Тектонический фактор
Cтраница 2
Там, где наблюдается древняя унаследованность невыровненного рельефа, необходимо учитывать тектонический фактор. Только в тех случаях, когда мощность осадков, выполняющих понижения в погребенном рельефе, будет значительно увеличенной против средней мощности данной площади, а в подошве изучаемой толщи наблюдается размыв, можно говорить о его эрозионном происхождении. Подтверждением может также служить уменьшение мощности подстилающих пород. [16]
Из двух отмеченных факторов наибольшее значение в образовании нефтяных месторождений имеет тектонический фактор, создающий структурные формы для скопления нефти. [17]
При этом, однако, электрические свойства горных пород обусловливаются также диалогическими структурными и тектоническими факторами. [18]
Построение карты постседиментационных изменений в результате литогенеза и последующих трансформаций под действием тектонических факторов осуществлено по результатам расчетов между цифровыми картами базовой поверхности и существующим положением кровли продуктивных пластов. [19]
Для обеспечения питания осадочным материалом необходим непрерывный рост горных сооружений, т.е. влияние тектонического фактора. При сокращении их роста даже огромные горные сооружения довольно быстро срезаются эрозией ( особенно в экваториальной зоне), и лавинная седиментация затухает. Области лавинной седиментации особо крупных масштабов - это как бы антигоры, т.е. осадочные образования, связанные с разрушением крупных горных сооружений, коррелятные отложения толщи гор. Без роста гор невозможен рост антигор на дне водоемов. [21]
Разные типы соляных куполов располагаются в бассейне закономерно, сменяя друг друга и подчиняясь региональным тектоническим факторам. Для подсолевых палеозойских отложений основным региональным флюидоупором является соленосный комплекс кунгура с сульфатно-терри-генной толщей в основании ( филип-повскнй горизонт), распространенный в пределах всей Прикаспийской впадины. В отдельных районах роль зональных и локальных покрышек выполняют глины тульского горизонта, глинистые известняки и доломиты окского надгоризонта, глннисто-кар-бонатные породы верейского горизонта. Иногда в зависимости от глубины допермского размыва известняки башкирского яруса перекрываются глинисто-карбонатной толщей артин-ского возраста. В надсолевых отложениях флюидоупорами являются глинисто-мергельные толщи верхнепермских н триасовых отложений, глинистые ( угленосные) толщи средней юры, глины неокома, апта, альба. В разрезе установлено несколько промышленных и перспективных регионально нефтегазоконденсатонос-ных свит. В подсолевых отложениях это нижне -, средне -, верхнедевонские, террнгенные и карбонатные отложения, нижне -, средне -, верхнекаменноугольные карбонатные и терригенные толщи, ннжнепермские карбонатные и терригенные отложения. В надсоле-вом комплексе преимущественно нефтеносными являются терригенные отложения нижнего н верхнего триаса, средней юры и нижнего мела, обладающие разными ареалами продуктивности и содержащие различные по составу и свойствам нефти. В подсолевых отложениях выявленные месторождения располагаются в границах крупных сводовых выступов и ступенчатых блоков фундамента и подсолевого ложа. [22]
Разные типы соляных куполов располагаются в бассейне закономерно, сменяя друг друга и подчиняясь региональным тектоническим факторам. Для подсолевых палеозойских отложений основным региональным флюидоупором является соленосный комплекс кунгура с сульфатно-терри-генной толщей в основании ( филип-повский горизонт), распространенный в пределах всей Прикаспийской впадины. В отдельных районах роль зональных и локальных покрышек выполняют глины тульского горизонта, глинистые известняки и доломиты окского надгоризонта, глинисто-карбонатные породы верейского горизонта. Иногда в зависимости от глубины допермского размыва известняки башкирского яруса перекрываются глинисто-карбонатной толщей артин-ского возраста. В надсолевых отложениях флюидоупорами являются глинисто-мергельные толщи верхнепермских и триасовых отложений, глинистые ( угленосные) толщи средней юры, глины неокома, апта, альба. В разрезе установлено несколько промышленных и перспективных регионально нефтегазоконденсатонос-ных свит. В подсолевых отложениях это нижне -, средне -, верхнедевонские, терригенные и карбонатные отложения, нижне -, средне -, верхнекаменноугольные карбонатные и терригенные толщи, нижнепермские карбонатные и терригенные отложения. В надсоле-вом комплексе преимущественно нефтеносными являются терригенные отложения нижнего и верхнего триаса, средней юры и нижнего мела, обладающие разными ареалами продуктивности и содержащие различные по составу и свойствам нефти. В подсолевых отложениях выявленные месторождения располагаются в границах крупных сводовых выступов и ступенчатых блоков фундамента и подсолевого ложа. [23]
До 1962 - 1963 гг. считалось, что образование всех поднятий Пермского Прикамья обусловлено тектоническим фактором. [24]
Напротив, высокая эффективность процесса заводнения по объекту IV d того же месторождения в значительной мере обязана положительной роли тектонического фактора. При проектировании площадного заводнения по этому объекту нагнетательные скважины были размещены на основе предположения, что мелкие нарушения не разобщают залежь на изолированные блоки и она представляет собой единое поле. [25]
В ориентировании трещин в пространстве и относительно простирания и падения слоев, а также в развитии систем трещин и их геометрии тектоническому фактору принадлежит наибольшая роль. [26]
Таким образом, история развития Алтае-Саянской горной страны в течение палеогена и неогена и формирующихся в это время отложений определяется постепенным снижением роли тектонических факторов, активным проявлением вулканизма на востоке региона и возрастанием значения климатических факторов. Общая направленность экзогенных процессов в этот период довольно резко отличается от предыдущего этапа. Преобладает снос выветрелых пород со склонов и водоразделов и накопление их в ограниченных по площади межгорных котловинах. Склоны и водоразделы в результате этого оказались сложенными с поверхности крепкими скальными породами. [27]
Пьезомаксимумы часто совпадают с проявлениями сверхгидростатического давления, природа которого до конца не выяснена; предполагается, что важную роль в его образовании играет тектонический фактор. Зоны сверхвысокого давления на севере бассейна контролируются надежными флюидоупорами, прежде всего - нижнефранским глинистым. [28]
Причинами столь низких текущих и конечных коэффициентов извлечения нефти являются, с одной стороны, сложность строения карбонатных коллекторов, определяемая большим разнообразием структурно-текстурных особенностей, наложением влияния тектонических факторов и процессов диагенеза на емкостную и фильтрационную структуру пласта; с другой-более ярко выраженное молекулярно-поверхностное взаимодействие карбонатной породы с насыщающими пласт нефтями, значительно затрудняющими процесс извлечения нефти из пласта. [29]
Обычно строгой закономерности в распределении систем трещиноватости по элементам структур, к которым приурочены нефте-и газосодержащие залежи, не наблюдается, так как предполагается, что, кроме тектонического фактора, на распределение систем трещин на структуре влияют в некоторой степени и свойства самих пород. Вообще же наиболее трещиноваты те участки структуры, где изменяются углы падения пород - периклинали на пологих складках и своды на структурах с крутыми крыльями. [30]
Страницы: 1 2 3 4