Главная -> Словарь

Нижнемеловых отложениях

Нефти II генотипа . В каждом районе нефти нижнемеловых отложений существенно отличаются по составу от нефтей, залегающих в других стратиграфических комплексах. Нефти этого генотипа легкие, со значительным содержанием бензинов, в которых преобладают метановые УВ. Ароматических УВ относительно мало, так же как и смолисто-асфаль-теновых компонентов. В отбензиненной части нефти много парафино-нафтеновых УВ , ароматических - 13%. Степень циклизации молекул парафино-нафтеновых УВ несколько выше, чем у юрских нефтей, но тоже низкая. Для нефтей II генотипа характерен очень высокий коэффициент Ц . Особенности состава нефтей нижнемеловых отложений позволяют выделить "нижнемеловой" генотип нефтей, генерация которых связана с нижнемеловыми материнскими породами.

Состав нефтей юрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской НГП

Состав нефтей нижнемеловых отложений в интервале глубин 948 — 3572 м по ряду параметров коррелируется с условиями их залегания .

В Южной Америке из нижнемеловых отложений нефть отчасти добывается в Венесуэле.

Терско-Сунженская область характеризуется развитием линейно вытянутых: антиклинальных зон — Терской, Сунженской, Черногорской, Притереч-ной, Затеречной и разделяющих их синклинальных прогибов — Сунженского, Алханчуртского, Притеречного, Перечисленные тектонические зоны четко выделяются как по кайнозойским, так и по мезозойским отложениям. Они осложнены рядом локальных складов, к которым приурочены все нефтяные месторождения Чечено-Ингушской АССР. В пределах Терской нефтеносной области известны следующие нефтяные месторождения: Суворовское , Новогрозненское , Гудермесское, Западно-Гудермесское, Брагунское, Горячеисточникское, Хаянкортское, Правобережное , Гора Орлиная, My жим-Виру, Горагорское, Эльдаровское, Алиюртское и месторождения Мал-гобек-Вознесенского района . Наиболее крупным по запасам нефти является Малгобекское месторождение. В пределах Сунженской нефтеносной зоны известны месторождения Гойткортское, Октябрьское, Старогрозненское, Серповодское, Карабулак-Ачалукское, За-манкульское и др. Притоки нефти на указанных месторождениях получены в основном из верхнемеловых и нижнемеловых отложений. Однако на Заман-кульском месторождении в 1964 г. впервые в Чечено-Ингушетии была установлена промышленная нефтеносность верхнеюрских отложений. На месторождении Гойт-Корт эксплуатируются чокракские отложения.

один состав объединяет газы II, III, IV и V горизонтов нижнемеловых отложений;

Характеристика газов нижнемеловых отложений Староминского месторождения

Характеристика газа Ленинградского месторождения нижнемеловых отложений

Газы Ленинградского месторождения однородны по составу в пределах всей продуктивной толщи нижнемеловых отложений, с общей тенденцией возрастания концентраций углеводородных компонентов вниз по разрезу отложений, в этом же направлении в газах несколько увеличивается и содержание двуокиси углерода.

Газоконденсатное месторождение расположено в 96 км к северо-востоку от г. Краснодара, приурочено к поднятию, имеющему субмеридиональное простирание. Промышленно газоносен на месторождении альбский горизонт нижнемеловых отложений, средняя глубина залегания 2570 м, начальное пластовое давление в залежи 282 кгс/см2, температура 97° С.

Газонефтяное месторождение расположено в 12 км к югу от г. Апше-ронска, приурочено к двум соединяющимся поднятиям — Безводненскому и Ширванскому. Промышленно газоносны нижнемеловые и юрские отложения. Нижнемеловые продуктивные горизонты являются на месторождении основными, они залегают на глубине 1200—2500 м. Начальное пластовое давление в залежах нижнемеловых отложений 127— 184 кгс/см2, температура 61 — 74° С. Залежи нижнемеловых отложений газовые, а горизонт III нефтяной с газовой шапкой.

Нефти, залегающие в нижнемеловых отложениях, изучались нами на нескольких месторождениях. Они очень разнообразны по свойствам и составу. Плотность их меняется в широких пределах , в соответствии с этим меняется и содержание бензина и другие параметры состава: доля метано-нафтеновых У В 12,8—57,7 %, ароматических 18,8—41 %, бензольных и спиртобензольных смол соответственно 8,8—22,5 и 2,5—12,7 %.

ти, залегающие в нижнемеловых отложениях на Нижне.сортымском и Вэнгъяхинском месторождениях. Это позволяет сделать вывод о том, что баженовская свита является источником УВ не только для собственных залежей, но и "питает" нижнемеловые отложения.

Как видно из приведенных данных, условия выделения зоны катагенеза даже в одном регионе не одинаковы. Один из основных факторов, приводящих к катагенным изменениям нефтей, по мнению большинства геохимиков, температура. Анализ геохимического материала по нефтям ряда регионов. Советского Союза показал, однако, что закономерного возрастания метанизации нефти с увеличением современной температуры не наблюдается. Корреляционно-регрессивнный анализ состава нефти и условий ее залегания, в том числе и температуры, показал, что как в Предкавказье , так и в Прикаспии в каждом стратиграфическом комплексе связь между составом нефти и современной температурой очень сложная. Для нефтей некоторых стратиграфических комплексов такая связь вообще отсутствует. Незначительная роль температуры отмечается и для нефтей, залегающих в нижнемеловых отложениях этого же региона, — изменение содержания метановых и ароматических УВ зависит от глубины и минерализации вод. В кайнозойских отложениях роль температуры катагенных изменениях нефтей более заметна. Так, в палеоценовых отложениях отмечается связь между уменьшением степени циклизации молекул парафине-нафтеновых и нафтено-ароматических фракций с глубиной и температурой. Лишь в двух случаях отмечается непосредственное влияние температуры: в нефтях, за летающих в эоценовых отложениях, число атомов углерода в ароматических кольцах уменьшается с ростом температуры ; в нефтях, залегающих в миоценовых отложениях, наблюдается возрастание содержания парафино-нафтеновых УВ с ростом температуры . В Прикаспийской впадине связь между составом нефти и температурой отмечалась только для триасовых нефтей: Кн уменьшалась с увеличением температуры .

Состав и свойства нефтей различных генотипов, приуроченных к отложениям разного возраста, неодинаково изменяются в зависимости от современных геологических условий. Корреляционно-регрессионный анализ показал, что теснота связей и набор коррелируемых параметров неодинаковы. Так, например, в Предкавказье состав нефтей в верхнемеловых отложениях практически не коррелируется с условиями залегания, для юрских нефтей получены значимые коэффициенты между глубиной и углеводородным составом бензиновых фракций. Состав нефтей в нижнемеловых отложениях тесно связан с глубиной залегания, минерализацией и сульфатностью вод. На плиоценовые нефти существенно влияют глубина залегания, температура недр и минерализация пластовых вод. Состав нефтей в олигоценовых и эоценовых отложениях коррелируется с глубиной, температурой, минерализацией вод, а для миоценовых нефтей, состав которых более тесно связан с условиями залегания, о чем свидетельствуют более высокие коэффициен-

По данным корреляционно-регрессионного анализа о составе нефтей, глубине их залегания, пластовой температуре и давлении, типе вод и коллекторов был рассчитан предполагаемый тип углеводородного флюида исходя из плотности и содержания парафино-нафтеновых УВ. При прогнозировании типа скоплений УВ были приняты следующие предпосылки: при плотности 0,800 г/см3 - нефть, 0,800 — 0,790 г/см3 — нефть и конденсат, 0,790-0,700 г/см3 - конденсат,