Флюидоупоры
Cтраница 2
Проведены работы по выявлению петрофизической, структурной, литологиче-ской неоднородности глинистых флюидоупоров Увязовского ПХГ и оценке их изменений по результатам обработки данных ГК и ВАК. [16]
Условия формирования залежей во многом определяются распределением в разрезе коллекторских пород и флюидоупоров. Маломощные покрышки не всегда способны удержать залежи, и тогда они концентрируются в верхней части нефтегазоносной толши под региональной более мощной покрышкой, развитой на большой площади. При чередовании в разрезе коллекторов и покрышек незначительной мощности ( обычно метры) залежи нефти и газа образуются в ловушках по всему разрезу, в частности потому, что маломощные покрышки при избытке давления могут пропускать углеводороды - тогда возникают многопластовые месторождения. [17]
Характер изменения структуры перового пространства и проницаемость, а следовательно, экранирующая способность флюидоупоров в значительной мере обусловлены изменением плотности пород, которая прежде всего зависит от минерального состава и глубины залегания. [18]
 |
Палеотемпературные профили по линии Модар-Майдаджой. [19] |
Однако, объясняя безуспешность поисков нефтегазовых залежей в нижнемеловых отложениях на первых этапах разведочных работ наличием флюидоупоров соленосной верхней юры, почему-то совершенно не учитывали толщу глин карабильской свиты, регионально развитой в рассматриваемом регионе. Мощность этой толщи изменяется от нескольких десятков метров на севере Бухарской ступени до 100 - 130 м и более в зоне Чарджоуской ступени и на территории Афгано-Таджикской впадины. [20]
Породы, содержащие нефть, газ и воду, находятся в неразрывной связи с ограничивающими их слабо проницаемыми породами, называемые общим термином флюидоупоры, через которые фильтрация идет очень слабо, и поэтому в ловушках возможно накопление и сохранение в течение более или менее длительного времени ( миллионы лет) залежей углеводородов. Флюидоупоры, перекрывающие залежь, называют покрышками. Они могут быть эффективны для сохранности залежей в определенных пределах, при давлениях, которые создались при формировании залежи. [21]
В результате анализа распределения коллекторов ( нефтенасыщен-ных интервалов по результатам термометрии) и плохо проницаемых пород месторождения Белый Тиф установлена способность эффузивных и плохопроницаемых кристаллических пород играть роль зональных и локальных флюидоупоров в отдельных блоках кристаллического массива. [22]
Возможно выделение ордовикско-силурийского, нижнедевонского, среднедевонско-нижнефранского, верхнедевонско-нижнекаменноугольного, визейско-серпуховского, каменноугольно-ниж-непермского, верхнепермского, нижнетриасового и четвертичного водо-нефтегазоносных комплексов и нижнедевонского, нижнефранского, нижнекаменноугольного и нижневерхнепермского флюидоупоров. Четко выраженный серпуховский флюидоупор отсутствует, в связи с чем визей-ско-серпуховский и каменноугольно-нижнепермский комплексы составляют единую гидродинамическую систему. [23]
Таким образом, наличие резко расчлененного палеогеоморфологи-ческого профиля дна бассейнов, где четко выделялись относительно глубоководное дно ( фондоформа, по Ричу), подводный склон ( клино-форма) и мелководный шельф ( ундаформа), привело к формированию разнофациальпых осадков, имевших впоследствии нефтепроизводя-щее свойство, коллекторское значение или функцию флюидоупоров. [24]
Основными особенностями геологического строения бассейна являются: направленное увеличение мощности отложений в южном и юго-западном направлениях; появление в этом же направлении новых стратиграфических элементов и более полного разреза мезо-кайнозойских отложений; наличие мощной соляно-ангидритовой толщи ( мощностью до 700 м и более) в верхней части юры и преимущественно глинистых пород ( мощностью до 200 м и более) в верхней части неокома и нижнего альба, играющих роль относительных флюидоупоров. [25]
Породы, содержащие нефть, газ и воду, находятся в неразрывной связи с ограничивающими их слабо проницаемыми породами, называемые общим термином флюидоупоры, через которые фильтрация идет очень слабо, и поэтому в ловушках возможно накопление и сохранение в течение более или менее длительного времени ( миллионы лет) залежей углеводородов. Флюидоупоры, перекрывающие залежь, называют покрышками. Они могут быть эффективны для сохранности залежей в определенных пределах, при давлениях, которые создались при формировании залежи. [26]
Нефтяные залежи обычно характеризуются высоконапорным режимом, в ряде случаев пластовые давления имеют аномальные значения ( зоны АВПД), что связано с тектоногид-равлическими явлениями. Тем не менее, флюидоупоры даже небольшой мощности ( 10 - 20 м) способны изолировать залежи от вышележащих горизонтов. [27]
Появление в надсолевых отложениях тяжелых высоковязких нефтеи обусловлено особенностями литологии надсолевой толщи. Отсутствие в верхней части осадочного чехла надежных флюидоупоров приводит к потере не только газа, но и бензиновой составляющей. В результате длительного процесса такого испарения нефти из различных месторождений становятся весьма сходными и практически могут быть отнесены к одному типу. Эти тяжелые нефти ( удельный вес колеблется от 0 900 до 1 00 г / см3) не содержат бензиновых фракций, имеют крайне незначительный газовый фактор. [28]
Полученные материалы подтвердили наличие мощной толщи осадочных образований, предположительно включающих коллекторы и флюидоупоры, имеющих региональное развитие, залегание пластов с пологим наклоном к северо-западу, относительно слабую нарушенность фундамента тектоническими нарушениями. [29]
В Иллинойском бассейне среди открытых месторождений резко преобладают нефтяные ( около 1000), газовые ( более 200) уступают нефтяным не только по количеству, но и по размерам. Гораздо меньшие по сравнению с Мичиганским бассейном масштабы газоносности Иллинойского бассейна, очевидно, объясняются отсутствием в этом бассейне эвапоритовых флюидоупоров. [30]
Страницы: 1 2 3 4