Главная -> Словарь

Залегания продуктивных

Промышленная нефтеносность приурочена к кыновскому горизонту франского яруса верхнего девона. Коллекторами служат терригенные породы. Глубина залегания горизонта 1690—1750 м. Нефтеносность обнаружена также в карбонатных коллекторах турнейского яруса нижнего карбона.

Коллекторами пласта Д: пашийского горизонта служат кварцевые, хорошо отсортированные песчаники. Глубина залегания горизонта 1860—1990 м. Коллекторами бобриковского горизонта также служат песчаники, переслаивающиеся алевролитами. Глубина залегания бобриковского горизонта 1380—1420 м. Пористость песчаников бобриковского горизонта 19—20%, а карбонатных коллекторов данково-лебедянского, заволжского и кизеловского горизонтов 8—13%.

Структура Морская является соляным куполом с глубоко залегающим соляным сводом . На месторождении выявлены два нефтяных горизонта, приуроченных к подошвам альбского и аптского ярусов нижнего отдела меловой системы. Нижнеальбский горизонт представлен крупнозернистыми песчаниками с прослоями глин, глубина залегания горизонта 1178—1182 м; апт-неокомский •—среднезернис-тыми песчаниками с прослоями глин, глубина залегания верхнего горизонта 1180 м,_нижнего — 1260 м.

На Восточном участке нефтеносность установлена в горизонтах III, Ilia и IV красноцветной свиты, горизонте А апшеронского яруса и в горизонте I акчагыльского яруса. Глубина залегания горизонта А составляет 2120—2430 м. Литологически горизонты представлены песчаниками, с проницаемостью до 50-10~15 м2.

Горизонты представлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Пористость песчаников колеблется от 12 до 26%. Глубина залегания горизонта НКз в сводовной части составляет 2372 м, а горизонта НКз —2417 м.

Залежи нефти выявлены в II, IV и VII горизонтах палеогена. Коллекторами II горизонта, залегающего в кровле сумсарского яруса, являются мелко- и среднезернистые песчаники с низкой проницаемостью. Глубина залегания нефтеносной части пласта составляет 3000—3050 м. Коллекторами IV горизонта, залегающего в подошве риштанских слоев палеогена, являются известковистые песчаники и глинистые и песчанистые известняки. Проницаемость порядка 3-10~15 м2. Глубина залегания горизонта 3100—3130 м. Коллекторы VII горизонта, залегающего в кровле алайских слоев, представлены пелитоморфными, местами песчанистыми, известняками. Проницаемость порядка 3-10~15 м2. Глубина залегания залежи составляет 3300—3350 м.

Промышленная нефтеносность выявлена в VII горизонте, залегающем в верхней части алайских слоев палеогеновых отложений. Коллекторами нефти служат песчанистые трещиноватые известняки с прослоями мергелей. Глубина залегания горизонта 1350—1450 м.

Промышленная нефтеносность на месторождении выявлена в V горизонте туркестанских слоев палеогена, представленном доломитизиро-ванными известняками. Средняя глубина залегания горизонта 3630 м, средняя пористость 10%.

Большая глубина залегания горизонта V предопределяет аномально высокие значения пластового давления и температуры в нефтяной залежи. Давление насыщения нефти газом в этих условиях оказалось достаточно высоким , и тем не менее оно много меньше пластового. Нефть имеет относительно высокое газосодержание, пониженные плотность и вязкость.

К продуктивным горизонтам на месторождении относятся верхне- и •среднеюрские отложения , коллекторами в которых служат песчаники с прослоями глинистых, извест^овистых и других разностей. Глубина залегания горизонта П равна 1900 м.

Основным продуктивным горизонтом является горизонт Б6. Он прослеживается по всему Салымскому району. Этот горизонт представлен песчаником средней плотности с глинистым цементом. Глубина залегания горизонта 2310 м.

На • нефтегазовом месторождении Ледюк— Вудбенд разрабатывается залежь D-3A , приуроченная к рифовому массиву, сложенному отложениями Ледюк девонского возраста. Средняя глубина залегания продуктивных пород составляет 1628,8 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пород-коллекторов равна 10,8 м, газонасыщенная — 15,2 м. Пористость пород равна 8%; содержание остаточной воды составляет в среднем 15%; проницаемость по напластованию — 100 мд, в вертикальном направлении — 10 мд.

высокой. Нефть обладает хорошими качествами, условия для бурения скважин благоприятные, глубина залегания продуктивных горизонтов невелика . Поскольку нефтяная промышленность СССР обладает огромной мощью и обеспечена квалифицированными инженерно-техническими работниками и рабочими, освоение этого нового района будет происходить в два-три раза быстрее, чем осваивались районы Урала и Поволжья.

Анализ материалов по экономической оценке нефтяных ресурсов зарубежных стран показал, что затраты на добычу нефти в большей мере определяются такими факторами, как размеры месторождения , глубина залегания продуктивных горизонтов, глубина дна моря в экваториальных районах добычи, природно-климатические условия. Влияние этих факторов комплексно и неоднозначно, т. е. сте-:пень воздействия одного в значительной мере определяется наличием других факторов. Крупность нефтяного месторождения при прочих равных условиях весьма существенно влияет на величину затрат на добычу, но только при относительно небольших значениях этого показателя. Увеличение извлекаемых запасов нефти с 5 до 50 млн. т ведет к уменьшению удельных затрат почти в 3 раза, с 50 до 100 млн. т —только на 20%, со 100 до 200 млн. т — лишь на 10% с последующей практической стабилизацией уровня удельных затрат на добычу при возрастании крупности месторождения от 200 до 500 млн. т.

земной коры. Промыс-лово-геофизические исследования, которые с легкой руки французских специалистов во всем мире называют каротажными или каротажем, дают возможность по всей длине скважины определить литоло-гический состав, мощность пород, выделить интервалы залегания продуктивных горизонтов, установить коллекторские свойства горных пород... Словом, каротаж дает возможность ответить на сотни вопросов, интересующих специалистов.

На месторождениях Саратовской области содержание азота в газах увеличивается с глубиной залегания продуктивных горизонтов. Такой же

Месторождение газовое, расположено в 23 км к северо-запа ду от г. Ухты, приурочено к куполовидной складке, несколько вытянутой в северозападном направлении. Промышленно газоносны живейский ярус и пашийские слои . Глубина залегания продуктивных пластов 640—776 м. Начальное пластовое давление в залежи Па пласта составляло 67 кгс/см2, в залежи пласта 16 — 50 кгс/сма. Месторождение разрабатывали ограниченным числом скважин, .

Установлена дифференциация состава газа по глубине залегания продуктивных пластов, что свидетельствует о процессах газообмена как в пределах сеноманской залежи, так и во взаимосвязи ее с продуктивными, ниже залегающими, отложениями юры, которые вскрыты на глубине 3470—3430 м.

Состав природных газов изменяется с глубиной залегания продуктивных пластов по месторождениям. Так, например, на Уренгойском месторождении наименьшее содержание гомологов метана отмечается в верхних пачках сеноманской залежи и в приподнятых купольных ее частях. В подошвенной части залежи тяжелых углеводородов содержится несколько больше, чем в верхних слоях.

Аналогичный характер роста концентрации тяжелых углеводородов в газах по глубине залегания продуктивных пластов наблюдается и на других многопластовых месторождениях Западно-Сибирской низменности. Так,

Составы газов месторождения Акджар неоднородны по составу и различаются по скважинам в пределах залежи и по горизонтам. Характерно для них высокое содержание двуокиси углерода, концентрация которой растет по мере увеличения глубины залегания продуктивных горизонтов от 0,5% до 5% . Содержание азота в газах, напротив, уменьшается по глубине залегания залежей.

Газ газовых горизонтов меловых отложений содержит гомологи метана, концентрация которых заметно возрастает с глубиной залегания продуктивных пластов от 0,2% до 4% , увеличивается также содержание углекислого газа и снижается содержание азота.