Литологический фактор

Cтраница 3

Распределение запасов и месторождений нефти по продуктивным толщам. [31]

По признаку приуроченности залежи к структурным формам выделено три группы залежей: структурные ( или сводовые), литологические и рифовые. При существенном влиянии литологического фактора выделяется промежуточная группа залежей структурно-литологи-ческого типа. [32]

Кривые зависимости АО. Г / & О. Н от нефтена-сыщенности SH для сцементированных и рыхлых песков ( по Ботсету. [33]

Из изложенного следует, что форма кривых относительной проницаемости определяется смачиваемостью и точками равновесной насыщенности смачивающей и несмачивающей фазами. Представляет интерес влияние литологических факторов на относительную проницаемость. Рассмотрение рис. 11.14 и 11.16, суммирующих исследование Ботсета ( 1940), показывает, что процесс литифи-кации ( цементации и твердения) породы коллектора оказывает наибольшее влияние на точку перехода от подвешенной и фуникулярной насыщенности к смачивающей фазе, тогда как на равновесную насыщенность породы несмачивающей фазой литификация, по-видимому, оказывает настолько незначительное влияние, что им можно пренебречь. Цементация происходит преимущественно в точках соприкоснове ния между частицами песка. Когда песок еще был не сцементирован, эти места контакта были покрыты смачивающей жидкостью. [34]

Бураевское месторождение. Карта контуров залежей ТТНК. Геологический профиль. [35]

На основной залежи песчаники пласта С - П литологически экранированы по всей восточной части. На остальных структурах влияние литологического фактора в пластах ТТНК также весьма заметное. [36]

Нефтяные и газовые месторождения, приуроченные к древним погребенным барам, косам и береговым валам, широко распространены в восточной части Западного Внутреннего бассейна, где особенно их много в песчаных горизонтах пенсильванского возраста. Здесь они контролируются главным образом литологическим фактором. [37]

Если в первом случае требуется преимущественно знание литологических факторов, характеризующих микроструктуру пористых сред и вещественный состав пород-коллекторов обрабатываемых объектов, то во втором случае основным является информация по литологической неоднородности морфологического уровня и знание физико-химических макро - и микропроцессов в пластах. [38]

Отсутствие единого взгляда на причину повышенной водо-насыщенности пород свидетельствует о значительной сложности этого важного для практики разработки вопроса. Поэтому основной целью нашего исследования явилось изучение тех главных литологических факторов, которыми обусловливается повышенное содержание остаточной воды в продуктивных песчаниках пласта БВ8 Самотлорского месторождения. [39]

С куполами связано более 1200 месторождений нефти. В целом же распределение продуктивных зон контролируется сочетанием структурных, стратиграфических и литологических факторов. Стратиграфический диапазон неф-тегазоносности довольно широк - от верхиеюрских до четвертичных отложений. Выделены следующие нефтегазоносные комплексы: плейстоценовый, верхнемиоцен-плиоценовый, оли-гоцен-нижнемиоценовый, палеоцен-эоценовый верхнемеловой, иижнеме-ловой, юрский, возможно, доюрский. [40]

С куполами связано более 1200 месторождений нефти. В целом же распределение продуктивных зон контролируется сочетанием структурных, стратиграфических и литологических факторов. Стратиграфический диапазон неф-тегазоносности довольно широк - от верхнеюрских до четвертичных отложений. Выделены следующие нефтегазоносные комплексы: плейстоценовый, верхнемиоцен-плиоценовый, оли-гоцен-нижнемиоценовый, палеоцен-эоценовый верхнемеловой, нижнемеловой, юрский, возможно, доюрский. [41]

Менеузовское месторождение. Карта контуров залежей в ТТНК. Геологический профиль. [42]

В пластах ТТНК выделяется 13 залежей, разделенных контурами нефтеносности и литологически. Весьма большое влияние на размеры и контуры залежей оказывает литологический фактор. [43]

Пористость песчаников составляет ( по залежам) от 19 до 22 %, проницаемость ( в среднем) 0 27 мкм2, хотя фактически она видимо выше. В этом пласте установлено 10 залежей пластово-сводового типа с влиянием литологического фактора. [44]

Поскольку согласно данным, изображенным на рис. 20, а и б, более низкие значения коэффициентов максимальной сжимаемости пор характерны для чистых песчаников с низкой относительной глинистостью, нижний предел упругих изменений коэффициента пористости в каждой группе песчано-глинистых пород, указанных в табл. 8, как правило, относится к менее заглинизированным разностям, а верхний предел соответствует более глинистым разностям. Однако в этой тенденции имеются и исключения, которые, вероятно, связаны с влиянием каких-то других литологических факторов коллекторов, не учтенных при выделении пород в указанные группы. [45]

Страницы: 1 2 3 4