Апт-сеноманский комплекс
Cтраница 1
Апт-сеноманский комплекс представлен часто чередующимися слабосцементированными песчаниками и алевролитами с невыдержанными по простиранию прослоями глин континентального и прибрежно-морского происхождения. [1]
В апт-сеноманском комплексе уровни вод на юге и юго-востоке устанавливаются на отметках 160 - 150 м в краевой части мегабассейна, понижаясь на север до 120 - 130 м и в более погруженной его части. В районах газовых месторождений Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и других отметки пьезометров равны 20 - 0 м, снижаясь в северном направлении до отрицательных значений. Перепад напоров соответствует наклону ГВК. [2]
В кровле апт-сеноманского комплекса температура подземных вод изменяется от 0 - 5 до 35 - 45 С. По периферии бассейна развиты наиболее холодные воды, их температура не превышает 20 С. [4]
В водах апт-сеноманского комплекса присутствует углеводородный газ, в основном метан. Количественное определение его необходимо для установления величины давления насыщения и оптимального погружения насоса под уровень газированной жидкости. [5]
В целом гидродинамическая обстановка апт-сеноманского комплекса наиболее, спокойная по сравнению со всеми нижележащими комплексами; пьезометрическая поверхность плавно погружается от обрамления мегабассейна к центральным районам и далее на север к Карскому морю. Здесь отметки уровней подземных вод в скважинах имеют отрицательные значения, пластовое давление ниже гидростатического. Причина таких уникальных условий достоверно не установлена, но несомненна их связь с охлаждением разреза и многолетнемерзлыми породами, развитыми здесь повсеместно. [6]
Разработка уникального Самотлорского газо-нефтяного месторождения производится с поддержанием пластового давления путем закачки подземных вод апт-сеноманского комплекса. Для восполнения больших отборов нефти в продуктивные пласты в ближайшем будущем потребуется закачивать громадные ( свыше 420 тыс. м3 / сутки) объемы сеноман-ской воды. [7]
Те же изменения расходов подземных флюидов, связанные с геологическими особенностями строения бассейна, устанавливаются и в апт-сеноманском комплексе. [8]
Из таблицы видно, что, например, на Советском месторождении воды пласта AI уверенно отличаются по содержанию F, Sr от пласта Б8 и апт-сеноманского комплекса. На Западно-Сургутском месторождении по содержанию F отмечено различие даже между сближенными пластами BI и Б2 - з, однако по другим месторождениям подобные коррелятивы в настоящее время не найдены. Объясняется это тем, что на Усть-Балыкском месторождении, например, к моменту начала указанных работ разработка месторождений находились в таком состоянии, когда получить, эталонные пробы вод по каждому пласту в отдельности невозможно. В связи с этим для подобного рода месторождений большее внимание было уделено определению степени изменчивости химического состава вод в процессе их движения от нагнетательных скважин к эксплуатационным. [9]
 |
Схема палеораспределения напоров подземных флюидов южной части. [10] |
Обратное ( от погруженных частей к периферии) направление движения не наблюдалось также и в том случае, когда современное инфиль-трационное питание не задавалось в нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс, т.е. современное питание ( 5500 м3 / год на один метр ширины) подавалось только в апт-сеноманский комплекс, а все элизионное питание - в нижне-среднеюрский. [11]
Известно, что чем больше коэффициент пьезопроводно-сти пласта и продуктивности скважин, тем быстрее наступает практически установившееся состояние после пуска ее в работу. Коэффициенты продуктивности скважин апт-сеноманского комплекса Среднообского водоносного участка очень высокие и колеблются от 600 до 18000 м3 / сутки-атм, а средний коэффициент пьезопроводности по водоносному комплексу 78000 см2 / сек. Поэтому после пуска и стабилизации температурного режима в стволе дебит скважин устанавливается очень быстро, а изменение забойного давления происходит наиболее интенсивно в начальный период ( 1 - 2 часа), затем темп падения замедляется и между забойным давлением и временем устанавливается логарифмическая зависимость. [13]
Верхним водоупором над неокомским водоносным комплексом служат глинистые породы кошайской свиты нижнеаптского возраста мощностью в центральных районах 40 - 100 м, которая существенно возрастает к западу, где водоупор входит в состав глин фроловской свиты. Напротив, в восточных и северных районах водоупор отчетливо не прослеживается, и неокомский водоносный комплекс сливается с апт-сеноманским комплексом. [14]
При указанных значениях параметров водоносных ( нефтегазоносных) комплексов, расходов современного инфильтрационного питания и объемов отжавшихся седиментационных вод получено распределение напоров, представленное на рисунке 7.15. Кривые 2 и 1 описывают распределение напоров подземных флюидов без учета дополнительного питания из глин ( начальное условие), соответственно, в апт-сеноманском и ниж-не-среднеюрском нефтегазоносных комплексах. Кривые 3 и 4 описывают распределение напоров в тех же комплексах для случая когда дополнительное питание из глин поступало в апт-сеноманский комплекс, а кривая 5 - распределение напоров в нижне-среднеюрском нефтегазоносном комплексе, когда в него поступал весь объем элизионного питания. [15]
Страницы: 1 2