Погружение - порода
Cтраница 3
Это обусловлено, видимо, процессами эмиграции сингенетичных газообразных и жедких УВ по мере погружения пород и метаморфическими изменениями ОВ. Это хорошо согласуется с максимально высоким содержанием УВ в сапропелевом ОВ по сравнению с гумусовым, содержащим гумины, хотя и залегающим на больших глубинах. [31]
Из рисунка видна тенденция к снижению пьезометрических уровней от Гиссарского и Зеравшанского хребтов в направлении погружения флюидовмещающих пород. Так, абсолютные отметки уровней снижаются от 300 - 600 м вблизи горно-складчатых сооружений до 100 - 150 м и менее на Хазарлинской и Беурдешинской структурах. Гиссарский и Зе-равшанский хребты рассматриваются как области регионального инфиль-трациоыного питания всех нефтегазоносных комплексов, включая юрский. [32]
В связи с этим изучение палеотемпературного режима нефтегазоносных регионов представляет определенный интерес для понимания роли палеотемпературных факторов нефтегазообра-зования по этапам погружения нефтегазоматеринских пород. [33]
Урус-Тамакское месторождение, приуроченное к юго-восточному склону Южного купола Татарского свода, представляет собой небольшую и очень пологую структуру на общем фоне погружения пород. Структура вытянута в меридиональном направлении. [34]
По этим формулам или соответствующим кривым исследователи стали определять, сколько воды было отжато за тот или иной период геологического времени при погружении пород на соответствующий отрезок глубины. Подобные расчеты, хотя авторы этого и не оговаривали в своих работах, автоматически означали, что при этом предполагается: 1) эта кривая считается аналогом компрессионной кривой, 2) соответствие пористости глубине достигается в геологическом масштабе времени мгновенно. [35]
При сравнении кривых 5 и 6 видно, что они достаточно близки и поэтому условия пунктов III и IV приводят к малому расхождению при отыскании скоростей погружения пород на глубину, если, конечно, эти условия взаимно согласованы. [36]
Анализ полученных данных по материалам Западного и Южного Узбекистана, Устюрта и Ферганы позволил установить определенную тенденцию изменения качественной и количественной характеристики нефтегазовых УВ с глубиной погружения нефтегазоматеринских пород, содержащих ОВ. [37]
 |
Схемы конвекционных ячеек. [38] |
Залегание менее концентрированных подземных вод ниже более минерализованных может быть связано со сменой гидрохимической формации и ( или) дегидратацией минералов ( преимущественно глин) в ходе стадиальных изменений при погружении пород. Достаточно интенсивные перетоки менее плотных, часто щелочных вод вверх происходят в периоды тектонических перестроек, когда к гидродинамически неравновесному распределению плотности подземных вод добавляется и возрастание трещиноватости пород, обеспечивающее возможность таких перетоков. [39]
Как мы показали, количество нефтегазовых УВ, выделенных из производящих пород, оказалось весьма значительным и колеблется от небольших долей процента до 10 - 20 % ( реже более) в зависимости от глубины погружения пород. Эти материалы согласуются с данными А. К. Каримова ( 1964 г.), который путем расчетов элементного состава ОВ, торфа, сапропеля и рассеянного ОВ ископаемых осадочных пород, а также потери массы ОВ в процессе карбонизации достаточно убедительно доказал возможность региональной эмиграции УВ из материнских пород. Так, по его данным, за период от стадии сапропеля ( торфа) до стадии газового угля ( Г) количество выделившихся УВ составляет 8 - 10 % от массы исходного ОВ или 16 - 20 % от массы ОВ ископаемой породы. Это значит, что осадочная толща объемом 1 км3, в которой породы содержат в среднем 1 % ОВ, может выделить 5 млн. т УВ. [40]
Физико-химическому разрушению подвержены газовые залежи и газовые шапки нефтяных месторождений. При погружении пород и росте пластового давления, не компенсируемом ростом газонасыщенности вод, газ ( метан) будет растворяться и газовая залежь постепенно может исчезнуть. Наиболее интенсивно процесс растворения метана происходит на глубинах, где температура превышает 100 - 120 С. В нефтяных залежах за счет диффузии газов возможны их дегазация и увеличение плотности нефтей. Как отмечает Л.М.Зорькин ( 1989), уменьшение газового фактора и снижение давления насыщения в направлении от наиболее приподнятой части залежи к контуру установлены на многих месторождениях Северного Кавказа, Урало-Поволжья и Западной Сибири. [41]
Рязано-Саратовскую, Московско-Кировско - Сыктывкарскую, Мезснско-Вы - чегодскую и др. Породы фундамента обнажаются на С. Наибольшая глубина погружения пород фундамента 15 - 20 км соответствует центр, и зап. [42]
Наибольшая глубина погружения пород фундамента ( по геофизическим данным до 20 км) отмечается в центральной части Прикаспийской синеклизы. [43]
Иное положение наблюдается в Ферганском нефтегазоносном бассейне. Здесь глубина погружения нефтепроизводящих пород палеогена колеблется от 1 2 - 3 км в прибортовых и адыр-ных районах до 6 - 7 км и более в центральной части впадины. [44]
Нефтегазопроизводившие разности пород или толщ могут быть выделены, по крайней мере, в двух случаях. Во-первых, при погружении пород или толщ на большие глубины, где ОВ этих образований полностью реализовало свои потенциальные возможности, и, во-вторых, в случаях, когда нефтегазопроизводившие отложения в силу пликативных тектонических подвижек испытали значительное поднятие и в настоящее время залегают на небольших глубинах, неблагоприятных для генерации и миграции УВ. [45]
Страницы: 1 2 3 4