Cтраница 3
В сводовой части на поверхность выходят известняки среднека-менноугольных отложений. Промышленная газоносность связана с песчаными коллекторами верейского горизонта нижнекаменноугольных отложений, в которых умановлено около 10 самостоятельных пластов. [31]
Образование нижнекаменноугольных структурных форм связано, как правило, с аномальными мощностями позднедевонско-раннекаменноугольного возраста биогенного генезиса, составляющими его ядра. Параге-нетическое существование локальных структурных форм терригенной девонской толщи и нижнекаменноугольных отложений обусловлено тем, что рифовые постройки образованы в основном оседлыми колониальными рифостроящим организмами, которые чрезвычайно требовательны к условиям среды обитания - температуре, гидродинамике, солености, глубине. [32]
На рис. 64 приведена карта сопоставления запасов нефти месторождений, расположенных в зоне палеодельт, с запасами месторождений, выявленных на остальных площадях по отдельным экономическим районам. Из нее видно, что наибольшее количество нефти в нижнекаменноугольных отложениях содержится в приустьевых образованиях древних рек. Следовательно, выводы об особой роли дельтовых образований в аккумуляции больших скоплений нефти подтверждаются практикой. [33]
Для Припятского грабена характерны только нефтяные месторождения, приуроченные к межсолевым и подсолевым отложениям девона, в той или иной мере осложненным соляным диапиризмом. В северо-западной части Днепровского грабена, ограниченной с востока Ворсклянским разломом, широко развиты нефтяные, нефтегазовые и газоконденсатные многопластовые месторождения с большим диапазоном нефтегазоносности разреза от мезозойских до нижнекаменноугольных отложений. [34]
В регионах, где все эти факторы могут быть учтены, в известный период, складываются устойчивые системы поэтажной разведки. Так, в Тимано-Печорской провинции были четко выделены два, а на некоторых месторождениях три этажа разведки: нижний включал породы силура, нижнего, среднего и части верхнего девона ( поддоманиковый комплекс); средний - верхнефранские, фаменские и нижнекаменноугольные отложения и верхний - среднекаменноугольные и нижнепермские отложения. [35]
На основании приведенных сведений о результатах поисково-разведочных работ на глубинах более 4 5 км можно отметить следующее. В последующие годы в ДДВ основными объектами поисков и разведки остаются нижнекаменноугольные и девонские отложения. Нижнекаменноугольные отложения наиболее перспективны в северной и прибортовой зонах, в пределах Глинско-Розбышевского района и других территорий. [36]
Тенгиз, Королевское, Южное н др.), осложняющих крупный вал, протяженностью около 120 км. Продуктивность артинских и нижнекаменноугольных отложений связана преимущественно с обломочными, органогенно-обломоч-ными известняками, имеющими хорошие коллекторские свойства, и с до-ломитизированными мергелями. Региональной покрышкой является со-леносный комплекс кунгура. [37]
ТЕНГИЗСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ - находится в Эм-бинском районе Гурьевской области. Чапаевское, Приморское, Тенгиз, Королевское, Южное и др.), осложняющих крупный вал, протяженностью около 120 км. Продуктивность артинских и нижнекаменноугольных отложений связана преимущественно с обломочными, органогенно-обломоч-ными известняками, имеющими хорошие коллекторские свойства, и с до-ломитизированными мергелями. Региональной покрышкой является со-леносный комплекс кунгура. [38]
Вероятно, он оказал влияние и на палеозойский чехол. Во-первых, вдоль него схематично по терригенным отложениям девона наметился прогиб северо-западного простирания. Во-вторых, в нижнекаменноугольных отложениях непосредственно восточнее него происходит смена рифовых фаций нерифовыми. [39]
Между обрывом кристаллического щита и центральным хребтом Сахары расположена пустыня, известная под названием бассейна оз. Известные в Нигерии слои мелового возраста расположены вдоль крутого обрыва; к северу от Нигерии они имеют большое площадное распространение и присутствуют в районе вдоль древнего караванного пути от Триполиса до оз. Здесь также известны выходы нижнекаменноугольных отложений. [40]
Нижнеомринское месторождения ( газовые и газовые с нефтяными оторочками), из них основным считается Нибельское газонефтяное месторождение. В Тэбукской зоне выявлено два нефтяных месторождения - Западно-Тэбукское и Джьерское. Для первого месторождения характерен большой диапазон нефтегазоносности, охватывающий силурийские, девонские и нижнекаменноугольные отложения. [41]
Следующее звено Днепровского грабена - к востоку от Ворсклян-ского разлома - характеризуется преимущественным распространением газовых и газоконденсатных месторождений. Исключение составляют только южная прибортовая зона грабена, в пределах которой далеко на юго-восток вытянулась полоса нефтяных и газовых месторождений. Стратиграфический диапазон месторождений в юго-восточной части Днепровского грабена установлен or триасовых до средне-и нижнекаменноугольных отложений. Севернее Донецкого складчатого сооружения на склоне платформы в каменноугольных отложениях открыты залежи газа. [42]
Он отличается региональным характером газоносности. Многочисленные залежи газа ( иногда с нефтяными оторочками) выявлены практически на всех площадях, где этот комплекс вскрывался бурением. На ряде месторождений, расположенных главным образом в северной прибортовой зоне, в нижнекаменноугольных отложениях установлены единичные скопления нефти промышленного значения. [43]
Свободные газы месторождений Днепровско-Дояецкой впадины метановые, бессернистые. Плотность газов несколько увеличивается с глубиной: от 0 586 - 0 609 г / см3 для газоносных горизонтов мезозойских отложений до 0 577 - 0 772 г / см3 для газоносных горизонтов нижнекаменноугольных отложений. Конденсаты нафтеново-метанового типа, малосернистые. [44]
В периферийной зоне ( за изогипсой - 2500 м) вскрывается весь продуктивный разрез от кровли до отметки 100 - 150 м выше ГВК одним диаметром долота. Обычные скважины с колоннами диаметром 146 и 168 мм в присводовой части между изогипсами - 2500 и - 2170 м вскрывают одним диаметром долота отложения от кровли среднего карбона до отметки 100 - 150 м выше ГВК. В сводовой зоне ( внутри изогипсы - 2170 м) вскрытие продуктивного массива осуществляется в два этажа: первый на глубину до 600 м от кровли среднего карбона, второй - по отложениям нижнего карбона до отметок 100 - 150 м выше ГВК. Высокопродуктивные скважины увеличенного диаметра, размещаемые в этих частях месторождения, вскрывают среднекаменноугольные и частично ( 100 - 150 м) нижнекаменноугольные отложения. [45]