Зоны стратиграфического типа

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]

Характерной особенностью генетических типов нефтей нефтегазоносных провинций, связанных с платформенными областями, являются различия иногда даже генетических показателей нефтей, залегающих в одновозрастных стратиграфических комплексах, но в разных тектонических зонах. Выше отмечалось, что это может быть связано с наличием нескольких зон генерации УВ, в каждой из которых имелись определенные различия в ОВ пород, что обусловлено разной геолого-биохимической характеристикой разных участков морских бассейнов седиментации. [c.102]

Зоны нефтегазонакопления стратиграфического типа [c.131]

Региональные положительные структуры, с которыми генетически связаны зоны нефтегазонакопления рассматриваемой группы, могут быть двух типов — поднятия унаследованного и инверсионного развития. Первые характеризуются обычно соответствием структурных планов регионально нефтегазоносных этажей и ареалов нефтегазоносности отложений разных литолого-стратиграфических комплексов, участвующих в их строении вторые отличаются несоответствием и большей частью обратным соотношением структурных поверхностей крупных литолого-стратиграфических комплексов. Вследствие этого в пределах поднятий инверсионного происхождения аре- [c.113]

Результаты иоследования и данные обобщения фактического материала позволяют автору считать, что наряду с региональным (глубинным) метаморфизмом, занимающим ведущее положение в исследуемом районе и выражающимся в повышении степени метаморфизма со стратиграфической глубиной (от антиклинальных перегибов к синклинальным замкам, от верхних пластов к нижним и в восточном направлении — к центру бассейна), на территории района проявился и более локальный динамо-термальный метаморфизм. Последний местами наложился на первый и усили.т его действие. Отрицание этого типа метаморфизма или недооценка роли его в условиях изучаемого района, по мнению автора, преждевременны и недостаточно обоснованны. Для окончательного выяснения роли динамо-термального метаморфизма потребуются дополнительные наблюдения, особенно детальные в зонах крупных нарушений. Последнее важно для того, что бы выяснить, насколько постепенно и как далеко от непосредственной зоны нарушения изменяется степень метаморфизма. [c.96]

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]

Самый факт, что закономерности размещения нефтеносных территорий лучше всего гармонируют с распределением типов нефтей, когда районирование основано на стратиграфическом признаке, говорит в пользу ведущего значения последнего. Это дает также возможность раздельно рассматривать и оценивать с геохимических, да и с чисто геологических позиций отдельные нефтеносные формации в пределах одних и тех же областей, зон, поясов. [c.294]

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]

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]

Западная часть зоны разломов Иваново — Уфа расположена в пределах Среднерусского бассейна. На рис. 13 приведена карта районирования бассейна по кровле валдайских отложений, по данным Н.Б. Вассоевича и др. (1971). Здесь к северо-востоку от Москвы в валдайских и нижнеордовикских отложениях Н.Б. Вассоевич и др. прогнозируют зоны нефте-газонакопления, ловушки могут быть антиклинального, дизъюнктивного и литолого-стратиграфического типов (рис. 13). [c.293]

Во всех изученных нами регионах было отмечено, что нефти разных генетических типов при одних и тех же масштабах окисления ха рактеризуются определенными различиями в компонентном и углеводородном составах. Вторичные процессы в разных регионах и в разных стратиграфических комплексах на состав нефти влияют по-разному. Так, например, в Прикаспийской впадине нефти, залегающие в меловых отложениях, подверглись в основном воздействию процессов зоны идиогипергенеза - 91 % нефтей связан с этой зоной и 9 % - с зоной криптогипер енеза (табл. 48). На нефти, залегающие в юрских отложениях, существенное влияние оказала зона идиогипергенеза (89,7 %), а на нефти в триасовых, пермских, каменноугольных и девонских отложениях — зона криптогипергенеза. [c.146]

Сопоставление данных анализа нефтей различных месторождений показывает, что для каждой из перечисленных тектонических зон и стратиграфических гориз-онтов характерны нефти, отличающиеся комплексом специфических свойств, исходя из которых все нефти Башкирии могут быть разделены па пять основных типов. Некоторые характерные параметры нефтей различных типов приведены в табл. 121 и показаны на фиг. 7. [c.216]

Зоны нефтегазонакопления рассматриваемого типа широко известны в пределах Северо-Американской платформы США и Канады. Значительные скопления нефти и газа, приуроченные к зонам выклинивания отдельных литолого-стратиграфических комплексов, обнаружены в отложениях каменноугольной системы на склонах сводовых поднятий Бенд, Чоттоква, Центральный Канзас и Семинол, в отложениях силура (в толще Клинтон) на склонах свода Цинциннати и т. д. [c.127]

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]

Принимая за основу генетическую связь битумов и нефтей, еледует подчеркнуть, что распространение промышленных скоплений битумов тесно связало с расположением нефтяных месторождений. Вместе с тем месторождения битумов пластового и линзовидного типов в отличие от жильных и поверхностных месторождений битумов образуют самостоятельные зоны битумолакопления, которые смещены относительно зон нефтенакопления (по одновозрастным отложениям) в сторону моноклинальных склонов, где приурочены к региональным стратиграфическим перерывам. [c.20]

Помимо ЗНГН структурного типа, связанных с валами, встречаются литолого стратиграфические зоны, связанные с региональным выклиниванием и срезанием пластов-коллекторов, а также зоны рифовых массивов. [c.174]

Другой важной проблемной задачей современной нефтегазовой геологии является разработка эффективных методов поисков скоплений нефти и газа неструктурного типа. Выявление закономерностей размещения зон нефтегазонакопления, месторождений и залежей в неантиклинальных ловушках требует надежной стратиграфической основы, знания состава разреза, его палеофациальной и палеогеографической характеристики. Для правильной ориентировки глубокого бурения и дальнейших геофизических работ большое значение имеют сводные структурные карты зон нефтегазонакопления и бассейнов в целом, составленные с учетом современных данных сейсморазведки (региональной и крупномасштабной) и бурения. Здесь важно выделить и протрассировать па пих элементы, контролирующие размещение ловушек (поверхности стратиграфического несогла- [c.61]

Интересно в связи с этим проследить за тем, какие именно нефтеносные области, нефти которых относятся к категории сернистых, расположены вне пределов аридных геозон. Помимо области Северной Аляски и некоторых районов Западно-Сибирской области, находящихся на значительном расстоянии от областей господства аридного климата, остальные исключения группируются в непосредственном соседстве с последними, причем знак отклонения направлен в сторону зон тропического, а не умеренного климата (кроме отмеченных выше областей). По схемам А. И. Егорова группа указанных исключений охватывает нефтй палеогена области Тампико — Тукспан (одно месторождение, содержащее нефть, несомненно мигрировавшую из меловых отложений, см. стр. 73), нефти горизонтов перми и триаса Хатангской области и меловых отложений Венесуэлы и Северной Германии. По схемам Н. М. Страхова, кроме того, исключениями являются нефти неогена и палеогена Венесуэлы, неогена Южной Мексики и меловых отложений Габона. Из приведенного перечня видно, что сернистые нефти областей, лежащих за пределами аридных зон, в значительной своей части связаны с кепроками соляных куполов (Габон, Южная Мексика, Северная Германия, Хатанга). Иначе говоря, осерненность их также является продуктом процессов, связанных с отложениями аридной зоны, только более древнего возраста, чем собственно продуктивный горизонт, к которому стратиграфически приурочена залежь. Что касается Венесуэлы, то на этом вопросе придется детальнее остановиться ниже (стр. 270), здесь же достаточно отметить попутно, что абсолютные значения сернистости нефтей Венесуэлы дают несколько преувеличенное представление об интенсивности их осернения, благодаря значительной выветрелости большинства наиболее высокосернистых нефтей этой провинции. Если бы не утрата легких фракций, основным типом нефтей Венесуэлы были бы нефти II и частично III класса, т. е. содержание серы в них редко выходило бы за пределы 1—1,5% (см. 9 главы II, а также стр. 293 и 296). [c.262]

Красной нитью через работу проходит установление закономерных связей между размещением нефтеносных территорий па Земном шаре и приуроченностью их к отложениям определенного стратиграфического возраста. Вместе с этим наблюдается и достаточно отчетливая связь с тектоникой, как правило в условиях более грубомасштабного рассмотрения. Не менее закономерным представляется территориальное и стратиграфическое размещение нефтеносных областей по типам встречающихся в них нефтей, причем в отдельных зонах (Западном Тихоокеанском Кайнозойском поясе и южной зоне Мезо-кайнозойского пояса) эти закономерности приобретают черты резко выраженной специфичности. [c.293]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология