Зоны литологического типа

В платформенных областях известно большое количество сводовых поднятий и сопряженных с ними впадин, что благоприятствует формированию там крупных зон литологического типа, связанных с выклиниванием коллекторов на их склонах, что говорит о невыявленных перспективах таких зон, с которыми связаны дальнейшие поиски скоплений нефти и газа. [c.209]

Наряду с этим на практике встречаются природные резервуары промежуточного типа, т. е. с признаками резервуаров массивного и литологического типов. Так, например, в рифогенных отложениях часто выделяются зоны повышенной пористости и проницаемости, которые разделены участками слабопроницаемых пород, развитых спорадически в виде пятен по площади и разрезу (Предуральский прогиб, Ишимбаевская [c.65]

Зоны нефтегазонакопления литологического типа [c.126]

Неоднородность этого пояса по возрасту и тектонической характеристике нефтеносных отложений, по литологическому типу коллекторов и По химическому составу нефтей привела к выделению в его пределах северной средней и южной зон, так как оказалось, что упомянутая неоднородность проявлялась в форме зонального распространения нефтеносных территорий, достаточно сходных по своей характеристике в указанных выше отношениях. [c.276]

Распределение общей массы мировой нефти по поясам и зонам нефтеносности в зависимости от возраста и литологического типа коллекторов и тектонической характеристики нефтеносных территорий [c.280]

Изучение перерывов и связанных с ними несогласий в нефтегазоносных провинциях особенно важно при широком диапазоне нефтегазоносности, как это имеет место в Днепровско-Донецкой впадине (ДДВ). При перерыве в осадконакоплении происходят эрозия и выветривание пород , процессы гипергенеза (выщелачивание, разрыхление, магниевый метасоматоз и др.) способствуют образованию пористых, кавернозных и трещиноватых пород под поверхностью несогласия. Это обусловливает формирование зон с повышенными емкостными и фильтрационными свойствами и образование ловушек нефти и газа стратиграфического и литологического типов. [c.15]

Проведенный анализ позволяет объяснить закономерности размещения конденсатов разного состава в пределах Западно-Сибирской низменности. Конденсаты первого типа в основном распространены на средних и больших глубинах, где температура выше 70 °С и исходное ОВ подвергалось существенному окислению на стадии осадконакопления. Это прежде всего северные районы Тюменской области и бортовые части Западно-Сибирской впадины. Конденсаты второго типа могут быть распространены повсеместно, где нефтяные залежи оказались в зоне пластовой температуры более 70 °С и где имеются другие благоприятные для этого факторы (гидрологические, литологические и т.д.). [c.116]

На этой тектонической зоне имеются два типа нефтяных месторождений, отличающихся друг от друга по условиям залегания нефти — тектоническим и литологическим [c.151]

А. А. Бакиров (1959 г.) предложил зоной нефтегазонакопления называть ассоциацию (совокупность) смежных и сходных по своему геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек. В основу классификации зон нефтегазонакопления А. А. Бакировым был положен принцип выделения генетически различных их типов с учетом геологических факторов, которым принадлежит главенствующая роль в формировании зон каждого выделяемого типа. В связи с этим было рекомендовано выделять зоны нефтегазонакопления структурного, рифогенного, литологического, стратиграфического и смешанного литолого-стратиграфического классов с более дробным делением каждого класса на группы и подгруппы (табл. 5). [c.113]

Категория i (оцененные). Запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин, и примыкающие к запасам категорий А vi В при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. Запасы категории С выделяются, если геолого-геофизическая информация с обоснованной уверенностью доказывает, что пласт в сторону вьщеляемой категории l непрерывен по площади. Технологические параметры разработки залежи и рентабельность ее освоения определяются по аналогии с изученными участками. Для отнесения запасов к категории i по вновь выявленным залежам, оценка запасов которых дается только по этой категории, необходимо установить тип, форму и размеры залежи, изучить по керну и материалам геофизических исследований скважин литологические особенности и вещественный состав пласта, определить высотное положение контактов нефть—вода, нефть— газ, газ—вода, установить состав и свойства нефти, горючего газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях, оценить продуктивность скважин и т. д. [c.79]

Тип вод и характер минерализации являются наиболее общими гидрохимическими показателями условий водообмена в погруженных частях бассейнов. Залежи нефти и газа приурочены, как правило, к водам хлор-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого генетических типов повышенной минерализации. Ассоциация нефтяных и газовых скоплений с водами хлор-кальциевого типа более характерна для плат-форменных условий. Многие исследователи считают, что верхняя граница распространения хлор-кальциевых вод является геохимической границей, ниже которой окислительную среду сменяет восстановительная обстановка. В зонах альпийского тектогенеза, где возможны потоки глубинных газов углекислого состава, а также в районах с инверсионным гидрохимическим разрезом углеводородные залежи ассоциируют с водами гидрокарбонатного типа. Воды минерализацией 20-30 г/л и менее встречены в нижней части продуктивной толщи Апшеронского полуострова, которые здесь ассоциируют с залежами утяжеленных (плотность до 0,92—0,94 г/см ) нефтей. Вверх по разрезу вместе с облегченными нефтями появляются более минерализованные воды хлор-кальциевого типа. Обычно вблизи залежей УВ на ненарушенных структурах сохраняется постоянство типа и минерализации вод. Иногда в зонах углеводородных скоплений, связанных с литологическим или стратиграфическим выклиниванием, например в Нефтегорско-Хадыженском районе Краснодарского края, наблюдается более высокая минерализация вод и других показателей. Указывалось на наличие оторочек застойных вод повышенной минерализации вблизи залежей Березовского района Западной Сибири и в Нижнем Поволжье. Известны также случаи опреснения вод вблизи газовых залежей за счет конденсации паров воды залежи. В условиях развития криолитозоны газовые залежи обедняются парами воды, в результате конденсат пара снижает минерализацию приконтурных вод. И, наоборот, при гидратообразовании за счет расхода воды на образование гидратов минерализация воды повышается. [c.80]

Примерно такое же строение имеют и другие поднятия этого в прошлом единого свода. В связи с этим эту зону поднятий следует рассматривать как весьма перспективную для поисков крупных месторождений массивного типа. Здесь могут быть обнаружены новые продуктивные горизонты в периферийных частях сводов в результате изменения литологического состава и толщи разреза. Наличие зон регионального выклинивания и стратиграфического экранирования пород позволяет прогнозировать широкое развитие ловушек неструктурного и комбинированного типов. Не исключается возможная преимущественная нефтегазоносность отложений нижнего карбона. Представляется, что в западной части Северного Каспия и на прилегающих с севера участках суши будут развиты газоконденсатные залежи (это подтверждают вероятный карбонатный тип разреза и выходы самородной серы, являющейся продуктом миграции сероводородных газов из глубин по трещинам), а в зонах, прилегающих к Приморскому участку, — нефтяные. [c.68]

Геохимическая съемка на Белоусовской и сопредельных площадях проводилась для определения размеров перспективной для поисков залежей углеводородов зоны, включающей ловушку неантиклинального типа, с установленной глубокой скв. 110 газоносностью нижнекаменноугольных отложений. При этом глубина геохимического зондирования составляла 20—25 м. Интерпретации газогеохимических данных предшествовала статистическая обработка результатов хроматографического анализа газов с целью сглаживания флюктуаций газогеохимического поля, связанных с литологической неоднородностью пород, различной влажностью образцов, различием в условиях дегазации и т. д. [c.66]

В предгорных впадинах зоны нефтегазонакопления обычно приурочены к региональным линейно-вытянутым поднятиям (антиклинориям) как в прибортовых, так и в центральных частях. В некоторых случаях скопления нефти и газа бывают связаны с зонами региональных нарушений, осложняющих бортовые части впадины. На бортах впадин часто отмечается региональное выклинивание по восстанию отдельных свит и горизонтов. В этом случае в зонах выклинивания или замещения проницаемых толщ непроницаемыми нередко формируются скопления нефти и газа литологического типа (например, в Предкавказской, Оринокской, Предаппалачской и других впадинах). К платформенным бортам некоторых предгорных впадин (типа Предуральской) приурочены значительные скопления нефти, которые связаны с зонами развития рифогенных образований, протягивающихся на сотни километров параллельно простиранию впадины. Кроме того, в предгорных впадинах зоны нефтегазонакопления могут быть приурочены к районам развития солянокупольной тектоники. [c.195]

Для бассейнов рассматриваемого класса характерно разнообразие литологических типов пород, участвующих в их строении, значительные (до 5—7 км) мощности разрезов. Основным типом зон нефтегазонакопления является горстовый, а также поднятые структуры плечей рифтов и протяженные антиклинальные поднятия. Так как высокие тепловые потоки свойственны всей площади развивающегося бассейна, то наиболее характерно совмешение в плане зон нефтегазонакопления и очагов нефтегазообразования. Однако высокая подвижность бассейнов приводит к переформированию ловушек и, следовательно, к ухудшению условий сохранения ранее сформировавшихся залежей. [c.374]

Битуминологическая аномалия, представляя собой область аккумуляции миграционных компонентов нефтегазовой залежи, унаследованно сохраняет черты вещественного состава нефти и формируется в определенных литологических типах пород и структурных элементах (сводах антиклинальных поднятий, зонах тектонического дробления, приподнятых участках моноклинально залегающих пластов), т.е. имеет локализованный характер. [c.98]

Произведен был подсчет (на основе средневзвешенных данных по добыче на 1960 г.) состава нефтей по поясам и зонам, а также — на юй же основе — количественных соотношений соответствующих нефтеносных обг ластей по литологическому типу коллекторов, по тектонической характеристике и по возрасту нефтеносных формаций, [c.277]

При практических нефтепоисковых исследованиях не всегда однозначно можно определить генетическую природу как месторождения, так и зоны нефтегазонакопления. Например, антиклинальные зоны в межгорных впадинах могут относиться как к первому, так и третьему типу зон нефтегазонакопления. Подразделение по генетическому признаку возможно только в случае, когда природа объектов и(или) групп объектов не вызывает сомнения — это тектоническая и литолого- или седиментацион-но-стратиграфическая. В формировании ловушек месторождений зон нефтегазонакопления принимает участие группа факторов проводить подразделения объектов следует по преобладающему признаку. Согласно вышесказанному, предлагаемая классификация зон нефтегазонакопления близка к классификации ловушек. По генетическому признаку вьщеляются три типа зон нефтегазонакопления I — тектонический (или кинематогенный, рожденный движением) И — литолого-стратиграфический (связанный с изменчивостью литологического состава, обусловленного как особенностями седиментации, так и постседиментационными процессами) HI — смешанный — литокинематогенный, в нем оба фактора играют одинаково важную роль (табл. 7.6). [c.345]

Первый тектонический тип подразделяется на классы 1 — антиклинальный 2 — региональных разрывов 3 — горстовый. Второй тип включает классы 4 — литологического выклинивания, 5 — стратиграфического срезания, 6 — рифогенный, 7 — денудационно-эрозионный, 8 — катагенетический. Третий тип объединяет три класса 9 — соляно-купольный, 10 — гидродинамический, 11 — олистостромный. Последние два класса зон нефтегазонакопления изучены недостаточно и отнесены к литоло-го-тектоническому (литокинематогеиному) условно. [c.345]

Внутри НГО, в свою очередь, выделяется несколько зон нефтегазонакопления (ЗНГН), которые представляют собой группу смежных и сходных по геологическому строению местоскоплений нефти и газа, генетически связанных с одной региональной (зональной) ловушкой структурного, литологического или другого типа. [c.167]

В отличие от геологии, рассматривающей последовательность образования комплексов пород на основании разрезов, для биолога важнее площадное распределение физико-географических условий географической оболочки Земли , входящих в понятие палеогеографии , реконструирующей ландшафтные обстановки геологического прошлого, включая климатические условия. Основой для реконструкции служит прежде всего фациальный анализ. При этом устанавливаются области сноса, континентального осадконакопления, химический состав палеоводоемов и их осадков. О климате прошлого можно судить по типам кор выветривания, зависящим от тепла и влаги. В аридном климате образуются соли, гипс, седиментацион-ные доломиты, а в гумидном - горючие сланцы. В тропической и субтропической зоне создаются литологические формации карбонатные и гипсовые, эвапоритовые, карбонатно-сульфатные. В умеренно теплой зоне континентальные красноцветы теряют карбонат-ность. Для реконструкции климата важен минералогический состав аутигенных минералов в осадочных породах. [c.305]

Глубинный интервал главной зоны нефтеобразования распространяется в среднем в пределах 2-4 км и определяется геотермическим градиентом конкретного участка бассейна. В обычных платформенных областях этот интервал находится на глубинах 2-3 км, а во впадинах с низкими геотермическими градиентами, типа Прикаспийской, интервал главной зоны нефтеобразования может опускаться на глубины до 3-6 км. В типичном осадочном бассейне интенсивное образование нефти начинается при переходе от прото- к мезокатагенезу (ПК3-МК1) при температуре 50-70°С, достигает максимума при 90-110°С па стадии МКг и затухает при 150-170°С в начале стадии МК4. Температурный порог образования нефти зависит также от литологического облика пород. Для карбонатных пород он выше, чем для глин. Это объясняется тем, что высокая каталитическая активность глин повышает энергию активации. [c.42]

В то же время особенности развития древних толщ данной территории свидетельствуют, что в ее пределах в этих отложениях наверняка имеются ловушки других типов, связанные с зонами тектонического и литологического экранирования, фациального замещения и выклинивания - Московская и Мезенская синеклизы. Верхнекамская и Камско-Уфимская впадины. В последней из них весьма вероятно также распространение органических построек, связанных с трещиноватыми и кавернозными карбонатами калта-синской свиты среднего рифея, из которых фиксировались нефтегазопроявления в скважинах. Именно на это должны быть направлены рекогносцировочные, а в ряде участков и детальные сейсморазведочные работы [3]. [c.60]

Следующая зона охватывает интервал от 500 до 1500 м, отвечающий в основном зоне криптогипергенеза. К ней приурочена главная масса сернистых нефтей. Это зона стабилизации, однородность спектра типов нефтей на всем, кстати сказать, немалом протяжении которой объясняется, очевидно, прежде всего неравномерностью геотермического режима в разных областях и сложным переплетением различных факторов, налагающих свой - отпечаток па состав нефти, начиная от замедленного биогенного и абиогенного (в условиях аккумуляции нефти в коллекторах окислительных фаций) окисления, влияния литологического фактора, явлений перебазировки залежей и кончая возможным сугубо локальным (в областях господства повьппенного геотермического режима) распространением явлений метаморфиша в намеченном выше понимании. [c.241]

В отношении литологической характеристики вмещающих пород чаще наблюдается преобладание песчаных коллекторов над карбонатными (см. сделанную на стр. 282 оговорку). Только в евразийской подзоне южной зоны Мезо-кайнозойского пояса и в области Тампико — Тукспан (Мексика) ведущее значение принадлежит карбонатным породам в Палеозойском поясе оба типа коллекторов представлены примерно в одинаковых количествах, а в северной зоне Мезо-кайнозойского пояса превалируют песчаные коллектора, но и карбонатные играют заметную роль. [c.279]

Наиболее полно в южной прибортовой зоне изучены разрезы Богатойской площади, что позволило выделить здесь несколько типов карбонатных коллекторов. Однако проследить их распространение по всей территории юго-восточного окончания ДДВ из-за литологической неоднородности карбонатных толщ, неравномерного развития вторичных процессов, слабой разбуренности территории возможно лишь с определенной долей условности. [c.66]

Распространение продуктивных коллекторов трещинно-кавернозно-порового типа на Богатойской площади связано с зонами развития вторичных процессов (доломитизации, перекристаллизации, выщелачивания, трещинообразования), обусловленных разгрузкой глубинных вод по тектоническим трещинам и формированием под их влиянием вторичной пустотности в минеральном скелете карбонатных пород. Литологический фактор является при этом лишь частично определяющим. Из рассмотренных разновидностей наиболее благоприятны для образования коллекторов органогенные, органогенно-полидетритовые известняки и доломиты, полезная емкость которых предопределялась гидродинамическими условиями захоронения органогенного и органо-генно-детритового материала. Коллекторы формировались в основном в процессе катагенетической переработки литифицированных карбонатных осадков, развивавшихся на фоне тектонических движений. В связи с этим для выявления благоприятных участков и нахождения залежей [c.66]

Таким образом, в Прикаспийской впадине разновозрастный карбонатный комплекс обладает необходимыми предпосылками, свидетельствующими о концентрации в нем больших масс углеводородных флюидов, которые при благоприятных структурно-литологических условиях могут образовывать залежи УВ в основном массивного типа. Поэтому главной задачей геофизической разведки на данном этапе надо считать выделение и картирование структурных и литологических ловушек в зонах неглубокого залегания подсолевых отложений. Для установления и уточнения региональной структуры карбонатного комплекса необходимо сгустить сеть региональных профилей так, чтобы обеспечить выделение зон нефтегазонакопления в подсолевом комплексе пород. [c.70]

Прежде всего отсутствие достаточной геологической информации не позволяет принимать оптимальные решения как на стадии проектных проработок, так и в процессе добычи углеводородов. Например, отсутствие информации о литологических осо нностях продуктивных пластов и их прочностных свойств может привести к нерациональному выбору интервалов перфорации и к снижению в дальнейшем надежности скважин из-за преждевременного разрушения слабосцементированных разностей. Заложение устьев и проектирование забоев скважин без учета разрывных нарушений приводит к тому, что, например, на Северо-Варьеганской площади до 80 % нефтяных скважин с нарушенными обсадными колоннами пересекают геодинамически активные зоны флексурно -разрывных нарушений, характеризующихся значительными градиентами физических полей. Места заложения скважин на месторождениях типа Астраханского и Карачаганакского в обязательном порядке должны выбираться с учетом природных тектонических разломов и их глубинной трассировки. [c.133]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология