А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Літологічна особливість

Літологічні особливості роблять на фільтраційно-ємність-ні властивості порід вплив різного знака. Так, О.А. Черніковим за даними дослідження керна родовища Узень було показано, що із збільшенням вмісту впороді стійких компонентів і кварцу, при зростанні середнього діаметра зерен та параметра упаковки пористість і проникність збільшуються. У той же час зростання вмісту цементу в породі, збільшення коефіцієнта сортування зерен ведуть до зниження добивних можливостейпорід-колекторів.

Літологічні особливості основного продуктивного горизонту Д]Pомашкінского родовища (Пашійскій відкладення ніжнефранского под'яруса) вивчені досить добре. Колектори горизонту Д1 розділені на дві різко різні групи:високопродуктивні пісковики (пористість більше 16%, проникність більш 016 - 10 - 12 м2 гідропроводность більш 02510 - 10 м3 /(Па-с)) і малопродуктивні алевроліти з характеристиками нижче зазначених значень.

Важливою литологической особливістю гір є вічнамерзлота. Вона посилюється з висотою - збільшується її потужність, знижується температура, зменшується глибина і тривалість літнього протаивания землі. Це одна з причин зміни з висотою рослинного покриву від степів, лісів і тундри до пусток і льодовиків. Нагорах Середньої та Східної Сибіру розвинений мерзлотно крип - глибового-кам'яні потоки з лишайниками, мохами, кустарничками, кедровостланічнікамі, рідколіссям модрини, кедра і ялиці. Для висотної прив'язки ПТК може застосовуватися висотна шкала поверхонь (м) над рівнемморя: піднесені - 201 - 500 низькогірні - 501 - 1250 середньогірні - 1251 - 2000 високогірні - 2001 - 3000 найвищих гір - 3001 м і вище.

Вивчення літологічних особливостей продуктивного розрізу в видобувних свердловинах здійснюється в результаті проведення комплексугеофізичних досліджень з використанням електричного та радіоактивного каротажу.

За літологічних особливостям розріз підрозділяється на два відособлених комплексу: АПТ-верхнемеловой і верхнетріа-сово-неокомських. Верхню частину комплексів утворюютьглинисті породи, а нижню алеврітопесчание.

Фізико - літологічні особливості карбонатних колекторів продуктивних горизонтів Вішанского нафтового родовища /I Тр.

Характеризуючи в цілому літологічні особливості розрізу мезозойських відкладень врегіонах Середнього і Північного Каспію, необхідно зазначити наступне. Найбільш широкий розвиток карбонатних комплексів характерно для відкладень раннього тріасу, верхньої юри і верхньої крейди. При цьому в карбонатах тріасу і нижньої крейди, в смузі, що тяжіє до південної околиціСкіфсько-Туранської платформи, відзначається присутність органогенних різниць. У цій же смузі відзначається переважне розвиток доломітів, доломітізірованних порід і овва-порітов серед верхньоюрських і нижньокрейдових карбонатів.

Отримавши уявлення пролітологічних особливостях продуктивної товщі за електрометричним дослідженням: і кам'яного матеріалу, вивченого візуально і в шліфах, а також виконавши на свердловині комплекс гідродинамічних досліджень із зняттям кривих наростання тиску, можна зробитипопередній висновок про характер колектора.

Всі етгі тектонічні і чисто літологічні особливості справили великий вплив на рух нафти і остаточне формування її покладів.

Формаційний розріз Тувинської регіону (Т і його зіставлення зрозрізами прилеглих територій (ЗС - Західного Саяна, К - Кузнецького Алатау і Гірської Шорії, С - Протеросаяна (склав Л. І.Pоеен. Освіти ці різноманітні за літологічних особливостям і фаціальні мінливі.

Як уже згадувалося, досить характерноїлитологической особливістю ма-Заринск свити, є наявність в ній гравійно-конгломератних відкладень. Вони тісно поєднуються в розрізі з грубозернисті гнейсовіднимі сланцями, поступово змінюючи їх по потужності і простяганню. Якої суворої стратиграфічноїприуроченості гравійно-конгломератних відкладень в теригенно-сланцевий комплексі, мабуть, не існує і їх, швидше за все, можна вважати внутріформа-ційними утвореннями. У північній же частині Кірябінско-Узянбашского району, судячи за даними В.І. Козлова /1982 /,гравійно-конгломератних освіти залягають трансгресивний на підстилаючих відкладах і служать базальними горизонтами мазарінской свити. Тут же вони мають максимальну потужність і досить стійку витриманість по простяганню. Багато дослідників /Горохів,1964; Демчук, 1967 ф; Козлов, 1982 /відзначали близькість петрографічного складу маза-ринських конгломератів і підстилаючих їх порід курташской і уткальской свит за рахунок розмиву яких вони, мабуть, і утворилися.

Типові теригенні породи на підставілітологічних особливостей об'єднані в два комплекси (глини і піщано-алев-рітов породи), для яких по окремих пачкам буримости наведені механічні властивості.

У ряді робіт[14, 15]відзначається вплив літологічних особливостей колектора наефективність застосування хімічних реагентів. Так, для карбонатних колекторів відзначено більш інтенсивне збільшення коефіцієнта витіснення нафти, ніж для теригенних. Показано, що в карбонатних колекторах, на відміну від теригенних, приріст коефіцієнтавитіснення може бути досягнутий в будь-якому діапазоні зміни міжфазного натягу або швидкості фільтрації води. Це обумовлено більшою неоднорідністю порового простору і гідрофобністю поверхні карбонатних колекторів, що дозволяє вважати застосуваннядеяких фізико-хімічних методів підвищення нафтовіддачі (заводнення з ПАР, лужна заводнення) більш ефективним, ніж при розробці теригенних пластів.

По зміні спорово-пилкових комплексів і по літологічних особливостям порід Пашійскій горизонт ділитьсяна дві частини. Нижня частина характеризується більш темним забарвленням порід з переважанням бурих відтінків і більшим розвитком пісковиків. Тут виділяється три піщано-алевролітових пласта д, г, в, розділених глинисто-алевролітів і аргіллітовимі породами. Піщаникикварцові, дрібнозернисті, з незначною кількістю каолінітові, кальцитових, сідерітових і кварцового (регенераційного типу) цементу. Алевроліти за складом кварцові, зі значною домішкою лусочок мусковіту, з глинистим і кварцовим цементом. Глинистийрозділ між пластами г і в складається аргілітами і глинистими алевролітами зеленувато-сірими, гідрослюдисті складу.

Pазность відміток ВНК може бути викликана литологическими особливостями будови пластів, структурою пустотного простору колекторіві впливом капілярного ефекту. Коливання відміток ВНК, пов'язані з цією групою факторів, обумовлюють слабогофрірованную поверхню водонефтяного контакту.

Графік залежності відносної амплітуди аномалії ПС (АПС від пористості. Геоелектричниххарактеристика порід досить добре відбиває їх літологічні особливості, що дозволяє провести відносно детальну кореляцію пропластков, що складають VIII і IX пласти, і встановити зони їх поширення, закономірності зміни їх потужностей по площі. Накаротажних діаграмах пісковики чітко виділяються наявністю негативних аномалій ПС, алевроліти на електрограми виділяються також негативними аномаліями ПС, однак дещо меншими, ніж у пісковиків. Глини і аргіліти характеризуються згладженої кривої ПС,підвищеними значеннями КС, на ГК відзначається збільшення природної гамма-активності.

Можливість відбору зразків в інтервалах, де літологічні особливості порід обумовлюють низький винос керна або його повна відсутність.

Порівняння покладів слідздійснювати по морфології і літологічних особливостям осадових тіл в рамках морфо-генетичної моделі. Так легше оцінити масштаби фаціальних змін та їх вплив на неоднорідність і ФЕС пластів. На практиці діагностика умов опадонакопичення можездійснюватися на основі літературних даних, що містять відомості про фауністичних рештках, окисно-відновної обстановці, за матеріалами польових і лабораторних петрографічних описів керну, звітам за підрахунком запасів, обгрунтуванню коефіцієнтівнафтовіддачі і технологічних схем розробки, які пов'язуються з матеріалами геолого-промислових досліджень по конкретних покладів. Найважливішим аспектом історико-генетичного підходу є виділення різних фаціальних умов і обстановокопадонакопичення, від яких залежать закономірності поширення зон колекторів і непроніцаемх екранів. Pешеніе зазначених завдань досягається шляхом побудови тривимірної геологічної моделі. Вона дозволяє визначити положення кожного пористо-проникногоінтервалу в розрізі і за простяганням. З цією метою проводиться аналіз геологічної будови породно-шарової асоціації з наступним виділенням в її складі тіл, що мають генетичну спільність.

Тривалість процесу нейтралізації кислоти змінюється вЗалежно від літологічних особливостей породи, особливостей і концентрації кислотного розчину, температури і тиску, при яких відбувається реакція.

Таким чином, ПК відрізняється від КС насамперед литологическими особливостями продуктивних порід, більшоюотсортірованностью кварцового піску, меншим переслаіваніем глин, значно більшою витриманістю порід за простяганням і у вертикальному розрізі пласта. Не можна не помітити прямого зв'язку між аномальним тиском у кірмакінской свиті і наступними явищами,супутніми її розробці: часті пробкообразованія, не завжди піддаються контролю по-іишенних забійних тисків, встановлюваних для боротьби з ними спеціально; обвали порід, що представляють собою суміш пливунообразу-чих глин і пісків і викликають зминання обсадноїтруби в межах експлуатаційного забою; миттєвий обвал в стовбур великих обсягів породи, що утворюють в свердловині пробки потужністю по 200 - 300 м і більше. Подібні явища у свиті ПК відзначаються значно рідше або відсутні. Причиною цих явищ, очевидно, єстан глинистої фації, що приводиться в рух високими стискають кільцевими напругами, виникаючими при оголенні і викликають у них у зв'язку з цим пластичні деформації.

При підробці забою для повторного спуску фільтра слід враховуватилітологічні особливості будови водоносних го - різонта, а також характер можливої ??цементації порід в при-фільтрової зоні. Як відомо, простір, який утворюється при підйомі фільтра, заповнюється прилеглої до фільтру породою.

Родовища нафти ігазу Башкирського зводу і Бимско-Кунгурской западини. I - Татишлінской. Об'єкт вивчений досить слабко, що пов'язано зі складністю структурних і літологічних особливостей його будови. Карбонатні відклади фамена щільні і тільки в окремих випадках представлені поровогоі поровое-кавернозними різницями. Виявлені поклади масивні, невеликі за запасами.

Сильна диференціація температурної кривої в інтервалі знаходження цементу обумовлена ??литологическими особливостями і кавернозних розрізу. Як правило, піщаним породамвідповідають знижені температурні аномалії, глинистим - підвищені.

Так, якщо нахил або складна поверхня ВНК обумовлені проявом літологічних особливостей пласта або структури пустотного простору, то при загальному нахилі контакту в межахпоклади на окремих її ділянках контакт може бути практично горизонтальним.

Важливими ознаками є будова і рельєф дна, а також деякі літологічні особливості донних відкладень.

Третя стадія в нафтопромислової літології - необхідністьякісного і кількісного обліку літологічних особливостей покладів при організації заходів щодо підвищення нефтегазоотдачі розроблюваних пластів, де вплив фізико-хімічних макро - і мікропроцеси в пластах особливо велике.

На рис. 119 представленакореляційна схема зіставлення розрізів структурних свердловин по літологічних особливостям порід і їх віку. У всіх свердловинах чітко простежуються піщано-глинисті пачки і алкун-ські мергелі, за якими в основному і проведена кореляція розрізів свердловин.

Великий вплив на добивние можливості надають фільтра-ційно-ємнісні властивості, які визначаються литологической особливістю породи. Знання цих особливостей набуває великий інтерес у зв'язку з непрерьтним розширенням методів впливу напродуктивний пласт з метою максимального вилучення нафти при мінімальних витратах.

Таким чином, на прикладі Північно-західної області можна бачити, яку роль відіграють літологічні особливості водозбірних площ у створенні величини Pw. Незважаючи на порівняльнуоднорідність зволоження, ступінь хімічної ерозії для даної галузі дуже різна, відповідно до умов розчинності створюваних порід. У верхній частині басейну цьому сприяє заболоченість, а в нижній падіння водного стоку компенсується збільшенняммінералізації води.

У процесі випробування продуктивної товщі на різних ділянках поклади (в залежності від літологічних особливостей опробуемих колекторів, розкритих ефективних потужностей) отримані різні дебіти газу.

Як відомо[1, 2], Основнимифакторами, контролюючими розвиток тріщинуватості в породах, є літологічні особливості порід і структурно-тектонічні умови залягання. У свою чергу між тріщинуватістю, літологічних складом і умовами залягання породи, з одного боку, і їїфізичними властивостями, з іншого, є закономірні зв'язки. Багато геофізичні параметри тріщинуватою породи є складною функцією цих трьох взаємозалежних факторів. При цьому трещінова-тость далеко не завжди відбивається в явному вигляді в значенні фізичногопараметра, так як вплив неоднорідності в літологіче-ському складі, структурі та текстурі породи може призвести до більш значних змін фізичних властивостей порід, чим тріщин-ватость.

Переважна кількість покладів хоча й закономірно пов'язані зі згаданимиструктурними зонами, але контролюється литологическими особливостями колекторів і стратиграфічні незгодою.

Кожне стратиграфическое підрозділ геологічного розрізу площ Прикарпаття має характерну каверноз-ність, яка пов'язана злитологическими особливостями геологічного розрізу свердловини.

Елемент текстури осадової товщі, що складається з більш або менш однотипною породи, що відрізняється петрографічних, гранулометричний та іншими литологическими особливостями від суміжних шарів іволодіє внутрішньою текстурою породи, складають шар, - слойчатостью.

Колекторські властивості нафтоносних порід визначаються їх мінералогічним складом і структурою порового простору, які об'єднуються поняттям літологічних особливостей.

Якпоказано дослідженнями О.А. Чернікова, будь-які порушення фізико-геологічних та геохімічних умов в пласті призводять до зміни літологічних особливостей продуктивних порід і їх добивних можливостей.

Виділювані, здебільшого умовно, архейськіосвіти за загальним структурному планом, складом порід, їх літологічних особливостям і поширенню тісно пов'язані з відкладеннями протерозою, тому можна припустити, що центральна частина території Казахського щита в докембрійський період була піднята іінтенсивно денудірованние.

II-III порядків (вали, куполовидні підняття, локальні структури), а в межах структур - литологическими особливостями розрізу.

Емпіричні криві зміни показника ступеня Ь. т в рівнянні в залежності від ефективногонапруги (ст - р. Таким чином, величина Am в рівнянні (III.86) може бути представлена ??як емпірична функція напруги і ще якихось літологічних особливостей гірської породи.

При складанні розділу по стратиграфії рекомендується побудувати зведенийлітолого-стратиграфічний розріз розглянутій території, а також проаналізувати зміну потужностей і літологічних особливостей осадового комплексу, особливо передбачуваних продуктивних свит, у часі і просторі.

Промивання свердловинвключає регулювання якості та кількості промивальної рідини, закачиваемой в свердловину в одиницю часу, з урахуванням літологічних особливостей разбуріваемих порід, а також приготування, хімічну обробку, обваження промивної рідини. Для контролю зазміною параметрів промивної рідини в процесі буріння організується переносна лабораторія.

Схема ділянки. Pазмещеніе свердловин на родовищі диктується його геометричної та енергетичної характеристикою, а також фізико-хімічними властивостями рідиниі газу, литологическими особливостями пласта.

Встановлено, що зміна складу золи в результаті міграції нафти визначається їх фізичними і хімічними властивостями, а також литологическими особливостями колектора.

Pазмещеніе свердловин на родовищі диктується її геометричної та енергетичної характеристикою, а також фізико-хімічними властивостями рідини і газу, литологическими особливостями пласта.

Зіставлення розрізів свердловин при встановленні в них чітких стратиграфічних меж і розчленованості розрізу між цими межами на окремі частини по літологічних особливостям проводиться відносно просто.

У межах Західно-Сибірської рівнини виділяється кілька нафтоносних районів, приурочених до тектонічних одиницям, які характеризуються загальним стратиграфічним поверхом нафтоносності і подібними литологическими особливостями. У територіальному відношенні родовища пов'язані з двома областями - Среднеобскій і Приуральського. До Среднеобскій області відносяться Нижневартовский, Сургутський і Салимскій нафтогазоносні райони, до приуральських - Шаімскій район. Родовища Середнього Пріобья, в основному, многопластового. Поклади нафти тут пластові, склепінні, платформного типу. Родовища Шаімского району характеризуються покладами літолого-стратиграфічного типу. Поверх нафтоносності в розрізі охоплює кору вивітрювання фундаменту палеозойського віку, відкладення юрської системи і нижньокрейдових відкладень.

Основною метою промивки свердловин є: регулювання якості параметрів і кількості промивальної рідини, закачиваемой в свердловину в одиницю часу, з урахуванням літологічних особливостей разбуріваемих порід, тиску в прохідних пластах, конструкції свердловини і темпів буріння; приготування і очищення промивних рідин.

Основними роботами по промивці свердловин є: регулювання якості та кількості промивальної рідини, яка закачується в свердловину в одиницю часу, з урахуванням літологічних особливостей разбуріваемих гірських порід, тиску в прохідних пластах, конструкції свердловин і темпів буріння; приготування і очищення промивної рідини.

Таке неоднорідний розподіл нефтенасищенності по розрізу і площі пов'язано, ймовірно, з новітніми тектонічними рухами, які призвели до переформовування раніше утворених скупчень нафти, а також литологическими особливостями колекторів.