Майкопская глина

Cтраница 2

По данным расчета, из подапшеронских отложений, начиная со времени накопления майкопской глины и до апшерона, было отжато 2300 мэ / м2, в течение апшеронского века - 488 м3 / м2, а в послеапшерон-ское время - 300 м3 / м2 поровых растворов. [16]

Типичным примером глинистой покрышки с разуплотненным ореолом вторжения над крупной продуктивной залежью может служить толща майкопских глин на месторождениях Восточного Предкавказья. Иногда между глинистой изолирующей покрышкой и залежью располагается мощный комплекс отложений, представленный различными слабопроницаемыми породами. В состав такого комплекса входят толщи трещиноватых аргиллитов, алевролитов, глинистых сланцев и др. Эти породы не удерживают флюиды и обычно не содержат их скоплений вследствие плохих изолирующих свойств. [17]

Олигоцен ( и частью нижний миоцен) в Нижнем Поволжье и на Ер-генинской возвышенности представлен майкопскими глинами, которые весьма склонны к образованию оползней. При интенсивном подмыве в май-копе образуются глубокие оползни, связанные с их раздавливанием. Однако в областях развития майкопских глин на Русской платформе наиболее распространены поверхностные оползни, ограниченные корой выветривания майкопских глин. Это можно объяснить как быстрой и большой глубиной выветривания майкопских глин ( мощность элювия на них достигает 20 м), так и отсутствием в перекрывающих их породах прочных разностей, благоприятствующих сохранению значительной крутизны склонов. Поэтому в областях развития Майкопа преобладают очень пологие склоны, напряжения в которых недостаточны для нарушения их общего равновесия. [18]

Чокракский горизонт выделяется четко в большинстве районов, особенно го подошва, которая обычно проводится по смене темно-серых бескарбонатных майкопских глин зеленовато-серыми известковистыми глинами чок-рака. [19]

В верхнем структурном ярусе вдоль Ахтырского разлома прослеживается зона диапировых и криптодиапировых складок, ядра которых сложены пластичными майкопскими глинами. К маломощным пеечано-алевролитовым и карбонатным пластам миоценового возраста приурочены небольшие залежи тяжелой нефти и газа на месторождениях Северо-Ахтырском, Северо-Крымском, Кудако-Киевском и др., большинство из которых входит в Крым-ско - Варениковский газонефтеносный район. [20]

АВПД в горизонтах, расположенных близко к дневной поверхности, и большой мощностью ( до 2700 м) перемятых пластичных майкопских глин. [21]

Чтобы выяснить возможность использования малоглинистого нефтеэмульсионного хлоркалиевого бурового раствора в сложных геологических условиях разреза Таманского п-ова и определить экономическую эффективность, было решено использовать этот раствор при бурении майкопских глин, залегающих в интервале 840 - 3200 м на скв. [22]

Скорость выветривания глин района, по четырехгодичным наблюдениям, судя по мощностям верхних подзон, составляет в среднем для эоценовых мергелей 0 5 м в год, а для майкопских глин - 0 3 м в год. Такие высокие скорости выветривания приводят к образованию мощной толщи элювия, неустойчивого на склонах и смещаемого в пониженные части рельефа, давая начало делювиальным и оползневым накоплениям. [23]

В береговой полосе, сложенной породами майкопской свиты, в результате процессов выветривания, абразионной и эрозионной деятельности в настоящее время происходят активные оползневые подвижки в виде оползней скольжения с захватом майкопских глин. Мощность оползневых масс составляет 3 м и более. [24]

Рецептура малоглинистого нефтеэмульсионного хлоркалиевого бурового раствора, приготовленного на основе глинистого раствора, применявшегося при бурении до глубины 580 м, содержала 3 - 4 % коллоидной и до 7 % обычной майкопской глины. Такое соотношение повышает эффективность их действия в минерализованной среде. [25]

Хадыженское месторождение. [26]

Старейший Хадыженский нефтеносный район, расположенный в крайней юго-восточной части южного борта Западно-Кубанского прогиба, объединяет 13 большей частью многозалежных месторождений нефти, приуроченных к полосе выклинивания песчаников в толще моноклинально залегающих майкопских глин. Залежи нефти контролируются резко извилистой линией выклинивания песчаников. Всего насчитывается що девяти продуктивных горизонтов, однако в пределах одного месторождения чаще всего насчитывается три-четыре. [27]

Разнообразные осложнения при бурении скважин в районе Таманского полуострова вызваны в первую очередь сложностью тектоники района, наличием АВПД в горизонтах, расположенных близко к дневной поверхности, и большой мощности ( до 2700 м) перемятых, пластичных майкопских глин. [28]

Таким образом, имеется ряд скважин, в которых полностью исключается возможность вертикальной миграции углеводородов из верхнемеловой толщи в майкопские отложения из-за отсутствия высоконапорных залежей в верхнемеловых отложениях. Однако майкопские глины в этих скважинах имеют такие же высокие градиенты поровых давлений, что и в скважинах, вскрывших нефтяные залежи. Следовательно, основное влияние на формирование АВПД как в чокракско-майкопских, так и в верхнесарматских глинах имеет их недоуплотнение из-за отставания во времени отжатия флюидов от интенсивного погружения осадков, а не разуплотнение их при внедрении флюидов. [29]

Для площадей, разбуриваемых в Краснодарском крае, характерно наличие в их геологическом разрезе мощных майкопских отложений, которые представлены пластичными глинами с высокой степенью гидратации и набухания. Особенность майкопских глин, залегающих на Таманском п-ове, обусловливается их повышенной влажностью ( до 18 %) по сравнению с другими площадями. При бурении скважин в интервалах, сложенных майкопскими глинами, с применением обычных пресных глинистых растворов возможно возникновение таких осложнений и аварий, как сальникообразование, затяжки и прихваты колонны бурильных труб, значительные наработки раствора, что в ряде случаев приводило к ликвидации скважин. [30]

Страницы: 1 2 3 4