Главная -> Словарь

Верхнемеловых отложений

Нефти III генотипа легкие, содержат мало смол и асфальтенов. Для них характерна более высокая степень циклизации молекул парафино-нафтеновой и наф-тено-ароматической фракций по сравнению с нефтями I и II генотипов, а также снижение доли парафино-нафтеновой фракции и возрастание — нафтено-ароматической. Для нефтей III генотипа по сравнению с нефтями II генотипа несколько снижена роль СН2-групп в длинных цепях, но коэффициент Ц остается высоким. Отличительная черта нефтей III генотипа — высокий процент нафталиновых УВ и очень низкий — фенантрено-вых .

Геохимическая характеристика нефтей 111 генотипа

В Соединенных Штатах в Среднем, Южном и Восточном Техасе, в юго-западном углу штата Арканзас и в северной части Луизианы верхнемеловые отложения принимают участие в строении нефтяных месторождений, приуроченных к сбросовым зонам и другим структурным формам этих районов. В сбросовой зоне Балко-

В'районе Скалистых гор верхнемеловые отложения входят в состав многочисленных нефтяных месторождений этой области. В штатах Вайоминг, Монтана, Колорадо и в восточной части штата Юта'главнейшими нефтяными горизонтами являются пески и песчаники, залегающие среди верхнемеловых свит Монтаны и Колорадо, а именно песок Шеннон и главным образом песок Уолл-крик, являющийся главным нефтяным горизонтом самого богатого месторождения Солт-крик в штате Вайоминг. Все эти свиты уходят далеко на юг и север и прослеживаются вдоль восточного склона Скалистых гор от штата Нью-Мексико на юге до Северного Ледовитого океана на севере и в ряде пунктов на этом протяжении содержат признаки нефти. В Калифорнии в месторождении Коалинга нижний нефтяной горизонт образован также верхнемеловыми отложениями, именно свитой Чико.

В Южной Америке верхнемеловые отложения принимают участие в строении ряда нефтяных месторождений, например, в месторождениях Комодоро Ривадавиа в Аргентине, в некоторых месторождениях о. Тринидад, Восточной Венесуэлы и Колумбии.

Верхнемеловые отложения мощностью 920 м в основном сложены песчаниками и алевролитами.

Промышленная нефтеносность выявлена в верхне- и нижнемеловых отложениях. Верхнемеловые отложения, к которым приурочена залежь нефти, представлены трещиноватыми известняками с маломощными прослоями глин и мергелей. Пористость известняков колеблется в больших пределах: от 0,5 до 29 %. Проницаемость, как правило, низкая, но встречаются образцы породы с довольно хорошей проницаемостью . Залежь имеет большой этаж нефтеносности.

Продуктивными являются верхнемеловые отложения, сложенные известняками.

вая свита, перекрывающая отложения верхнемелового возраста, сложена в основном мергелями с прослоями известняков и глин. Верхнемеловые отложения представлены в основном известняками с тонкими прослоями глин. Пористость как мергелей фораминиферовой свиты, так и известняков верхнемелового отдела очень низкая — 3—5%. Проницаемость отобранных и исследованных образцов пористой среды составляет менее 10~15 м2. Проницаемость по результатам исследования скважин значительно выше. Коллектор пористо-трещинный. Залежь в фораминиферовой свите и в верхнемеловых отложениях единая. Водонеф-тяной контакт находится на глубине 4000 м.

Нефтеносными на Ястребином месторождении являются верхнемеловые отложения, представленные трещиноватыми известняками, вторичная пористость которых равна 0,5%, а проницаемость достигает 106-10~15 м2. Продуктивный пласт залегает на глубинах 4100—4600 м.

К верхнемеловым отложениям и фораминиферовой свите эоцена приурочена единая залежь массивно-пластового типа. Продуктивная часть фораминиферовой свиты сложена в основном чередующимися крепкими мергелями и известняками. Верхнемеловые отложения представлены плотными известняками. Пористость известняков очень низкая . Проницаемость их, по результатам исследования скважин на приток, определена в 10,6-10~15—249-10~15 м2, что указывает на трещинный характер коллектора. Водонефтяной контакт залежи находится на гипсометрической отметке —4600 м.

Газоносными являются сеноманские отложения, представленные пес-чано-алевролитовыми породами и перекрытые мощной глинистой покрышкой вышележащих верхнемеловых отложений.

Газы месторождения Кызыл-Тумщук метановые со значительным содержанием азота, концентрация которого снижается с глубиной залегания залежей от 10% в I горизонте до 6% в нижележащему горизонте. В газах палеогеновых отложений I и II горизонтов содержится сероводород до 0,1%. В нижележащих продуктивных горизонтах верхнемеловых отложений сероводород не обнаружен.

Таблица 133 Состав газа Березанского месторождения верхнемеловых отложений

Сравнительная оценка состава газов караган-чокракского горизонта и нефтяных газов верхнемеловых отложений дана в табл. 145, 146.

Состав нефтяного газа верхнемеловых отложений Малгобек-Вознесенского месторождения

Составы нефтяных газов нижнемеловых и верхнемеловых отложений мало различаются между собой, мало меняются составы газов и по площади месторождения, средние значения состава даны в табл. 148.

Пластовая нефть верхнемеловых отложений залегает на больших глубинах в зоне высоких давлений и температур. Свойства ее исследовали по результатам анализа трех глубинных проб. Нефть этой залежи — легкая и маловязкая, однако по сравнению с нефтями большинства залежей Чечено-Ингушской АССР она имеет довольно низкое газосодержание и высокие значения вязкости и плотности.

В отложениях мелового йериода выявлена единая Малгобек-Возне-сенская складка, представляющая собой узкую антиклиналь широтного простирания, с довольно крутыми асимметричными крыльями. Глубина залегания кровли верхнемеловых отложений 2360 м.

Свойства пластовых нефтей Малгобек-Вознесенского месторождения были исследованы по большому числу глубинных проб, отобранных из скважин верхнемеловых отложений, и по девяти глубинным пробам, отобранным из шести скважин нижнемеловых отложений .

Дегазированная нефть Малгобек-Вознесенского месторождения легкая, малосернистая , малосмолистая. Нефть верхнемеловых отложений отличается более высоким содержанием парафина от нефтей аптских горизонтов.

Эльдаровское месторождение расположено восточнее Малгобек-Вознесенского. Нефть из верхнемеловых отложений получена в 1964 г. Эльдаровское месторождение расположено в центральной части Терской антиклинальной зоны, представляет собой антиклинальную складку сложного строения. Ось складки в западной части имеет широтное простирание, а в восточной части отклоняется в юго-восточном направлении. Северное и южное крылья складки в кайнозойских отложениях осложнены продольными надвигами.