Пал и тектонические изменения

Особо следует остановиться на вопросе о вертикальной миграции нефтей по тектоническим нарушениям. Здесь имеются разноречивые мнения об изменении состава нефтей. Геохимический материал свидетельствует о том, что при переформировании залежей в результате перетоков флюидов по тектоническим нарушениям, как правило, состав нефти не [c.116]

Структурно-групповые параметры, в частности К колеблются в небольших пределах. Четких закономерностей в изменении их по площади не наблюдается, К в нефтях разных тектонических элементов меняется по-разному, наиболее высокие значения свойственны нефтям Терско-Сунженской зоны. [c.184]

Самый беглый обзор многочисленных данных разработки нефтяных месторождений убеждает нас, что значительные скопления нефти, получившие промышленное значение, приурочены к пластам, претерпевшим то или иное изменение в своем первоначальном залегании и имеющим ту илп иную тектоническую структурную форму. В этих случаях, как говорят американцы, скопления нефти контролируются (регулируются) структурой пластов. Те же данные говорят, что в некоторых, более редких случаях большие залежи нефти скопляются в пластах с ненарушенным залеганием и контролируются литологическими, особенностями нефтесодержащих пластов, их пористостью, трещиноватостью, особыми условиями отложения (линзы) и пр. [c.206]

До начала тектонических явлений миграция нефти ограничивалась главным образом передвижкой ее из глин в пористые пласты. После того как свиты были подняты и выведены из горизонтального направления изменились условия и статического давления, а главное, получил значение новый фактор — динамическое давление. Совместное действие обоих факторов привело к более глубокому изменению. всех осадочных пород, повлияло и на включенные в них органические вещества, в том числе на уголь и нефть. И то и другое полезное ископаемое подверглось значительному метаморфизму, в результате которого весьма сильно изменилась их природа. Бурые угли превратились в каменные, каменные — в антрациты. О влиянии динамометаморфизма на нефть долгое время не подозревали. Впервые этим вопросом занялся американский геолог Д. Уайт еще в 191.5 г. Он, во-первых, определил изменение углей в зависимости от степени динамического воздействия на них при горообразовательных процессах во-вторых, он установил, что угли, наиболее близко расположенные к центрам наибольшего проявления горообразующих процессов, претерпели наибольшую метаморфизацию, по- [c.347]

Встречаются залежи с очень изменчивыми коллекторами, пористость и проницаемость которых сильно меняются, причем это изменение приводит к появлению участков в самой залежи, где поровое пространство заполнено не нефтью, а водой. Вероятно, когда нефть заполняла ловушку, она не смогла вытеснить всю воду Т1з линз с плохими коллекторскими свойствами, и вода осталась в залежи. Подземные воды, циркулирующие по разрывным тектоническим нарушениям, обычно называют тектоническими. [c.31]

При динамометаморфизме, или так называемом дислокационном или тектоническом метаморфизме, главную роль в изменениях ископаемых топлив и обогащении их углеродом играло давление. Однако в процессе тектонических сдвигов всегда происходит значительное повышение температуры вследствие сжатия и трения земных пород, а также опускания части этих пород на значительную глубину, где температура повышается из-за геотермического градиента. [c.48]

Встречаются и ловушки других типов. Например, тектонические экраны возникают при разрыве пластов во время тектонических подвижек. Вместе с антиклиналями их относят к ловушкам структурного типа (образовавшимся при изменении структуры земных недр). [c.34]

Рядом с номером скважины отметить индексы (условные обозначения) пластов, перфорированных в данной скважине, указать толщину пласта. По этим данным и по другим имеющимся сведениям изучить возможность и наличие литологической связи между соседними пластами и пропластками, между нагнетательной и добывающей скважинами. Установить наличие гидродинамической связи между скважинами по каждому пласту (пропластку). По возможности на схеме необходимо указать литологические окна между пластами, границы выклинивания пластов, зоны тектонического экранирования и др. На основе использования перечисленных сведений следует показать, какие добывающие скважины могут реагировать на изменение условий работы пласта в результате закачки гелеобразующих составов в нагнетательные скважины. [c.247]

Для возможности накопления сколько-нибудь значительного количества нефти в пласте должно находиться достаточное свободное пространство, не занятое породой, или пористость. Для более глубокого понимания механизма миграции и скопления нефти необходимо уделить значительное внимание изучению проблемы природы и происхождения пористости. Пористость может быть следствием первоначальной формы осадочных отложений (например, прибрежные пески или известняки коралловых рифов), или последующих изменений — химических (например, растворение массивных карбонатов подземными водами в известняковых пещерах Кентукки и ряда других мест), или механических (трещины, находимые в известняках, сланцах или трещиноватых гранитах [26] в районах интенсивной тектонической деятельности). Изменения, происшедшие после образования осадков, например рост зерен кварца, заполняющих поры, уплотнение песков под действием высоких давлений, растворение и рекристаллизация карбонатов и многие другие процессы могут как уменьшить, так и увеличить пористость. Эти вопросы до сих пор являются одной из наименее изученных областей геохимии. [c.35]

На территории Прикаспийской впадины изменение коэффициента растворимости газа в нефти изучено в пределах солянокупольной области. По среднеюрскому продуктивному комплексу построена подобная схема изменения коэффициента растворимости (рис. 16). Линии, ограничивающие зоны с определенными интервалами его изменения, охватывают Гурьевский прогиб, повторяя его очертания, а -значения коэффициента уменьшаются в сторону прогиба, т. е. и здесь четко выделяется, несмотря на сложное строение нефтегазоносных горизонтов, связь изменения коэффициента растворимости газа в нефти с тектоническим районированием региона. Эта связь намечается и для Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Так, максимальный коэффициент растворимости по горизонту В относится к центральной части Нижневартовского свода. На западном и восточном окончаниях свода коэффициенты растворимости для залежей этого горизонта уменьшаются. [c.36]

Для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции были построены и проанализированы схемы изменения таких параметров пластовой нефти, как плотность, вязкость, газосодержание. Характер их изменения в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции связан с приуроченностью залежей к крупным тектоническим- элементам. [c.37]

Роль ловушек нефти и газа могут играть сводовые части антиклинальных структур, зоны стратиграфических несогласий или литологического выклинивания, участки изменения пористости и проницаемости пород, а также тектонически экранированные участки структур. [c.67]

В ряде случаев при формировании залежей нефти и газа в структурных ловушках, осложняющих строение валообразных поднятий или тектонических линий, наблюдается постепенное уменьшение степени заполнения ловушек по мере удаления по восстанию слоев от источников генерации УВ. Кроме того, в направлении миграции, как правило, наблюдается уменьшение плотности нефти, обогащение ее легкими фракциями и снижение содержания смолисто-асфальтеновых компонентов, которые сорбируются породами на путях миграции. Однако на изменение плотности нефти влияет и ряд других факторов (сорбция, окисление, испарение легких компонентов и т. д.), которые не всегда можно учесть. [c.142]

Рассмотрение основных процессов формирования нефтегазоносности осадочных бассейнов производится с учетом последних представлений о литогенезе и нелинейном преобразовании ОВ и свойств осадочных пород, а также характера тектонического режима и особенностей гидродинамики осадочного бассейна. Обращено внимание на изменение состава и свойств как природных резервуаров, так и углеводородных систем в различных термобарических условиях, в том числе и на больщих глубинах. [c.8]

В результате возникают зоны с повышенными коллекторскими свойствами (природные резервуары), ограниченные со всех сторон менее измененными и проницаемыми породами. Зачастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское месторождение и др.). Сходным образом могли формироваться коллекторы в майкопской глинистой серии Ставрополья (Журавское месторождение и др.). [c.280]

Детальное решение этого вопроса требует проведения специальных и достаточно полных исследований и обобщений, представляющих самостоятельную сложную проблему по научному обоснованию густоты разведочной сети не только на основе характера изменения зольности, но и морфологических параметров угольных пластов и особенностей месторождений в тектоническом отношении. [c.121]

Чешуйчатые кристаллические графиты Украины неравномерно распределены в известняках, доломитовых и кальцитдо-ломитовых мраморах в рассеянной форме. Предполагается [5-4], что их образование обусловлено контактовым метаморфизмом или тектоническими изменениями. [c.231]

Тепловое загрязнение водного и воздушного бассей -нов очаги пожаров трещины в ледяном покрове полезные ископаемые тектонические изменения утечка теплоты болезни растений сгепень созревания культур [c.7]

Задача облегчается тем, что палеогеография в значительной степени исходит из данных о горючих ископаемых. Это обусловлено тем, что растения, которые дают исходный материал для этих ископаемых, наиболее чувствительны к изменениям климата, связанным с тектоническими изменениями. Поэтому при изучении горючих ископаемых можно подробнее проследить географические условия прошлого, чем по остаткам животных организмш и по характеру осадков. [c.332]

Каким образом отразились рассмотренные климатические и тектонические изменения на экологии тропиков, в частности тропиков африканских, где обитали гоминиды Спад температуры в миоцене привел к возникновению более выраженного широтного климатического градиента, что сопровождалось частичным расщеплением умеренных и тропических сред (Pearson, 1978, р. 170). В высоких широтах падение температуры было выражено гораздо сильнее, чем в низких. [c.144]

Специальное изучение тектонических изменений высотного положения палеогеновой поверхности с учетом влияния экзогенных факторов позволило получить не только качественную, но и количественную оценку различных параметров данной площади — размеры, знак и амплитуду новейших движений. При проведении неотектонических исследований применен комплекс методических приемов современного геоморфологического анализа, направленных на выявление прямой или косвенной связи между формами рельефа современной поверхности и геологическим строением, в частности такие, как анализы густоты и глубины расчленения рельефа, деформации базисных и остаточных поверхностей, трещиноватости и др., на основе специальной обработки топографических и аэрофотосъемочных материалов и изучения неоген-антропогеновых отложений. Анализ геологического строения последних с учетом палеогеоморфологического развития Вельской структуры показывает, что в ее неотектонической истории можно выделить два основных этапа повышенной активности на границе палеогена и неогена и в плиоцен-атропогеновое время. [c.39]

Приведенные выше данные свидетельствуют о том, что современный облик нефти определяется влиянием многих факторов, контролируемых геологическими условиями на всех этапах возникновения, миграции, аккумуляции и существования нефти. На первых стадиях, когда закладываются основы генетического типа УВ, большее значение имеют фациально-климатические условия, на последующих — особенности тектонического развития региона. Однако следует отметить, что масштабы и особенности вторичных изменений нефтей, отраженные в основном в ее свойствах и компонентном составе, определяются ее генетическим типом. В одних и тех же условиях катагенеза или гипергенеза нефти разных генетических типов существенно отличаются друг от друга по индивидуальному составу, структуре УВ и изотопному составу серы и углерода. Генетические признаки нефтей ("генетический код") достаточно устойчивы и практически мало изменяются при вторичных изменениях нефтей. [c.148]

Прогнозирование типа углеводородных скоплений и их состава с учетом трех основных факторов влечет за собой комплексный анализ геологических и геохимических факторов - тектонического строения, литологии, фациально-генетического типа ОВ, размещение зон генерации УВ, направления региональной миграции, палеотемпературного режима недр. Учет лишь одного какого-либо фактора (например, температуры или фациально-генетического типа ОВ и т. д.) не позволяет правильно прогнозировать состав углеводородных флюидов, так как упрощает проблему сложного взаимовлияния УВ с окружающей средой. В то же время привлечение комплекса необходимой информации без учета специфики нефтегазообразования (генотипа, особенностей изменения нефтей) в каждой конкретной толще также может привести к ошибкам при прогнозировании. [c.152]

Рассмотрение характера гипергенно измененных нефтей, залегающих в меловых отложениях в зоне идиогипергенеза, показало, что в разных тектонических зонах интенсивность гипергенных процессов неодинакова. Менее интенсивные процессы окисления в зоне идиогиперге .аза отмечаются длн Гурьевского прогиба, а наиболее интенсивные - для Каратонского и Байчунасского прогибов и для восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины. Именно там и следует ожидать наиболее окисленные, тяжелые нефти. [c.175]

Гипотеза Делонэ не охватывает нефтяных месторождений, расположенных среди равнин в области так называемых жестких плит-платформ, как, например, плиты Великой равнины Мид-Континента. Эта последняя представляет собой погружение к югу Канадского щита. Сюда же относится Русская плита, представляющая погружение в юго-восточном направлении щита Фэндо-Скандии. Эти плиты в разное время покрывались так называемыми эпиконтинентальными морями. В некоторых частях этих морей существовали условия, благоприятствовавшие накоплению органогенного материала, который потом и послужил источником д.ля образования нефти. Эта нефть собралась затем в благоприятных для своего скопления местах, какими явились некоторые тектонические формы и особые литологические свойства пластов, Следовательно, равнинные области должны привлекать, не меньшее внимание в отношении поисков на них нефти, чем краевые зоны хребтов. Особое внимание при этом должно быть уделено тщательному изучению условий накопления осадков, их стратиграфии и фациальному изменению [ 1. [c.145]

Чем же объясняется высокая эффективность вытеснения из гидрофильных неоднородно-слоистых пластов воды нефтью и меньшая эффективность вытеснения нефти водой Почему капиллярные силы не воспрепятствовали гравитационным силам в формировании единых нефтяных залежей в сильно неоднородных и расчлененных пластах По-видимому, только в условиях нейтрализации или многократного нарушения равновесия капиллярных сил могло происходить заполнение объема залеже в полном соответствии с проявлением сил гравитации. Нейтрализация или нарушение равновесия поверхностно-молекулярных сил в процессе формирования нефтяных залежей могли обусловливаться различного рода колебаниями пласта и изменениями структуры пористой среды — тектоническими и колебательными процессами в земной коре, дина.мическим метаморфизмом пластов, пластической, необратимой деформацией пористой среды и др. [c.42]

Как известно [1, 2], основными факторами, контролирующими развитие трещиноватости в породах, являются лигологические особенности пород и структурно-тектонические условия залегания. В свою очередь между трещиноватостью, литологическим составом и условиями залегания породы, с одной стороны, и ее физическими свойствами, с другой, имеются закономерные связи. Многие геофизические параметры трещиноватой породы являются сложной функцией этих трех взаимосвязанных факторов. При этом трещиноватость далеко не всегда отражается в явном виде в значении физического параметра, так как влияние неоднородности в литологическом составе, структуре и текстуре породы может привести к более значительным изменениям физических свойств пород, чем трещиноватость. Тем не менее различие в характере и знаке изменений физических свойств, вызванных разными причинами, содержит в себе принципиальную возможность для усиления полезной информации (сведений о трещиноватости) и подавления некоррелируемых шумов (влияния прочих факторов). [c.11]

Размещение глинистых и песчаных тел ачимовской толщи отражает прежде всего палеогеографию бассейна, которая в свою очередь в значительной мере обусловлена характером тектонической, активности. Как показали М.Я. Рудкевич, Н.Х. Кулахметов, В.Т. Слепцов, исключительно спокойный тектонический режим, существовавший на территории Западной Сибири в волжское время, сменился активизацией тектонической деятельности, что привело к существенному сокращению площади морского бассейна и его обмелению. Изменение режима морского бассейна повлекло за собой изменения условий накопления ОВ. По данным Н.С. Лагутенковой, зона максимального содержания С (> 2 %) расположена в центральных частях Ханты-Мансийской и Надым -ской впадин. [c.164]

Плош.ади, где имеет место явно выраженная тенденция облегчения неоЬтей с глубиной, расположены в основном в пределах Татарского сводя, а те, где эта тенденция отсутствует или выражена слабо,— в пределах Бирской седловины н Башкирского свода, В других тектонических зонах Башкирии многопластовые месторождения пока не обнаружены и говорить о направлении изменения свойств нефтей с глубиной в них трудно. [c.224]

В основном улучшение коллекторских свойств с глубиной наблюдается у карбонатных или других, сильноуплотненных хрупких пород, подверженных растрескиванию под влиянием тектонических напряжений, а также в связи с процессами ка-тагенетического изменения. В зависимости от интенсивности и продолжительности влияния этих процессов на породу (влияние температуры, давления, растворяющее действие горячих подземных вод и т. д.) формируется облик пород-коллекторов па больших глубинах. [c.55]

В процессе перемещения нефть безусловно испытывает изменения и миграционные потери. Часть ее адсорбируется, рассеивается по дороге, идет на преобразование (восстановление) минерального вешества. Для газа наибольшие потери происходят вследствие растворения в пластовых водах и выхода затем на поверхность в виде источников. В некоторых складчатых сооружениях расход газа, замеренный в поверхностных источниках, составляет на ограниченной площади в несколько квадратных километров (например, в районе Баку, в фязевых сопках на Таманском полуострове и в других зонах повышенной тектонической активности) сотни и тысячи кубометров в сутки. [c.220]

Третий подтип тектонического типа — моноклинальный — объединяет залежи в ловушках, образованных в результате экранирования моноклинали. И.О. Брод выделил их в качестве подгруппы экранированных в группе пластовых залежей, подразделив на тектонически экранированные, стратиграфически экранированные, литологически экранированные. В рассматриваемой классификации вьщеленные И.О. Бродом подразделения принимаются в виде классов, соответствующих ограничению ловушки 6 класс — дизъюнктивно экранированный, 1 — стратиграфически экранированный, 8 — литологически экранированный. Залежи указанных классов приурочены к пластовым резервуарам, но могут формироваться и в массивных (см. табл. 7.1). Условия формирования ловушек этих классов даны при описании классификации И.О. Брода. В природе существует много различных примеров экранирования — соляным штоком, глиняным диапиром, жерлом грязевого вулкана, асфальтовой пробкой, магматическим телом все указанные виды экранирования попадают в вьщеленные классы. Так, запечатывание асфальтом может быть частным случаем стратиграфического и(или) литологического экранирования. Исключение составляет экранирование напорной водой, этот вид ограничения ловушки выделен в качестве самостоятельного класса 9 — гидродинамически экранированных ловушек и залежей, с ними связанных (см. табл. 7.1). Залежи этого класса немногочисленны, установлены только в пластовых резервуарах и изучены недостаточно. Экраном для флюидов является напор вод, противостоящий всплыванию нефти и(или) газа вверх по восстанию пласта. Возникновению ловушек и залежей такого типа способствует резкое изменение мощностей пласта-коллектора. Примером подобного экранирования является газовая залежь Восточ-но-Луговского месторождения на Южном Сахалине. По мнению некоторых исследователей, формирование гигантского Даулета-бад-Донмезского газового месторождения в Восточной Туркмении также обусловлено гидродинамическим барьером. [c.312]

Гидродинамические зоны нефтегазонакопления образуются в результате резкого изменения мощностей пластов-коллекторов — седиментационный или литогенетический фактор, но их формирование также обусловлено высокими гидродинамическими напорами, свойственными тектонически активным зонам, — тектоногенный фактор. Гидродинамические ловущки формируются на моноклиналях, на склонах и сводах антиклиналей и др. (рис. 7.23). [c.346]

Однозначная интерпретация факторов, определяющих изменения фрагментного состава изученных нефтей, затруднительна, хотя в доминирующих группах нефтей их фрагментный состав контролируется как тектонической историей развития региона, так и степенью катагенетической преобразованности рассеянного органического вещества вмещающих пород Отклонения ряда нефтей от двух основных групп в факторном пространстве обусловлены наложением на процесс их образования каких-то вторичных процессов мифации, окисления, дегазации, фазовой дифференциации, — нарушающих геохимическое соответствие состава нефти геологическим условиям их залегания, что представляет исключительный интерес для оптимизации нефтеразведочных мероприятий [c.246]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология