Cтраница 2
В Терско-Дагестанской нефтеносной области напорные минерализованные воды содержатся в караганских и чокракских отложениях. Имеют минерализацию около 1 - 2 г / л и относятся к гидрокарбонатно-хлоридно-натриевым, а в Дагестане на Махачкалинском месторождении эти воды вскрыты на глубинах 600 - 1600 м, имеют минерализацию 3 - 6 г / л и самоизливаются. [16]
Образец представляет нефть I, II, X-XVI XYIII-XXII пластов караганских и чокракских отложений. [17]
Проведено наблюдение за процессом образования твердой фозы в смесях вод верхнемеловых и чокракских отложений Западно-Гудермесского месторождения. Рассматриваемые смеси вод представляли один из вариантов выбора рабочего агента для поддержания пластового давления в чок-ракской залежи нефти Западно-Гудермесского месторождения, где пластовая температура равна 50 С, а пластовая вода практически не содержит растворенной углекислоты. [18]
Первые проведенные испытания показали, что при бурении с указанной компоновкой в сарматских, кара-ганских, чокракских отложениях обеспечивается требуемая максимальная интенсивность искривления ствола скважины с осевыми нагрузками на долото в пределах 8 - 20 тс. [19]
Нефть верхнемеловых отложений, полученная в 1959 г. из скважины 100, по общим свойствам и групповому углеводородному составу резко отличается от тяжелой нефти чокракских отложений этого же района. [20]
В пределах центрального Ставрополья залежи газа в чокраке открыты на Северо-Ставропольском, Пелагиадинском, Казинском, Кугутинском и Гра-чевском поднятиях; признаки газа из чокракских отложений отмечались на Дербетовской и Кугультинской площадях. [21]
В 1959 г. впервые в районе Малгобек была получена нефть верхнемеловых отложений, отличающаяся по групповому углеводородному составу и содержанию светлых фракций от легкой малгобекской нефти, добываемой из караганских и чокракских отложений. [22]
Верхнемеловая нефть более легкая ( рД 0 824 ч - 0 848), менее смолистая ( смол силикагелевых 3 56 - 5 30 %, асфальтенов 0 95 - 1 39 % вместо 1 5 %; коксуемость 1 85 - 2 21 % вместо 3 35 %) и содержит больше бензиновых фракций ( до 200 С - 27 8 - 30 4 % вместо 22 4 %), чем нефть караганских и чокракских отложений. По содержанию твердых парафиновых углеводородов эти нефти близки. [23]
Дагестанский ареал зон нефтегазонакопления состоит из трех зон нефтегазонакопления - Западной, Восточной и Приморской. Продуктивными являются чокракские отложения ( свыше 10 пластов-коллекторов), олигоценовые, известняки верхнего мела и песчаники альба - апта. Большая часть месторождений нефти и газа приурочены к Восточной антиклинальной зоне, где выявлено семь месторождений, из которых пять газонефтяных, расположенных в юге ( Каякент, Берекей, Дузлак, Дагогни, Хошмензйл) и открытых после 1934 г., в значительной степени выработаны. [24]
На месте поперечного поднятия - Дагестанского клина - известны два нефтяных месторождения - - Тернаирское и Махачкалинское. Нефтеносны здесь только чокракские отложения. [25]
Сингенетично нефтеносные свиты нефтеносны не по всему прогибу. Так, например, чокракские отложения нефтеносны в центральной части прогиба, к югу нефтеносность этих отложений постепенно затухает. [26]
Промышленная нефтегазоносность на территории предгорного Дагестана охватывает широкий стратиграфический диапазон от нижнего мела до неогена включительно. Промышленные залежи нефти и газа установлены в нижпемело-вых, верхнемеловых, фораминиферовых, хадумских и чокракских отложениях. Распространение нефтяных и газовых скоплений района контролируется дпумя антиклинальными зонами - Восточной и Западной. Из них с Западной антиклинальной зоной связаны два ( Селли и Гаша), а остальные приурочены к поднятиям Восточной антиклинальной зоны. Основное количество нефти Дагестанской АССР добывается на нефтяных и газонефтяпых месторождениях Русский Хутор, Сухокумское, Южно-Сухокумское и др., находящихся на севере Дагестана. Нефтеносность этих месторождений связана с нижнемеловыми и среднеюрскими песчаноглинистыми отложениями. [27]
Крайне низкие пластовые давления в чокракских отложениях на всех вышеуказанных поднятиях и особенно на Северо-Ставропольском и Пелагиадинском поднятиях совершенно не соответствуют глубине залегания залежей. Такое несоответствие отдельные исследователи [8] объясняют близким расположением выходов чокракских отложений на поверхность и недостаточным их питанием на выходах вследствие сравнительно небольшого количества атмосферных осадков. [28]
В 1956 г. нами был выбран пресный родник, выходящий из чокракских отложений в районе На-рат - Тюбинской моноклинали ( Северный Дагестан), из которого было взято 260 л воды. [29]
В пределах изучаемой нами площади ( Апшеронский п-ов, центральная и юго-восточная зона Кобыстана) нефтяные и газовые месторождения приурочены к определенным отложениям, причем выше и ниже их по разрезу месторождений не имеется. В центральной зоне Кобыстана промышленные нефтяные залежи встречены в песчаных коллекторах майкопской свиты и чокракских отложениях. Богата нефтью и газом на Апшеронском п-ове продуктивная толща; в диатомовой свите мы имеем бедные нефтяные месторождения, так как она содержит в себе очень мало коллекторов. [30]