Линзовидный пласт

Cтраница 2

Кроме того, все залежи нефти и газа располагаются непосредственно вблизи разрывных тектонических нарушений ( сбросов) и приурочены, как правило, или к линзовидным пластам песчаников и алевролитов, или же к пластам песчаников и алевролитов, которые по площади даже в пределах отдельных месторождений ( структур) замещаются практически непроницаемыми породами. Важно при этом отметить, что, как показали петрографические исследования продуктивных пластов, эти изменения обусловлены условиями осадконакопления, а не вторичными процессами диагенеза. [16]

Режим залежей в пласте C-VI упруговодонапорный. Залежи линзовидных пластов, приуроченных к средней и верхней частям разреза, характеризуются режимом растворенного газа. [17]

В пределах юго-западной части изученной области эффективные мощности значительно колеблются в связи с замещением песчано-алевритовых пород глинами. Здесь наблюдаются многочисленные линзовидные пласты, гидродинамически слабо связанные с основными коллекторами водонапорной системы. [18]

Продуктивные пласты Менеузовского экспериментального участка неоднородные, слоистые и прерывистые. Наибольшей прерывистостью отличаются линзовидные пласты Cv и Cvio1 Промысловые данные свидетельствуют о том, что при совместной разработке пластов выработка запасов нефти из малотолщинных пластов ведется менее эффективно. [19]

Сведения о коэффициентах неоднородности пласта Сц. [20]

Продуктивные пласты опытного участка неоднородные, слоистые и прерывистые. Наибольшей прерывистостью отличаются линзовидные пласты CiVo, C V и Су. Основной пласт Сц на участке местами делится на 2 - 3 прослоя. [21]

Таким образом, теория и практика разработки месторождений позволяют сказать, что обводненные скважины как с технической, так и с экономической точек зрения следует эксплуатировать до высокой степени обводненности, не ниже 95 %, особенно скважины, дебит которых выше 10 - 20 м3 / сутки. Очевидно, что в прерывистых и линзовидных пластах, а также в многопластовых залежах тем более необходимо эксплуатировать скважины почти до полного их обводнения. [22]

Бурение горизонтальных скважин позволяет за счет большого контакта ствола с пористой средой ( длины ствола) из-за незначительной толщины при наличии подошвенной воды существенно снизить величины депрессии на пласт, получая экономически приемлемые дебиты. Целесообразно бурение горизонтальных скважин и при разработке ограниченных линзовидных пластов, а также при вскрытии несцементированных и неустойчивых к разрушению пластов. [23]

В некоторых из них [17, 47, 73, 74, 75, 251, 323] речь идет об общих тенденциях в изменении коэффициента нефтеизвлечения с уплотнением сетки скважин. В других рассматривается влияние плотности сетки скважин на извлечение нефти для сильно расчлененного линзовидного пласта и приводится подсчет потерь нефти за счет линзовидности при разрежении сетки скважин для ряда конкретных месторождений. J 4 - Для определения общего вида зависимости величины коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин необходимо различать физическое и промышленное нефтеизвлечение. Под первым понимают предельно возможную добычу нефти из пласта независимо от времени и себестоимости ее получения; под вторым - значение коэффициента нефтеотдачи при достижении предела экономически рентабельной эксплуатации залежи. [24]

При изучении залежи важное значение имеет площадное распространение законтурной водоносной зоны нефтяного пласта. Это та геологическая проблема, которую приходится решать в каждом отдельном случае. В линзовидных пластах ( граувакковые отложения) водоносная зона ограничена в размерах и потому вода может отдать залежи нефти небольшой запас энергии. С другой стороны, в кварцевых отложениях водоносная зона может охватить большие площади и при снижении пластового давления передает нефтяной залежи энергию вследствие объемного расширения воды. Водоносная часть пласта может даже выходить на дневную поверхность и в этом случае связанная вода будет находиться под гидростатическим давлением столба воды, простирающегося до поверхности земли. В некоторых районах это гидростатическое давление может меняться в зависимости от количества выпадающих осадков. [25]

Западнее ареала зон Фаха-де - Оро перед фронтом ларамид Сьер-ра - Мадре-Ориенталь располагается крупная зона нефтенакопления Чиконтепек. Зона состоит из трех глубоких эрозионных впадин ( палеока-ньонов): Чиконтепек, наиболее крупная, с выявленной нефтегазовое - ностью; меньших размеров Белухо-Ла - Маха ( севернее Чиконтепека) и Наутла-Айотоско. Обе последние впадины выявлены геофизическими исследованиями, нефтеносность их предполагается. Чиконтепекское месторождение содержит нефть в линзовидных пластах песчаников эоце-нового возраста мощностью 2 км. Эоцен выполняет эрозионную впадину длиной 120 км и шириной 15 - 25 км, выработанную в палеоценовых, меловых и юрских преимущественно карбонатных отложениях. [26]

Пласт C-V представлен алевролитами и алевролитовыми песчаниками. Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород непостоянные: в пределах Арланской площади пористость колеблется от 9 до 25 %, проницаемость - от 0 до 1052 мд. На Новохазинской площади пористость изменяется от 8 до 23 %, проницаемость - от 0 до 2200 мд. Пласт C-V имеет наиболее широкое развитие из всех линзовидных пластов, приуроченных к средней части разреза. [27]

В простейших случаях - на небольших площадках при несложном геологическом строении - для получения общей картины геологического строения можно ограничиться заложением четырех или пяти шурфов или скважин, расположенных по двум пересекающимся под прямым углом линиям. Если площадь значительна и характер напластований грунтов совершенно неизвестен, то разведочные выработки располагают по двум взаимно перпендикулярным линиям на расстоянии 100 м друг от друга. Затем в зависимости от результатов изысканий закладывают дополнительные шурфы и скважины. Если во время разведочных работ будет обнаружена невыдержанность напластований или изменчивость структуры и физических свойств пласта, в особенности линзовидные пласты слабых пород, то на соответствующем участке следует сгустить сеть выработок, чтобы иметь возможность выявить контуры линз слабых пород и дать характеристику изменений или нарушений пластов. Вблизи контура будущего фундамента следует закладывать не менее трех шурфов или скважин для выявления простирания и падения пластов. [28]

В пределах каждой из зон различного влияния закачки могут быть подсчитаны запасы нефти и затем определена доля запасов, подвергнутых различному влиянию закачки. Степень охвата пластов влиянием закачки в значительной степени зависит от особенностей их литологического строения. Наиболее полный охват характерен для однородных выдержанных пластов, распространенных в зоне как нагнетания, так и отбора. Прерывистые неоднородные пласты обычно отличаются наименьшим охватом влиянием закачки. Для пластов с полосообразным развитием коллекторов охват воздействием зависит от пространственной ориентации линий разрезания. Если они проходят вкрест простирания йесчаных полос, то охват будет существенно выше, чем при линиях разрезания, вытянутых вдоль полосы развития коллекторов. При линейном размещении нагнетательных скважин слабо охватываются воздействием линзовидные пласты. [29]

АН д е з и т ов а я формация включает вулканогенные образования апт-туронского и сенон-датского возраста и характеризуется сложным составом и строением. Лавы составляют не более 20 - 46 % объема формации; потоки их не имеют широкого площадного распространения, быстро выклиниваются и появляются на различных стратиграфических уровнях. В основании потоков нередко наблюдаются брекчиевые лавы. Вдоль границы внешней и внутренней зон вулканического пояса широко развиты мощные толщи брекчиевых и глыбовых лав андезито-базальтов и базальтов. Значительная роль в строении формации ( до 50 % ее объема) принадлежит пирокластиче-ским образованиям того же петрографического состава, что и лавы. Они представлены разнообломочными литокристаллокластическими туфами и туфобрекчиямя и встречаются в разных О бъемах и на разных стра-тиграфических уровнях. Характерной особенностью этих разностей является слоистость, обусловленная чередованием слоев, различающихся по составу, величине и окраске облом-ков. Игнимбриты, составляющие до 10 - 35 % объема формации, слагают линзо - и пластообразные тела мощностью от первых метров до первых десятков метров и протяженностью до 10 км. Они не образуют мощных толщ, а чередуются в разрезах с туфами, туфобрекчиями и лавами. Постоянно в разрезах формации присутствуют линзовидные пласты туфоконгломератов, пачки тонкого переслаивания туффитов, туфопесчаников, туфоалевролитов и углистых алевролитов с прослоями угля, а также ксенотуфы и ксеноиг - - нимбриты липарито-дацитового и андезито-дацитового состава. Последние образуют крупные, быстро выклинивающиеся тела мощностью-до 300 - 400 м близ интрузий охотских гранитоидов. [30]

Страницы: 1 2