Массивная залежь

Рис. 7.9. Карачаганакское газоконденсатное месторождение. Разрез массивной залежи в теле рифа. Состав отложений резервуара I — слоистые известняки 2 — ядра рифовых массивов 3 — обломочный шлейф

Группа массивных залежей связана с массивными природными резервуарами, ограниченными непроницаемой покрышкой только сверху. Движение флюидов в них происходит преимушественно в вертикальном направлении. Отличительная черта массивных залежей — гидродинамическая связь всех частей залежи, несмотря на различие емкостно-фильтрационных свойств и присутствие разделов и, соответственно, единство зеркала водо-нефтя-ного или газоводяного контакта в пределах всего выступа (хотя этот признак не является определяющим) (см. рис. 7.3, е, ж, з). [c.305]

Массивные залежи в биогенных выступах или рифовых массивах распространены достаточно щироко. Массивный резервуар этого типа сложен главным образом известняками, в меньшей степени доломитами (см рис. 7.3, з). Структура известняков и всего массива определяется, с одной стороны, рифообразующими организмами — кораллами, мшанками, водорослями, а с дру- [c.306]

Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в московской, башкирской и турнейской карбонатных толщах в визейской и кыновско-живетской терригенных толщах. В московской толще имеются два нефтяных пласта на глубине 900—1000 м верхний — в подошве каширского и кровле верейского ярусов, нижний —в подошве верей-го яруса. Пористость коллекторов колеблется от 9 до 28%, проницаемость верхнего пласта весьма мала, нижнего же в среднем составляет 530-10- м . В известняках башкирского яруса имеется массивная залежь. Пористость известняков от 3 до 17%, проницаемость еще меньше, чем в верхнем пласте московской толщи. Испытание этих трех пластов проводили совместно, поэтому сведения о свойствах нефтей в пластовых условиях даны средние по трем горизонтам. [c.99]

По генезису ловушек массивные залежи делятся на три подгруппы в структурных, эрозионных и биогенных выступах. [c.305]

Свидетельством вертикальных перетоков является наличие газовых скоплений в верхних горизонтах продуктивных толщ нефтегазовых месторождений. В месторождении Узень в Западном Казахстане на Мангышлаке скопления газа в меловых отложениях сформировались за счет его перетока из юрских отложений. При этом вверх по разрезу отмечается постепенное снижение содержания в составе газа тяжелых гомологов метана, который как более легкий идет первым. Если перетоки флюидов между пластами осуществляются достаточно свободно и между серией пластов существует гидравлическая связь в них образуется массивная залежь, имеющая единый ВНК. При формировании залежей нельзя не учитывать и направленного напора воды, который может создавать перекос нефте- или газоводяного контакта (более высокий уровень со стороны большего напора при движении воды по пластам), и залежь частично смещается на крыло [c.354]

Отличительной особенностью массивных залежей является наличие мощного многопластового и гидродинамически единого резервуара, контролируемого в основном формой верхней поверхности ловушки, а снизу обычно подпираемого подошвенной водой по всей нижней поверхности залежи. Такие залежи наиболее характерны для карбонатных коллекторов, слагающих погребенные структурные, эрозионные и биогенные выступы. В качестве примера на рис. 2.33 приведен профильный разрез по основной (сакмаро-артинской) залежи Оренбургского газоконденсатного месторождения. [c.74]

Рис. 7.7. Схематический разрез горстовой массивной залежи 1 — газ, 2 — нефть.

На месторождениях с массивной залежью, таких как Шебелинское, осложненных трещиноватостью и разломами, когда существуют условия для эффузионной фильтрации, разделение компонентов газовой смеси не наблюдается во всем разрезе мощной продуктивной толщи. [c.8]

Массивная залежь Коробковского месторождения осложнена нарушениями, создающими условия связи и эффузионных перетоков газа меяаду пластами. Это объясняет и однородность состава газов газовых залежей в отложениях нижнебашкирского, на%порского и серпуховского горизонтов. [c.10]

Биогенные выступы, представляющие собой рифовые массивы как одиночные, так и цепочку или группу рифов в плане они имеют относительно правильную форму. Коллекторские свойства рифовых массивов резко меняются, наилучшие емкостно-фильт-рационные параметры характерны, как правило, не для вершины рифового массива, а для расположенной ниже зернисто-обломочной зоны, формирующейся на склоне рифа, обращенном в открытое море. Рифовые массивы различны по размерам - от первых десятков метров до очень крупных, высотой более 1 км (например, Карачаганакский риф на северном борту Прикаспийской впадины) (рис. 7.9). Рифовые массивы часто перекрыты галогенно-сульфатными породами, представляющими наиболее совершенные покрышки. Рифовые постройки обычно формируются на бровке шельфа. Поиски и обнаружение новых биогенных массивов и связанных с ними массивных залежей — перспективное направление нефтепоисковых работ ближайшего будущего. [c.313]

Полянский В.Г., Сюняев Я.Х. Анализ применения гидродинамических методов на поздней стадии разработки массивных залежей с трещиноватыми коллекторами//Не яное хозяйство, 1993, № 10 [c.444]

Скопления газа в коллекторах ловушки образуют залежи газа. Поэтому тип залежи определяется типом природного резервуара и ловушки. К брахиантиклинальной складке приурочены пластовые сводовые и массивные залежи. Единичная залежь или совокупность залежей г/аза в разрезе отложений на одной площади называется месторождением. [c.10]

Все газовые и газоконденсатные месторождения — составная часть какого-либо гидродинамического бассейна. В зависимости от характера залежи, пластовые воды, окружающие ее, могут быть по отношению к ней контурными или подошвенными. Для пластовых залежей свойственно наличие контурной воды, а массивные залежи подстилаются повсеместно подошвенной водой. [c.10]

Коробковское месторожденпе- Газы этого месторояедения характеризуются однородностью состава. Концентрация гелия, углеводородных компонентов С , С3 и G4) и их соотношения не меняются по всей толще массивной залежи. Содержание тяжелых углеводородов увеличивается лишь в газах ниже залегающих бобриковского и турнейского газонефтяных горизонтов. [c.10]

Составы газов газоконденсатных месторождений в отличие от газовых дифференцируются как в пределах пласта, так и по глубине продуктивных пластов. Пределы изменений концентраций компонентов смеси функционально связаны с газоконденсатным фактором, наличием нефтяных оторочек, литологическими особенностями вмещающих пород и наличием трещиноватостей и других нарушений. В результате проведенных исследований уста-яовлено, что на газоконденсатных месторождениях с массивной залежью, не контактирующей с перяным флюидом, но осложненной трещиноватостью и разломами, когда имеются условия для эффузионной фильтрации, состав газов однороден в пределах всей залежи. [c.24]

Основная залежь газа приурочена к толще карбонатных пород сакмаро-артинских отложений, ассельскому ярусу нижней перми, а также к верхнему и среднему карбону, залегающим на глубинах 1300—1830 м. Покрышкой массивной залежи являются мошрые пласты ангидритов и солей кун-гура. [c.240]

В визейской терригенной толще имеются три нефтяных пласта на глубинах 1250—1350 м. Верхние два пласта составляют одну залежь — это пласты Б1 тульского и Бг бобриковского горизонтов. Третий пласт Бз приурочен к бобриковскому горизонту. Пористость келлекторов колеблется от 2 до 25%, проницаемсть достигает в нижней залежи 60Х Х10 м . В турнейском ярусе имеется массивная залежь в известняках с пористостью 5—18% и проницаемостью 180-10 м . В кыновско-живетской толще обнаружены два нефтеносных пласта на глубине 1970—2020 м Д1 в пашийском горизонте и Дг в живетском ярусе. Пористость коллекторов для пласта Д1 и Дг меняется от 6,5 до 23,5%, проницаемость пласта Д1 достигает 65- 10- м . [c.99]

Классификация ловушек В.Б. Оленина (1977) имеет много общего с классификацией, составленной И.О. Бродом (1951), но отличается принципом деления на едином уровне и составом классификационных категорий. И.О. Брод использовал в качестве главного признака тип природного резервуара, В.Б. Оленин — форму ловушки. Согласно этому признаку, ловушки с нефтью и(или) газом по форме подразделяются на четыре крупные группы I — изгибы, П — выступы, П1 — ловушки экранирования, IV — линзы и линзовидные ловушки. Каждая из четырех групп подразделяется по генезису ловушки всего вьщеляется 15 видов. Эта классификация более детальная, она существенно дополняет классификацию И.О. Брода, что естественно, так как бьша создана на 25 лет позже, но и она не лишена недостатков. Во-первых, в ней не нашли места массивные залежи в антиклинальных ловущках, щироко распространенные в природе и заключающие значительную часть запасов нефти и газа. Во-вторых, подразделение видов по генезису ловушки соблюдено не во всех группах. Например, группа III — ловушек экранирования — включает шесть видов I) ловушки экранирования по разрыву 2) ловушки [c.308]

Известняки и доломиты имеют пористость до 26%, проницаемость до 130-10 м . Пористость коллекторов в терригенных отложениях достигает 26%, проницаемость 850-10- 5 м В визейской толще залежи нефти ус-тановлень 1 в пластах Бо и Бь которые не выдержаны по мощности и часто сливаются в один пласт. В известняках турнейского яруса установлена массивная залежь нефти. Коллекторские свойства пласта низкие пористость 11%. [c.111]

Залежи в структурных выступах связаны с ловушками тектонического происхождения. Структурные выступы представляют собой антиклинальные складки (см. рис. 7.3, е) или структурные выступы горстового характера (рис. 7.7). Массивные залежи, связанные с антиклинальными складками, широко распространены, особенно в платформенных областях. Массивные резервуары бывают литологически относительно однородные и неоднородные. Первые чаще связаны с карбонатными резервуарами (например, известняки турнейского яруса нижнего карбона Татарии, верхнего карбона и нижней перми Башкирии, верхняя юра Северного Кавказа, карбонатная формация Асмари бассейна Персидского залива). [c.305]

Массивные залежи в эрозионных выступах приурочены к выступам палеорельефа, перекрытого в верхней части непроницаемыми породами (см. рис. 7.3, ж). Независимо от литологического и петрографического состава пород (изверженные, метаморфические или осадочные породы) слагающих выступ, емкостнофильтрационные свойства резервуара определяются прежде всего интенсивностью и длительностью денудационно-эрозионных процессов. Коллекторские свойства таких резервуаров часто ухудшаются с глубиной. Подобные залежи широко распространены на юге Западной Сибири, где они приурочены к выступам, сложенным гранитами, палеозойскими карбонатными и терригенными породами. Обычно это мелкие залежи, хотя известны и крупные (Ла-Пас в Венесуэле, Белый Тигр на шельфе Вьетнама). [c.306]

В ловущках первого подтипа — выступах — формируются только массивные залежи. Этот подтип объединяет два класса ловушек И — биогенные выступы с литологическим экранированием залежи и 12 — эрозионные выступы со стратиграфическим ограничением. Ловушки, представленные структурными элементами указанного типа, вьщелены и названы И.О. Бродом (1951). [c.313]

Крупнейшие, гигантские и уникальные по запасам скопления газа в сеноманских горизонтах покурской свиты (ПК1 б) образуют пластово-массивные залежи и приурочены к наибольшим по площади внутри замкнутого контура и амплитуде ловушкам. [c.19]

Степень концентрации разведанных запасов газа и нефти в породах неокома НПТР ниже, чем в альб-сеноманском комплексе. Единичные разведанные запасы собственно неокомских залежей, как правило, не превышают 300 млрд м . Исключение составляют пластовая залежь горизонта БУд Уренгойского месторождения, БУз — Ямбургского и пластово-массивная залежь горизонтов БТб-8 — Заполярного. [c.21]

Однако в связи с тем, что на территории Оренбургской области, как и по всей Волго-Уральской провинции, глинистые флюидоупоры относятся к покрышкам со значительно изменяющимися по латерали экранирующими свойствами, для их изучения можно дополнительно использовать выделение нефтегазоносных этажей. В этажи должны объединяться регионально-нефтегазоносные комплексы со сходным характером изменения нефтегазонасыщенности и имеющие общность в экранирующих свойствах покрышек, от которых зависит вертикальный диапазон распространения залежей углеводородов. При этом к пофаничным отложениям регионально-нефтегазоносных комплексов могут быть приурочены пластово-массивные залежи. Например, в бобриковских и турнейских коллекторах и верейско-башкирских (с литологическим офаничением) на Покровском месторождении. [c.7]

Взаимосвязь горизонтов обусловила образование единого резервуара массивной залежи, все части которого более или менее связаны между собой. В самом своде этой массивной залежи в нижнем ангидритовом горизонте образовалась залежь, относящаяся к группе частично литологически ограниченных залежей. Такое строение залежи обусловлено развитием трещиноватости в свод и наличием плотных пород на периферии. [c.101]

Шебелинское месторождение приурочено к крупной брахиантикли-нальной складке, осложненной серией дизъюнктивных нарушений, и представляет собой единую многопластовую массивную залежь с общим газоводяным контактом, залегающим на абсолютной отметке 2270 м. Начальное пластовое давление изменялось по высоте залежи от 230 в своде до 251 кГ/см на газоводяном контакте, а средневзвешенное его значение составляло 242,5 кГ/см . Коллекторы продуктивных горизонтов представлены плотными, крепкими терригенными и карбонатными разностями, не разрушающимися при депрессиях до 100 кГ/см . Проницаемость пластов в большинстве скважин не превышает 1 — 10 мД. Начальные запасы газа Шебелинского месторождения по последнему пересчету оцениваются в 530 млрд. м . [c.186]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология