Главная -> Словарь

Верхнеюрских отложениях

Среди нефтей, залегающих в верхнемеловых отложениях, встречены нефти катагенно измененные , окисленные и дегазированные и измененные в процессе миграции — дифференциального улавливания .

Генетическая типизация нефтей Предкавказья позволила сделать весьма важный вывод о независимом образовании нефтей, залегающих в кайнозойских и мезозойских отложениях, о множественности источников генерации УВ в первых и во вторых. В частности, наличие самостоятельных генотипов в нижне- и верхнемеловых отложениях указывает на самостоятельные источники генерации, что повышает перспективность мезозойских отложений, особенно в Терско-Каспийском прогибе. То же самое можно сказать и о кайнозойских отложениях, где образование нефтей в палеоценовых, эоцен-олигоценовых и миоценовых породах, как показали наши исследования, связаны с самостоятельными источниками генерации. .

Изменение и. с. у. нефтей отмечалось и в окисленной нефти, залегающей в верхнемеловых отложениях на месторождении Ахлово . Залежь в Ахлово занимает наиболее приподнятое положение в тектонической зоне, подверглась разрушению в результате миграции опресненных вод, наиболее активных в данном участке зоны. В связи с потерей изотопно тяжелых компонентов, таких как ароматические УВ бензиновой фракции , и относительным возрастанием содержания изотопно более легких по сравнению с ним поли конденсированных нафтено-ароматических структур, 613С суммарного углерода нефти увеличилось на 0,9 %о . В нефти месторождения Ахлово и. с. у. парафино-нафтеновой фракции не изменился. По-видимому, окисление нефти не было столь сильным, чтобы привести к изменению структуры парафиновых УВ.

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-

На участке широтного течения р. Оби и центральной части Западно-Сибирской низменности в неокоме, а также в верхнемеловых отложениях большей части территории низменности развиты глинистые минералы, содержащие 5—10% песчано-алевритовой примеси. В составе глинистых минералов наибольшим развитием пользуются гидрослюды, в меньшей степени каолинит, монтмориллонит, хлорит и смешанослойные генетические сростки.

Залежи нефти в верхнемеловых отложениях приурочены к толще трещиноватых известняков и залегают на глубине 3140—3720 м.

Нефтяные залежи были выявлены в отложениях хадумского горизонта и черкесской свиты, в палеоценовых и верхнемеловых отложениях. Нефтеносность почти всех горизонтов приурочена в основном к трещинным коллекторам. Тип залежей хадумского горизонта — пластовый, сводовый с элементами литологического и, возможно, тектонического экранирования. Хадумский горизонт представлен глинами с прослоями мергелей, аргиллитов и очень редко алевролитов. Черкесская свита представлена аргиллитами, глинами и мергелями с редкими прослоями глинистых алевролитов. Продуктивный горизонт палеоцена также сложен аргиллитами, глинами и глинистыми алевролитами; III горизонт верхнего мела представлен известняками, иногда неравномерноглини-стыми. Средние значения пористости для всех горизонтов, по данным 130 анализов, составляют 7%, проницаемость колеблется от нуля до 10-10-15м2.

Старейшими месторождениями Грозненского района наряду со Старогрозненским являются Малгобекское, Вознесенское и Новогрозненское. Позднее были открыты месторождения Карабулак, Ахловское, Алхазовское, Эльдаровское, Брагунское и некоторые другие. Нефть на этих месторождениях была открыта в чокрак-караганских отложениях неогеновой системы. В начале 50-х годов были выявлены залежи нефти в верхнемеловых отложениях. Первая залежь была обнаружена на месторождении Карабулак-Ачалуки на глубинах 2000—2400 м в 1952 г. В 1960 г. на этом же месторождении обнаружена залежь нефти в нижнемеловых отложениях на еще большей глубине, а позднее — залежи нефти в более древних, верхнеюрских отложениях.

Ахловское месторождение, открытое в 1964 г., приурочено к западному окончанию Терской антиклинальной зоны. Строение месторождения сложное. Выделяются два структурных этажа. Граница этажей проходит в майкопских отложениях: верхнемайкопские отложения относятся к верхнему структурному этажу, а с нижнемайкопских отложений начинается нижний структурный этаж. В верхнем структурном этаже Ахловская складка представляет собой периклинальное окончание обширной Малгобек-Вознесенской антиклинали. В нижнем этаже в отложениях палеогеновой и меловой систем выявлена сравнительно небольшая антиклинальная складка, отделяющаяся от Малгобек-Вознесенской антиклинали неглубоким прогибом. Складка в меловых отложениях вытянута почти в широтном направлении, слегка асимметричная: южное крыло имеет более крутой наклон.

Промышленная добыча нефти на Вознесенской площади была начата в 1915 г., а на Малгобекской площади в 1933 г. Залежи нефти в верхнемеловых отложениях открыты в 1959 г.

Залежи нефти обнаружены в отложениях мелового возраста. Коллекторами нефти в верхнемеловых отложениях служат трещиноватые известняки, мощная толща которых делится на шесть пачек, гидродинамически связанных между собой. Пористость известняков низкая, в среднем 5%, а проницаемость не более 1-10~15 м2. Трещинная проницаемость колеблется в больших пределах . Глубина залегания кровли продуктивной толщи 2600—3250 м. Водонеф-тяной контакт находится на глубине 2650 м. В нижнемеловых отложениях залежь нефти приурочена к алевролитам и песчаникам аптского яруса, в которых выделяются три горизонта II, III, IV. Коллектор пористо-трещинный, средняя пористость коллектора 8%. Проницаемость, по данным анализов кернового материала, очень низкая, менее Ы0~15 м2. Проницаемость коллектора, по данным исследования скважин, колеблется в пределах 10-10~1S—127-10~15 м2, что, по всей вероятности, указывает на то, что данные исследования скважин отображают проницаемость трещин. Коллектор аптского яруса делится пластами глины на горизонты I, II, III, IV. Водонефтяной контакт находится на отметке —2870 м.

Несмотря на определенные различия нефтей, залегающих в средне-верхнеюрских отложениях , они могут быть объединены в один генетический тип — III. Наиболее типичны для этого генотипа нефти из юрских отложений Мамонтовской . Ургульской и Самотлорской площадей, а также Тевризской, Верх-Тарской и Ма ль джине кой .

Проницаемые породы в верхнеюрских отложениях, за исключением северных и северо-восточных районов, гидродинамически связаны с подстилающими осадками средней'юры.

Разведочным бурением в северной части поднятия установлено наличие нефтяной- оторочки. Газоконденсатные залежи выявлены в верхнеюрских отложениях.

Газовая залежь выявлена в верхнеюрских отложениях залегает на глубине 1266—1321 м. Продуктивный пласт сложен песчаниками с прослоями гравелита. Первоначальное пластовое давление 124 кгс/см2, газоводяной контакт на отметке 1275 м. Газ получен также из пласта Н нижнего мела. Этот горизонт имеет относительно меньшее промышленное значение.

В верхнеюрских отложениях пласт 'Ю-I, приуроченный к тюменской свите, и пласт Ю-П в Васюганской свите, объединяются в пласт Ю-I—П.

Месторождение Сакар расположено в 20 км к юго-востоку от г. Чарджоу, приурочено к брахиантиклинальной складке размером 20 X 18 км. Газовая залежь выявлена в известняках, верхнеюрских отложениях. При опробовании интервала 2640—2690 м получен промышленный приток газа, в котором высокое содержание сероводорода до 1%, двуокиси углерода до 2%, низкое содержание азота 0,5% .

В нижнемеловых отложениях разведано две газовые залежи в XII и XIII продуктивных горизонтах. В верхнеюрских отложениях выявлена газонефтяная залежь в XV горизонте.

В нижнемеловых терригеняых пластах установлены нефтяные залежи , в верхнеюрских отложениях нефтяные залежи .

Старейшими месторождениями Грозненского района наряду со Старогрозненским являются Малгобекское, Вознесенское и Новогрозненское. Позднее были открыты месторождения Карабулак, Ахловское, Алхазовское, Эльдаровское, Брагунское и некоторые другие. Нефть на этих месторождениях была открыта в чокрак-караганских отложениях неогеновой системы. В начале 50-х годов были выявлены залежи нефти в верхнемеловых отложениях. Первая залежь была обнаружена на месторождении Карабулак-Ачалуки на глубинах 2000—2400 м в 1952 г. В 1960 г. на этом же месторождении обнаружена залежь нефти в нижнемеловых отложениях на еще большей глубине, а позднее — залежи нефти в более древних, верхнеюрских отложениях.

Промышленная нефтеносность установлена в горизонте БВ8, приуроченном к песчаникам валанжинского яруса нижнего мела, и в горизонте ЮВ((( в верхнеюрских отложениях. Горизонт БВ8 представлен песчаниками, мелко- и среднезернистыми, полимиктовыми, слабосцементированными. Средняя пористость песчаников по кернам составляет 20,8%, средняя проницаемость по керну — 250-10~15 м2. Приток нефти получен также из горизонтов АВ2 и АВ\.

Промышленная нефтеносность выявлена в верхнеюрских отложениях i). Залежь нефти находится на глубинах 2450—2550 м.