Палеогеновая порода
Cтраница 2
Другими классическими примерами являются Ахтырско-Бу - гундырское и Зыбзенское месторождения на Кубани. Пластовые сводовые залежи в них первоначально были приурочены к складкам, образованным палеогеновыми породами, которые позже в связи с подъемом подверглись глубокому размыву, и залежи были частично или полностью разрушены. После наступления трансгрессии и перекрытия более молодыми майкопскими отложениями размытых складок палеогена вследствии продолжающегося подтока нефти в палеогеновых пластах образовались пластовые стратиграфически экранированные залежи, у них даже появились газовые шапки. Залежи сформировались и выше поверхности размыва в более молодых выклинивающихся пластах майкопской толщи, может быть, в том числе и за счет материнских пород, входящих в состав этой свиты. [16]
Промышленная нефтегазоносность связана с мезозойскими и кайнозойскими отложениями. В Бильче-Волицкой зоне прогиба газоносны юрские, верхнемеловые и неогеновые ( гельветские, тортонские и сарматские) отложения, в Бориславско-Покутской регионально нефтегазоносны палеогеновые породы. Наибольшее число залежей связано с продуктивным горизонтом менелитовой свиты олигоцена. По особенностям геологического строения и нефтегазоносности в пределах Пред-карпатского бассейна выделяют два района - Бориславско-Покут - ский нефтегазоносный и Бильче-Волицкий газоносный. [17]
Процесс интенсивного новообразования жидких УВ в зоне катагенеза в бассейнах разных типов и возрастов отмечается при разных температурах и на различных глубинах. Так, в девонских и силурийских отложениях Восточной Сахары верхняя граница ГФН фиксируется при температуре 50 С, в нижнеюрских породах Парижского бассейна - 60 С, в верхнемеловых и палеогеновых породах Западной Африки - 70 С, в неогеновых отложениях бассейна Лос-Анджелес - 115 С. ГФН в кайнозойских отложениях не только отвечает более высоким температурам и соответственно располагается на больших глубинах, но и носит более растянутый характер. Это четко прослеживается на примере бассейнов Тихоокеанского пояса, Южно-Каспийского, Азово-Ку - банского бассейнов и др. Более высокие температуры начала интенсивной генерации многие исследователи связывали в основном с влиянием фактора времени, т.е. недостаточной длительностью прогрева. В настоящее веремя установлено, что характер распределения катагенетической зональности и температур ( палео-температур) бассейна зависит от ряда факторов: общего геотектонического развития региона, строения разреза, характера геотермического и флюидодинамического режимов бассейна, генетического типа ОБ и др. Так, в кайнозойских бассейнах относительно высокие температуры и повышенные глубины кровли ГЗН связаны прежде всего с большими скоростями погружения и накопления осадков, вследствие чего сохраняются седиментацион-ные воды, что способствует возникновению АВПД, которое в свою очередь тормозит ход катагенетических процессов. [18]
 |
Схема размещения нефтяных и газовых месторождения в Магеллановом нефтегазоносном бассейне. [19] |
Промышленная нефтеносность приурочена к восточной части бассейна. Регионально нефтеносными являются верхние отложения. Подчиненное значение имеет нефтегазоносность палеогеновых пород. Зоны нефтегазонакопления приурочены к поднятиям приразломного и над-разломного типов и сконцентрированы в трех неравноценных ареалах зон нефтегазонакопления: Центральном, Южном и Западном. Наиболее крупным является месторождение Комодоро-Ривадавия, открытое в 1907 г. Открыты первые месторождения в субаквальной части бассейна. [20]
В строении Предкарпатско-Балканского бассейна принимают участие палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения. Вышезалегающие мезозойские породы характеризуются мощностью свыше 8000 м, распространены также и в меридиональной части бассейна, где мощность их значительно меньше и где они залегают непосредственно на кристаллическом фундаменте. Кайнозойские отложения слагают с поверхности весь бассейн и представлены палеогеновыми породами, залегающими в основании краевого прогиба, и неогеновыми породами, заполняющими краевой и межгорный Карпатско-Бал - канский прогиб. Мощность неогеновых отложений меняется в широких пределах. Для разреза их характерны соленосные отложения акви-танского и тортонского возраста. В разрезе палеогена выделяется характерная менилитовая серия олигоценового возраста с прослоями песчаника клива. [21]
Наибольшее инженерно-геологическое значение в этом районе имеют плиоцен - четвертичные субаэ-ральные сыртовые отложения. В Заволжье сыртовые отложения подстилаются морскими плиоценовыми песчано-глинистыми осадками, на Общем Сырте - верхнепермскими, нижнетриасовыми, юрскими, меловыми и палеогеновыми породами. [22]
Внутреннее строение Южно-Таджикской СГД осложнено надвиговой тектоникой; из наиболее крупных структурных элементов здесь известны Сурхандарьинская и Кулябская мегасинклинали и Вахш-Кафир - ниганская мегантиклиналь, осложненные более мелкими. В юрской толще мощностью от 200 до 2200 м выделяются терриген-ная, карбонатная и соленосная формации. Меловые отложения представлены пестроцветным неокомом и главным образом сероцветным терригенным апт-сеноманским комплексом. Палеогеновые породы сложены в основном карбонатно-ангидритовым комплексом палеоцена, карбонатно-терригенным комплексом эоцена и терригенными образованиями оли-гоцена. Орогенный комплекс сформирован толщами континентальных, преимущественно красноцветных моласс, мощность которых достигает в Кулябской мегасинклинали 5 - 8 км, Сурхандарьинской - 5 км. Палеогеновые и неогеновые отложения также будут распространены ниже поверхности - 4 5 км, но площадь их развития незначительна. [23]
Структуры некоторых небольших месторождений связаны с выступами фундамента; залежи нефти лито-логически или стратиграфически экранированные. Структура осадочных пород месторождения до валанжинского яруса включительно отражает пологий выступ фундамента. Залегающие выше меловые и палеогеновые породы образуют моноклиналь. [24]
Склоновые отложения позднего плейстоцена и голоцена покрывают сплошным чехлом склоны гор, холмов и увалов. Пологосклоновый рель-еф, широкие водоразделы создают возможность для развития элюво-делювиальных отложений. В Южно-Приморской зоне развиты оползневые накопления в виде шлейфов вокруг базальтовых плато. В ряде случаев оползни представлены огромными массивами. Оползающие базальты вовлекают в движение глинистые палеогеновые породы. Поэтому состав оползневых накоплений очень разнообразный. В верхней части тела оползня, ближе к зоне обрыва, концентрируется грубый материал, у основания оползня - более тон-кий. Количество заполнителя может меняться на небольшом расстоянии. [25]
Страницы: 1 2