Депрессионная зона
Cтраница 3
В процессе разработки Оренбургского месторождения систематически проводились гидрогеологические наблюдения, которые показали, что первые признаки обводнения скважин стали отмечаться уже через несколько месяцев после начала его разработки. На прогрессирующий характер обводнения указывал рост числа водопроявляющих скважин - 15 - 20 скважин ежегодно. Обводнение скважин связано прежде всего с сопряжением депрессионных зон с зонами открытых трещин, каверн и закарстованными зонами. Там же, где в приконтактной зоне разреза преобладают плотные породы, пластовые воды не в состоянии преодолеть экран, отделяющий их от газоносных отложений. Главная масса пластовых вод, поступающих в эксплуатационные скважины, соответствует водам среднекаменноугольных пластовых резервуаров. [31]
Разведка зон нефтегазонакопления, связанных с региональными дизъюнктивными нарушениями, должна быть направлена в первую очередь на трассирование этого нарушения, выяснение нефтегазоносности пород по обе стороны от нарушения и определение примерной ширины залежей. При разведке подобных зон необходимо установить положение регионального нарушения по данным полевых геологических и геофизических исследований, после чего запроектировать несколько ( четыре-пять) профилей, размещенных по всей исследуемой зоне в наиболее благоприятных для скопления нефти и газа участках. Эти профили должны быть ориентированы вкрест простирания предполагаемой зоны регионального нарушения и значительной своей частью обращены к депрессионной зоне, откуда могла происходить миграция жидких и газообразных углеводородов. [32]
В начальный период разработки происходило усиленное дренирование отложений объекта III ( среднего и верхнего карбона), так как большинство добывающих скважин вскрывало именно эти отложения. По этим интервалам создавались локальные депрессионные зоны, и запас упругой энергии водоносного бассейна срабатывал целенаправленно на эти зоны. Многократные, большеобъемные солянокислотные обоаботки, проводимые в первый период разработки, также воздействовали в основном на наиболее продуктивные интервалы в нижней части продуктивного разреза. [33]
Зона наиболее интенсивного дренирования, отражающаяся соответствующим изменением изопьез, прослеживается от центральных районов Татарского свода в направлении южных областей Бирской седловины. Возможно, это обусловливается повышенной в этом районе тре-щиноватостью и мощностью коллекторских пород, вследствие чего здесь наблюдается более активное проявление динамики вод комплекса. На участках западной окраины Альметьевской вершины Татарского свода ( районы Чистополя, Муслюмово) и на участках, обрамляющих с запада Белебей-Шкаповскую вершину Татарского свода, также можно ожидать усиления водообмена по сравнению с областями, приуроченными к центральным и юго-восточным районам Белебей-Шкаповской вершины. Юго-западнее свода отчетливо очерчивается обширная по площади депрессия, которая, зарождаясь южнее Казанской седловины, прослеживается в Мелекесской и даже Бузулукской впадинах. Несравненно более мощная депрессионная зона выделяется на южных склонах Токмовского свода и в южной половине Рязано-Саратовской впадины. Эта зона, очевидно, в значительной мере обусловлена системой разломов, секущих Токмовский свод с северо-востока на юго-запад. [34]
 |
Общие сведения по месторождениям Казахской ССР. [35] |
Северо-Устюртская впадина прослеживается вдоль северо-восточной границы Мангышлака - Центрально-Устюртской зоны поднятий - и выполнена отложениями триаса, юры, мела, палеогена и неогена. Впадина по строению неоднородна. В ее пределах выделяются два наиболее прогнутых участка - Косбулакский и Са-иский. С северо-запада Северо-Устюртскан впадина обрамляется Южно-Эмбенской зоной поднятий, а с запада Бузачпнским выступом. Все перечисленные выше структурные элементы находятся в пределах обширной депрессионной зоны по юрским, меловым и неогеновым образованиям. Таким образом, Северо-Устюртская сипеклиза по тектоническому строению является весьма сложной структурой с различной геологической историей развития отдельных структурных элементов. [36]
На срезе 5 км предполагаются отложения триаса, юры и в ряде глубоких впадин, возможно, нижнего отдела мела, которые должны рассматриваться в качестве перспективных объектов для глубокого бурения. Как показывают геофизические данные, мощность только триасовых отложений в большинстве районов на севере Западной Сибири достигает 1 5 - 2 км, а в пределах Уренгойского прогиба - 5км, мощность юрских отложений оценивается в 1 5 - 2 км. Поверхность палеозойского комплекса в этих районах предположительно фиксируется на глубине 6 3 - 7 2 км. Образования промежуточного комплекса залегают на фундаменте байкальского возраста на глубинах от 6 до 12 14 км. На сводах поднятий промежуточный структурный этаж сокращается по мощности до 1 - 2 км или полностью выклинивается, в депрессионных зонах мощность его достигает 3 - 5, а вблизи п-ова Таймыр - даже 7 - 8 км. Образования промежуточного структурного этажа отмечаются и в пределах юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты. [37]
В пределах некоторых водонапорных систем могут создаваться и зоны с пластовым давлением ниже условного гидростатического. Такое явление, в частности, может иметь место в областях развития тектонических растяжений - как в зоне интенсивной складчатости, так и на платформе. Восточной Сибири выделены природные водонапорные системы, названные ими системами депрессионного типа. Механизм образования таких водонапорных систем заключается в частичном поглощении ( засасывании) вод из осадочного чехла в раздробленные породы разломных зон верхней части фундамента. Тектонические движения приводят к появлению трещинной пористости. Отток вод в породы в свою очередь приводит к возникновению в осадочных отложениях депрессионных зон или пьезоминимумов, где пластовые давления ниже условных гидростатических. Для водонапорных систем подобного типа аномально низкие пластовые давления ( АНПД), т.е. давления ниже условных гидростатических, естественны и поэтому их следует именовать субгидростатическими. [38]
После этого режим давлений стал предположительно определяться в основном соотношением отбираемой и закачиваемой в пласт жидкости. Однако, несмотря на такую компенсацию, с 1984 г. вновь началось снижение пластового давления в зоне ВНК с 11 3 до 10 2 МПа, что оказалось для нефтяников неожиданным и отражало, вероятно, процесс развития вторичной трещиноватости в ходе прогрессирующего разрушения массива горных пород после ПЯВ. В конечном счете на месторождении, как уже отмечено, вдоль широтных рядов нагнетательных скважин сформировались шесть узких линейных зон повышенных давлений, разделенных депрессионными зонами. [39]
Страницы: 1 2 3