![Нагнетание больших количеств пресных и нефтепромысловых вод, а на отдельных месторождениях (Шкаповском, Сатаевском и др.) — и жидких промышленных стоков объединения «Сода» явилось причиной восстановления в продуктивных пластах первоначальных пластовых давлений, а затем формирования избыточных давлений, превышающих нормальные на 1,0—4,0 МПа и более, и их дифференциации в пределах нефтегазоносных площадей. В литологически выдержанных и проницаемых пластах гидрогеодинамическое влияние на разрабатываемых залежах распространилось на расстояние до 10—20 км. Так, на Туйма-зинском нефтяном месторождении наблюдаются сложные конфигурации современных пьезометрических поверхностей вод палеозоя. Наиболее высокое положение их (абс. отм. до 520—620 м) свойственно пластам Д2 и С, (рис. 47). По пласту Д, они не превышают 270 м, что, тем не менее, на отдельных участках площади месторождения выше абсолютных отметок рельефа. При этом на участках пьезоминимумов абсолютные отметки уровней уменьшаются до минус 100—400 м (по пласту Д,) и плюс 50 м — минус 200 м (по пластам Д2 и С,), что на 100—350 м ниже начальных. Совершенно очевидно, что величины пластовых давлений в отдельных продуктивных горизонтах, соотношения между ними, атакже начальными пластовыми давлениями и земной поверхностью не постоянны [Абдрахманов, 1993]. Они зависят в первую очередь от режима эксплуатации скважин на том или ином участке (как добывающих, так и нагнетательных). При этом наблюдается рост как горизонтальных, так и вертикальных градиентов напора, вызывающих миграцию флюидов между водонефтеносными комплексами осадочного чехла через гидрогеологические «окна» литолого-фациального, тектонического и техногенного происхождения, а также непосредственно через разделяющие глинистые слои. На Туймазинском месторождении расход восходящих перетоков из одного пласта терригенного девона в другой через толщу аргиллитов и алевролитов мощностью 10—15 м, как показали результаты электромоделирования и промысловые данные, достигает 130 л/с [Максимов, 1959].](/static/pngsmall/339105304.png)
Нагнетание больших количеств пресных и нефтепромысловых вод, а на отдельных месторождениях (Шкаповском, Сатаевском и др.) — и жидких промышленных стоков объединения «Сода» явилось причиной восстановления в продуктивных пластах первоначальных пластовых давлений, а затем формирования избыточных давлений, превышающих нормальные на 1,0—4,0 МПа и более, и их дифференциации в пределах нефтегазоносных площадей. В литологически выдержанных и проницаемых пластах гидрогеодинамическое влияние на разрабатываемых залежах распространилось на расстояние до 10—20 км. Так, на Туйма-зинском нефтяном месторождении наблюдаются сложные конфигурации современных пьезометрических поверхностей вод палеозоя. Наиболее высокое положение их (абс. отм. до 520—620 м) свойственно пластам Д2 и С, (рис. 47). По пласту Д, они не превышают 270 м, что, тем не менее, на отдельных участках площади месторождения выше абсолютных отметок рельефа. При этом на участках пьезоминимумов абсолютные отметки уровней уменьшаются до минус 100—400 м (по пласту Д,) и плюс 50 м — минус 200 м (по пластам Д2 и С,), что на 100—350 м ниже начальных. Совершенно очевидно, что величины пластовых давлений в отдельных продуктивных горизонтах, соотношения между ними, атакже начальными пластовыми давлениями и земной поверхностью не постоянны [Абдрахманов, 1993]. Они зависят в первую очередь от режима эксплуатации скважин на том или ином участке (как добывающих, так и нагнетательных). При этом наблюдается рост как горизонтальных, так и вертикальных градиентов напора, вызывающих миграцию флюидов между водонефтеносными комплексами осадочного чехла через гидрогеологические «окна» литолого-фациального, тектонического и техногенного происхождения, а также непосредственно через разделяющие глинистые слои. На Туймазинском месторождении расход восходящих перетоков из одного пласта терригенного девона в другой через толщу аргиллитов и алевролитов мощностью 10—15 м, как показали результаты электромоделирования и промысловые данные, достигает 130 л/с [Максимов, 1959].
Скачать страницу
[Выходные данные]
![Нагнетание больших количеств пресных и нефтепромысловых вод, а на отдельных месторождениях (Шкаповском, Сатаевском и др.) — и жидких промышленных стоков объединения «Сода» явилось причиной восстановления в продуктивных пластах первоначальных пластовых давлений, а затем формирования избыточных давлений, превышающих нормальные на 1,0—4,0 МПа и более, и их дифференциации в пределах нефтегазоносных площадей. В литологически выдержанных и проницаемых пластах гидрогеодинамическое влияние на разрабатываемых залежах распространилось на расстояние до 10—20 км. Так, на Туйма-зинском нефтяном месторождении наблюдаются сложные конфигурации современных пьезометрических поверхностей вод палеозоя. Наиболее высокое положение их (абс. отм. до 520—620 м) свойственно пластам Д2 и С, (рис. 47). По пласту Д, они не превышают 270 м, что, тем не менее, на отдельных участках площади месторождения выше абсолютных отметок рельефа. При этом на участках пьезоминимумов абсолютные отметки уровней уменьшаются до минус 100—400 м (по пласту Д,) и плюс 50 м — минус 200 м (по пластам Д2 и С,), что на 100—350 м ниже начальных. Совершенно очевидно, что величины пластовых давлений в отдельных продуктивных горизонтах, соотношения между ними, атакже начальными пластовыми давлениями и земной поверхностью не постоянны [Абдрахманов, 1993]. Они зависят в первую очередь от режима эксплуатации скважин на том или ином участке (как добывающих, так и нагнетательных). При этом наблюдается рост как горизонтальных, так и вертикальных градиентов напора, вызывающих миграцию флюидов между водонефтеносными комплексами осадочного чехла через гидрогеологические «окна» литолого-фациального, тектонического и техногенного происхождения, а также непосредственно через разделяющие глинистые слои. На Туймазинском месторождении расход восходящих перетоков из одного пласта терригенного девона в другой через толщу аргиллитов и алевролитов мощностью 10—15 м, как показали результаты электромоделирования и промысловые данные, достигает 130 л/с [Максимов, 1959].](/static/pngbig/339105304.png)