Нижнепермский возраст
Cтраница 2
На площади Панхэндл залежь газа приурочена к зоне вывет-релого гранита, доломи-тизированным известнякам верхнекаменноугольного возраста и доломитам пермского возраста. На площади Хыоготон газонасыщены доломиты, глинистые и оолитовые известняки нижнепермского возраста. Для обоих площадей характерен единый газоводяной контакт. [16]
Месторождение приурочено к крупной антиклинальной складке. Газоносные горизонты далегают на глубинах 2600 - 3050 м, и представлены они красноцветными песчаниками нижнепермского возраста. Дебиты скважин достаточно высокие - от 500 тыс. до 1 млн. м3 / сут. Добыча проектируется до 30 млрд. м3 / год. [17]
Отложения верхнего карбона - нижней перми представляют красно-цветную, преимущественно терригенную толщу. Коллекторы в основном гранулярные. Покрышкой для этого комплекса служат галогенно-ангидритовые породы нижнепермского возраста и глинистые отложения верхней перми. [18]
Наиболее крупным месторождением газа Нидерландов и Западной Европы является Слохтерен, расположенное в провинции Гронинген, недалеко от побережья Северного моря. Месторождение приурочено к крупной антиклинальной складке. Газоносные горизонты залегают на глубинах 2600 - 3050 м, представлены они красноцветными песчаниками нижнепермского возраста. Дебиты скважин достаточно высокие - от 500 тыс. до 1 млн. м3 / сутки. Добыча проектируется до 30 млрд. м3 в год. [19]
В зависимости от геолого-физической характеристики продуктивных пластов и режима разработки месторождений в различных нефтегазодобывающих управлениях применялись и применяются преимущественно те методы, которые дают наибольший эффект. Определяющее значение для планирования ремонтно-изоляцион-ных работ ( РИР) имеет точная диагностика причин и путей обводнения скважины при планировании мероприятий по интенсификации. Основные направления работ по интенсификации притока жидкости и изоляции воды определяются типами коллекторов и глубинами их залегания. Так, для коллекторов трещиноватого типа, сложенных карбонатными породами нижнепермского возраста, верхнефаменского подъяруса верхнего девона, каширо-по-дольского горизонта, среднего карбона, преимущественное развитие получили такие мероприятия, как кислотная и термокислотная обработки скважин в НГДУ Ишимбайнефть, Арланнефть, Чекма-гушнефть, Краснохолмскнефть, Уфанефть, а для коллекторов поро-вого типа, сложенных терригенными породами девона и карбона - ГПП, ГРП и закачка ПАВ во всех НГДУ. Наиболее распространены тепловые методы, кислотные обработки и закачка ПАВ. Для повышения производительности скважин часто в комплексе с изоляционными работами применяется гидроразрыв пласта. [20]
 |
Месторождение Панхэндл-Хьюготон. [21] |
Восточная часть ( Панхэндл) представляет пологую антиклиналь, сложенную породами каменноугольного и пермского возрастов, приуроченную к гранитному выступу фундамента. Северная часть ( Хьюготон) представлена пологой моноклиналью, наклоненной под углом 1 - 2 в меридиональном направлении. На площади Панхэндл залежь газа приурочена к зоне выветрелого гранита, доломитизированным известнякам верхнекаменноугольного возраста и доломитам пермского возраста. На площади Хьюготон газонасыщены доломиты, глинистые и оолитовые известняки нижнепермского возраста. Для обоих площадей характерен единый газоводяной контакт. [22]
Мухановское нефтяное месторождение - расположено в Самарской обл. Приурочено к крупной широтного простирания бра-хиантиклинальной складке платформенного типа, сложенной породами девона, карбона и перми. По слоям казанского яруса верхней Перми на общем фоне складки вырисовывается несколько куполков, следующих друг за другом по своду структуры, которые в казанских слоях отображают размытую поверхность кунгуро-артинских отложений нижнепермского возраста. С карбонатной свитой казанского яруса связаны небольшие залежи газа, приуроченные к указанным куполкам. Промышленная нефтеносность установлена в кунгуро-артинских отложениях. Способы эксплуатации: насосный, с поддержанием пластового давления. [23]
ЦНИЛ Башнефтекомбината была организована в начале 1935 г., а в июне того же года в ней начинает работать К. Р. Тимергазин, окончивший с отличием Казанский университет. Тимергазин резко выделяется своими способностями, быстротой усвоения материалов и особой любовью к изучению минералогии ( К вершинам знаний. Научные отчеты К. Р. Тимергазина довоенного периода положили начало познанию промышленно-нефтегазоносных недр платформенной части Башкортостана и Предуральского краевого прогиба, став самыми первыми геологическими исследованиями всего впервые вскрытого в тридцатые - сороковые годы глубоким поисково-разведочным бурением комплекса отложений осадочного чехла и пород кристаллического фундамента. В рукописной работе Пористость, структура и генезис коллекторов нефти Ишимбаевского месторождения в свете геохимических данных К. Р. Тимергазин дал литоло-го-петрографическую характеристику нефтеносных пород, выявил коррелятивные признаки их по разрезам всех скважин, проанализировал взаимосвязь порового пространства в породах с их минералогическим и химическим составом, доказал рифово-органогенную природу карбонатных массивов нижнепермского возраста Ишимбаевского района и установил особенности распределения нефтеносности в них. Все это легло в основу работ последующих исследователей как в Москве и Ленинграде, так и в производственных организациях Башнефтекомбината. [24]
К югу от Волго-Уральской провинции расположена Прикаспийская нефтегазоносная провинция. Она охватывает территорию Южного Поволжья и прилегающих с юго-востока районов. В провинцию входят Уральская, Гурьевская, Актюбинская и Мангышлакская области Казахской ССР, Астраханская область и частично Калмык-ская АССР, Волгоградская и Саратовская области РСФСР. В тектоническом отношении провинция приурочена к крупнейшей глубокой Прикаспийской впадине. Мощность осадочных отложений здесь достигает 17 - 20 км. В его разрезе выделяют два нефтегазоносных комплекса - надсолевой и подсолевой. Их разделяет мощная соленосная толща нижнепермского возраста. Надсолевой комплекс включает четыре продуктивные толщи. Сверху вниз они представлены неогеновым, апт-неоком-ским, среднеюрским и верхнепермско-триасовым продуктивными комплексами. Они сложены в основном песчано-глинистыми породами. Структуру надсолевого этажа осложняют более тысячи соляных куполов, внедряющихся в надсолевую толщу. В состав подсолевого комплекса входят нижнепермские, каменноугольные и девонские отложения. Продуктивные горизонты в них сложены рифо-генными известняками и доломитами. [25]
В мезозое взброс отражается в виде флексурного перегиба, плащеобразно перекрывающего палеозойский разлом. Помимо основного почти продольного взброса центральный участок месторождения осложнен системой поперечных сбросов с амплитудой 50 - 100 м, образующей неглубокий грабен. Шебелинская структура существенно отличается от всех складок, в окружении которых она находится. Амплитуды дизъюнктивных нарушений значительно уступают толщине покрышек, т.е. условия для аккумуляции газа были весьма благоприятными. Продуктивны отложения верхнего карбона, нижнейпер-ми и триаса. Основная залежь связана с пластами и пропластка-ми песчаников и алевролитов толщиной до 20 м, залегающими в глинистых породах верхнекаменноугольного и нижнепермского возраста. Средний коэффициент газонасыщения 0 54 для свиты медистых песчаников ( нижняя Пермь) и 0 74 - для пород верхнего карбона. Газ всех горизонтов по своим физико-химическим свойствам почти идентичен, относится к категории сухих. Наряду с газом в значительном количестве добывается конденсат - около 14 см3 / м3 газа. Покрышка сложена плотными пестроцветными глинами триаса. Газ по составу аналогичен нижележащей основной залежи. [26]
Страницы: 1 2