не встречено косых слойков с первичным наклоном на запад. [9]
 |
Зависимость остаточной нефтенасыщенности - К он. найденной по КС микропотенциал. [10] |
Результаты исследований подтверждают возможность использования диаграмм микрозондов для оценки остаточной нефтенасыщенности песчаников угленосной толщи. Выявленное существенное влияние глинистости на величину остаточной нефтенасыщенности песчаников указывает на необходимость учета глинистости при оценке конечной нефтеотдачи их. [11]
Таким образом, величина проницаемости поровых каналов, занятых погребенной водой, для песчаников угленосной толщи значительно больше, чем для девонских песчаников. Величина этой проницаемости может быть принята равной 0 045 дарси. [12]
В этом году было открыто Чекмагушевское месторождение нефти в терригенном девоне, а в 1954 г. - Манчаровское в песчаниках угленосной толщи. За период 1956 - 1970 гг. в Бирской седловине был открыт ряд нефтяных месторождений: Чекмагушевская группа, Туймурзинское, Андреевское, Ашмановское, Менеузовское, Карача-Елгинское, Чермасанское и другие. [13]
Для сравнения качества цементирования в рассматриваемых интервалах выделены два стратиграфических горизонта с разным геологическим строением: нижний тульский репер и VI пласт песчаников угленосной толщи. Это вызвано тем, что оба пласта четко прослеживаются по всему месторождению, имеют значительную толщину, не подвержены выработке или влиянию закачки воды. [14]
Опытно-промышленная закачка углекислоты ведется на Александровской площади Туймазинского месторождения. Нефтенасы-щенные песчаники угленосной толщи Александровской площади ииеют низкие коллекторские свойства. Источником получения углекислого газа ( С02) является спиртзавод, расположенный в 1 2 км от нагнетательной скважины. Опытный участок включает одну нагнетательную и три эксплуатационные скважины. [15]
Страницы: 1 2