Увеличение - глинистость
Cтраница 3
ПОРИСТОСТЬ ОТКРЫТАЯ ( коэф-фициент открытой пористости) - отношение - объема сообщающихся друг с другом пор горной породы к ее объему. Величины открытой пористости и абсолютной пористости слабо сцементированных песчаников практически совпадают. Разница между этими величинами возрастает в ходе прогрессивного эпигенеза или при увеличении глинистости горных пород. [31]
ПОРИСТОСТЬ ОТКРЫТАЯ ( коэф фициент открытой пористости) - отношение объема сообщающихся друг с другом пор горной породы к ее объему. Величины открытой пористости и абсолютной пористости слабо сцементированных песчаников практически совпадают. Разница между этими величинами возрастает в ходе прогрессивного эпигенеза или при увеличении глинистости горных пород. [32]
Имеющиеся данные показывают, что влажность отложений салехардской свиты неодинакова в разных районах области. Такая картина ( региональное изменение влажности) объясняется, по-видимому, двумя причинами. Во-первых, с запада и юго-запада на северо-восток происходит, как показано выше, увеличение глинистости разреза салехардской свиты, что само по себе неизбежно вызывает увеличение влажности толщ, а во-вторих, в этом же направлении увеличивается площадь, занятая мно-голетнемерзлыми, главным образом, льдистыми породами. [33]
На восточных окраинах Южно-Каспийской депрессии в качестве одно-возрастных с продуктивной серией рассматриваются отложения красно-цветной серии. Они разбурены на морских поднятиях от Челекена до поднятия Ливанова-Центральное, а также на площадях Огурчинская, Эрдекли и Эрдекли-Западная. В западной части притуркменского района красно-цветная серия представлена чередующимися песками и сланцами, однако в нижней части разреза отмечается тенденция к увеличению глинистости и наблюдается красноватый оттенок пород, обусловленный привносом материала из области размыва красноцветов восточнее Южного Каспия. Разрез красноцветной серии также имеет циклический характер, в ней ритмично чередуются пески, песчаники и глины. В отличие от продуктивной серии глинистость в разрезе возрастает сверху вниз. В прибрежной зоне акватории в отложениях красноцветной серии выделяется три толщи, верхняя из которых представлена глинами, средняя - глинами и песками, а нижняя - песками. [34]
При глинистых песках на кривую ПС может влиять также наличие нефти. Величина отклонения ПС часто изменяется при наличии водо-нефтяного контакта в пласте. Однако это изменение не является положительным критерием для обнаружения нефти, так как аналогичный эффект получается при снижении солености внутрипоровой воды пли при увеличении глинистости. [35]
Сухой раздробленный мел при замачивании обладает просадочными свойствами. Данных, позволяющих судить о на-бухаемости мела, недостаточно. С увеличением глинистости оно возрастает до 150 - 105 - 175 - 105 Па. Сухой мел с естественной структурой ведет себя как упругое, хрупко разрушающееся тело. В водонасыщенном состоянии мел приобретает пластические свойства. При влажности 25 - 30 % временное сопротивление раздавливанию снижается в два-три раза, а у глинистых разностей - в 4 - 5 раз. [36]
Для определения вида пород применяют практически все показатели, получаемые в результате пенетрационного каротажа. В первую очередь используют распределение естественной гамма-активности пород, которая зависит от содержания в них естественных изотопов 40К, урана и тория. Содержание этих изотопов, в свою очередь, зависит от генезиса пород и может изменяться от региона к региону. В целом гамма-активность осадочных пород увеличивается в ряду пески - супеси - суглинки - глины, т.е. возрастает с увеличением глинистости пород, но встречаются и отклонения от указанной закономерности. В частности, гамма-активность торфа и песка примерно одинакова, а кварц-глауко-нитовых четвертичных песков не отличается от гамма-активности глин. [37]
Наибольшее промышленное значение имеет II алевритовая пачка хадумского горизонта, которая полностью газоносна в пределах Северо-Ставрополь - ского и Пелагиадинского поднятий и частично газоносна на Казинской площади. К ней приурочено 46 2 % всех разведанных запасов газа в хадумском горизонте. Все залежи газа во 11 пачке в целом являются высокопродуктивными, однако вместе с этим отмечаются значительные изменения дебитов по площади. Наибольшие добиты, полученные в присводовых частях Северо-Ставропольского и Пелагиадинского поднятий, равнялись 300 - 400 тыс. м5 / сутки на 1 м вскрытого интервала. На крыльях поднятий в связи с увеличением глинистости пачки по периферии структур добиты резко уменьшаются до 30 - 50 тыс. ма / сутки. [38]
Глинистая пачка верхнего Майкопа, выделенная по геохимическим показателям в четырнадцатую свиту, отличается еще большим содержанием органического углерода ( 2 2 %) и еще меньшим содержанием битума ( 0 007 %) в основном легкого, маслянистого. В глинах гидрослюдистого состава, слагающих нижнюю часть Майкопа, как правило, присутствует как легкий, так и тяжелый битумы. В глинах монтмориллонитового состава средней части Майкопа битум обычно только тяжелый - осмоленный и смолистый, реже с примесью легкого. В глинах бейделлитового состава, характерных для верхней части Майкопа, битум только легкий. Содержание органического углерода по разрезу майкопских отложений нарастает снизу вверх вместе с увеличением глинистости разреза. Битумо-образование же, наоборот, усиливается сверху вниз и связано в основном с нижней частью майкопской свиты, содержащей наибольшее количество алевритового материала. [39]
 |
Зависимости коэффициентов поглощения продольных ар и поперечных as волн от частоты f акустического поля ( по Б. Н. Ивакину и др.. [40] |
Энергия упругой волны расходуется на необратимые процессы по изменению объемной и сдвиговой вязкости среды и на неравновесный теплообмен, протекающий на расстоянии, равном длине звуковой волны, между фазами сжатия и растяжения. В горных породах различия адиабатических сжимаемостей и плотностей твердой фазы и флюида приводят к термическому поглощению, а разница в плотности и вязкости скелета и флюида обусловливает вязко-инерционное поглощение энергии упругих волн. Это приводит к тому, что коэффициенты затухания продольных волн а. Дифференциация зависит также от частоты акустического поля, практически не связана с минерализацией насыщающих вод и уменьшается при увеличении глинистости породы. [41]
Величины рк изменяются в широких пределах, зависят от типа и величины пористости, характера насыщения. Амплитуды Ai / cn отрицательные; они уменьшаются с увеличением глинистости, с ростом сопротивления породы. Интенсивность If низкая, увеличивается с ростом глинистости. Значение Iff низкое, растет с увеличением пористости. Интервальное время Ат - низкое, зависит от типа пористости, ее величины, повышается с увеличением глинистости. [42]
В нефтяной и газовой частях залежи, кроме нефти и газа, содержится вода в виде тонких слоев на стенках пор и трещин, удерживающихся силами капиллярного давления. По химическому составу эта вода такая же, что и вода подошвенная или краевая. Она сохранилась в пласте в виде тонких слоев на поверхностях пор и трещин в горных породах в процессе формирования нефтяных или газовых залежей. Эту пленочную воду называют связанной или остаточной. Связанная вода даже при больших градиентах давления в залежах остается неподвижной. Содержание связанной воды в нефтяных месторождениях достигает от 10 до 30 % от суммарного объема пор и трещин пласта. Толщина тонких слоев связанной воды в горных породах в значительной мере зависит от проницаемости коллектора и минерализации воды. С увеличением глинистости толщина пленок увеличивается, с увеличением минерализации толщина пленок связанной воды уменьшается. Знать количество связанной воды в той или иной залежи важно при подсчете запасов нефти и газа для конкретной залежи. Если в нефтяном пласте содержится большое количество связанной воды, то в пласте снижается фазовая проницаемость для нефти и скважины работают со сниженными дебитами. [43]
Возможно, что процесс миграции происходил в газовой фазе и по мере перемещения в зоны более низких давлений из этой фазы, как предполагает Т. П. Жузе, в соответствии с законами ретроградных явлений происходило выпадение сперва более тяжелых, затем все более легких компонентов. Существующие ныне соотношения газовых и жидких фаз в залежах не подтверждают этого предположения, так как объем газовой фазы слишком мал. Но не исключена возможность потерь больших масс газа за счет его миграции. Более важным является то, что изменения величины градиента удельного веса связаны не столько с глубиной ( участок bic), сколько с литологическими особенностями разреза. Параллельно с изменением свойств неф-тей вниз по разрезу наблюдается закономерное уменьшение минерализации вод и степени их метаморфизма. Таким образом, здесь наблюдается обратная закономерность изменения состава вод и нефтей с глубиной. Не отрицая химического влияния вод на состав нефтей, мы считаем маловероятным ( по причинам, указанным ранее), что наблюдаемое изменение нефтей является результатом этого влияния. Здесь опять-таки некоторые общие причины вызывают параллельные изменения в составе вод и нефтей, создавая ложное впечатление об их существенном взаимодействии. Такой общей причиной являются литологические изменения разреза. Увеличение глинистости природных резервуаров накладывает свой отпечаток на свойства нефтей и в то же время является решающим фактором в формировании состава вод. На примере изменения состава вод в Дагестане автор показал, что решающее значение в формировании состава вод имеют литологические свойства пластов и расстояния от области питания, в то время как другие факторы, в том числе влияние седиментационных вод, имеют второстепенное значение. Чем более глинизирован резервуар, чем медленнее происходит в нем движение вод, тем более минерализованными и более метаморфизованными оказываются воды. Сказанное вполне может быть распространено и на условия в продуктивной толще Апшеронского п-ва. [44]
Аллювиальные плиоценовые отложения залегают под покровом четвертичных отложений мощностью 30 - 80 м и только в предгорных областях распространены с поверхности. Состав меняется по простиранию и разрезу. В предгорной части характерно переслаивание галечников и гравийников; в центральной части Приханкайской впадины наблюдается переслаивание песков, гравийников с галькой и глин. Некоторое уменьшение обломочного материала происходит и вверх по разрезу. Мощность отложений 100 - 130 м в депрессиях, где они выполняют переуглубленные долины, и 20 - 30 м в предгорьях. Галька хорошо окатана, у гравия совершенная окатанность. Выветрелость гальки и гравия высокая. Износ в барабане Деваля гальки 25 - 30 %, гравия до 40 %, из чего следует, что гравий не морозостоек. Увеличение глинистости заполнителя явилось, вероятно, следствием значительной выветрелости его полевошпатовой части. [45]
Страницы: 1 2 3