Глинистость - разрез
Cтраница 1
Общая глинистость разреза в пределах кия-линской свиты составляет 70 - 80 %, в пределах вартовской свиты - 30 - 60 % в нижней части и до 80 - 90 % в верхней части. Отложения комплекса залегают неглубоко только в Чулымо-Енисейском районе, погружаясь к центральным районам до 2500 м и более. [1]
Связь градиентов поровых давлений с глинистостью разреза подтверждается сопоставлением характера изменения ц с глубиной с изменением содержания глин ( в %) в разрезе. [2]
ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и рапопроявления, а также проявлений сероводорода. [3]
С приближением к зоне Камско-Кинельской системы прогибов при постепенном увеличении глинистости разрезов толща коллекторов верхнетурнейского подъяруса начинает приобретать черты многопластового резервуара, и приуроченные к ним залежи нефти носят уже пластовый сводовый характер. [4]
Промышленная ценность продуктивных горизонтов КС меньше, чем ПК свиты из-за глинистости разреза. [5]
На Ставропольском поднятии - это преимущественно песчаные породы, к югр Ьстоку от него возрастает глинистость разреза. Комплекс характеризуется невысокой водообильностью, которая определяется интенсивностью трещиноватости отдельных частей разреза. В области выхода на поверхность в Черных горах имеются многочисленные источники пресных вод. В районе Нальчика выходят источники минерализованных вод. К северу от выхода пород на поверхность минерализация возрастает. [6]
Значительно ниже оцениваются перспективы нефтегазоносности этого комплекса в юго-западной части Печорского моря, в пределах Печоро-Колвинско - го авлакогена, где ожидается ухудшение коллекторских свойств пород в результате увеличения глинистости разреза и отсутствуют благоприятные структурные формы, за исключением приразломных Печороморской и Поморской структур. [7]
 |
Богородчанское месторождение. [8] |
На месторождении выявлено пять газоносных горизонтов, представленных чередованием песчаников и алевролитов с прослоями глин. Глинистость разреза в северо-западном направлении увеличивается, мощности продуктивных горизонтов сокращаются вплоть до полного выклинивания. Залежи на северо-западе имеют литологический экран. [9]
Проведенные расчеты показывают, что роль подземных вод в образовании газовых залежей на инфильтрационных этапах незначительна и в большинстве случаев ограничена первым циклом водообмена, в течение которого в системе еще присутствуют как воды предыдущих этапов водообмена, так и инфильтрационные воды. При этом основную роль играют воды вытесняемые. Внедряющиеся же воды могут быть насыщены газом лишь при большой глинистости разреза и высоком содержании органического вещества. Следует, однако, иметь в виду, что указанные выше выводы получены без учета диффузионных потерь газа. Последние в природных условиях несомненно имеют место, что в еще большей степени ограничивает значение инфильтрационных вод в формировании залежей. [10]
В восточной части Прибалханской зоны поднятий ( Морджа, Туз-лучай, Суйджи, Балла-Ишем) в низах разреза формации присутствуют конгломераты. Породы формации характеризуются сильной фациальной изменчивостью как по площади, так и по вертикали. В пределах Прибалханской зоны поднятий в направлении с запада на восток наблюдается уменьшение глинистости разреза и увеличение сортированности терригенного материала. [11]
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. [12]
Для изучения особенностей изменения зон АВПД по площади и выяснения природы давлений были построены региональные и локальные профили. Установлено [27], что по месторождениям При-балханской зоны поднятий Юго-Западной Туркмении в нижнекрас-ноцветной толще с высокой степенью глинистости четко выделяется и прослеживается зона АВПД, причем градиент давления закономерно снижается с запада на восток от ( 1 9 - 2 1) - 10 - 2 МПа / м на площади Челекен до ( 1 2 - 1 3) - 10 2 МПа / м на площадях Монжук-лы и Урунджук. Некоторое превышение пластового давления над гидростатическим, отмеченное в направлении с востока на запад ( площади Барса-Гельмес, Котур-Тепе, Челекен), объясняется повышением глинистости разреза в этом направлении. Таким образом, в целом для Прибалханской зоны поднятий намечается связь АВПД с глинистостью разреза. [13]
Мощность нижнего отдела красноцветной толщи достигает 900 м и более. Увеличение мощности происходит от прибортовых частей Западно-Туркменской впадины к ее центральной части. По сравнению с верхним отделом в нижнем происходит уменьшение содержания песчаных пород и заметное увеличение алеврито-глинистых разностей. Глинистость разреза увеличивается с востока на запад и юго-запад. Наиболее глинистый разрез наблюдается в районе Челекена, Котур-Тепе, Карадашли, Камышлджа. [14]
Нефтеносность на месторождение Окарем установлена в нижнем и верхнем отделах красноцветной свиты. Красноцветная свита на данном месторождении подразделяется на три отдела: верхний, средний и нижний. Она представлена частым чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пачек. С глубиной глинистость разреза увеличивается. Эта часть разреза получила название продуктивной зоны, так как в ней вскрыты основные запасы нефти и газа. [15]
Страницы: 1 2