Главная -> Словарь

Карбонатных отложениях

Характерный пример таких различий — нефтематеринские толщи и генерируемые ими нефти подсолевых и межсолевых карбонатных отложений девона Припятского прогиба. Фациальнотенетический тип ОВ этих отложений одинаковый — сапропелевый. Видимо, поэтому часть показателей состава ОВ и генерируемых им нефтей малоинформативна с точки зрения генетической типизации. Так, особенности распределения «-алканов однотипны для нефтей подсолевых и межсолевых девонских отложений, так же как и характер распределения изопреноидных УВ.

Рассмотрены комплексы и особенности карбонатного осадконакопления, положение рифовых комплексов в составе карбонатных формаций. Предложены методы построения седиментационных моделей карбонатных отложений и палеогеоморфоло-гических реконструкций для прогнозирования нефтегазоносных рифовых комплексов. Описаны типы рифовых ловушек, их поисковые признаки, методы прогнозирования и поисков залежей нефти и газа.

Для специалистов, занимающихся изучением карбонатных отложений, прогнозированием и поисками залежей нефти и газа в рифовых комплексах.

Зоны регионального нефтегазонакопления в пределах нефтегазоносных областей могут быть приурочены: а) к валоподобным поднятиям в платформенных и антиклинориям в складчатых облаетях и передовых прогибах; б) зонам региональных дизъюнктивных нарушений; в) рифогенным образованиям; г) зонам развития солянокупольных структур; д) региональным выклиниваниям отдельных литолого-стратиграфических комплексов — коллекторам или к зонам замещения проницаемых песчаных или карбонатных отложений непроницаемыми глинистыми и другими по восстанию пластов; е) погребенным песчаным прибрежным валам в прибрежных частях древних морей; ж) погребенным песчаным прибрежно-дельтовым образованиям палеорек; з) региональным срезам и несогласным перекрытиям коллекторов относительно непроницаемыми породами более молодого возраста.

В значительно более узких пределах колеблется среднее содержание серы в нефтях, если последние сгруппировать по стратиграфическому, гипсометрическому и литологическому признакам. Для выведения обобщенных закономерностей изменения серниг стости в зависимости от этих признаков нами статистически обработаны приведенные в -работах экспериментальные данные почти по двум тысячам образцов, нефтей всех важнейших нефтеносных провинций мира. Полученные результаты показывают, что нефти из карбонатных отложений в среднем содержат значительно.больше серы, чем нефти из терригенных коллекторов. К такому же выводу, но на основании ограниченного фактического материала ранее- пришел Г. Д. Гальперн .

ричковым более 80 лет тому назад . Относительное' содержание тиофеновых производных в нефтях из глубоко погруженных терригенных пород в среднем выше, чем в нефтях из карбонатных отложений .

г) нефти из карбонатных отложений палеозоя в среднем содержат больше кислорода, чем нефти из терригенных пород, при малых глубинах залегания и меньше — при больших погружениях.

946. Гуляева Л. А., Иткина Е. С., Дашко А. С. Геохимия карбонатных отложений системы Камско-кинельских прогибов. М., 1975, с. 111.

Были исследованы два образца нефти: нефть из скважины № 6, отобранная из подсолевых карбонатных отложений, и из скважины № 8 — из межсолевых карбонатных отложений. Глубина перфорации нефти из скважины № 6 — 2759—2607 м, из скважины № 8 — 2026—1934 м.

Блок стабилизации оборотной охлаждающей воды предназначен для обработки воды с целью придания ей свойств, при которых на стенках теплообменной аппаратуры не происходит образования карбонатных отложений накипи и биологических обрастаний, а также снижается коррозионность воды.

1. Для снижения карбонатных отложений — фосфатирование, если кар.бонатная жесткость оборотной воды в условиях работы оборотной системы составляет около 6 мг-экв/л; подкисление при высокой щелочности воды и необходимости уменьшения продувочного расхода системы; комбинированное фосфатирование , если большую часть года обрабатывать воду фосфатами и только при возрастании щелочности — подкислять; электромагнитную обработку воды при технико-экономическом обосно-

Генетическим связям УВ нефти и 0В посвящена работа В:В. Ильинской . О генетической связи между нефтью и ОВ пород для верхнепалеозойских отложений Днепровско-Донецкой впадины свидетельствуют одинаковое молекулярно-массовое распределение «-алканов и изо-преноидов и соотношение между ними в области €27—"31, близкие значения n/ф и соотношений между //-алканами и изостеранами, тетра- и пен-тациклическими нафтенами, мононафтено-нафталинами и фенантренами. , Детальные исследования нефтей, залегающих в триасовых отложениях Прикаспийской впадины, и ОВ нефтематеринских пород этих же отложений позволили выявить черты унаследованности нефтью особенностей углеводородного состава ОВ пород. Е.Б. Восковой в триасовых отложениях были выделены три нефтематеринские и одна газоматеринская толщи, ОВ которых различается по углеводородному составу. В этих же толщах имеются нефтяные скопления, углеводородные флюиды которых также имеют различия. Нефти были подразделены на три группы, соответствующие по составу УВ органического вещества материнским толщам, т. е. нефти, залегающие в нижнетриасовых, среднетриасовых терригенно-карбонатных и средиетриасовых карбонатных отложениях. На рис. 1 и 2 показано сопоставление компонентного и углеводородного состава нефтей и ОВ пород в одноименных отложениях.

Промышленная нефтеносность верхнефаменских отложений верхнего девона в Башкирии впервые была установлена в 1957 г. на Субханкуловской площади. В дальнейшем в карбонатных отложениях Туймазино-Серафимов-ского региона на ряде площадей были открыты нефтяные месторождения. В карбонатных отложениях были открыты залежи нефти в фаменских отложениях Туймазинского, Стахановского, Чекмагушевского, Шкаповского, Югомашевского и других месторождений.

Ряд нефтепроявлений установлен в карбонатных породах франского яруса. Промышленные залежи нефти в карбонатных отложениях девона Башкирии в настоящее время известны в известняках бийского горизонта эйфельского яруса среднего девона, в доманиковом горизонте среднефран-ского подъяруса верхнего девона, в известняках верхнефранского подъ-яруса и в известняках верхнефаменского подъяруса.

керна трудоемки и дороги, при этом в карбонатных отложениях имеет место малый процент выноса керна, а фотокаротаж еще не нашел достаточного распространения в промысловой практике.

Следует отметить, что не всегда с помощью электрокаротажа удается точно, как говорят, отбить положение нефтеносных и водоносных пластов. Практика электрокаротажа показала, что в песчано-глинистых толщах в большинстве случаев надежно отбиваются нефтеносные и водоносные пласты. Однако в карбонатных отложениях возможности электрокаротажа ограничены. Часто не удается точно установить глубины расположения нефтеносных и водоносных пластов.

сторождений нефти и газа большую роль сыграли промыслово-геофизи-ческие исследования в разведочных скважинах. Они способствовали выделению продуктивных горизонтов в разрезе вскрываемых пород. Например, газокаротаж в процессе бурения скважин стал основным методом для установления нефтега-зоносности в карбонатных отложениях. Применение испытателя пластов на трубах позволило выявить

Залежь выявлена в карбонатных отложениях нижней перми, верхнего, среднего и нижнего карбона. Продуктивная толща представлена переслаиванием известняков с доломитами и доломитизированными известняками. Отдельными прослоями залегают терригенные отложения , приобретающие существенное значение в отложениях верхнекартин-ского подъяруса нижней перми и яснополянского горизонта нижнего карбона.

Промышленная газоносность обнаружена в подсолевых карбонатных отложениях верхней юры. Газовая залежь XV горизонта сводовая, массивная приурочена к трещиноватым известнякам келловея — Оксфорда. Полная мощность продуктивной толщи известняков 395 м. Глубина залегания

В карбонатных отложениях верхнего мела небольшие залежи газа выявлены на Олейниковском и Тенгутипском месторождениях.

В майкопской свите палеогеновой системы газовые залежи выявлены на Джанкойском и Стрелковском месторождениях. В карбонатных отложениях палеогена залежи газа разведаны на Глебовском, Задорненском, Оленев-ском и Кардовском месторождениях. В нижнемеловых отложениях газонефтяные залежи открыты на Меловом и Западно-Октябрьском месторождениях.

Залежи нефти в карбонатных отложениях связаны с верхнефамен-ским подъярусом , а также с кунгурским и артинским ярусами нижней перми. ВПК в верхнефамен-ском подъярусе находится на отметке—1278 м, а в пермских отложениях на отметке —896 м.