Cтраница 1
Формирование залежи нефти и газа на моноклиналях происходит в процессе перемещения этих подвижных внутри пластовых природных резервуаров вверх по их наклону. [1]
Формирование залежи нефти на местоскоплении Чангыр-таш в Фергане обусловлено образованием асфальтовой пробки на выходах палеогеновых отложений, сыгравшей роль экрана. [2]
При формировании залежи нефти в результате региональной ( первичной) миграции пористое пространство породы оказывается заполненным диффузно рассеянными нефтью, газом и водой. В дальнейшем внутри пористой породы жидкость и газ распределяются в соответствии с их плотностями: газ занимает повышенную часть пласта ( образуя газовую шапку), ниже располагается нефть, а еще ниже вода. Однако полного гравитационного разделения газа, нефти и воды не происходит и часть воды ( связанной воды) остается в газовой и нефтяной зонах пласта, удерживается там силами поверхностного натяжения в субкапиллярных порах. [3]
В процессе осадконакопления при формировании залежи нефти в результате региональной ( первичной) миграции пористое пространство породы оказывается заполненным диффузно рассеянными нефтью, газом и водой. В дальнейшем при внутри-резервуарной ( вторичной) миграции внутри пористой породы жидкости и газ распределяются в соответствии с их плотностями: газ занимает повышенную часть пласта ( образуя газовую шапку), ниже располагается нефть, а еще ниже вода. Однако полного гравитационного разделения газа, нефти и воды не происходит и часть воды ( так называемой связанной воды) остается в газовой и нефтяной зонах пласта, удерживаясь там силами поверхностного натяжения в субкапиллярных порах. [4]
В процессе осадконакопления, при формировании залежи нефти, в результате региональной ( первичной) миграции пористое пространство породы оказывается заполненным диффузно рассеянными нефтью, газом и водой. В дальнейшем при внутрирезервуарной ( вторичной) миграции внутри пористой породы жидкости и гаэ распределяются в соответствии с их удельными весами: газ занимает повышенную часть пласта ( образуя газовую шапку), ниже распо - лагается нефть, а еще ниже вода. Однако полного гравитационного разделения газа, нефти и воды не происходит и часть воды ( так называемой связанной воды) остается в газовой и нефтяной зонах пласта, удерживаясь там силами поверхностного натяжения в субкапиллярных порах. [5]
Таким образом, на фактическом материале конкретных залежей нефти доказан механизм формирования залежи нефти в фундаменте за счет органического вещества окружающих осадочных нефтегазообра-зующих толщ, подтверждающий существующие представления о формировании нефтегазовых скоплений в фундаменте. [6]
Именно этими обстоятельствами вызвана необходимость на базе обобщения новых фактических материалов создать модель формирования залежи нефти ( газа) в фундаменте и на этой основе определить совокупность благоприятных геологических факторов для оценки перспектив нефтегазоносности этого объекта. [7]
Разумеется, ни один из факторов сам по себе не может считаться достаточным для формирования залежи нефти или газа. Только при определенном сочетании и взаимосвязи всех необходимых факторов обеспечивается полный процесс формирования. Однако это не значит, что для лучшего познания такого процесса их нельзя рассматривать отдельно, тем более что некоторые из них как бы состоят из комплекса условий или факторов. К одному из таких факторов мы относим физико-географическую обстановку накопления продуктивных отложений, представляющую собой совокупность таких отдельных факторов, как тектоника, рельеф, ли-толого-фациальные условия, климат и др. Вот почему нам представляется, что палеогеографический фактор, как включающий ряд важнейших условий седиментогенеза, принадлежит к числу главнейших и способен оказывать решающее влияние на образование и скопление углеводородов в тех ли иных ловушках. В этом нетрудно убедиться на примере палеогеографических условий формирования продуктивной толщи яснополянского надгоризонта, а также многих других толщ, содержащих нефть и газ. [8]
В первом случае трещины и каналы в пластах, образованные деятельностью древних грязевых вулканов, создали благоприятную обстановку для формирования вторичной залежи нефти; во втором - отложения чокрака, карагана и сармата, представленные породами небольшой мощности, по-видимому, образовались в сходных геологических условиях, что и послужило причиной нахождения однотипной тяжелой нефти во всех трех указанных горизонтах. [9]
Приведенные сведения, с нашей точки зрения, достаточно убедительно доказывают, что основным источником нефти в ловушках фундамента является ОВ осадочных нефтематеринеких толщ, прилегающих к фундаменту. Рассмотрим механизм формирования залежи нефти ( газа) в ловушке фундамента. [10]
Асфальтены по своему химическому составу близки к смолам, но отличаются более высоким молекулярным весом. Многие исследователи считают, что асфальтены являются продуктами превращения - уплотнения смол. Так, из той же табл. 1 видно, что максимальное содержание асфальтенов достигает 24 % по весу. Содержание в нефти асфальтенов и смол в значительной степени зависит от возраста продуктивных породи условий формирования залежи нефти. В связи с этим данные по содержанию асфальтеков и смол в таблицах приведены отдельно по девонским горизонтам и отложениям нижнего карбона. По данным таблиц построены кривые распределения ( рис. 1) содержания асфальтенов, смол и парафина по 72 залежам девона и 67 залежам нижнего карбона Башкирии, Татарии и Куйбышевской области. [11]