Зона Юго-Востока

При построении карты прогноза состава нефтей с учетом выявленной закономерности экстраполировались направления изолиний плотности нефти, которые разграничивали зоны с разным их составом. Таким образом, граница прогнозируемых зон с нефтями разного состава на карте прогноза проводилась как с учетом имеющегося фактического материала, так и с учетом экстраполяции и расчетных данных. По фактическому материалу проводились границы зон с нефтями плотностью более 0,900 г/см и 0,900—0,850 г/см на востоке и юго-востоке, а граница (внутренняя - по направлению к центральной части впадины) зоны с нефтями плотностью 0,850-0,810 г/см - по расчетным данным (уравнения регрессии). На севере и северо-западе граница зоны с нефтями плотностью 0,850—0,810 г/см проводилась по фактическим данным. На юге и юго-западе внешняя граница (в направлении к бортовой зоне) проводилась по борту впадины, а внутренняя — с учетом распространения районов с вьюокими температурными градиентами. Изогипса плотности 0,810 г/см , по существу, служит границей между зонами распространенных нефтяных и газоконденсатных скоплений. Фактических данных для ее проведения мало, поэтому использовались расчеты состава нефтей, проводимые по уравнениям регрессии. Значимые коэффициенты кор- [c.166]

Зона генерации нефтей в юго-восточной части впадины иная. Судя по высокому содержанию бензольных ароматических УВ (20 %), она располагалась вблизи зон нефтегазонакопления. На востоке впадины в триасовых отложениях следует ожидать присутствие нефтей II генотипа, которые уже обнаружены на площадях Караганда и Кенкияк. Таким образом, в отложениях триаса в пределах Прикаспийской впадины и ее обрамления могут быть встречены нефти II и IV генотипов (рис. 29). [c.170]

Коэффициент А принимается равным для субтропической зоны Средней Азии (лежащей южнее 40° с. ш.) —240 для Казахстана и остальных районов Средней Азии, Нижнего Поволжья, Кавказа, Молдавии, Сибири Дальнего Востока — 200 для Севера и Северо-Запада европейской части СССР Среднего Поволжья, Урала и Украины — 160 для Центральной европейской части СССР— 120. [c.299]

Анализ этих дв/х случаев аварий приведен в следующей главе, однако для целей данной главы необходимо обратить внимание на рис. 13.22, на котором представлена модель зоны разрушений в Фликсборо. Согласно рисунку, зона представляет собой грубый эллипс, большой радиус которого, направленный на северо-восток, в 2,4 раза больше малого радиуса, направленного на юго-запад. Из рис. 9.9 видно, что наибольшая плотность оборудования и установок на предприятии в Фликсборо характерна для северо-восточного направления от места утечки, в то время как в юго-западном направлении существовало "окно" относительно свободной территории предприятия. [c.286]

К началу плиоцена каменноугольные отложения почти на всей территории Прикаспийской впадины находились в благоприятных температурных условиях для генерации нефтяных УВ II генетического типа (при наличии соответствующих нефте материнских пород). Поэтому в любой части Прикаспийской впадины (при прочих благоприятных условиях — наличии нефтематеринских пород, коллекторов, покрышек и т. д.) возможно размещение нефтей II генотипа. На востоке впадины в Кенкияк-Каратюбинской и Енбекской зонах нефтегазонакопления, на юго-восто-ке в Южно-Эмбинской и Биикжальской зонах нефтегазонакопления, на юге в Прорвинско-Азнагупьской зоне нефтегазонакопления имеются нефти II генотипа либо в каменноугольных, либо в вышележащих отложениях. Нефти II генотипа могут присутствовать в каменноугольных отложениях Байчунасского и Гурьевского прогибов на юге. Волгоградского прогиба на западе, северного склона впадины и на восточном борту впадины. [c.162]

Нефти II генотипа в зоне криптогипергенеза могут иметь признаки слабого окисления. Зона криптогипергенеза в каменноугольных отложениях распространена в интервале глубин 1000—3200 м и температур 32—80 С и выделяется в северо-западной части внешней бортовой зоны и на востоке Прикаспийской впадины. Наиболее характерный состав нефтей каменноугольных отложений в зоне криптогипергенеза был описан в разделе 111.3.4. [c.163]

Мокроусовской и Лободинско-Камышинской зонах нефтегазонакопления, на юго-западе, юге и юго-востоке Прикаспийской впадины нахождение нефтей III генотипа в пермских отложениях маловероятно. [c.165]

Отмеченные закономерные изменения нефтей обусловлены миграционными процессами и гипергенными изменениями. Миграция УВ во всех частях впадины шла от внутренних частей бортовых зон к наиболее приподнятым с распределением флюидов по принципу дифференциального улавливания легкие нефти встречены ближе к зоне генерации, чем тяжелые. Увеличение плотности нефтей в приподнятых частях бортовых зон связано также и с палеогипергенными изменениями, которые могли иметь место на инфильтрационном этапе развития гидрогеологического цикла. Наиболее интенсивно эти процессы проходили на востоке и юго-востоке впадины. Разное время проявления инфильтрационных этапов, неодинаковая интенсивность раскрытости и разные стратиграфические и глубинные уровни ее привели к тому, что палеогипергенно измененные нефти в подсолевых отложениях встречены на разных глубинах. Однако территориально залежи с такими нефтями тяготеют к приподнятым участкам бортовых зон. Этим и объясняется выявленная закономерность повышения плотности нефтей всех горизонтов подсолевых отложений в направлении к приподнятым участкам бортовых зон. Наложение двух процессов (миграции и гипергенеза) привело к более резкой дифференциации нефтей по плотности и составу. Конкретно данная закономерность выявляется по смене зон нефтей разной плотности по направлению к центральной части Прикаспийской впадины. На востоке и юго-востоке впадины в этом направлении выделяются зоны с нефтями плотностью более 0,900 г/см и 0,810—0,850 г/см на севере и западе впадины в направлении от приподнятых бортовых участков к погруженным зона с плотностью нефтей 0,810-0,850 г/см сменяется зоной с плотностью менее 0,810 г/см [c.166]

Прогнозирование газоконденсатной зоны с возможным присутствием нефтяных залежей в западной части провинции сделано с меньшей достоверностью, поскольку здесь до сих пор не открыто ни газоконденсатных, ни нефтяных месторождений, а имеется лишь газовое Лободинское месторождение. В этой части региона учитывались геологические представления, наличие в обрамлении Прикаспийской впадины Западно-Ровненс-кого нефтегазоконденсатного месторождения и нефтяных месторождений с очень легкими нефтями на глубине 5 км (например, Камышанское). В юго-западной части к западу и к северу от Астраханского месторождения прогнозируется распространение газоконденсатных залежей. К востоку от этой газоконденсатной зоны можно предполагать с большей степенью условности (нет фактических данных) распространение газоконденсатных и нефтяных залежей (рис. 28). Более мягкие термобарические условия не способствовали значительной генерации газообразных УВ. В восточной части впадины прогнозируется узкая полоса распространения газоконденсатных залежей на глубине 6—7 км. Основанием для ее выделения послужили расчеты по уравнениям регрессии, которые показали, что в этих условиях возможно появление конденсатов. [c.167]

Нефти, залегающие в юрских отложениях (независимо от генотипа), подвергались воздействию гипергенных и катагенных процессов. В юрских отложениях выделяется зона активного гипергенеза - идиогиперген-ная зона на глубине 90—700 м с температурой 12—27 °С. Зона идиогипергенеза имеет широкое распространение, она установлена в пределах Байчунасского, Каратонского прогибов, на востоке и юге впадины. Нефти в этой зоне подверглись существенным изменениям — окислению, выветриванию. [c.173]

Криптогипергенная зона распространяется в юрских отложениях до глубины примерно 2300 м, температура 28—50 °С в Гурьевском прогибе и на юго-востоке Прикаспийской впадины. Зона катагенеза приурочена к большим глубинам и температурам. В основном она распространена в пределах Прорвинско-Буранкольского прогиба. [c.173]

На основе анализа геохимических карт можно считать, что очень легкие нефти будут распространены в южной части Гурьевского прогиба, на остальной территории Эмбы - легкие нефти, которые к северо-восто-ку и юго-востоку сменяются средними и тяжелыми. Очень тяжелые нефти могут быть встречены в северо-восточной части Байчунасского прогиба, северной - Гурьевского прогиба и к северу от месторождения Танатар. В Прорвинско-Буранкольской зоне прогибания возможно наличие залежей легкой и средней нефти, в северо-восточной части зоны — и тяжелой. На п-ове Бузачи в юрских отложениях следует ожидать залежи очень тяжелой нефти, так же как и в восточной бортовой зоне, где эти отложения находятся в зоне идиогипергенеза. В соответствии с изменением плотности меняется и состав нефти, это особенно характерно для очень тяжелых нефтей, которые почти полностью лишены бензина, имеют повышенную смолистость и пониженное содержание метано-нафтеновых УВ. [c.174]

В центральной части Эмбы известны нефти средней плотности, а к северу, югу и востоку от этой зоны могут быть встречены в основном тяжелые и очень тяжелые нефти с низким содержанием бензина, высокосмолистые. Такие же нефти ожидаются и в восточной бортовой зоне. Меловые отложения, как показано выше, >находятся в зоне идиогипергенеза почти на всей территории Эмбы и восточной зоны, что и определяет характеристику нефтей как уже открытых залежей, так и тех, что могут быть открыты. [c.175]

Зона газоконденсатных залежей предполагается на юго-востоке Косью-Роговской и на востоке Верхнепечорской впадины. Согласно фактическим и расчетным данным, здесь прогнозируются газоконденсатные залежи с более высоким содержанием стабильного конденсата (100— 500 см м ), с плотностью 0,730-0,800 г/см , с содержанием бензина менее 75 %, в котором метановые УВ составляют 50 %. [c.181]

Выявляются закономерные изменения по площади в составе бензиновой фракции нефтей и конденсатов в северо-западном (на Каневско-Бе-резанском валу) и юго-восточном (на Адыгейском выступе и Армавиро-Невинномысском валу) направлениях растет содержание метановых УВ и уменьшается количество ароматических УВ. К юго-востоку от Ставропольского свода происходит закономерное увеличение в бензинах содержания метановых УВ от 40 до 65 % и ароматических УВ от 5 до 25 %, наиболее ароматизированы бензины нефтей Терско-Сун)4(енской зоны. [c.184]

В пределах Западного Предкавказья в северо-западном направлении по простиранию Каневско-Березанского вала в отбензиненной части конденсатов закономерно увеличивается содержание метано-нафтеновых УВ и уменьшается количество ароматических УВ конденсаты северо-западной части Ейско-Березанской зоны поднятий наименее ароматизированы. В Восточном Предкавказье содержание парафино-нафтеновых УВ на восток и юго-восток увеличивается от 60 до 90 % (максимальные значения связаны с конденсатами мегавала Карпинского, минимальные — с нефтями западной, наиболее приподнятой части Терско-Сунженской зоны). [c.184]

Все сбросовые линии, как это видно из фиг. 117, имеют направление, близкое к меридиональному. На севере оно отклоняется к востоку и получает направление на северо-восток, на юге, в пределах Мексики, наблюдается тоже некоторое отклонение к востоку. Полоса, в которой располагаются сбросовые линии, занимает как раз такое место, где набл10дается переход от площадей, сложенных палеозайскими осадками (поднятие Льяно-Барнэт), к площадям, сложенным более юными осадками, слагающими побережье Мексиканского залива. Эта переходная зона и является, по-видимому, периферией большой области опускания, центральные части которой покрыты теперь водами Мексиканского залива. Все эти сбросы, очевидно, являются результатом движений в нижних, погребенных зонах массивно-кристаллических пород, связанных с опусканием области Мексиканского залива. По-видимому, эти [c.286]

Райс [Я1се,1982] отмечает наличие более зараженного участка местности на юго-востоке от промышленной площадки. В работе [Сои151оп,1983] приводится ряд подробных карт, на которых отмечены размеры городской застройки, зоны заражения и уровень заражения в конкретных местах. [c.423]

В центральной части Сургутского свода в десяти километрах к северо-востоку от разрабатываемого Западно-Сургутского месторождения открыто Федоровское нефтегазовое месторождение, промышленная разведка которого закончена. Однако данные подсчета запасов, выполненного в Главтюменгеологии по комплексу пластов АС4-9, содержащих нефть в оторочках (подгазовых зонах), погребенную нефть в газовых шапках и конденсатный газ, не принимаются ГКЗ в связи с неясностью кондиций подгазовой нефти и нерешенностью вопроса о возможностях разработки таких залежей. [c.179]

Коллекторами нефти в терригенных отложениях визейской толщи служат песчаники, песчанистые алевролиты и алевролиты с различной степенью песчанистости, которые залегают в виде отдельных слоев среди глинистых пород. Толщина песчанистых пластов и их число непостоянны даже в пределах одного месторождения. В региональном плане толщина терригенной части яснополянского надгоризонта увеличивается с севера на юг и с запада на восток. В пределах Пермского и Башкирского сводов толщина отложений в сводовой части локальных структур достигает 50-60 м, на крыльях - 70 м. На структурах, расположенных ближе к осевой части Камско-Кинельской системы впадин (Лазуковская, Мазу-нинская), толщина увеличивается и до 90 м. Наиболее развита терригенная толща в зоне Камско-Кинельской системы прогибов, где толщина ее, как правило, гревышает 100 м. Помимо изменения общей толщины яснополянского надгоризонта, важнейшее значение имеют наличие в его разрезе песчаных пластов и их вьщержанность по разрезу и площади. В пределах разбуренных месторождений эффективная толщина песчаных пластов колеблется от О до 60 м. Среднее значение коэффициента песчанистости (отношение эффективной толпщны объекта к его общей толщине) для месторождений изменяется от 0,22 до 0,94. Кроме того, продуктивные пласты имеют различную степень расчлененности на пропластки от 1,3 до 8,4. Это объясняется различной степенью цементации и фациальной изменчивостью песчаных пластов. Кроме того, значительные замещения их глинистыми разностями являются причиной изменения физических [c.64]

Американские компании подписали со своими партнерами по IP соглашение о так называемой краснс й линии , по которому они взяли на себя обязательства только совместно гроникать на территорию бывшей Оттоманской империи (на территории Турции, Ирана, Сирии и Аравийского полуострова, за исключением Кувейта). Соглашение получило свое название вследствие того, что компании-акционеры IP обвели красной чертой на карте Ближнего Востока зону, в которой они договорились действовать только коллективно. [c.42]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология