Крупная впадина
Cтраница 2
Конгломераты, широко встречающиеся в этих крупных впадинах в верхах разрезов палеоген-неогеновых отложений, имеют объемную-массу 1 75 - 2 5 г / см3, плотность 2 4 - 2 8 г / см3, пористость до 35 %; вре - менное сопротивление сжатию достигает 55ч - 144 - 105 Па. В пределах малых впадин ( данные по Кетменьтюбинской, Кочкорской, Сусамыр-ской) эти генерации осадков характеризуются объемной массой 1 55 - 2 10 г / см3, плотностью 2 63 - 2 75 г / см3, пористостью 10 - 20 %, коэффициентом фильтрации в вертикальном направлении до 0 7 - 2 м / сут, в горизонтальном - 21 - 266 м / сут; временное сопротивление сжатию в естественном залегании ЗОЧ-240-105 Па. Породы не морозостойки, при трехкратном замораживании разрушаются. [16]
В современной структуре бассейна отчетливо выделяется несколько крупных впадин и прогибов, разделенных внутренними поднятиями. [17]
Центральноевропейский НГБ представляет собой пример широкой нефтегазоносности крупной впадины со сложным современным структурным планом и сложной историей развития. В его пределах выявлено свыше 450 месторождений нефти и газа, в том числе более 220 газовых. Коллекторами для нефти и газа служат преимущественно терригенные породы. Формы залежей весьма разнообразные. Всего в бассейне пробурено свыше 5000 поисково-разведочных скважин. [18]
 |
Обзорная карта месторождений нефти и газа Северного моря ( по Р. Кингу и др.. [19] |
В геологическом отношении акватория Северного моря представляет собой крупную впадину Восточно-Европейской платформы. [20]
В северном направлении Предуральский прогиб делится на две отдельные крупные впадины второго порядка: Юрюзано-Сылвенскую на юге и Соликамскую на севере Башкирской АССР. [21]
Новошотландский НГБ расположен на континентальном склоне и осложнен тремя крупными впадинами ( с севера на юг): Сейбл на месте одноименного острова, Новошотландской и Джорджес-банка с мощностью отложений, преимущественно палеозойского возраста, до 10 км. Бурением в бассейне выявлены солянокупольные структуры с солью раннесреднеюрского возраста. [22]
В различных нефтегазоносных бассейнах земного шара, приуроченных к крупным впадинам, шло закономерное формирование фазово-генетического ряда залежей ( газовые, газонефтяные, газоконденсат-ные, нефтяные, нефтегазоконденсатные, газоконденсатные, газовые), выраженное в четкой вертикальной и пространственной зональности их размещения. [23]
Довольно сильно расчлененному рельефу фундамента в осадочном чехле соответствует ряд крупных впадин и разделяющих их поднятий. С востока на запад в пределах Средиземноморского склона платформы выделяются впадины: Джеф, Киренаик-ская, Фецпан, Большой Восточный Эрг, Западный Эрг. На юге эти впадины ограничены выступами фундамента. Впадины имеют древнее заложение и представляют собой области длительного и устойчивого прогибания. [24]
Важно подчеркнуть, что И. М. Губкин совершенно правильно и четко определил роль крупных впадин как основных источников нефти и газа и отделил их от мелких синклиналей. [25]
Барьер сложен рифогенными известняками и доломитами и расположен в периферийной части крупной впадины. С рифами связаны многие месторождения нефти и газа. [26]
Джунгарский регион расположен в восточной краевой области Казахско-Тяныданского массива и ограничен тремя крупными впадинами: на севере Алакольской и Лепсинской, на западе Балхашской, на юге Илийской. В административном отношении территория входит в Талды-Курганскую область Казахской ССР. [27]
В пределах платформ пермские отложения, как правило, развиты в крупных впадинах: на Русской платформе они выполняют Московскую, Прикаспийскую, Украинскую и Печорскую впадины, на Сибирской платформе присутствуют в Тунгусской впадине, на Северо-Американской платформе распространены в пределах Пенсильванского и Внутриконтинентального бассейнов. [28]
В случае унаследованного развития крупных отрицательных и положительных структур не следует ожидать нахождение ловушек на склонах крупных впадин, потому что опесчанивание горизонтов происходит к наиболее приподнятым участкам вверх по восстанию пластов и коллекторы. [29]
После определенного времени эксплуатации турбинных ступеней в потоке влажного пара поверхности лопаток становятся шероховатыми, затем появляются более крупные впадины и, наконец, поверхность становится похожей на губку. Эрозионные повреждения резко ухудшают газодинамические характеристики проточной части турбины; при значительных износах возможны появление трещин и поломка лопаток. [30]
Страницы: 1 2 3 4