Угленосная толща - нижний карбон
Cтраница 2
 |
Сводный геологический разрез продуктивной толщи нижней перми Ишимбаево-Введенов - ской зоны. [16] |
Основным объектом эксплуатации в породах карбона являются песчаники угленосной ( терригенной) толщи ( визейский ярус) и известняки турнейского яруса нижнего карбона ( рис. 2) в платформенной части Башкирии. Угленосная толща нижнего карбона развита почти на всей территории платформы, исключая районы, прилегающие с юга к Башкирскому своду. [17]
При проведении анализа основных показателей разработки учитывалось, что периферийные водонефтяные зоны пласта Д ] Туйма-эинского и пластов Д1 и Д [ у Шкаповского месторождения обособлены рядами нагнетательных скважин от центральных более продуктивных частей залежей, расчленены на отдельные блоки и разрабатываются отдельно. По залежам нефти угленосной толщи нижнего карбона Арланского и Манчаровского месторождений водонефтяные зоны не отчленены от основной части, и их разработка осуществляется совместно с первоначально чисто нефтяной частью. [18]
Нефти, содержащие асфальтово-смолистые вещества, в пластовых условиях обладают структурными свойствами. Динамическое напряжение сдвига нефтей угленосной толщи нижнего карбона Башкирии сравнительно невелико. Однако при фильтрации таких нефтей через пористую среду эти свойства будут проявляться очень отчетливо на тех участках пласта, где градиенты давления небольшие и соизмеримы с градиентом сдвига нефти. [19]
Для изучения минерального типа глины обычно применяются метод окрашивания органическими красителями [ 81, термический метод, рентгенографический и др. Кроме того, для более тонкой характеристики определяют набу-хаемосгь глины, а также емкость катионного обмена и содержание Са и Na в обменном комплексе. Например, изучение глинистых компонентов продуктивных пород Арланского нефтяного месторождения [25] показало, что глина угленосной толщи нижнего карбона относится к каолинитовому и гидрослюдистому типу. [20]
В пластовых условиях в нефти в растворенном состоянии находится значительное количество газообразных парафиновых углеводородов: от метана до пентана. Так, например, в нефтях месторождений Башкирии объемное содержание газообразных парафиновых углеводородов при давлении насыщения меняется от 5 % в нефтях угленосной толщи нижнего карбона до 29 % в нефтях пласта Д4 Шкаповского месторождения. Очевидно, растворенные в нефти газы оказывают десольватирующее и агрегирующее действие на асфальтены, и можно сделать вывод, что в пластовых условиях дисперсность асфальтенов меньше, чем в поверхностных, когда некоторая часть газов выделяется из нефти. [21]
Месторождение расположено на северо-западе Башкирии. В тектоническом отношении оно представляет собой асимметричное антиклинальное поднятие с более крутым юго-западным крылом. Про-мышленно-нефтеносными являются отложения угленосной толщи нижнего карбона. В угленосной толще выделяются пять-шесть промышленно-нефтеносных песчаных пластов, объединяемых в две пачки: верхнюю и нижнюю. К верхней продуктивной пачке отнесены пласты I и 0, к нижней ЛП, III, Иб, Па. Верхняя и нижняя пачки отделяются друг от друга 4 - 7-метровой толщей глин, а сами продуктивные пласты отделяются друг от друга аргиллито-алевролито-выми прослоями. [22]
Для деасфальтизации нефтей широко используют коагулирующее действие на асфальтены парафиновых углеводородов. В пластовых условиях в нефти в растворенном виде находится значительное количество газообразных парафиновых углеводородов от метана до пентана. Например, в месторождениях Башкирии объемное содержание газообразных парафинов при давлении насыщения меняется от 5 % в нефтях угленосной толщи нижнего карбона до 29 % в нефтях пласта Дху Шкаповского месторождения. Следует ожидать, что растворенные в нефти углеводородные газы оказывают десольватирующее и агрегирующее действие на асфальтены. Отсюда следует, что в пластовой нефти степень дисперсности асфальтенов должна быть ниже, чем в дегазированной. [23]
Страницы: 1 2