Терригенная толща
Cтраница 3
Полоса увеличенной мощности рассматриваемой терригенной толщи, приуроченная к осевой части Рязано-Саратовского прогиба, с приближением к Волге сильно расширяется, превышая 200 км в поперечнике. [31]
Формация состоит из ряда терригенных толщ, разделенных несогласиями. Степень дислоцированности их заметно уменьшается от древних к молодым. Доверхнеюрские образования характеризуются сложной складчатостью с углами падения крыльев до 50 - 60, верхнеюрские залегают полого ( до 30), местами моноклинально. В составе формации преобладают песчаники и конгломераты ( нередко туфогенные), подчиненное значение имеют алевролиты, туффиты, туфы. Состав отложений с запада на восток меняется от песчано-конгломератового с горизонтами туфов до алевролито-песчаного. [32]
В целом пластовые воды терригенной толщи / нижнего карбона Арланского месторождения относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе и имеют формулу SiSzAz. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость, величина которой колеблется в пределах от 78 до 86 % - зкв. [33]
На Николо-Березовской площади мощность терригенной толщи возрастает ( 48 - 54 м), число аргиллитовых и песчано-алевролитовых пластов увеличивается. [34]
В минералогическом отношении глины терригенной толщи полиминерального состава представлены гидрослюдой, монтмориллонитом, каолинитом и другими разновидностями глин, а карбонатно-терригенной - гидрослюдой. [36]
Залежи нефти как в терригенной толще бобриковского го ризонта, так и в карбонатах турнейского яруса отличаются боле сложным, чем девонские геологическим строением. Пласты терри генной толщи имеют ярко выраженную зональность, расчленен. Карбонаты турнейског яруса низкопористые, низкопроницаемые. [37]
Промышленная нефтеносность приурочена к визейской терригенной толще, в которой нефтеносными являются пласты BI и Во тульского горизонта. Пласт Во сложен песчаниками и алевролитами, часто переслаивающимися с доломитами и до-ломитизированными песчаниками, пласт BI - песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями аргиллитов. [38]
Залежи нефти как в терригенной толще бобриковского горизонта, так и в карбонатах турнейского яруса отличаются более сложным, чем девонские геологическим строением. Пласты терригенной толщи имеют ярко выраженную зональность, расчленены на несколько прослоев, более глинистые. Карбонаты турнейского яруса низкопористые, низкопроницаемые. [39]
Практика разработки месторождений в терригенных толщах Башкирии показала, что при вскрытии песчаников с нефтенасы-щенной толщиной менее критической нефти из этих скважин получить не удается. Минимальная нефтенасыщенная толщина в ВНЗ зависит от вязкости нефти и составляет для условий девонских объектов Туймазов 2 м и менее. При расчетах УПС площадь подобных зон очевидно необходимо исключать. [40]
Следующая в разрезе небольшой мощности терригенная толща угленосного горизонта распространена повсеместно. И те и другие терриген-ные пачки обогащены органическим веществом. Постепенное обеднение разреза турпейских отложений Камско-Кинельской впадины при движении снизу вверх карбонатным материалом, ослабление в этом направлении доломитизации известняков и, наконец, полная замена последних терригенным комплексом пород свидетельствуют о неуклонном опреснении бассейна. На последнем этапе турнейского осадконако-пления должны были уже отчетливо сказаться континентальные условия. Этот отрезок времени ( верхнемалшювская пачка) знаменуется подъемом дна бассейна и, возможно, последующим местным осушением в пред-яснополянский век. [41]
 |
Геолого-геофизический разрез ТТНК. [42] |
Литологический состав пород, слагающих терригенную толщу, весьма разнообразный - аргиллиты, алевролиты, песчаники и глинистые известняки. Глинистые породы представлены аргиллитами. Ниже приведены данные, характеризующие основные особенности строения пластов и залежей ТТНК. [43]
 |
Структурная карта по кровле газоносной песчаной угерской толщи газовых месторождений Бильче-Волица и Угерско ( по II. Д. Блину. [44] |
Газоносными являются песчаные прослои в терригенной толще нижнего сармата. Главная газоносная толща вскрывается в интервале глубин 670 - 780 м, где установлены два газоносных горизонта ( нижний и верхний), выклинивающихся па северо-восточном крыле складки. В верхнем горизонте установлены четыре литоло-гически экранированные залежи, в нижнем - шесть. В интервале глубин 220 - 560 м открыто несколько мелких залежей. Опарское месторождение расположено в 13 км северо-восточнее г. Дрогобыча, в зоне надвигов Внутренней зоны Предкарпатского прогиба на Внешнюю. Геологический разрез представлен отложениями мела, тортона и нижнего cap мата. [45]
Страницы: 1 2 3 4