Cтраница 3
Однако большие углеразрабатываемые свиты обычно не являются нефтяными эксплоатационными горизонтами, хотя нефтяные горизонты в некоторых районах и связаны с богатыми слоями лигнита. При рассмотрении этой проблемы было отмечено, что для объяснения происхождения нефти и газа необходимо найти в обычных осадочных образованиях известняков, песков и сланцев первичное нефтепроизводящее вещество. Так как нефтепроизводящие свиты могут располагаться в образованиях, о которых известно, что они отложились в кислой среде, приуроченной или находящейся в пределах достижения миграционных жидкостей-это должны быть осадочные отложения морского происхождения. Таким образом, следует допустить, что любая проницаемая горная порода или осадочное образование может быть соответствующим нефтяным коллектором. Однако наиболее важные нефтепроизводящие свиты ограничены морскими отложениями и особенно теми, которые отлагались в сравнительно неглубоких водах, где органическая жизнь была особенно обильна. Эта гипотеза является в настоящее время общепринятой, так как нам неизвестны отрицающие это общее положение доказательства. [31]
В 1951 г. по существу заново открывается Челекенское месторождение нефти, где насыщенные нефтяные горизонты устанавливаются в 1954 г. в нижней части красноцветной толщи. [32]
Для крепления глубоких скважин на термальные воды производят расчет обсадных колонн на прочность по методике АНИ, как и при креплении скважин на нефть и газ. Это вызвано тем, что в процессе бурения глубоких скважин на термальные воды вскрываются газовые и нефтяные горизонты с АВПД. Глубины и обоснования для спуска обсадных колонн при бурении скважин на ПВС те же, что и при бурении скважин на нефть и газ, поэтому и методы расчета колонн на прочность одинаковы, без изменения коэффициентов запаса прочности. На ряде месторождений термальных вод вскрыты газовые залежи с АВПД. [33]
При этом исключается сооружение промежуточных и кустовых насосных станций, объектов водоочистки и водоподготовки, так как пластовые воды могут подаваться в нефтяные горизонты без дополнительной обработки. [34]
В 1941 г. в Туймазах была заложена новая разведочная скважина, но и она была остановлена, не достигнув проектных горизонтов. В 1943 г., по настоянию геологов М. Т. Золоева, М. В. Мальцева, М. Е. Торяника и др., была заложена разведочная скважина № 100, прорезавшая девонские нефтяные горизонты и давшая в сентябре 1944 г. мощный нефтяной фонтан; дебит ее составил 250 т / сут. Тогда одна эта скважина дала нефти больше, чем все 50 скважин, эксплуатировавших горизонты карбона. [35]
В следующей колонке приведены данные по скоростям накопления осадков ( в м / млн. лет), вычисленным как частное от деления мощности свиты на абсолютный возраст. Из последующих колонок поясним лишь последнюю, характеризующую собой нефтепроявления как основной признак; здесь выделены ( штриховкой) основные стратиграфические комплексы, с которыми связана нефтеносность, и указаны промышленные нефтяные горизонты. [36]
К Долин-ской складке приурочено одно из наиболее крупных нефтяных месторождений Пред-карпатья. Нефтяные горизонты установлены в отложениях от палеоцена до низов миоцена, причем основные запасы нефти содержатся в породах менилитовой свиты олигоцена. [37]
Коллекторами в этих отложениях служат мелкозернистые песчаники. Пласты характеризуются резкой фациаль-ной изменчивостью и непостоянством нефтеносности. Ко времени начала исследования нефтей при пластовых-условиях нефтяные горизонты среднего миоцена были значительно истощены, поэтому данных о свойствах пластовых нефтей для них нет. [38]
Вечная мерзлота очень широко распространена; в Советском Союзе она занимает около половины территории. Выявленные до сих пор залежи нефти и газа в этих областях контактируют с подмерзлотными водами. Кроме того, скважины, бурящиеся на газовые и нефтяные горизонты, расположенные под мерзлой толщей, должны проходить через последнюю, что должно сказываться на особенностях гидрогеологических наблюдений при бурении и эксплуатации. Все эти вопросы еще слабо разработаны. [39]
Низкая эффективность промывки песчаной пробки двухфазными пенами объясняется тем, что за период неоднократной ликвидации песчаной пробки промывкой двухфазными пенами призабойная зона скважины охлаждалась, в результате чего увеличился объем выпадающих тяжелых компонентов нефти, а это привело к закупорке пор. При промывке песчаной пробки компонентами скважин, эксплуатирующих нефтяные горизонты с низкими пластовыми давлениями ( до 0 3 гидростатического) наблюдается значительное охлаждение призабойной зоны. [40]
Во избежание глинизации пластов с низким пластовым давлением их вскрывают при промывке глинистым раствором с минимальной водоотдачей, или нефтяным раствором, или нефтью. Время, в течение которого нефтеносный пласт после вскрытия соприкасается с глинистым раствором, должно быть минимальным и достаточным только для выполнения предусмотренных технических операций. При сильном уходе глинистого раствора в процессе бурения в нефтяные горизонты, находящиеся в разработке, возникает реальная опасность заглинизирования эксплуатационных скважин и резкого снижения их дебита. Поэтому в данном случае ближайшие эксплуатационные скважины останавливают до окончания бурения скважины или спуска в нее промежуточной колонны для перекрытия эксплуатируемого пласта. [41]
Остальные нефтяные месторождения данной территории - Жетыбай, Восточный Жетыбай и другие - значительно меньше Узенъского. Залежи газа в мелу открыты на месторождении Кансу, нефтяные горизонты имеются на месторождении Дунга. Обнаружены промышленные нефтяные и частично газовые залежи в триасе на месторождении Северо-Ракушечном и Южном Жеты-бае. Общие черты геологического строения и нефтегазсносность этих месторождений аналогичны Узеньскому. [42]
Как уже отмечалось, во избежание глинизации пластов с низким пластовым давлением их вскрывают при промывке глинистым раствором с минимальной водоотдачей, нефтяным раствором или нефтью. Время, в течение которого нефтеносный пласт после вскрытия соприкасается с глинистым раствором, должно быть минимальным и достаточным только для выполнения предусмотренных технических операций. При уходе значительного количества глинистого раствора в процессе бурения в нефтяные горизонты, находящиеся в разработке, возникает реальная возможность глинизации эксплуатационных скважин и резкого снижения их дебитов. Поэтому в таких случаях ближайшие эксплуатационные скважины останавливают до окончания бурения соседней скважины или спускают в эту скважину промежуточную колонну для перекрытия эксплуатируемого пласта. [43]
При выделении этажей разведки следует учитывать также условия бурения скважин. Если нижняя часть разреза месторождения отличается аномально высокими пластовыми давлениями, требующими применения утяжеленных промывочных растворов и специальной конструкции скважин, а верхняя часть характеризуется давлениями, близкими к гидростатическим, и нормальными условиями проводки, то эти части разреза должны представлять собой различные этажи разведки. В качестве примера можно привести месторождения Терского хребта ( Малгобек-Вознесенка и др.), где условия бурения на залежи, приуроченные к карбонатной толще верхнего мела, резко отличаются от условий бурения на нефтяные горизонты чокракских и караганских отложений. [44]
Пашнинское нефтегазовое месторождение расположено в 140 км юго-восточнее г. Ухты. Месторождение приурочено к поднятию, расположенному в Предуральском прогибе. Вверх по разрезу поднятие несколько вьшолаживается. Нефтяные горизонты выявлены в отложениях девона и нижней перми. Газоконден-сатная залежь вскрыта на глубине 3123 м в пласте песчаника эйфельского яруса. [45]