Миоцен

Плиоцен, миоцен,Юра 762-2200 До 90 20-250 Пески, песчаники [c.77]

В СССР в промышленных масштабах нефть добывается так же давно, как и в США. Нефтеносные площади Баку известны в течение столетий как источники нефти и газовых факелов. Наиболее богатые нефтяные месторождения расположены между Черным и Каспийским морями, а также в районах несколько севернее и восточнее этой области [3, 24, 40]. Существует предположение, что в дальнейшем добыча будет развиваться в центральных районах Азии, на тысячу миль и более к востоку от Баку и к северу от Афганистана. Можно считать, что нефтеносные структуры и свиты напоминают нефтеносные структуры и свиты США. Около одной трети перспективных площадей лежит севернее 60° северной широты, и разработка их представляет некоторые затруднения Старые месторождения Баку (плиоценовые свиты) дают нефти смешанного основания, содержащие мало серы и довольно большие количества смолистых и асфальтовых веществ. Эти нефти характеризуются низким содержанием бензиновых фракций (менее Ю ), низким содержанием ароматических углеводородов но высоким содержанием нафтеновых и изопарафиновых углеводородов и поэтому довольно высоким октановым числом. Только в некоторых месторождениях, как, например, в Сураханском, добываются нефти более парафинового основания, используемые в качестве сырья для производства керосина и смазочных масел. Грозненские нефти (миоцен) обладают более высоким содержанием бензиновых и керосиновых фракций (25 и 15%), [c.56]

В восточном полушарии, особенно в пределах СССР, миоцен играет тоже весьма видную роль в качестве поставщика нефти [c.139]

Плиоцен, миоцен, юра. Пески, песчаники [c.77]

Эпоха Палеоцен 65 млн. лет Эоцен 55 млн. лет Олигоцен Миоцен Плиоцен 5 млн. лет 1, 8 млн. лет [c.232]

В олигоценовых образованиях западного полушария больших скоплений нефти не найдено. Свите Вакуэрос подчинены главные нефтяные горизонты месторождения Коалинга во внутренней зоне Калифорнии, но возраст этой свиты как олигоценовый не является вполне выясненным, и ее чаще относят к нижнему миоцену. Небольшие количества нефти в олигоцене Калифорнии найдены в свите Сэспэ, а также в олигоцене штата Вайоминг. [c.138]

В Мамакаевской балке в своде купола выходят на дневную поверхность верхние горизонты спапиодонтелловых пластов, а в своде более восточного купола (в Максимовской балке) — слои нижнего сармата. Крылья складки и оба ее погружения сложены слоями сарматского и акчагыльского ярусов. Буровыми работами последних лет установлено, что Старогрозненское месторождение имеет более сложное строение в ем на глубине обнаружено явление надвига южного крыла на северное слои чокрак-ского яруса (средний миоцен) перекрыли слои так называемой грозненской свиты (верхний миоцен). На восточном погружении складки, в Соленой балке, это явление в одной из скважин южного крыла обнаружено на глубине около 1500 м . [c.224]

Меловая система 1 — слои ронянка 2 — песчаник ямна эоцен з — нефтеносные пески олигоцен 4 — менилитовые сланцы, л — добротовские слои — соленосный миоцен [c.229]

Глубокую деструкцию ОВ при малых температурах обычно объясняют длительным (в течение миллионов лет) тепловым воздействием. Если бы это было так, то все выделяемые зоны были бы в какой-то мере связаны с возрастом отложений. Например, для кайнозойских отложений были бы характерны залежи сухих метановых газов, для мезозойских - газоконденсатные, а для палеозойских — нефтяные. В действительности такой связи не существует. Так, например, на Кавказе нефтяные месторождения приурочены к среднему плиоцену в Азербайджане, среднему миоцену и верхнему мелу в Грозненской области в Кубанской области нефтяные и газовые залежи обнаружены в отложениях разного возраста — от плиоцена до мезозоя. Следует отметить, что в Грозненской области между нефтяными залежами среднемиоценового и верхнемелового возраста располагается мощная газоносная толща майкопских (нижний миоцен — олигоцен) отложений. Не отмечается также какой-либо связи между возрастом отложений и содержанием тяжелых углеводородов (ТУ) в газовых залежах (табл. 1). Кроме того, обнаружение нефти в отложениях плейстоцена (бакинский ярус) в Азербайджане, возраст которых сыше 0,7 мпн. лет, свидетельствует, что сотни тысяч лет достаточны для [c.5]

Для большинства образцов из чеганской свиты характерно менее преобразованное ОВ величина НЧ/Ч близка к 2, максимумы в распределении н-алканов падают на . В вышерасположенных отложениях (олигоцен — нижний миоцен) оно находится на самых ранних стадиях преобразования НЧ/Ч составляет 4,9, максимум в распределении н-алканов приходится на Таким образом, создается впечатление, что ОВ в палеоген-миоценовых отложениях в общем менее преобразовано, чем в современных осадках Черного моря. [c.98]

Бензины нефтей типа Б, В этих объектах нередко наблюдается весьма своеобразное, распределение изомеров. Очень часто наблюдаются относительно высокие концентрации гел4-замещенных, а также биг -замеш енных структур. Как уже указывалось, эти характерные отличия особенно заметны в составе углеводородов С5—Се. Ниже в табл. 5—8 приведены данные о распределении изомеров в ряде характерных нефтей типа А , А и Б. В качестве типичных нефтей использованы 1) сургутская нефть (мел) — Западная Сибирь 2) ромашкинская нефть — Татария (девон) 3) грозненская парафини-стая (мел) 4) старогрозненская — третичные отложения (Чокрак) 5) нефть месторождения Грязевая Сопка — третичные отложения Апшерона 6) анастасиевско-троицкая (IV горизонт) — Западное Предкавказье (миоцен) и газовые конденсаты Шур-Тепе и Овал-Товал — Западная Туркмения (третичные отложения). [c.43]

В работе [39] также описаны несколько представителей изопреноидных алканов состава С35—С40, имеющих фрагменты голова к голове . Помимо дифитила, найдена серия таких изонреноидов, образованных сшиванием различных изопреноидных алканов меньшей молекулярной массы. Так, в калифорнийской нефти (миоцен) были идентифицированы изопреноиды Сдо— jo, jg—С20, ig—С19, Gis—С20 и ig— jg, T. e. 40, jg И T. Д. Общая концентрация указанных структур в нефти составила 0,1%. Во всех случаях полимеризация голова к голове осуществлялась за счет элиминирования водородных атомов от метильных групп, находящихся у первого атома углерода в исходных мономерах (схема 9). [c.70]

Самым крупным по запасам нефти является Ирано-Аравийский бассейн (рис. 17). Здесь расположены нефтяные месторождения Ирана, Ирака, Кувейта и других стран, прилегающих к Персидскому заливу. Число месторождений этого бассейна пожалуй, не столь велико (около 80), по ряд из них имеет огромные запасы нефти. Нефтяные залежи большей частью находятся в известняках мелового и миоцен-олигоценового возраста. [c.52]

Карадагское месторождение. Содержание тяжелых углеводородов в газе месторождения не увеличиваются с глубиной. Выявлено некоторое снижение их концентраций в газах VIII горизонта, в свите ПК и миоцене. [c.10]

Эксплуатац. отложения т а палеоцен олигоцен-миоцен мел (альо) " верх, юра мел, палеоген плиоцен. [c.232]

Месторождение многопластовое. Самостоятельные залежи нефти имеются в миоцене (чокракско-караганский горизонт), в кумской свите и калужской свите. [c.402]

Месторождение многопластовое. Залежи нефти выявлены в отложениях палеогена (кумекая, калужская, зыбзенская свиты эоцена и ильская свита палеоцена) и в отложениях неогена (сарматский, караганский и чокракский горизонты в миоцене). Коллекторами в кумском и ильском горизонтах служат мелкозернистые песчаники, алевриты и алевролиты. Средневзвешенная пористость составляет 23%. Ильский горизонт подразделяется (сверху вниз) на горизонты II, III и IV. [c.406]

Лечебная нефть, сформировавшаяся в толще глинистых пород, распределилась в процессе незначительной вертикальной и боковой миграции в пределах следующих горизонтов 1-го (миоцен). Мергельного (олигоцен-нижний миоцен) и 2-го песчаного (олигоцен) горизонтов. Часть этой залежи в слоях акчагьшьского яруса (плиоцен) явилась производной от основной майкопской в результате более существенных миграционных процессов. [c.14]

К региональным флюидоупорам относятся толщи пород, лишенные практически проницаемости и распространенные на всей территории провинции или на значительной ее части — области. Примером могут служить майкопские отложения (олигоцен — нижний миоцен), которые развиты на всей территории Предкавказья и альпийских передовых прогибов, а также глинистые отложения альба, широко распространенные в пределах Скифской и Туранской плит Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. [c.59]

В. А. Соколов (1965 г.) предложил определять время аккумуляции залежей нефти и газа путем изучения ареально-хро-матографического распределения УВ вокруг газонефтяных залежей. Однако, как справедливо отмечает сам автор, применение этого метода сопряжено с большими трудностями ввиду того, что неизвестны коэффициенты диффузии пород местоскопления, необходимые для количественной оценки потерь газа. Зная ареал распространения УВ для газовой залежи Чуэль-ского местоскопления (Западная Сибирь), В. А. Соколов провел расчеты времени ее формирования, которые дали результат 10—15 млн. лет, т. е. залежь образовалась в миоцене. [c.154]

А —фосфатный пласт, формация Фосфория (Пермь), Коквнлл, Вайоминг, США. Б — фосфатный желвак со дна моря, глубина 3475 м. Пересчитанные данные отдельных анализов растворимой н нерастворимой частей. В —верхний фосфоритный пласт (сеиомаи), Брянск. СССР. Г —оолитовые фосфаты, формация Модело (миоцен), Калифорния, США. [c.181]

Историко-генетический метод основан на установлении времени погружения нефтематеринской толщи в ГЗН. В основе метода лежит допущение о том, что залежь начинает формироваться сразу же за генерацией УВ. Временная граница начала массовой генерации определяется по возрасту отложений, завершающих перекрытие нефтематеринской толщи при вступлении ее в ГЗН. Если природные резервуары тесно связаны с нефтематеринской толшей, этот метод хорошо использовать, учитывая время начала эмиграции. Т.А. Ботнева и Г.Н. Молодых таким образом определили время формирования скоплений нефти в Прикумской зоне Восточного Предкавказья как средний миоцен, а на складчатом борту Среднекаспийского прогиба — конец миоцена. Б. Тиссо и другие показали, что нефть месторождения Хасси-Месауд в Алжире скопилась не раньше, чем материнские породы нижнего силура погрузились на глубину более 2 км. [c.361]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология