Главная -> Словарь

Глинистыми пропластками

далось, например, в пермский период. Поэтому не мудрено, что теория пластического движения соли так трудно прививается среди американских геологов, которые считают наиболее вероятной «циркуляционную» теорию П. Харриса, а некоторые продолжают придерживаться «вулканической» теории Хагера*. В теорию П. Харриса Э. Нортоном внесена такая поправка: он .считает, что отложение солей из поднимавшихся по сбросовым трещинам растворов происходило на дневной поверхности в виде огромных масс травертина и известковых осадков. Позднее, при опускании, они были перекрыты песчано-глинистыми отложениями, которые при уплотнении осели над твердым ядром и образовали куполовидную структуру, в которой потом собралась нефть.

Залежи нефти всех нефтяных месторождений связаны с песча-но-глинистыми отложениями окобыкайской свиты верхнемиоценового возраста и дагинской свиты, относящейся по возрасту к среднему миоцену. Все месторождения приурочены к антиклинальным складкам преимущественно меридионального простирания, разбитым сбросами и надвигами, часто экранирующими залежи нефти.

Залежи нефти и газа всех месторождений связаны с песча-но-глинистыми отложениями окобыкайской свиты верхнемиоценового возраста и дагинской свиты, которая относится к среднему миоцену. Все месторождения приурочены к антиклинальным складкам преимущественно меридианального простирания. Складки разбиты сбросами и надвигами, которые часто экранируют залежи нефти и газа. В разрезе почти всех месторождений выделяется большое число пластов небольшой мощности , которые при разработке объединяют в отдельные пачки по несколько пластов.

Верхневаланжинская нефтегазовая толща залегает согласно на породах среднего валанжина почти по всей территории низменности, за исключением юго-восточных районов. Толща представлена морскими в южных районах преимущественно песчаными, а на западе глинистыми отложениями. Мощность толщи увеличивается от окраины к центру и на севере низменности.

ской свиты валанжинского яруса. Коллекторами служат два песчаных пласта , разделенные глинистыми отложениями.

Месторождение многопластовое. Нефтяные залежи приурочены к горизонтам ES — Б10 и Юь нефтегазовая залежь — к горизонту Б4, газовые залежи — к горизонтам Б0, A7+s и ПК-i нижнего мела и верхней юры. Коллекторами нефти и газа во всех горизонтах служат терри-генные отложения — песчаники. Пористость коллекторов горизонтов Б4—Бю равна 23%. Глубина их залегания от 1960 до 2230 м. Средняя глубина залегания горизонта K)i равна 2460 м. Водонефтяные контакты перечисленных горизонтов определены на глубинах от —1927 м до 2406 м i). Горизонты KDi и БЮ разделяются глинистыми отложениями на два пласта каждый. Горизонты Б4 и ES гидродинамически связаны.

Промышленная нефтеносность выявлена в горизонтах БЮ и K)i нижнего мела и верхней юры. Горизонт Ю) разделен глинистыми отложениями на два подгоризонта: Ю^ и Ю}. Пористость коллекторов подго-ризонта Ю° равна 16,9%, проницаемость 25-Ю"15 м2. Проницаемость коллекторов горизонта БЮ равна 200-10~15 м2. Водонефтяной контакт залежи горизонта БЮ находится на абсолютной отметке —2304 м, Ю° — 2723 м и Ю — 2744 м.

I горизонт представлен монолитной песчаной пачкой, которая к востоку глинизируется, и в его разрезе появляются глинистые разделы; IV горизонт содержит три песчаных прослоя; горизонт Д представлен песчано-глинистыми отложениями и делится на три части. Верхняя и нижняя части сложены в основном монолитными песчаными пачками, а средняя — чередованием песчано-алевритовых пород с глинистыми. Пески во всех перечисленных горизонтах мелкозернистые, кварцевые, часто рыхлые, глинистые.

глинистыми отложениями.

Хранение газа осуществляется с целью сглаживания неравномерности его потребления на местах. Природный газ хранят чаще всего в подземных хранилищах. Для этого используют структурные геологические ловушки, где газ может храниться под большим давлением без потерь его в смежные пласты. Чаще всего это подземные складки или купола, имеющие песчаные пласты, перекрытые плохо проницаемыми глинистыми отложениями. Газ в такие купола закачивают из магистрального газопровода, вытесняя тем самым имеющуюся в песчанике воду. Обычно в качестве хранилища выбирают геологическую структуру, где гидростатическое давление не превышает рабочее давление в газопроводе.

Изучены некоторые нефти Нурминского, Тазовского, Ям-бургского и Гыданского районов. Характерная черта мезо-зойско-кайнозойских отложений Нурминского и Гыданского районов — преобладание морских и прибрежно-морских отложений. Отложения валанжин-готеривского нефтегазоносного горизонта представлены прибрежно-морскими и континентальными песчано-глинистыми отложениями. Отложения готерив-аптского и апт-сеноманского нефтегазоносных горизонтов представлены прибрежно-морскими и континентальными породами с преобладанием последних. Основным нефтегазоносным комплексом Оеверной области Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна является апт-сеноман-ский, содержащий в основном газовые залежи. Нефтегазовые месторождения располагаются главным образом в периферийных частях: Русское, Тазовское, Мессояхское, Ново-портовское .

Второй пласт представлен песчаниками с глинистыми пропластками. От верхнего пласта отделяется глинами мощностью 18—28 м. Пластовое давление в залежи 231,6 кгс/см2, температура +48° С.

Пласт СД4 отделен от пласта СД3 глинистой пачкой пород мощностью 10—20 м. Пласт представлен песчаниками с переслаивающимися глинистыми пропластками. Мощность пласта 10—26 м. Начальное пластовое давление 231 кгс/см2.

Горизонт Т^-П залегает на 10—15 м выше кровли горизонта T^III и также приурочен к отложениям нижнего триаса. Газоносными являются песчаники с алевролито-глинистыми пропластками.

По кровле пашийского горизонта Лещевская складка представляет собой удлиненное антиклинальное поднятие, вытянутое почти в широтном направлении, осложненное двумя куполами: западным и восточным. Залежи нефти содержатся в двух продуктивных горизонтах: пашийском и афонинском . Коллекторами пласта Д, являются песчаники и алевролиты. Пласт неоднороден, расчленен глинистыми пропластками. Среднее значение пористости песчаников пашийского горизонта по керну равно 10,4%. Водонефтяной контакт на восточном куполе принят на абсолютной отметке 3281 м.

Месторождение Зимняя Ставка многопластовое. Залежи нефти имеются в IV горизонте юрских отложений и VIII, IX, X горизонтах нижнего мела; VIII горизонт разделен глинистыми пропластками на несколько пластов: VIIIb VIII2, VIIIs, VIII4. Комплекс пластов VIII2, VIII3, VIIU рассматривается как один объект, который представлен чередованием песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Песчаники мелко- и среднезернистые. Пористость коллекторов колеблется от 15 до 25%, средняя проницаемость их равна 290-10~15 м2.

Промышленно нефтеносный IX пласт нижнего мела представлен песчаниками мелкозернистыми, с тонкими глинистыми пропластками. Пористость песчаников—15,5%, а проницаемость достигает 172Х ХЮ~15 м2. Водонефтяной контакт отбивается на отметке — 3484 м.

Пермо-триасовые продуктивные нефтяные горизонты представлены песками, мелко-, средне- и крупнозернистыми; песчаниками, расслоенными глинистыми пропластками. Пористость коллекторов, определенная по керну, колеблется от 24,7 до 26,2%, проницаемость от 270- Ю-15 до 1440-10~15 м2.

На месторождении выявлено около 25 нефтеносных пластов. Промышленная нефтеносность связана с триасовыми, юрскими и меловыми отложениями. Коллекторами нефти являются пески и песчаники, расслоенные глинистыми пропластками. Глубина залегания продуктивного VI юрского горизонта 700 м.

Коллекторами нефти служат пески и песчаники, переслаивающиеся с глинистыми пропластками.

Основная часть месторождений Прибалханской депрессии расположена в виде цепочки почти широтного простирания . В строении структур принимают участие понтические отложения, отложения красноцветной свиты, акчагыльского и апшеронского ярусов. Все месторождения Туркмении отличаются очень сложным геологическим строением. Они разбиты большим числом сбросов широтного и меридионального направлений, имеют большое число песчаных пластов, разделенных глинистыми пропластками. Кроме того, почти для всех месторождений Туркменской ССР характерны небольшие площади нефтенасы-щенности отдельных горизонтов, значительная литологическая изменчивость коллекторов, ухудшение коллекторских свойств породы в направлении к периферийным частям складки. Продуктивные горизонты, как правило, сложены плохо отсортированными, слабосцементированными песками и песчаниками.

В верхней части красноцветной свиты на Западном участке выделяются продуктивные горизонты II, III, Ша и IV, литологически представленные песчаниками, разделенными глинистыми пропластками. Средняя арифметическая пористость для горизонтов следующая : II —18, III —22, IV —21. Проницаемость коллекторов месторождения Котур-Тепе изменяется в широких пределах — от 20-10~15 до 3000-10~15 м2, наиболее часто встречается проницаемость 100-10-15 —500-10-15 м2. Глубина залегания этих пластов 1640—1700 м. В горизонте III имеется газовая шапка. В нижней части красноцветной толщи выделяется горизонт НК,