Артинское
Cтраница 3
Представляют интерес результаты исследований, проведенных на керно-вом материале из нефтеносных отложений сакмарского и артинского ярусов Комаровской, Зуевской и Урманской площадей Благовещенской впадины. [31]
В результате разведочных буровых работ на Султангуловской площади выявлены газовые залежи в уфимском и артинском ярусах. Продуктивный пласт артинского яруса представлен пористыми доломитами. [32]
Пермокарбоновая залежь высоковязкой нефти Усинского месторождения приурочена к органогенным карбонатным коллекторам трещиннокавернознопорового типа сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона и московского и башкирского ярусов среднего карбона. Этаж нефтеносности, достигающий в центральной сводовой части 350 м, разделен на три эксплуатационных объекта - нижний, средний и верхний. [33]
 |
Старо-Казанковское месторождение. Карта контуров залежи. Геологический профиль. [34] |
Открыто и введено в разработку в 1953 г. Основным объектом разработки являются рифовые карбонатные отложения сакмарского и артинского ярусов и карбонатные линзы филлиповского горизонта кунгурского яруса. [35]
Пермская система ( Р) - отложения нижней перми ( Pt) в составе ассельского яруса, сакмарского яруса, артинского и кунгур-ского ярусов - представлена известняками с прослоями доломитов. Отложения кунгурского яруса мощн. Разрез PZ отложений заканчивается верх, отделом ( Р2) в составе уфимского, казанского и татарского ярусов. Уфимский ярус ( Р2и) сложен крас-ноцветными и пестроцветными песчано-алевролитоглинистыми отложениями с редкими прослоями известняков и мергелей общей мощн. Отложения казанского яруса ( Pjkz) - глины, песчаники, реже известняки - достигают мощн. [36]
Коллекторами нефти и газа в рифовых массивах Ишимбайского типа является кавернозные, пористые и трещиноватые известняки ассельского, сакмарского и артинского ярусов пермской системы. В пределах массивов коллекторы распространены неравномерно в виде отдельных высокопористых и кавернозных тел, приуроченных обычно к нижней и средней частям ядра рифов, тогда как верхняя и периферийные части массивов представлены плотными тонкотрещиноватыми породами с редкими и небольшими по размерам среднепористыми линзами. Соответственно распределена и проницаемость: слабопроницаемые и непроницаемые породы образуют разделы мощностью 10 - 30 м между проницаемыми слоями. Слои проницаемых коллекторов расположены в теле рифового массива хаотично и не сопоставляются в разрезах даже соседних скважин. [37]
В Бугурусланско-Бузулукском нефтегазодобывающем районе характерным является наличие газовых залежей ( иногда газопроявлений непромышленного значения), газовых залежей с нефтяными оторочками ( в артинском, уфимском ярусах и калиновской свите), газонефтяных и нефтяных месторождений. [38]
Месторождение Кенкияк - из всех месторождений в Прикаспийской впадине включает в себя нефти, залегающие на глубинах 3 - 4 5 км мелового, артинского, юрского и триасового горизонтов. В основном-это малосернистые нефти ( до 0 8 серы), встречаются и более сернистые ( свыше 1 23 серы) над-солевых отложений. [39]
Залежи нефти в карбонатных отложениях связаны с верхнефамен-ским подъярусом ( данково-лебедянские слои, III и IV пачки), а также с кунгурским и артинским ярусами нижней перми. [40]
Продуктивный комплекс верхнего отдела каменноугольной системы и нижнего отдела пермской системы, объединяющий карбонатные отложения гжельского и оренбургского ярусов карбона и ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов нижней перми, нефтегазоносен в основном в юго-восточной и восточной частях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. До последнего времени основная нефтегазоносность карбонатного комплекса нижнего карбона - верхней перми была связана с погребенными рифовыми массивами сакмаро-артинского возраста, широко развитыми в Предуральском прогибе. После открытия крупнейшего в Европейской части страны Оренбургского газоконденсатного месторождения значение этого комплекса в платформенной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции существенно возросло. [41]
Продуктивный комплекс верхнего отдела каменноугольной системы и нижнего отдела пермской системы, объединяющий карбонатные отложения гжельского и оренбургского ярусов карбона и ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов нижней перми, нефтегазоносен в основном в юго-восточной и восточной частях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. До последнего времени основная нефтегазсносность карбонатного комплекса нижнего карбона - нижней перми была связана с погребенными рифовыми массивами сакмаро-артинского возраста, широко развитыми в Предуральском прогибе. [42]
По данным люминесцентно-битуминологического анализа кернов Астраханской опорной скважины можно судить о постепенном возрастании битуминозности пород по всему разрезу, причем максимальные значения отмечаются в отложениях артинского и кунгурского возрастов. [43]
Направление спущено на глубину 26 м с целью укрепления устья скважины и перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, кондуктор - для перекрытия зон проявления сероводородных вод в артинском и сак-марском ярусах. Цемент поднят до устья. [44]
Верхний этаж представляет собой пресный водоносный комплекс верхнепермских отложений, граница которого проводится условно по контакту верхнепермских отложений уфимского яруса и переходной толщи, нижний - подземные воды отложений более древних возрастов - сакмарского и артинского ярусов нижней перми, каменноугольной и девонской систем, где в порах карбонатных пород сосредоточены высокоминерализованные рассолы. [45]
Страницы: 1 2 3 4