Подошва - толща
Cтраница 1
Подошва толщи МП на Уренгойском месторождении определяется на глубине 330 - 430 м в отложениях тибейсалинской свиты. Ниже, до нулевой геоизотермы, распространена зона морозных или охлажденных ( водоносных) пород. [1]
 |
Ашперонская нефтегазоносная область ( по Г. А. Ахмедову. 1 -оси антиклинальных зон. 2 -нефтяные месторождения. [2] |
Мощность продуктивной толщи уменьшается в направлении регионального подъема пластов ( к северо-западу) в результате последовательного выклинивания свит, залегающих в подошве толщи ( КаС, затем ПК и низы КС), а также в связи с сокращением мощности каждого стратиграфического элемента. Кроме того, для каждой складки характерно уменьшение мощности толщи ( и слагающих ее свит) в направлении от крыльев к своду. [3]
В связи с этим очевидным становится необходимость перекрытия этих зон друг от друга колоннами, глубина спуска которых определяется глубиной залегания кровли и подошвы хемогенной толщи, а их диаметр зависит от глубины залегания, гидродинамической обстановки подсолевых отложений и горно-геологической обстановки в каждой зоне. Тем не менее бурение глинистых пород остается проблемой при вскрытии каждой зоны. [4]
 |
Дистанционно управляемый предохранительный клапан-отсекатель, спускаемый на проволоке. [5] |
В скважинах, расположенных на суше, дистанционно управляемый клапан-отсекатель устанавливают на глубине 20 - 30 м, в условиях вечной мерзлоты - ниже подошвы толщи мерзлых пород, а в морских скважинах - на 20 - 30 м ниже дна моря. [6]
Существование таких полос определяет некоторую неоднородность мерзлотных условий подзоны. Максимальная глубина залегания подошвы вечномерзлых толщ свойственна высоким водоразделам, сложенным мощной толщей нижне-среднеплейстоценовых морских суглинков. [8]
Там, где наблюдается древняя унаследованность невыровненного рельефа, необходимо учитывать тектонический фактор. Только в тех случаях, когда мощность осадков, выполняющих понижения в погребенном рельефе, будет значительно увеличенной против средней мощности данной площади, а в подошве изучаемой толщи наблюдается размыв, можно говорить о его эрозионном происхождении. Подтверждением может также служить уменьшение мощности подстилающих пород. [9]
К ак было показано выше, на некоторых участках каменноугольные отложения подвергались воздействию благоприятной для нефтегазообра-зования температуры ( 60 С и выше) длительное время - до 305 млн. лет. В подошве толщи С-Pia температура до 100 С в Сарпинском и до 130 С в Каратонском прогибах отмечается уже к началу кунгурского века, затем она уменьшается. К началу мела подошва С-Pja прогревается до 110 С в Хобдинской зоне, Уильском прогибе и на Жаркамысском выступе. [10]
При залегании кровли гипсово-ангидритовой толщи ниже или несколько выше базиса эрозии ( наиболее обычный случай для северо-востока Русской платформы) она служит подстилающим водоупором, ограничивающим глубину зоны активного водообмена и активного развития карста. В этом случае зона активного развития карста захватывает только кровлю гипсово-ангидритовой толщи, обычно на глубину 5 - 15 м, реже более. При залегании подошвы гипсово-ангидритовой толщи вблизи долины выше базиса эрозии и наличии подстилающего водонос-иого горизонта карст может развиваться и по подошве гипсов. Примером могут служить некоторые районы Предкарпатья. При развитии карста на контакте гипсов с карбонатными породами наблюдается сочетание гипсового и карбонатного карста, и процесс в этом случае идет особенно активно. Иногда контакты оказываются сплошь закарстован-ными и как бы образуют сплошную карстовую полость пластового характера, заполненную карстовой брекчией. При этом вышележащие породы оседают, дробятся, что в свою очередь способствует развитию карста в перекрывающих карбонатных породах. [11]
Кроме приведенных, имеются и другие как прямые, так и косвенные доказательства вертикальной миграции нефти по тектоническим разрывам в пределах рассматриваемой территории. Так, при бурении разведочных скважин на Наровлянской структуре в Припятском прогибе при прохождении толщи соли, которую уже никак нельзя считать нефтепроизводя-щей, в скв. Следует отметить, что интервалы нефтепроявлений приурочены не к кровле или подошве толщи соли, а находятся внутри соли па расстоянии от кровли или подошвы в сотни метров. [12]
Кроме приведенных, имеются и другие как прямые, так и косвенные доказательства вертикальной миграции нефти по тектоническим разрывам в пределах рассматриваемой территории. Так, при бурении разведочных скважин на Наровляиской структуре в Припятском прогибе при прохождении толщи соли, которую уже никак нельзя считать нефтепроизводя-щей, в скв. Следует отметить, что интервалы нефтепроявлений приурочены не к кровле или подошве толщи соли, а находятся внутри соли на расстоянии от кровли или подошвы в сотни метров. [13]
Зональный нефтегазоносный комплекс состоит из двух частей. Нижняя часть, содержащая нефть и газ и представленная чередованием песчано-глинистых отложений, или карбонатными отложениями, или переслаиванием глин, песчаников и карбонатных пород, называется нефтегазосодержащей. Верхняя часть комплекса, представленная регионально-выдержанными глинистыми или соляно-ангидритовыми толщами, называется нефтегазоупорной. Нижняя граница комплекса нефтегазонакопления проводится по подошве нефтегазосодержащей толщи, верхняя - по кровле региональной нефтегазоупорной толщи. [14]
Был осуществлен переход на раствор, но НТК поднять не удалось, так как они оказались прихваченными. Торпеды и каротажные приборы ( минимальный диаметр 36 мм) ниже глубины 2562 м спустить не удалось. Таким образом, изложенные факты косвенно свидетельствуют о том, что в интервале соленосных отложений на глубине 2562 м произошло смятие эксплуатационной колонны. Изучая работы, в которых изложены результаты прямых измерений давления в зацементированной части заколонного пространства и, в частности, работу [62], авторы нашли следующее объяснение причины смятия эксплуатационной колонны. Практика двухступенчатого цементирования показала, что в большинстве случаев кровля цементного камня первой ступени оказывается на 25 - 30 м ниже специальной муфты вследствие возможного частичного поглощения в высокопроницаемых горизонтах и усадочных явлений при формировании цементного камня. Поэтому в период ОЗЦ второй ступени давление в интервале спецмуфта-кровля цементного стакана первой ступени резко снизилось до величины ниже нормального гидростатического, что привело к потере устойчивости промежуточной колонны. Эксплуатационная колонна при этом не была нарушена, так как была заполнена буровым раствором. Следовательно, можно сделать вывод, что при установке специальной муфты в интервале соленосных отложений, ниже муфты до подошвы соляно-ангидритовой толщи промежуточная и эксплуатационная колонны должны составляться из труб, рассчитанных на сопротивление горному давлению при полном опорожнении. [15]
Страницы: 1