Cтраница 4
Окончательное формирование подобных ловушек происходит в результате моноклинального наклона в сторону выклинивания под воздействием тектонических движений. Эта группа ловушек относится почти всеми без исключения исследователями к литологическим ловушкам. Образование ловушек фациальных литологических замещений происходит под действием струк-турно-седиментационных процессов. Наиболее распространенный вид подобной ловушки имеет форму клиновидных включений. [46]
Высокие температуры и низкие вязкости пластовых жидкостей, характерные для нефтяных месторождений Ставропольского края, создают благоприятные условия для извлечения нефти. Недонасы-щенность нефтей газом позволяет разрабатывать все залежи в режиме вытеснения нефти водой. При высоком содержании связанной воды, большой неоднородности пласта, наличии обширных зон пониженной проницаемости и литологического замещения коллектора в сочетании с небольшими углами наклона пластов на формирование поверхности водо-нефтяного контакта и контура нефтеносности значительно влияют капиллярные давления, которые могут объяснить некоторые особенности вытеснения нефти водой в процессе разработки. [47]
Приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Его применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне. Гидродинамическая связь законтурной и нефтеносной частей может ухудшиться вследствие окисления тяжелых фракций нефти на водонефтяном разделе, разрывных нарушений, литологических замещений и др. Приконтурное заводнение удачно запроектировано, например, по пласту Сщ Дмитровского месторождения ( Куйбышевская обл. [48]
Слоистость коллекторских горизонтов или их вертикальная фильтрационная неоднородность может существенно влиять на закономерности распространения отходов, особенно если в их составе имеются слои, обладающие существенно большими фильтрационными свойствами, чем средние по разрезу. Если подобное явление обнаружено по результатам геолого-разведочных работ, приходится рассчитывать продвижение отходов по каждому слою, решая профильные двумерные задачи. В то же время, как показывает опыт наблюдений на 3 полигонах захоронения РАО, вертикальная неоднородность проявляется на сравнительно небольших расстояниях от нагнетательных скважин, оцениваемых значениями десятков и первых сотен метров. На удалении от нагнетательного контура для больших массивов пород в результате фациальной изменчивости и литологического замещения слоев повышенной проницаемости, выклинивания разделяющих их слабопроницаемых слоев и возникновения внутрипластовых перетоков, а также изменения профиля приемистости скважин, как следствие кольматации, происходит выравнивание фронта отходов по отдельным слоям. [49]
Богатейшая зона газонакопления Хьюготон в США, сформировавшаяся на западном борту впадины Додж-Сити ( см. рис. 57), относится к группе зон нефтегазонакопления, связанных с районами регионального замещения проницаемых пород слабопроницаемыми. Зона приурочена к моноклинали, где углы падения продуктивных отложений не превышают 1 5 - 2, Газоносная площадь протягивается с севера на юг более чем на 200 км, при ширине местами достигающей 55 км. Газоносны здесь карбонатные отложения свиты Биг-Блу ( нижняя пермь), в разрезе которой выделяются три связанные между собой продуктивные зоны ( Херингтон, Уинфилд и Фортрайоли) суммарной мощностью около 75 м, образующие единый газовый резервуар. К западу по восстанию пластов продуктивные карбонатные отложения свиты Биг-Блу постепенно замещаются глинистыми практически непроницаемыми образованиями, и к этой же зоне литологического замещения приурочены мощные скопления газа. [50]
Модель газовой залежи наиболее сходна с моделью низкопористой среды с высокопроницаемыми включениями - блоками. Между блоками практически нет соединяющих их высокопроницаемых пород, а внутри блоков распределение пород большой проницаемости определяет распределение пластового давления в процессе разработки. Гидродинамическое сопротивление нескольких таких блоков определяется параметрами разделяющей их низкопроницаемой среды. Это обусловлено тем, что вероятность литологического замещения всех пачек пород в одной части залежи тем меньше, чем больше число пачек в залежи, а следовательно, возрастает вероятность межблочных перетоков газа в условиях, когда не все блоки вскрыты добывающими скважинами. Эти выводы качественно соответствуют опыту разработки газовых залежей. [51]
Дулисьм инское нефтегазоконденсатное месторожден ие расположено в 90 км северо-западнее г. Киренска. Приурочено к крупной литолого-стратиграфической ловушке на юго-западном склоне Непского палеосвода Непско-Ботуобинской антек-лизы. Газоконденсатная с нефтяной оторочкой залежь приурочена к песчаникам пластов Bj0 и Ви непской свиты венда. В южной части месторождения пласты разделены глинистой перемычкой различной толщины, в центре она выклинивается и пласты сливаются в единое продуктивное тело. Морфология ловушки обусловлена конфигурацией линии стратиграфического выклинивания песчаников продуктивного горизонта на северо-западе и линии литологического замещения их глинистыми разностями породна западе, северо-востоке и востоке. [52]
Северо-Даниловское месторождение относится к Даниловской свите. Продуктивные отложения представлены двумя пластами. Пласт П1 имеет улучшенную по сравнению с пластом П2 фильтрационную характеристику, наибольшее распространение по площади и является основным коллектором нефти, сложен кварц-полевошпатовыми песчаниками с включением галек с подчиненными прослоями алевролитов, гравелитов и реже известняков. Алевролиты близки к песчаникам, но более карбонатны и имеют повышенное содержание слюды. Все выявленные залежи пласта имеют довольно сложное начертание, что обусловлено наличием зон полного отсутствия коллекторов в сводах поднятий и литологического замещения при погружении. [53]
Это соответствует общепринятому представлению о том, что ввиду большой подвижности газа траектория его движения весьма сложна и преимущественно определяется положением в разрезе наиболее высокопроницаемых пород, отличающихся большой площадью распространения. Таким образом, модель газовой залежи наиболее сходна с моделью трещиновато-пористой среды, в которой трещины характеризуются прерывистостью и различной степенью раскрытое как начальной, так и текущей при увеличении рэф. Между блоками практически нет соединяющих их трещин, по крайней мере трещин с большой раскры-тостью, а внутри блоков распределение системы трещин - высокопроницаемых пород определяет распределение пластового давления в процессе разработки залежи. Гидродинамическое сопротивление нескольких таких блоков определяется параметрами пористой среды, а не трещин. Очевидно, что газоотдача из залежей, отличающихся блочным строением, тем выше, чем больше этаж газоносности и чем меньше vrAL для пород, разделяющих залежь на пачки. Это обусловлено тем, что вероятность литологического замещения всех пачек пород в одной части залежи тем меньше, чем больше число пачек в залежи. Следовательно, возрастает вероятность межблочных - межпачечных перетоков газа в условиях, когда не все блоки вскрыты добывающими скважинами. Эти выводы качественно соответствуют опыту разработки газовых залежей. [54]