Терриген-ная

Cтраница 2

В тектоническом отношении регион совпадает с частью Сихотэ-Алинской складчатой системы и включает, по И. И. Берсеневу, следующие структурно-формационные зоны: Главный антиклинорий, Главный синклинорий, Прибрежную и Бикинскую зоны. В ранний ( палеозойский) цикл развития в заложившемся Центрально-Сихотэ - Алинском геосинклинальном прогибе ( раннегеосинклинального терригенно-кремнисто-вулкано-генного типа, по Л. И. Красному) накапливались отложения терриген-ной сероцветной ( силур - девон), терригенно-кремнисто-вулканогенной ( ранний карбон, ранняя пермь) и терригенно-карбонатной ( карбон, ранняя пермь) формаций. [16]

Эти два фактора необходимо учитывать на всех стадиях проведения мероприятий по рациональной разработке: при организации и проведении опытно-промышленной эксплуатации нефтяных, нефтегазоконденсатных и газовых месторождений, проектировании основного периода разработки и принятии решений по доизвлече-нию остаточных запасов нефти, газа и конденсата на конечной стадии эксплуатации залежи. Разумеется, объемы и требования к исходной гидродинамической информации на этих стадиях различны. Большинство нефтяных месторождений в нашей стране разрабатывается традиционными способами - с применением разных модификаций заводнения. Это относится как к терриген-ным, так и к карбонатным коллекторам. Способ или система разработки выбираются в зависимости от литологического строения залежи и микропроцессов в ней, от влияния других физико-геологических факторов. Одно из первых мест при выборе занимает вопрос взаимного размещения добывающих и водонагнета-тельных скважин. До этого решается вопрос о выделении в месторождении ( особенно многопластовом) эксплуатационных объектов. [17]

РОМАШКИНСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ - расположено в Татарской ССР, в пределах Альметь-евского района. Открыто в 1948 г. Приурочено к платформенной структуре ( размеры 65X70 км), осложняющей центральную часть Южно-Татарского свода. Разрез сложен породами от девонского до пермского возраста включительно. Нефтегазонос-ность в основном связана с терриген-ными и в меньшей степени с карбонатными отложениями девона и карбона. В терригенной толще девона выделяется пять нефтегазоносных горизонтов, представленных песчаниками и алевролитами, развитыми на большей части месторождения. С терригенной толщей карбона связано два пласта, сложенных песчано-алевролитовьши породами, характеризующимися непостоянством состава и развития по площади. В терригенном девоне преобладают пластовые сводовые, реже встречаются антиклинальные литоло-гически ограниченные залежи. Начальный режим залежей упруго-газонапорный. В терригенной толще карбона преобладают антиклинально-литологические залежи. В пределах карбонатных толщ девона и карбона развиты залежи, связанные с локальными участками пористости известняков. [18]

В центральной части Печорской синеклизы присутствуют отложения переходной фации, сложенные как красноцветами, так и зеленовато-серыми полимиктовыми песчаниками, алевролитами и глинами. Граница морской и переходной фаций проходит по Се-дуяхинскому валу, далее в широтном направлении пересекает Шапкина-Юрьяхинский вал в центральной его части и Колвинский Мегавал севернее Усинской структуры. Красноцветы татарского яруса развиты далее на север. Отложения перми Косью-Рогов - ской, Коротаихинской впадин и севера Печорской синеклизы угленосны. Триасовые отложения повсеместно сложены терриген-ными красно -, пестро -, реже сероцветными континентальными и лагунно-континентальными осадками. В платформенной части выделяются чаркабожская ( нижний триас), шапкинская ( нижний - f - средний триас) и нарьян-марская ( верхний триас) свиты. [19]

Изменение коэффициента растворимости газа в нсфтях отложений юрской системы Прикаспийской впадины. [20]

Зависимость величины коэффициента растворимости от стратиграфической глубины залегания наблюдается и для солянокупольной области Прикаспийской впадины. В самом нижнем продуктивном горизонте ( триасовом) коэффициент растворимости наиболее высокий. При попарном сравнении коэффициентов растворимости в терригенных и карбонатных нефтегазоносных горизонтах обращает на себя внимание, что в турнейском ярусе, залегающем значительно выше пашийского горизонта девонских отложений, коэффициент растворимости несколько выше, чем в пашийском горизонте. Так, на Татарском своде в турнейском ярусе линия 0 6 - 10 ( м3 / м3) / МПа охватывает такую площадь, какую в пашийском горизонте охватывает линия 0 4 - 10 ( м3 / м3) / МПа. Для месторождений Болыпекинельского вала в турнейском ярусе коэффициент растворимости газа в нефти составляет 0 52 - 10 - 0 54 - 10 ( м3 / м3) / МПа, а в пашийском горизонте 0 42 - 10 ( м3 / м3) / МПа. В пределах этого района в турнейском ярусе карбонатные коллекторы замещены терриген-ными. [21]

Страницы: 1 2