Неф-тегазоносность
Cтраница 1
 |
Байкитская нефтегазоносная область ( Н.А. Крылов, Г.Т. Юдин и др., 1997. [1] |
Неф-тегазоносность связана в основном с эродированной поверхностью карбонатных осадочных образований рифейского возраста. Продуктивны органогенно-доломитовые породы усть-куюмбин-ской свиты среднего рифея и песчаные горизонты оскобинскои и ванаварскои свит венда. [2]
Здесь доказана промышленная неф-тегазоносность отложений рифея. Коллекторами являются кавер-ново-трещинные доломиты. В рифее сосредоточено больше половины основных ресурсов углеводородов области. Пятая часть ресурсов области связана с продуктивными вендскими терригенны-ми отложениями. Здесь открыты Агалеевское, Имбинское месторождения, залежи газа на Юрубченском и Оморинском месторождениях. Нефтеносны также отложения кембрийского и верхневен-дско - нижнекембрийского комплексов. [3]
В триасовых отложениях неф-тегазоносность связана с терриген-ными коллекторами нижнего и верхнего отделов, известняками и доломитами среднего триаса. Палеогеновые отложения нефтегазоносны в Предкарпатском прогибе. Регионально нефтегазоносной толщей здесь являются олигоценовые отложения, представленные флишем с горизонтами массивных песчаников; реже встречаются залежи в эоцене. Залежи нефти и газа встречены почти по всему разрезу миоцена, но основное значение имеют гельветские и сарматские горизонты. Важным нефтегазоносным комплексом является также меотис. [4]
Методы сравнительной оценки перспектив неф-тегазоносности акваторий и поисков в них нефти и газа. [5]
Газонефтеносности признаки - характеризуют перспективы неф-тегазоносности регионов и качественный состав залежей углеводородов. Различают прямые и косвенные Г.п. наличия залежей нефти и газа, развития процессов их миграции и газонефте-образования. [6]
В результате изучения геологических условий, определяющих неф-тегазоносность среднемиоценовых, палеогеновых и мезозойских отложении, оказалось, что каждый из этих комплексов сингенетично нефтегазоносен. Можно говорить о территориальных закономерностях в распространении залежей нефти и газа самостоятельно для отложений среднего миоцена, олигоцена, эоцена, мела и юры. [7]
Месторождение Русский Хутор открыто в 1961 г. Промышленная неф-тегазоносность месторождения связана с пластами VIIIi, VII, IX, X, XIII нижнемеловых отложений, а также с пластами II и VI среднеюрс-ких отложений. [8]
Таким образом, в результате проведенных работ промышленная неф-тегазоносность пласта БТ10 доказана материалами интерпретации данных ГИС и результатами поинтервальных испытаний скважин. Пласт БТ102 промышленной значимости не имеет, т.к. по данным ГИС и результатам испытаний во всех скважинах является водоносным. [9]
В результате изучения геологических условий, определяющих неф-тегазоносность среднемиоценовых, палеогеновых и мезозойских отложений, оказалось, что каждый из этих комплексов сингенетично нефтегазоносен. Можно говорить о территориальных закономерностях в распространении залежей нефти и газа самостоятельно для отложений среднего миоцена, олигоцена, эоцена, мела и юры. [10]
Категория В - запасы залежи ( или ее части), неф-тегазоносность которой установлена на основании получения промышленных притоков нефти или газа приближенно, но с достаточной степенью точности для проектирования разработки, изучены формы и размеры залежи, мощность пласта, коллекторские свойства, составы нефти и газов. Для газовых залежей установлено отсутствие нефтяной оторочки или определена ее промышленная ценность. Это необходимо для того, чтобы определить порядок отработки нефти или газа в данном нефтегазовом месторождении. [11]
При ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной - разведочной, в связи с отсутствием промышленной неф-тегазоносности; эксплуатационной, в связи с полным истощением продуктивных объектов или их обводнением, а также нагнетательной или наблюдательной скважины, в связи с выполнением своего назначения, в эксплуатационных колоннах устанавливают цементный мост высотой не менее 50 м непосредственно над зоной фильтра последнего объекта с закачкой цементного раствора под давлением в зону фильтра. [12]
В девоне залежь связана с доломитами, имеющими пористость до 10 % В триасовых отложениях неф-тегазоносность связана с терриген-ными коллекторами нижнего и верхнего отделов, известняками и доломитами среднего триаса. Палеогеновые отложения нефтегазоносны в Предкарпатском прогибе. Регионально нефтегазоносной толщей здесь являются олигоценовые отложения, представленные флишем с горизонтами массивных песчаников; реже встречаются залежи в эоцене. Залежи нефти и газа встречены почти по всему разрезу миоцена, но основное значение имеют гельветские и сарматские горизонты. Важным нефтегазоносным комплексом является также меотис. [13]
В этих и других работах всесторонне обсуждаются наиболее актуальные и важные теоретические проблемы геологического строения и неф-тегазоносности фундамента. [14]
Присутствие в газе повышенных по отношению к фону содержаний УВ ( от метана до гексана) является прямым показателем неф-тегазоносности недр. Метод наиболее эффективен в областях, тектонически активных в новейший этап развития. Морфологически аномалии имеют чаще всего кольцевой и пятнистый характер. Рассматриваемый метод вне комплекса с другими методами прямых поисков месторождений не дает достоверных результатов. [15]
Страницы: 1 2 3