Выявленные залежи - нефть
Cтраница 1
 |
Обзорная карта нефтяных месторождений Прибалтийской нефтеносной области. [1] |
Выявленные залежи нефти Прибалтики связаны с кембрийским и ордовикским нефтеносными комплексами. Кембрийский комплекс мощностью около 200 м представлен терригенными породами. В разрезе отложений среднего кембрия выделяется до пяти горизонтов кварцевых песчаников. [2]
Основная часть выявленных залежей нефти сконцентрирована во франско-турнейском нефтегазоносном комплексе. Они контролируются локальными поднятиями тектонического и седиментационно-тектонического типов. Размеры залежей изменяются от 0 5x1 до 2 5x3 км. Около 15 % залежей относятся к пластово-сводовым, 22 5 % - к пластово-сводовым с литоло-гическим экранированием, остальные - к массивным или слоисто-массивным. Остальные залежи в локально нефтеносных горизонтах карбона имеют ограниченное развитие, небольшие размеры и ограниченный этаж нефтеносности. [3]
Газонефтеносный комплекс нижнего карбона является одним из основных по количеству выявленных залежей нефти и газа. Комплекс отличается в основном региональной газоносностью. Многочисленные залежи газа ( иногда с нефтяными оторочками) выявлены на всех площадях, где этот комплекс вскрывался бурением. На ряде месторождений ( в основном в северной прибортовой зоне) открыты единичные залежи нефти. [4]
С 1964 г. начинается третий этап, связанный с ускоренным освоением выявленных залежей нефти, созданием необходимой базы для быстрого наращивания объемов добычи нефти. Освоение месторождений, создание нефтедобывающего района страны стало практической задачей нефтяной и других отраслей промышленности, государственных плановых и хозяйственных органов, научно-исследовательских и проектных организаций. [5]
По распространению песчаников в разрезе, а также по наличию различных водонефтяных контактов, выявленных залежей нефти, в разрезе угленосной толщи удается выделить три самостоятельных пласта - C-VI-3, C-VI-2, C-VI-1. Пласт C-VI-3 нефтеносен как на Чермасанском, так и на Матвеевском поднятиях, пласты C-VI-2 и C-VI-1 нефтеносны только в пределах Чермасанской структуры. [6]
Исходя из фактических данных, основанных на результатах разведки залежей, установлено, что для разведки и предварительного оконтуривания выявленных залежей нефти в девоне необходимо предусмотреть бурение от 8 до 12 скважин для литологиче-ски экранированных залежей и не менее 5 - 6 скважин для залежей, связанных с локальными поднятиями. Для подготовки залежей к разработке с учетом предполагаемых размеров предусматривается еще от 5 до 12 скважин. Таким образом, для открытия и подготовки к разработке одной девонской литологически экранированной залежи требуется от 19 до 25 скважин и для залежи, связанной с локальной структурой, от 16 до 18 скважин. [7]
Глубокое разведочное бурение на нефть или газ на новых площадях прекращается, когда установлено отсутствие промышленных залежей нефти или газа на разведуемой площади или когда разработка выявленных залежей нефти или газа на указанных площадях экономически нецелесообразна. [8]
Сверху вниз по разрезу продуктивной толщи наблюдается последовательная смена небольших ( вторичных) чисто газовых скоплений нефтяными и газонефтяными залежами. Характерным является также количество и глубины выявленных залежей нефти и газа. При этом все без исключения газоконденсатные залежи и часть газонефтяных были открыты в течение последних 25 лет. [9]
Второй нефтегазоносный комплекс сложен карбонатными отложениями девона и нижнего карбона. К ним приурочены 4 % от всего количества выявленных залежей нефти, среди которых преобладают структурно-литологические и встречаются литологические. [10]
Состав водорастворенных газов юрского комплекса преимущественно углеводородный. При этом площади, расположенные в непосредственной близости от выявленных залежей нефти и газа ( Тарымская, Центральный Сарыкамыш, Чашхын, Коюн, Восточный Шиханли, Ачак, Юбилейная и др.), характеризуются полным преобладанием среди газов углеводородных компонентов. На окраинах, примыкающих к областям современной инфильтрации ( Копетдаг, Туаркыр, Гиссар), а также в районе Пит-някской группы поднятий и Устюрта в газах преобладает азот. [11]
 |
Схематическая карта газонасыщенности подземных вод нижнемеловых отложений Предкавказья. [12] |
Распределение температуры по кровле юрских отложений четко отражает строение крупнейших геоструктурных элементов. Максимальная температура наблюдается в наиболее прогнутых частях краевых прогибов. Подавляющая часть выявленных залежей нефти и газа характеризуется температурой 120 - 150 С. [13]
Это обусловлено необходимостью выяснения наличия промышленных залежей нефти и газа в различных фаци-альных и тектонических условиях. Схема размещения поисковых скважин ( профильная или площадная - по треугольнику) зависит от общих размеров структур и их конфигурации в плане. Детальная разведка, ориентированная на оконтуривание выявленных залежей нефти и газа, осуществляется путем последовательного наращивания профилей с перемещением скважин по простиранию и разведкой новых нефтегазоносных горизонтов. [14]
Коллекторские свойства продуктивных пластов характеризуются низкими значениями пористости и проницаемости. Несмотря на столь неблагоприятные коллекторские свойства, дебиты скважин сравнительно высокие и изменяются в пределах 20 - 250 т / сут. Относительно высокая продуктивность скважин при неблагоприятных коллекторских свойствах продуктивных пластов объясняется исключительно высокой подвижностью нефти в пластовых условиях. Большая глубина залегания залежей нефти и газа ( 4 - 4 5 тыс. м), значительные пластовое давление и температура существенно повлияли на состояние флюидов, насыщающих продуктивные пласты, и их физико-химические свойства. Выявленные залежи нефти и газа находятся в жестких термобарических условиях. Начальное пластовое давление достигает 50 - 52 МПа, температура - 95 - 103 С. Это в сочетании с высокой температурой обусловливает чрезвычайно низкую, порой сопоставимую с газом, вязкость нефти в пластовых условиях. Так, например, вязкость нефти продуктивного пласта Д-V Зайкинского месторождения составляет 0 07 мПа - с, а вязкость газа в аналогичных условиях - 0 04 - 0 05 мПа - с. Соотношение жидкой и газовой фаз в нефтях и газо-конденсатных залежах иногда настолько близко, что это вызывает затруднение при определении состояния флюидальной системы в пластовых условиях. [15]
Страницы: 1