Cтраница 3
В разрезе Прибрежного месторождения выделено два типа флюидов: верхняя залежь I классифицируется как газоконденсатная с нефтяной оторочкой, остальные залежи отнесены к типу летучих нефтей. По Хараса-вейскому месторождению выделено четыре продуктивных объекта, объединяющих залежи с близкими физико-химическими и струк-турнр-хроматографическими характеристиками: I - ТП1 - 2, ТП1 - 5; II - ТЛИ, ТП12, ТП13 - 14; III - ТП15 - 16, ТП21 - 23, НП1, НП2; IV -залежи пластов БЯ. [31]
В разрезе Средне-Вилюиского месторождения имеются несколько перспективно-газоносных горизонтов. Наиболее интересен из них горизонт песчаников, приуроченный к верхней части перми, непосредственно под аргиллптовой пачкой усть-кельтер-ской свиты. При предварительном опробовании пластопспытателямн из пермских песчаников были получены небольшие притоки газа дебитами до 3 3 тыс. м3 / с. Другие перспективные горизонты находятся в отложениях нижней части усть-кельтерской свиты, среднем и верхнем триасе и, возможно, в-других частях разреза. [32]
Промышленная нефтеносность разреза месторождений связана с карбонатными пластами Д-V-l и Д - У-2 афонинского горизонта, терригенными пластами Д-IV-l и Д - ГУ-2 воробьевских и Д-1 П ардатовских слоев старооскольского горизонта эйфельского и живетского ярусов девонской системы. [33]
Промышленная нефтеносность разреза месторождений связана с карбонатными пластами Д-V-l и Д - У-2 афонинского горизонта, терригенными пластами Д-IV-l и Д-1 У-2 воробьевских и Д-1 И ардатовских слоев старооскольского горизонта эйфельского и живетского ярусов девонской системы. [34]
Верхняя часть разреза месторождения до глубины 140 - 180 м характеризуется пластовой температурой около 0 С. Здесь отмечена зона неустойчивой погребенной мерзлоты мощностью 15 - 40 м с минимальной температурой - 0 5 С. Наиболее детально изучены геотермические условия залежи нефти в баженовской свите. Максимальная температура кровли свиты ( 125 - 130) С приурочена к своду Лемпинского поднятия и уменьшается к крыльям. [35]
Продуктивная часть разреза Митрофановского месторождения представлена чередованием песчано-алевролитовых прослоев с глинистыми. Пласты имеют более или менее одинаковую геолого-эксплуатационную характеристику. С этой точки зрения экономически целесообразной была бы их совместная разработка. Но при разработке аналогичных месторождений Северного Кавказа отмечается преждевременное обводнение скважин вследствие избирательного вторжения воды по наиболее проницаемым участкам. Причем нередко обводняются прослои, залегающие в средней или верхней частях разреза. [36]
По всему разрезу месторождения встречаются включения нефти. Периодически эксплуатировалось с 1872 г.; в настоящее время законсервировано. [37]
При количественном описании разрез месторождения характеризуется твердостью, абразивностью и сплошностью слагающих его пород. [38]
В геологическом отношении разрез месторождений разбуриваемых буровыми предприятиями Кубаньгазпрома представлен декембрийским комплексом пород, отложениями палеозоя, мезозоя, палеогена и неогена. Бурение скважин осуществляется на пяти площадях: Кущевской, Юбилейной, Элитной, Гривенской и Прибрежной. На Элитной, Кущевской и Гривенской площадях в интервале 1200 - 1550 м вскрываются продуктивные отложения нижнего мела и кора выветривания декембрия. Они представлены чередованием песчаноалевролитовых пропластков с подчиненными прослоями глин. [39]
В процессе корреляции разрез месторождения был разделен на пять частей, в основном соответствующих выделенным нефтегазоносным комплексам. Из всех пластов наиболее выдержан пласт БСе, для пластов БС4, БС7, БСю, БСп, BCig характерно замещение песчаников глинами. Поэтому в разрезе месторождения фиксируются как пластовые сводовые ( АСю-п, БСв), так и литологически экранированные ( БС7, БСю - БСп) залежи. [40]
Ввиду того что разрез месторождений Тюменской области представлен в основном глинистыми отложениями, образующими малоустойчивые стенки скважин, а зазор между стенками и обсадными трубами небольшой ( долото № 8 - 146-лш обсадная колонна и долото № 9 - 168-лш обсадная колонна), обсадные колонны спускают в скважину без оснащения их центрирующими фонарями. Для удобства заканчивания скважин жертвуют ее качеством. Так, спуск обсадной колонны без центрирующих фонарей обусловливает эксцентричность расположения ее в стволе скважины, а значит и неполноту вытеснения глинистого раствора из затрубного пространства. Неполнота и односторонность заполнения затрубного пространства цементным раствором подтверждаются диаграммами цементомеров. [41]
В верхней части разреза месторождения обычно залегают слабоустойчивые горные породы, встречаются трещиноватые и кавернозные породы, горизонты с аномально низкими пластовыми давлениями. Как правило, эту часть ствола скважины укрепляют кондуктором. В нефтяных и нагнетательных скважинах глубина спуска кондуктора определяемся местоположением подошвы пород указанной выше категории: башмак кондуктора должен быть установлен в прочных устойчивых породах ниже зоны осложнений. В газовых же скважинах одноколонной конструкции глубину спуска кондуктора нужно выбирать так, чтобы он перекрыл все проницаемые породы, которые имеют выход на дневную поверхность или сообщаются с ней посредством родников, колодцев и других горных выработок, имеющихся на данной структуре, а также слабые породы, которые могут быть разорваны при действии высокого давления, возникающего при закрытии превентора на устье скважины во время газового выброса. [42]
В продуктивных интервалах разреза месторождения по геологическим и технико-экономическим соображениям выделяют объекты разработки ( эксплуатации) и этажи разработки. [43]
Мерзлые породы в разрезе месторождений влияют на температурный режим скважин; в свою очередь при подъеме горячей нефти нарушается термодинамическое равновесие в мерзлой породе. Установлено, что при эксплуатации скважин под действием тепла восходящего потока нефти происходит быстрое ( в течение нескольких часов) растепление породы вокруг ствола. Термограмма в зоне вечномерзлых пород отклоняется в сторону понижения температуры; при работе скважин здесь отмечается повышенная теплопередача в окружающую среду. [44]
Так, в разрезе Жетыбайского месторождения, расположенного на северном борту Мангышлакско-Устюрт - ской впадины, до глубины 2560 м выделено 38 горизонтов, из них 15 приурочены к юрским отложениям. В Бу-харо - Хивинской впадине, расположенной в восточной части Каракумского бассейна, выделяется до 20 нефтегазоносных и водоносных горизонтов. [45]