Главная -> Словарь

Песчаников колеблется

Наименьшее их количество встречается у песчаников, обладающих высокой проницаемостью, и наибольшее -— у алевролитов.

На Уренгойском газовом месторождении, самом крупном в мире, на долю песчаников и песков в разрезе продуктивного горизонта сеномана в среднем приходится 41%, алевролитов и алевритов — 22%, глин — 37%. Продуктивная толща представлена чередованием песков, песчаников, алевролитов, алевритов с прослоями глин. Мощность отдельных песчаных пластов изменяется от 0,4 до 21 м. Глинистые прослои в среднем составляют 2—3 м. Коллекторские свойства улучшаются с глубиной. Если в верхней части толщи проницаемость равна 470 мд, то в нижней — 800 мд. Средняя проницаемость по керну составляет 500 мд и по данным испытания скважин— 700 мд. Пористость открытая-колеблется от 24 до 38% и более, в среднем — примерно 31%; остаточная вода в среднем равна 35% объема пор.

Апшеронский п-ов в течение долгого времени был основной нефтедобывающей базой Советского Союза. Геоморфологически он представляет собой продолжение юго-восточного погружения Большого Кавказа. Главная нефтегазоносная свита п-ва — это продуктивная толща, состоящая из ритмично чередующихся сравнительно хорошо отсортированных, преимущественно кварцевых песков, песчаников, алевролитов и глин, общей мощностью до 3500 м. Наибольшая концентрация нефтяных залежей выявлена в центральной части Апшерон-ского п-ва, в разрезах Балахано-Сабунчино-Раманинского, Сураханского и Биби-Эйбатского месторождений. Помимо отложений продуктивной толщи небольшие скопления нефти выявлены в апшеронских и акчагыльских отложениях , в западном Апшероне . В настоящее время нефтяные и газовые месторождения Апшеронского п-ва почти полностью оконтурены и находятся в поздней стадии разработки.

Основные запасы газа приурочены к сеноманским отложениям. Се-номанский продуктивный горизонт залегает в сводовой части на глубине ИЗО м и представлен переслаивающимися пластами и линзами песчаников, алевролитов и глин. Коллекторами газа являются песчано-алевролитовые породы. Отложения сеномана перекрыты плотными глинами нижнего турона

Газовая залежь приурочена к сеноманским отложениям.верхнего мела. Покрышкой служит глинистая толща, верхнемеловых осадков мощностью до 450 м. Продуктивный горизонт залегает на глубине 670—790 м и сложен переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов и глин. Коллекторами газа являются песчано-алевролитовые породы. Газовая залежь массивная, водоплавающая, начальное пластовое давление 76—78 кгс/см2. Температура газа в залежи 21° С.

Верхний продуктивный горизонт представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Мощность горизонта до 25 м. Залежь газа пластово-сводовая, в газе содержится конденсат.

Третий продуктивный горизонт залегает в основании валанжинских отложений. Этот горизонт представлен пачкой чередующихся песчаников, •алевролитов и аргиллитов. Покрышкой служит глинистый пласт мощностью 10—25 м.

Газоносность связана с терригенными отложениями сеноманского яруса, представленного переслаиванием песчаников и алевролитов с глинами. Залежь перекрыта мощной стометровой толщей глин туронского яруса. Мощность продуктивной толщи 50—60 м.

На месторождении газоносны юрские отложения. Газ получен с глубин 2062—2179 м. Продуктивные отложения представлены частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, начальное пластовое давление 186— 191 кгс/см2.

Пласт Ю-I залегает на глубине 2270—2350 м, представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Залежь газоконденсатная, характеризуется высоким содержанием конденсата, начальное пластовое давление в залежи 244 кгс/см2.

Пласт Ю-П представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Залежь газоконденсатная.

Тульский горизонт сложен мелкозернистыми песчаниками и алевролитами с очень мелкими редкими прослоями известняков и аргиллитов. Пористость песчаников колеблется от 1,3 до 6,5%. На месторождении было отобрано и проанализировано 22 поверхностных и пять пластовых проб.

Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в пашийском горизонте живетского яруса верхнего девона . Пашийский горизонт представлен песчаниками и алевролитами. Пористость песчаников колеблется от 15 до 19%, а алевролитов от 3 до 9%, проницаемость достигает 81 • 10~15 м2.

Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями верхнего отдела девонской системы: пласта ДШ0 шугуровских слоев и пластами Дни Дщпашийских слоев. Коллекторами нефти в продуктивных пластах служат песчаники , которые переслаиваются глинами и алевролитами. Пористость песчаников колеблется от 17 до 19,2% а проницаемость—от 100-10~15 до 500-10~15 м2. Глубина залегания нефтеносных пластов равна 1598—2054 м.

Кинель-Черкасское месторождение, открытое в 1960 г., приурочено к северному-восточному склону Жигулевского свода, представляет собой антиклинальную складку почти широтного простирания с пологими углами падения. Продуктивными на месторождении являются паший-ский и кыновский горизонты, которые представлены песчаниками, замещаемыми алевролитами и глинами. Водонефтяной контакт отбивается на отметке 2700 м . Пористость песчаников колеблется от 9,8 до 12,2%, проницаемость достигает 83-10~15 м2. Притоки нефти ранее были получены также из отложений кунгурского и артинс-кого ярусов пермской системы.

Промышленная нефтеносность установлена в отложениях нижнего карбона—продуктивный пласт Б0 тульского горизонта, пласт Б2 боб-риковского горизонта визейского яруса и пласт BI турнейского яруса. Основной продуктивный пласт Б2 бобриковского горизонта представлен высокопроницаемыми песчаниками. Пористость песчаников колеблется от 4—5 до 11 —13%. Проницаемость достигает 400-10~15 м2. Во-донефтяной контакт залежи пласта Б2 определен на абсолютной отметке 2173,5 м.

Промышленная нефтегазо-носность на Урицкой площади установлена в 12 горизонтах нижнего и среднего карбона. Из них две залежи газонефтяные , а остальные газовые. Пласты IV и V представлены в основном песчаниками, алевролитами, глинами. Песчаники мелкозернистые, хорошо отсортированные, слабосцементированные. Пористость песчаников колеблется от 11 до 26%, проницаемость от 42- Ю-15 до 2200- 10-15м2. Нефть залегает в виде узких оторочек, подпираемых водой. Пласты разделяются прослоем малопроницаемых пород очень небольшой мощности.

Нефтяные залежи на месторождении приурочены к отложениям намюрского яруса . Горизонт Н3 залегает в верхней части намюрского яруса на глубине 760 м. Коллекторами являются мелко- и тонкозернистые слюдистые песчаники, алевролиты и плотные аргиллиты. Пористость песчаников колеблется от 14 до 23%, проницаемость достигает 400-10~15 м2. Горизонт Н9 приурочен к подошве намюр-ских отложений. Коллекторами являются мелко- и тонкозернистые песчаники, которые имеют среднюю пористость 22,5% и проницаемость до 370-10-15 м2.

Промышленная нефтеносность связана с отложениями попельской и менилитовой свит, в разрезе которых коллекторами нефти являются песчаники: I эоценовый, бориславский и нижнеменилитовые, отличающиеся значительной неоднородностью. Средние значения проницаемости по отдельным блокам меняются от 3,5-10~15 до 5-10~15 м2. Пористость песчаников колеблется от 8 до 12%. Глубина залегания пласта 2400 м.

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.

Пласты представлены песчаниками с прослоями непроницаемых глин, пористость песчаников колеблется от 20,3 до 31% проницаемость от 2Ы. Водонефтяной контакт отбивается на абсолютных отметках — 752—697 м —801 м и —1244 м горизонт XVIII).

Продуктивные пласты представлены в основном песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Пористость песчаников колеблется от 11 до 22%, а проницаемость достигает 575-10~15 м2.

ность песчаников колеблется от 6 до 56 м. Песчаники сред-