Глинистая разность

Cтраница 1

Глинистые разности соответствуют отложениям низовьев равнинных рек и их поймам, характеризуемым малыми скоростями течения, а также морским приглубным зонам, в относительном удалении от береговых линий, в условиях, где меньше сказываются береговые течения, и на глубинах, на которых мало сказывается волнение. [1]

Глинистые разности, залегающие в толще песков в виде линз и прослоев, отличаются значительным содержанием пылеватой фракции ( в среднем 40 - 55 %), что обусловливает склонность их к пучению при промерзании. Они характеризуются средней уплотненностью, практически полным водонасыщением; консистенция супесей пластичная, суглинков - главным образом туго - или мягкопластичная. Сжимаемость глинистых разностей средняя. Водообильность отложений крайне неравномерна и определяется гранулометрическим составом водовмещающих пород и их мощностью. Воды преимущественно гидрокарбонатные кальциевые с минерализацией до 1 г / л, неагрессивные. [2]

Глинистые разности характеризуются весьма мелким кластическим материалом ( - 0 05 мм) и преобладанием фосфатного вещеста. [3]

Неоглеенные глинистые разности ( глины, тяжелые суглинки) имеют коричневато-бурую окраску и принадлежат к карбонатизированным глинам с пелитоморфной структурой и слабо выраженной мнкрослоис-той текстурой. В минеральном составе их глинистой фракции преобладают гидрослюды, а мелкие обломки представлены зернами кварца, полевого шпата и кальцита. Оглеенные глинистые разности обладают голубовато-серой окраской, беспорядочной чешуйчатой текстурой; в составе их глинистой фракции в равных количествах встречаются гидрослюды, монтмориллонит и галлуазит; обломочный материал представлен микроклином, глауконитом, гидробиотитом и кварцем и как маркирующий показатель в глинах содержится большое количество окислов железа и органики. [4]

Преобладают глинистые разности грунтов, крупнообломочные-слагают нижние части разрезов и обнажаются лишь в прибортовых частях впадин. [5]

Использование аллювиальных глинистых разностей в качестве естественного основания, как правило, требует применения специальных типов фундаментов или осуществления мелиоративных мероприятий. [6]

Показания ГК повышены против глинистых разностей этих пород и максимальны против пластов глин, калийных солей, а также против пластов, обогащенных радиоактивными веществами. [7]

При большом содержании в разрезе свиты глинистых разностей и полной изоляции коллекторов непроницаемыми покрышками влияние структурно-механических свойств нефтей на нефтеотдачу КС, очевидно, приобретает второстепенное значение Ч Поэтому можно полагать, что принадлежность нефтей различных залежей КС к ньютоновской или к неньютоновской группам оказывает несущественное влияние на конечный коэффициент использования запасов, а преобладающими являются геологические факторы. Основная роль в комплексе этих факторов принадлежит неблагоприятным капиллярным условиям, связанным с низкой проницаемостью коллекторов и неоднородностью отложений. Именно в этой связи коэффициенты использования запасов по продуктивным горизонтам КС, заключающим в себе ньютоновскую или неньютоновскую нефть, представлены почти одинаковыми величинами. Следует отметить, что по ряду горизонтов ПТ, отличающихся высокой проницаемостью коллекторов, постоянством литофациальной характеристики и сравнительно повышенной однородностью пород ( ПК, НКП и др.), коэффициенты использования запасов по залежам с ньютоновской и неньютоновской нефтями резко отличаются один от другого. Достаточно отметить, что по длительно разрабатывающимся залежам ( за исключением КС), содержащим ньютоновскую нефть, коэффициент использования запасов в среднем в два раза больше, чем по залежам с неньютоновской нефтью. Отсутствие такой зависимости по залежам КС свидетельствует о преобладании в них физико-геологических условий, которые в основном и обусловливают медленные темпы разработки свиты. В этой связи в процессе дальнейших работ по доразработке свиты основное внимание следует уделять мероприятиям по увеличению фильтрационной способности пород - коллекторов. Кроме того, учитывая преобладающую роль в отложениях КС неблагоприятных капиллярных условий, необходимо пересмотреть существующие сетки размещения скважин в направлении их уплотнения. [8]

Структурная карта подошвы первого водоносного горизонта. [9]

Отложения нижнекотлинской свиты венда представлены переслаиванием песчаных, алевритовых и глинистых разностей. [10]

Непроницаемые пласты низкого сопротивления, представленные глинистыми разностями, отмечаются близкими значениями ркмпз и ркмгз. При наличии больших каверн ( больше диаметра фонаря микрозонда) измеренные микрозондами КС соответствуют удельному сопротивлению промывочной жидкости. [11]

Нижнекрасноцветные отложения, в разрезе которых преобладают глинистые разности, обусловливающие снижение проницаемости до 200 - 50 мд, являются преимущественно газоносными на всей территории Западно-Туркменской впадины. Открытые здесь на глубинах 2500 - 4550 м газоконденсатные залежи характеризуются высокой продуктивностью ( дебиты газа 0 7 - 1 0 млн. м3 / сутки), значительным содержанием конденсата в газе ( более 200 - 300 см3 / м3) и аномально высокими пластовыми давлениями, превышающими гидростатические в 1 55 - 1 65 раза на месторождениях Гограньдаг-Окарем - ского района. Из ряда нижнекрасноцветных горизонтов были получены также промышленные притоки нефти дебитами до 200 т / сутки. [12]

Пласт Д сложен песчаниками, алевролитами и глинистыми разностями этих пород. Пласт Д0 в пределах площади месторождения повсеместно сложен песчаниками. [13]

Нередко из-за значительной пористости ( особенно в глинистых разностях) элювия необходимо изучать изменение его сопротивляемости сдвигу и вопрос о возможной осадке сооружения, тем более что в силу неоднородного состава сжимаемость элювия в различных точках основания сооружения будет также различной. Скопление же грубообломоч-ных элювиальных продуктов даже при очень значительной пористости может служить вполне надежным основанием. [14]

Сантонский ярус включает шестую литологическую пачку, представленную глинистыми разностями. [15]

Страницы: 1 2 3 4