Cтраница 3
В настоящее время только в пределах Вельской депрессии Пре-дуральского прогиба выявлено более 20 месторождений нефти и газа, приуроченных к зоне развития рифовых массивов. Эти массивы барьерного типа протягиваются вдоль древней береговой линии раннепермского морского бассейна. Они имеют форму чаще всего конусообразных возвышений и располагаются на базальных отложениях верхнего карбона. [31]
Основная продуктивная толща в Днепровско-Донецкой газонефтеносной области входит в сосаав верхнекаменноугольно-ниж-непермского газонефтеносного комплекса, с которым связана большая часть разведанных запасов газа и нефти в восточных районах Украины. Именно в отложениях этого комплекса открыты крупнейшие по запасам залежи газа и газоконденсата Шебелин-ского и Западно-Крестищенского месторождений. Породы-коллекторы, слагающие комплекс, представлены преимущественно песчаниками и алевролитами, образующими залежи газа и нефти массивно-пластового типа. Для залежей, выявленных в отложениях верхнего карбона и нижней перми, характерна определенная зональность. В северо-западной части впадины преимущественно распространены скопления нефти - Леляковское Гнединцев-ское, Глинско-Розбышевское месторождения, а газовые залежи широко представлены в юго-восточной части - Шебелинское, Западно-Крестищенское, Кегичевское, Ефремовское и другие месторождения. Они отличаются сравнительно высокими коллектор-скими свойствами и хорошей выдержанностью по площади и разрезу месторождений. [32]
Малышевское нефтяное месторождение - расположено на территории Архангельского р-на Башкирии. В тектоническом отношении М.м. расположено на зап. Урала в полосе развития узких брахиантиклинальных складок: Николаевской, Кинзебулатовской, Карлинской и других. Геологический разрез Малышевской площади, вскрытый скважинами, представлен отложениями верхнего карбона, перми и породами третичного возраста. В южной части складка нарушена небольшим сдвигом. [33]
Установлена промышленная нефтегазоносность и намюрских отложений нижнего карбона на больших глубинах. Так, в центральной части ДДВ на Коте леве кой площади из интервала глубин 4 634 - - 4 603 м получен приток газа и конденсата на 18-миллиметровой диафрагме соответственно 8Hi и 470 тыс. м / сут. На Восточно-Полтавской площади из отложения московского яруса при испытании интервала глубин 5195 - 5250 м получен приток газа дебитом 60 тыс. м3 / сут на 8-миллиметровом штуцере. В отложениях верхнего карбона получены притоки газа дебитом до 5 тыс. м3 / сут из интервала глубин 4665 - 3935 м, что указывает на перспективность этих отложений на больших глубинах. [34]
Нижнепермско-верхнекаменноугольный газонефтеносный комплекс является основной продуктивной толщей восточных районов Украины. С этим комплексом связаны почти все разведанные запасы газа территории. Именно в отложениях верхнего карбона и нижней перми открыты громадные залежи газа Шебелинского месторождения. Коллекторами комплекса служат преимущественно трещиноватые алевролиты, обусловливающие образование массивно-пластовых залежей газа и нефти. В распределении выявленных залежей отложений верхнего карбона и нижней перми отмечается характерная зональность. Здесь покрышкой нефтяных залежей является верхнепермская глинистая толща. В этой части впадины экраном для газовых залежей служит нижнепермская соленосная толща. [35]
В мезозое взброс отражается в виде флексурного перегиба, плащеобразно перекрывающего палеозойский разлом. Помимо основного почти продольного взброса центральный участок месторождения осложнен системой поперечных сбросов с амплитудой 50 - 100 м, образующей неглубокий грабен. Шебелинская структура существенно отличается от всех складок, в окружении которых она находится. Амплитуды дизъюнктивных нарушений значительно уступают толщине покрышек, т.е. условия для аккумуляции газа были весьма благоприятными. Продуктивны отложения верхнего карбона, нижнейпер-ми и триаса. Основная залежь связана с пластами и пропластка-ми песчаников и алевролитов толщиной до 20 м, залегающими в глинистых породах верхнекаменноугольного и нижнепермского возраста. Средний коэффициент газонасыщения 0 54 для свиты медистых песчаников ( нижняя Пермь) и 0 74 - для пород верхнего карбона. Газ всех горизонтов по своим физико-химическим свойствам почти идентичен, относится к категории сухих. Наряду с газом в значительном количестве добывается конденсат - около 14 см3 / м3 газа. Покрышка сложена плотными пестроцветными глинами триаса. Газ по составу аналогичен нижележащей основной залежи. [36]