Северная залежь

В I кумском горизонте имеются легкая и тяжелая нефти. Залежь тяжелой нефти расположена в южной части месторождения, а легкой — в северной. Залежь легкой нефти не имеет газовой шапки, контурных или подошвенных вод. Нефть из этой залежи маловязкая, содержит значительное количество растворенного газа, превышающее среднее газосодержание для пластовых нефтей на 9 м /м при давлении насыщения, не достигающем среднего значения давления насыщения для нефтей на 1,2 МПа. [c.406]

Данное рудное тело расположено в 300 м к юго-востоку от Северной залежи, имеет угол падения 55 , мощность от 10 до 20 м. Верхняя часть залежи находится на глубине 40 м от дневной поверхности. Зона, где планируется применить бактериальное выщелачивание, находится выше горизонта 373 м на 50 м. При подготовке ее к выщелачиванию необходимо было провести подготовительные работы, включая прокладку штрека для сбора продуктивных растворов, а также ортов, обеспечивающих приток атмосферного воздуха из штрека к рудной массе, в которой будет происходить выщелачивание и проведение буровзрывных работ. Поскольку стоимость горно-подготовительных работ может составлять 70-80% от всех капитальных затрат по организации бактериального выщелачивания, эта зона была разделена на несколько участков, на которых подготовительные работы будут проведены различными методами, чтобы выяснить, какой из них является наиболее эффективным. [c.310]

На Северной залежи растворы распределяются по методу прудков (см. раздел 5.5.4.1), которые расположены на поверхности отвала, находящегося над целиком, а также на верхней части блока № 45 и отвала с бедной рудой. [c.310]

Выщелачивание на Южной, Северной залежах и в блоке № 45 проводится круглый год. На отвале из бедной руды выщелачивание проводится в течение 7 месяцев (с мая по ноябрь). [c.311]

На Южной залежи скорость фильтрации равна 20,510 смс" ,в отвале - 5,6-10" бм-с" и на Северной залежи - 1,25-10 см с . [c.311]

Концентрация меди в продуктивных растворах составила 3-5 кг м в отвале и блоке N 45, 1,5-2 кг-м - на Северной залежи и 0,15-0,25 кг м" - на Южной залежи, при этом средняя концентрация меди в продуктивных растворах без разбавления растворами естественного притока составила 1,7-2,0 кг м" . Смешение с естественными растворами приводило к уменьшению средней концентрации до 1,1 —1,3 кг м меди. [c.313]

Среднегодовое извлечение меди составило 15,1% на Южной залежи и 17,4% на Северной залежи. [c.313]

В настоящее время подсолевой комплекс (С—Pi) в Прикаспийской впадине — весьма перспективный объект для разведки. В этих отложениях открыто около 20 месторождений, среди которых много газоконденсатных, особенно на северном и западном бортах. Прогнозирование фазового состояния углеводородных флюидов в залежах для данного комплекса весьма актуально. Поэтому специально для комплекса -Pi был сделан такой прогноз и составлена карта прогноза состава нефтей и фазового состояния углеводородных флюидов. [c.165]

В закрытом куполе соляная масса залегает на более или менее значительной глубине под земной поверхностью сверху она бывает прикрыта слоем ангидрита ийи гипса, а эти последние в свою очередь перекрываются пористым известняком, или доломитом. Эту верхнюю покрышку соляной массы американцы называют шапкой . Над соляной залежью наблюдается переслаивание куполовидно изогнутых пластов глин и песков. Края, а иногда верхняя часть соли принимают грибообразную форму, где шапка нависает над стволом и примыкающими к нему осадочными породами, образуя ряд навеса. Пласты, прилегающие к массе соли с боков, по мере приближения к краям купола обнаруживают иногда столь значительный подъем кверху, что по окружности купола они оказываются почти вертикальными или даже запрокинутыми. В куполах, расположенных ближе к берегу залива, соляные массы окружены с боков осадочными породами третичного возраста и перекрываются еще более молодыми осадками постплиоценового возраста. В строении куполов, более удаленных от берега, нанример, находящихся в Северной Луи- [c.237]

Полимерное заводнение на Орлянском месторождении. Промысловый эксперимент, начатый в 1966 г., заключался в пробной закачке раствора ПАА в северную часть одного из двух пластов выделенного объекта на первой стадии и последующем полимерном заводнении всей опытной залежи. [c.126]

Смотря по тому, какая энергия движет нефть к добывающим (эксплуатационным) скважинам, различают несколько режимов нефтяных залежей. Тот случай, когда, как сказано выше, давление водяных масс гонит нефть к скважинам, называют водонапорным режимом. Роль вод в добыче нефти здесь максимальна. При водонапорном режиме добыча нефти очень долго может удерживаться почти на одном уровне. Классическим примером служит добыча из некоторых пластов Грозненского района на Северном Кавказе. Так, из ХП1 пласта Октябрьского нефтяного месторождения Грозненского района в 1917 г. было добыто около 1600 тыс. т нефти, в 1930 г. т. е. через 13 лет, было добыто 1800 тыс. т и еще через 17 лет в 1947 г. — тоже 1800 тыс. т. Как видим, через 30 лет годовая добыча нефти осталась такой же. [c.59]

Залежи янтаря довольно часто встречаются в северной части ГДР, меньше в Англии, Голландии, Дании, Швеции и Финляндии. В Советском Союзе янтарь находится на побережье Балтийского моря, у Калининграда. [c.67]

Представление о глинистых породах, обогащенных органическим веществом, как о нефтепроизводящих легло в основу дальнейших работ, направленных на выяснение характерных признаков таких пород. Зная положение этих нефтематеринских пород, мы могли бы более уверенно искать нефтяные залежи. При первоначальных исследованиях в качестве признака нефтематеринских пород принималось повышенное количество органического вещества. А. Д. Архангельский предполагал, что на Северном Кавказе глины, содержащие 2% органического вещества и выше, являются нефтепроизводящими, т. е. образующаяся в них нефть будет поступать в соседние песчаные пласты и здесь накапливаться. [c.68]

В связи с отсутствием прироста доказанных запасов в США и приближающимся их истощением здесь широко применяют вторичные способы добычи нефти. Предполагается, что благодаря усовершенствованию и широкому применению этих способов в 1980 г. в США половина нефти будет добыта с их помощью. В Северной Америке имеется еще один реальный резерв — это битуминозные породы в районе Атабаски и некоторых других районах. Залежь битуминозных песков в Атабаске, частично выходящих на земную поверхность, очень велика. Общий запас битума оценивается здесь примерно в 100 млрд. тп. При соответствующей переработке битума, как показали проведенные исследования, из него вполне рентабельно можно получать бензин, керосин и другие нефтепродукты. [c.167]

Два подземных ядерных взрыва были произведены на одном из северных месторождений. Месторождение это имеет особенность— оно расчленено на локальные линзочки, извлекать из которых жидкое топливо весьма непросто. Обычно из подобных залежей удается взять лишь 20% топлива. Взрывы же, создав систему трещин, объединили мини-залежи между собой. Теперь нефть можно вытеснить из всех закоулков, закачав в пласт газ под давлением. [c.61]

Фосфор встречается в природе главным образом в виде фосфатных минералов. Главным источником получения фосфора служит апатит, содержащий фосфат преимущественно в виде Саз (Р04>2. Залежи апатита находятся главным образом во Флориде, в западной части США, в Северной Африке и в СССР, Промышленное получение фос -фора основано на восстановлении фосфата коксом в присутствии 8102 [c.321]

Нефти, типичные для II генотипа, встречены в северо-западном обрамлении Прикаспийской впадины за пределами палеотемпературной зоны 60 °С и выше. По-видимому, формирование залежей здесь шло за счет региональной миграции со стороны прилегающей части бортового проги ба впадины. Подобную миграцию УВ можно предположить в пределах северной и северо-восточной частей внутренней зоны бортового прогиба (Уральская, Аксайско-Коблендинская и Бердянская зоны нефтегазо-накопления). [c.162]

В целом для подсолевых палеозойских углеводородных флюидов была отмечена связь между смолистостью нефти и минерализацией и сульфатностью вод и между аренами и бензиновой фракцией, сульфатностью вод и температурой. Зная возможный состав вод в конкретных районах на разных глубинах, можно эти расчеты условно "привязать" к глубинам. Такие опосредствованные расчеты показали, что в юго-восточной зоне при минерализации вод 300 г/л на глубине свыше 6 км вероятно нахождение залежей очень легких нефтей и газоконденсатов. Граница распространения газоконденсатных залежей в пределах отдельных районов Прикаспийской впадины проводилась с разной степенью надежности. В северной части территории зона газоконденсатных залежей выделялась с учетом экстраполяции имеющихся фактических данных. В этом районе, где открыты только газоконденсатные и газовые залежи, наличие нефтяных скоплений на глубине 4—7 км маловероятно. [c.167]

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]

VIII (0,860 - 0,900) и IX (более 0,900). Наиболее тяжелые нефти (IX зона) приурочены к приподнятым бортовым частям прогиба, где они находятся в зоне действия гипергенных процессов. В центральной и северной частях прогиба вблизи зоны генерации будут встречены наиболее легкие нефти первой группы (зона IV) и второй группы (зона VII) по периферии северного борта. В северной части прогиба, где предполагается хорошая сохранность залежей, наличие тяжелых нефтей третьей и четвертой групп (VIM и IX зоны) маловероятно. [c.185]

Крупнейший знаток геологии нефтяных месторождений СССР, автор монографий Учение о нефти , Нефтяные месторождения мира , Тектоника юго-восточной части Кавказа в связи с нефтеносностью , К вопросу о генезисе нефтяных месторождений Северного Кавказа , Грязевые вулканы Советского Союза и их связь с нефтеносностью , Урало-Волжская нефтеносная область и т. д , вдохновитель" и организатор поисков и разведки нефти в Азербайджане, на Северном Кавказе, в Казахстане, районах Средней Азии, Урало- Поволжья, на Тимано-Печоре, в Западной и Восточной Сибири И.- М. Гу кин на протяжении последних 30 ле своей жизни приобрел славу выдающегося ученого. Его деятельность представляет замечательный образец творческого соединения теории и практики. Работая над книгой Учение о нефти , И. М. Губкин творчески обобщил все накопленные знания по геологии нефтяных и газовых месторождений, генезису нефти и газа, условиям образования их залежей и месторождений, дал теоретические обоснования поисков и разведки нефти и газа. Идеи, заложенные в книге Учение о нефти и в других трудах, создали основу советской нефтяной геологии и вооружили геологов-нефтяников знаниями и опытом, столь эффективно проявленными в крупных достижениях послевоенного развития нефтегазодобывающей промышленности СССР. [c.1]

В первые годы изучения геологии нефтяных месторождений существовало довольно распространенное мнение, что нефть приурочена к определенным геологическим отделам или ярусам и от нахождения нефти в тех или иных геологических образованиях предполагалось возможным делать заключение об их возрасте. Так, одно время думали, что нефть на Кавказе находится в свитах олигоце-нового возраста. Возникновение этого взгляда относится к 1865 г., J oгдa на Северном Кавказе, на Крымском, или Кудакинском, месторождении впервые забил нефтяной фонтан. Возраст слоев, содержащих нефтяную залежь, был определен тогда Германом Вильгельмом Абихом, основателем геологии Кавказа, как олиго-ценовый. [c.131]

Это скудное нахождение нефти и газа в кембрийских образованиях западного полушария объясняется тем, что в Америке многие породы этого возраста являются частично или полностью мета-морфизованными, а в других породах хотя метаморфизм и не зашел далеко, все же послужил причиной уменьшения объема пор, что в свою очередь исключило возможность скопления в них нефти в промышленных количествах. Однако поскольку в других местах, например в Восточной и Центральной Европе, кембрийские образования представлены слабо измененными породами, например, рыхлыми песками, неплотными глинами, залегаюш ими почти горизонтально, пример Северной Америки нельзя рассматривать как общее правило, и все осадочные породы кембрийского возраста, не подвергшиеся метаморфизму, могут рассматриваться как возможные источники нефти. Это подтверждается находкой мощных залежей полужидких и жидких битумов в нижпекембрийских отложениях [ 1 в Олекминском районе (Сибирь) па р. Толбе. [c.132]

Нефтяные месторождения Голфа, расположенные в Южном Техасе и в Южной Луизиане вдоль северного берега Мексиканского залива и генетически связанные с соляными куполами, содержат богатые залежи нефти среди песчано-глинистых отложений плиоценового, а в некоторых случаях, может быть, даже постплиоце-нового возраста. [c.140]

Второй большой горный хребет — Уральский, протягивающийся почти в меридиональном направлении от Северного Ледовитого океана до прикаспийских степей, при слабой еще изученности в этом смысле уже позволяет констатировать ту же закономерность в распределении нефтяных месторождений. Вдоль его западного склона от Тимана и до р. Урал на юге в ряде мест встречены признаки нефти (реки Большая и Малая Кожва, Точильная гора, Чердынь, Кизеловский район, месторождения Верхпечусов-ских Городков, Стерлитамакский район и т. д.). Тектонические условия этих нефтепрояБлений не одинаковы и обобщения пока преждевременны. Продолжением этой полосы является Урало-Эмбен-ский район с его многочисленными нефтяными месторождениями, приуроченными к куполовидным складкам, разбитым сбросами — складками, развитым по соседству с основной уральской складчатостью в Мугоджарских горах, представляющих южное продолжение Уральского хребта. По отношению к Уральскому хребту также следует отметить, что в его центральных частях, сложенных изверженными массивно-кристаллическими, а также метаморфическими породами, признаков нефти не найдено. Следует отметить, что при бурении в Нижнетагильском районе в дунитах была встречена залежь углеводородных газов. Восточный склон Урала с точки зрения нефтеносности еще не изучен, и потому мы не имеем здесь того замкнутого нефтеносного кольца, какой видели на примере Кавказа . Из других примеров следует указать на нефтяные месторождения Ферганы, расположенные у подножия северо-восточного склона Туркестанского хребта в области развития складок брахиантиклинального типа. [c.143]

Сравнительно большим отдельным антиклиналям, но уже значительно меньших размеров, чем выше описанные, подчинены нефтяные залежи в некоторых месторождениях штата Вайоминг. Между ними особое значение имеет антиклиналь месторождения Соленого ручья, которое является самым богатым из всех месторождений области Скалистых гор. Эта антиклиналь не вполне правильной формы ее западное крыло более крутое (угол падения 25—26°), чем восточное (угол падения 10 —11°). Антиклиналь состоит из двух отдельных куполов северного, носящего название купола Солт-крик, и южного Типот, отделенных друг от друга седловиной. И купола, и в особенности седловина разбиты сбро- [c.214]

Наиболее богатые залежи нефти обнаружены главным образом в нижнем отделе продуктивной свиты, в его основании, на южном крыле складки. Особенно ее много в тех пластах, которые в результате диапиризма оказались запечатанными и не вышли на дневную поверхность. Нефть найдена и на восточном погружении складки, упирающейся на востоке в кпрмакипский купол, а также в сброшенном северном крыле, тоже в низах продуктивной толщи. Центральная часть складки, в особенности ее ядро, оказались совершенно пустыми. Нужно указать еще на то обстоятельство, что в центре бинагадинской структуры сидят два потухших грязевых вулкана. [c.254]

В будущем, как полагают геологи США, местом активных морских разведочных работ на нефть и газ могут явиться прибрежные районы Калифорнии. Так, в прибрежных водах северной части штата Калифорния на акватории Хаф-Мун-Бей и Гумбольд-Бей была открыта небольшая залежь нефти и газа. Залежь выявлена структурной скважиной, пробуренной за пределами 4,8 км прибрежной полосы нри глубине моря 76,2 м. [c.93]

Кроме того, процесс генерации УВГ ископаемыми углями протекает в течение длительного времени даже с геологической точки зрения. Так, угольное ОВ в Западной Сибири достигло буроугольной и длиннопламенной стадии лишь в сеноманское время, а на Северном Кавказе и в Средней Азии - среднекаменноугольной стадии только в нижне-среднеюрское время. Из этого следует, что генерация УВГ ископаемыми углями происходит миллионы лет и непрерывно генерируемые ничтожные количества УВГ могут выноситься из пластов угля. Правда, при проходке скважинами угольных пластов, а также при разработке последних нередко отмечается значительная их загазованность, но масштаб выделения УВГ из угольных пластов несоизмерим с тем их количеством, которое необходимо для образования даже небольших газовых залежей. [c.35]

Конечно, поиски газовых залежей следует вести не только в акваториях Черного и Азовского морей, но и в других областях широкого развития неглубоко погруженных отложений, в частности в плиоценовых и четвертичных отложениях Азербайджана, Северного Прикаспия, Затереч-ной равнины и т.п. При этом следует обращать внимание не только на [c.106]

Основная часть нефтяных месторождений расположена на Пермско-Башкирском своде, на котором выделяется ряд структур второго лорядка (рис. 13). В северной части свода расположены Каменноложский, Межевской, Краснокамско-Полазнен-ский, Лобановокий и Веслянский валы. В южной части свода — Осинский, Чернушенский и Куединский валы. Каждый из перечисленных валов осложнен рядом структур третьего порядка, являющихся месторождениями, на которых установлены залежи нефти в отложениях карбо на и частично девона [c.61]

Богатые залежи нефти были открыты в южной части полуострова Мангышлак в северной части Каспийского моря. Расположенные здесьУзеньское иЖетыбайское Месторождения многопластовые. Нефть залегает в отложениях юрского возраста. На Жетыбай-ском месторождении в этих же отложениях имеются и газовые залежи. На Узеньском месторождении газоносные горизонты находятся в меловых отложениях. Эти месторождения Мангышлака еще недостаточно разведаны, но уже имеющиеся данные говорят о том. [c.60]

Источники газообразных углеводородов — в первую очередь, природные и нефтяные попутные газы, а также некоторые синтетические газы, полученные при переработке горючих ископаемых (например, термическая и термокаталитическая переработка нефти и нефтепродуктов, термическое разложение — газификация — твердого и жидкого топлив, а также коксование твердого топлива — коксовый газ). В отличие от природных, синтетические газы наряду с алканами содержат также и ненасыщенные углеводороды, значительные количества водорода и др. Природные газы содержат в основном метан и менее 20 % в сумме этана, пропана и бутана, примеси легкокипящих жидких углеводородов — пентана, гексаиа и др. Кроме того, присутствуют малые количества оксида углерода (IV), азота, сероводорода и благородных газов. Многие горючие природные газы, залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана. С увеличением глубины отбора содержание гомологов метана обычно растет. Образование горючих природных газов — в основном результат катагенетического преобразования органических веществ осадочных горных пород. Залежи горючих газов формируются в природных ловушках на путях его миграции. Миграция происходит при статической или динамической нагрузке пород, выжимающих газ, а также свободной диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Подземными природными резервуарами для 85 % общего числа газовых и газоконденсатных залежей являются песчаные, песча-но-алевритные и алевритные породы, нередко переслоенные глинами. В остальных 15 % случаев коллекторами газа служат карбонатные породы. Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены к тому или иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Все больше открывается газовых месторождений в зоне шельфа и в мелководных бассейнах, например Северное море. Наиболее крупные газовые месторождения СССР—Уренгойское и Заполярное — приурочены к меловым отложениям Западно-Сибирского бассейна. [c.194]

Степень метаморфизма зависит не только от возраста нефти, но и от глубины ее залегания и тектонического положения залежи. С ростом глубины, особенно при приближении к фундаменту и на участках с аномально высокими температурами, концентрация моноциклических аренов в нефтях и конденсатах возрастает. Так, в Ферганской впадине, в Бухаро-Хивинской области, на Северном Кавказе на глубине около 5000 м (150 °С) встречаются нефти с содержанием моноциклических аренов во фрак-дии н.к. — 200 С до 45—60 % [115]. При переходе к большим глубинам возрастает относительное содержание наиболее термодинамически устойчивых изомеров — л1-ксилола, мезитилена по сравнению с другими аренами Са и Сд. В первом приближении можно выделить три зоны с содержанием моноциклических аренов во фракции н.к. — 200 °С 1) 1 — 10% (распространены преимущественно в области температур 40—80 °С) 2) 10—25% (80—100°С) . 3) >30—40 % (при температуре выше 100°С). Эти зоны распрастранены не строго по вертикальному разрезу, а могут быть и очаговыми, например в районах аномально высоких температур. [c.230]

Таким образом, плотность попутного газа в значительной степени определяется давлением в залежи и повышается по мере эксплуатации. Взаимоотношение газа и нефти можно было бы установить только в том случае, если бы известно было количество газа в месторождении до разбуривания и состав его через определенные промежутки продолжительности жизни нефтяной скважины. Однако эту задачу практически решить невозможно. Можно лишь в самых общих чертах отметить, что величина газового фактора, т. е. количество куб. метров газа, приходящееся на одну тонну добытой нефти, колеблется для различных месторождений в очень широком диапазоне. Как правило, газовый фактор выше в месторождениях, заключающих сильно превращенную метанизированпую нефть (Северный Кавказ, западная часть УССР и др.), тогда как в месторождениях, заключаю- [c.9]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология