Нефтеносная свита

Cтраница 2

Нефтематеринские формации, включающие в себя нефтеносные свиты, связаны с силуром, девоном и нижним карбоном. [16]

Ухте - в Ухтинском районе, где нефтеносная свита имеет верх-недевонский возраст. Она покрывается свитой горючих сланцев домаников, в некоторых отношениях аналогичных верхнедевонским сланцам Чаттануга в Соединенных Штатах. Эти сланцы Чаттануга некоторыми американскими геологами считаются за материнскую породу, давшую исходный материал для образования девонской нефти в месторождениях восточной нефтяной области и Мид-Континента в Соединенных Штатах. [17]

Спутниками нефти ( а значит, и нефтеносных свит) могут быть углеводородные газы, сопутствующие процессу битумообразова-ния. Для оценки связи углеводородных газов с нефтью служит их состав, в частности содержание тяжелых углеводородов. [18]

Приходилось уже отмечать [14], что образование нефтеносных свит рассматриваемого типа происходило в условиях мелководных полузамкнутых бассейнов морского или лагунного облика, приуроченных к крупным, быстро прогибающимся и интенсивно заполняющимся осадками геотектоническим депрессиям. [19]

Начинающие разведчики возражали, что глубокое погружение широко распространенной нефтеносной свиты является благоприятным признаком. Глубокое погружение сохраняет залежи от их истощения и создает благоприятные условия для водяного подпора. [20]

Если жо миграция нефти продолжается и за пределами данной нефтеносной свиты, образующаяся в конечном итоге залежь называется вторичной. [21]

По-видимому, в угленосной толще северной части Башкирии присутствуют нефтеносные свиты в изложенном нами понимании. Этим и обусловлена интенсивная восстановленность ряда песчаных прослоев, чего нет в более южных районах. [22]

При выделении эксплуатационных объектов большое значение имеет трещиноватость пород нефтеносной свиты. При наличии трещин все части нефтеносной свиты по вертикали могут быть взаимосвязаны, и в этом случае расчленение нефтеносной свиты на отдельные эксплуатационные объекты теряет свой смысл и приведет лишь к заложению лишних скважин. [23]

Схема фактического размещения раз. [24]

Детальную геологическую съемку в крупном масштабе с прослеживанием границ отдельных нефтеносных свит и пачек, с нанесением всех выходов нефти, газа, ки-ра, нарушений, родников и прочих геологических деталей. [25]

В большинстве случаев нефть встречается в местах первичного залегания; нефтеносные свиты образуются чередованием непроницаемых глинистых или мергелистых пород с пропитанными нефтью песками и песчаниками, реже - известняками. [26]

Для небольших по размерам площадей на первом этапе изучения фаций нефтеносной свиты проектируют три профиля ( в центре и на краях площади) для определения общих закономерностей изменения состава и мощности ее. Затем проектируют и разбуривают промежуточные профили там, где мощность и состав свиты изменяются. Как показывает практика, расстояние между основными и промежуточными профилями должно быть не меньше 2 5 - 5 км. [27]

Выше был подмечен ряд общих черт между условиями образования некоторых нефтеносных свит ( по нашему мнению, выраженных в нефтеносных фациях) и благоприятных для процесса накопления и восстановления органического вещества современных фаций осадков. Мы, конечно, не ожидаем здесь полных аналогий, но основные закономерности этого процесса для тех и других отложений могли быть общими. С указанной точки зрения рассмотренные в настоящей работе данные А. И. Горской по превращению битумной части осадков представляют особый интерес. [28]

Расположение первоочередных разведочных скважин на брахиан. [29]

Такой профиль закладывают в месте максимальной отметки свода структуры по нефтеносной свите; дополнительные профили располагают на периклиналях складки. Расстояние между профилями выбирают в зависимости от условно определенной высоты предполагаемой пластовой сводовой залежи по аналогии с известными залежами в сходных структурных условиях. Проводя параллельно изогипсе какого-либо вышележащего стратиграфического горизонта условный внешний контур залежи, можно определить и положение крайних профилей, закладываемых с таким расчетом, чтобы они попали внутрь этого условного контура. Нанося условный контур предполагаемой залежи на структурную карту и на профили, определяют взаимное положение скважин на этих профилях, смещая последующие скважины по отношению к структурным изогипсам. [30]

Страницы: 1 2 3 4