Газоносный песчаник

Cтраница 1

Газоносные песчаники имеют пористость до 30 - 35 %, ио пространственно мало устойчивые. Дебиты газа в скважинах достигают 1 5 млн.. [1]

Плотные газоносные песчаники обычно характеризуются структурой, состоящей из зерен кварца от тонкозернистого до мелкозернистого, наряду с изменяющимися количествами глин, карбонатов и других материалов. [2]

Среди газоносных песчаников выделяются две коллекторские группы. Породы, относящиеся к первой, обладают наибольшими ФЕС. Скорость гидродинамического вытеснения газа из них напорными видами значительно превосходит темп капиллярно-противоточной пропитки. Для второй группы вытеснение газа по схеме пропитки - либо единственный, либо главенствующий ( отставание фронта гидродинамического выталкивания) способ газоотдачи. [3]

Среди газоносных песчаников выделяются две коллекторские группы. Породы, относящиеся к первой, обладают наибольшими ФЕС. Скорость гидродинамического вытеснения газа из них напорными водами значительно превосходит темп капиллярно-противоточной пропитки. Для второй группы вытеснение газа по схеме пропитки - либо единственный, либо главенствующий ( отставание фронта гидродинамического выталкивания) способ газоотдачи. [4]

Если вода проникает в газоносный песчаник вдоль подошвы продуктивного слоя и если эксплоатационная скважина вскрыла последний не полностью, возникает проблема водяного конусообразования совершенно аналогично тому положению, при котором верхняя часть продуктивного горизонта насыщена нефтью. Физический анализ проблемы будет одинаков с аналитической процедурой гл. Вместе с тем при аналитической обработке следует принять в расчет то обстоятельство, что ненарушенное распределение потенциала, которое было выведено в гл. [5]

Глины, встречающиеся в плотных газоносных песчаниках, бывают трех разновидностей. [6]

Основываясь на приведенном механизме гидратации и диспергирования цементирующих газоносный песчаник глинистых минералов, а также действии капиллярных сил, можно утверждать, что эти процессы могут быть определяющими в разрушении продуктивных коллекторов при поступлении воды. [7]

Удельный вес, коэффициент расширения и коэффициент сжимаемости газа при дифференциальном дегазировании. пласта В. [8]

Эти отклонения сходны с теми, какие были рассмотрены для газоносных песчаников в табл. VII. Давление насыщения и газовый фактор при растворенном газе обычно возрастают с ростом глубины залегания пород близкого геологического возраста на одной и той же структуре. [9]

Близкие лптолого-фацмалышс особенности характеризуют и второй газоносный пласт - марковский, который находится в нижней части подсвиты на 40 - 50 м ниже парфеновского. Газоносные песчаники по простиранию но выдержаны и на коротких расстояниях замещаются алевролитами и аргиллитами. [10]

Второй газоносный пласт - марковский находится в нижней части подсвиты на 40 - 50 м ниже парфеновского. Газоносные песчаники по простиранию не выдержаны и на коротких расстояниях замещаются алевролитами и аргиллитами. [11]

Установлено, аутогенное каолинитообразование в породах-коллекторах является одним из признаков продуктивности этих пород и положительно влияет на их фильтрационные свойства. Развитие аутогенного каолинитообразования в газоносных песчаниках объясняется тем, что сероводород и углекислый газ, входящие в состав природных газов, способствуют сильному понижению рН среды. Увеличение емкости коллектора объясняется растворением части исходной твердой фазы. Поэтому газоносные песчаники при прочих одинаковых условиях обладают лучшими коллек-торскими свойствами, чем водоносные и нефтеносные. Они отличаются от последних также структурой перового пространства. [12]

Промышленная газоносность в рассматриваемом газоносном районе связана с тер-ригенными отложениями триаса и юры. В разрезе выделяется до пятнадцати пластов газоносных песчаников. Общая мощность продуктивной толщи превышает 1500 м и не вскрыта еще полностью. Основные запасы газа сосредоточены в отложениях усть-кельтерской и мономской свит нижнего триаса. [13]

Диаграммы сопротивления потенциалов собственной поляризации в коллекторе при увеличении глубины проникновения фильтрата бурового раствора со временем. [14]

Величину Qn определяют по диаграммам зондов с большим радиусом исследования. Изложенные выше соображения о степени проникновения фильтрата бурового раствора в водоносный песчаник применимы также и к нефте-и газоносным песчаникам, причем в последнем случае они, вероятно, более справедливы, так как в нефтеносном песчанике зону проникновения пресного раствора часто трудно отличить по удельному сопротивлению от неизмененной части пласта. Qn, эта задача является неразрешимой, даже если кривая зондирования интерпретируется при помощи палеток. [15]

Страницы: 1 2