Научные основы и методы локального прогнозирования песчаных тел-литологических ловушек нефти и газа

  • Автор:
  • Специальность ВАК РФ: 04.00.17
  • Научная степень: Докторская
  • Год защиты: 1983
  • Место защиты: Ленинград
  • Количество страниц: 413 c. : ил
  • Стоимость: 250 руб.
Титульный лист Научные основы и методы локального прогнозирования песчаных тел-литологических ловушек нефти и газа
Оглавление Научные основы и методы локального прогнозирования песчаных тел-литологических ловушек нефти и газа
Содержание Научные основы и методы локального прогнозирования песчаных тел-литологических ловушек нефти и газа
Предисловие
Роль литологических ловушек среди неантиклинальных
залежей нефти и газа
‘'"ЧАСТЬ ПЕРВАЯ ПЕСЧАНЫЕ ТЕЛА-КОЛЛЕКТОРЫ И ГЛИНИСТЫЕ ПОРОДЫ-ЭКРАНЫ РАЗЛИЧНЫХ ФАЦИЙ, ИХ СВДИМЕНТОЛОГИЧЕСКИЕ И ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ I,Основные принципы установления седиментологических и электрометрических моделей песчаных тел различного генезиса
1.1.Песчаные тела Я их значение при поисках литологических ловушек нефти и газа
1.2.Фациальная природа песчаных тел и седимен-тологические модели фаций
1.3.Литофизические свойства пород и электрометрические модели фаций
1.4.Электрометрические модели ритмов различного
генезиса и поэтапная корреляция разрезов
2.Седиментологические и электрометрические модели фаций континентальной, прибрежно-морской и дельтовой (переходной) обстановок осадконакопления
2.1.Континентальная обстановка осадконакопления
2.1.1.Аллювиальный комплекс фаций
2.1.1.1.Группы фаций речных русел и пойм
2.1.2.Пролговиальный комплекс фаций
2.1.3.Эоловый комплекс фаций
2.2.Морская обстановка осадконакопления
2.2.1.Прибрежно-морской комплекс фаций
12 2.1.1.Группа фаций вдольбереговых баров и
забаровых лагун
2.2.1.2.Группа фаций разрывных течений
2.2.1.3.Группа фаций устьевых баров, пляжей,
приморских болот и лугов
2.2.2.Мелководно-морскоЙ комплекс фаций
0.2x2.2.1 .Группа фаций мелководного шельфа
2.3.Дельтовая (переходная) обстановка осадконакопления
2.3.Х.Дельтовый комплекс фаций
2.3.1.1.Группа фаций верхней надводной равнины дельтового комплекса
2.3.1.2.Группа фаций нижней надводной равнины дельтового комплекса
2.3.1.3.Группа фаций морского края дельтового
комплекса
2.3.1.4.Группа фаций подводной равнины дельтового комплекса
2.3.1.5.Группа фаций подводного склона дельтового комплекса
2.3.1.6.Формирование дельтового комплекса
2.3.1.7.Формирование дельтового ковша
3.Ритмостратиграфический анализ и корреляция электрометрических разрезов скважин
ЧАСТЬ ВТОРАЯ
МЕТОДИКА ЛОКАЛЬНОГО ПРОГНОЗА ЛИГОЛОГИЧЕСКИХ ЛОВУШЕК НЕФТИ И ГАЗА ПО ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКИМ МОДЕЛЯМ ФАЦИЙ I.Определение фаций по их электрометрическим моделям
1.1.Диагностические признаки фаций
1.1.1.Определяющие диагностические признаки
1.1.2.Характеризующие диагностические признаки
1.1.3.Дополняющие диагностические цризнаки
1.2.Диагностика континентальных фаций
1.2.1.Группа фаций речных русел
1.2.2.Группа фаций внешней (песчаной) части
речных пойм
1.2.3.Группа фаций внутренней (глинистой)
части речных пойм
1.2.4.Группа эоловых фаций
1.3.Диагностика морских фаций
1.3.1.Группа фаций устьевых баров, пляжей и
приморских болот
1.3.2.Группа фаций вдольбереговых баров и
забаровых лагун
1.3.3.Группа фаций морских разрывных течений
1.3.4.Группа фаций мелководного шельфа
2.Палеогеографические реконструкции по электрометрическим моделям фаций
3.Оперативный локальный прогноз литологических ловушек нефти и газа
4.Этапность проведения работ при осуществлении оперативного локального прогнозирования литологических
ловушек нефти и газа
5.Примеры применения разработанной методики по Повховской площади и Коголымской группе структур Широтного
Приобья Западной Сибири
Заключение
Литература
ными реакциями." /Латышева М.Г., Венделыптейн Б.Ю., Тузов В.11., 1975, с.78/.
Эти естественные электрические поля фиксируются электродом при его перемещении в необсаженном стволе скважины и записываются в виде кривой. В связи с этим на кривой ПС могут быть выделены участки, соответствующие развитию высоко дисперсных компонентов, в первую очередь глинистого материала, обладающего высокой адсорбционной способностью / 19,20 /, а также участки, характеризующиеся низкой адсорбционной способностью, отвечающие наличию в разрезе неглинистых песчаных по-род-коллекторо в.
Первые отличаются отклонением кривой ПС в сторону положительных, а вторые в сторону отрицательных значений.
Уменьшение размеров пор и заполнение их глинистым веществом равносильно росту удельной поверхности и адсорбционной способности пород /109/.
Наличие корреляционной связи между относительной амплитудой ПС и относительной глинистостью, характеризующей степень заполнения объема пор глинистым материалом, отмечалось во многих работах: Б.Ю. Венделыптейн / 20,21/, Б.Н. Дахнов / 40, 41/, В.Н. Дахнов, Б.Ю.Венделыптейн и др. / 19 /, Долицкий В.А. / 46, 47 /, м.Г. Латышева / 108 /, М.Г. Латышева, Б.Ю. Венделыптейн, В.П. Тузов / 109 /, м.Г. Латышева,
Т.Ф. Дьяконова / 110 /, С.И. Пирсон / 181 / и др.
Для юрских продуктивных отложений Мангышлака сопоставление этих параметров проводилось Л.П. Долиной, Л.Ф. Иванчук, В.А. Барамзиной / 45 /, Л.П. Долиной, Л.Ф. Иванчук,
0.Г1. Иоффе / 141 /, Л.Ф. Иван-

Рекомендуемые диссертации данного раздела