Горизонт - верхний девон
Cтраница 2
Нефтеносны отложения турнейского ( кизеловский горизонт) и фаменского ярусов, кы-новского и пашийского горизонтов верхнего девона. [16]
Промышленная нефтеносность на Холмовом куполе Подъем-Михайловского месторождения установлена в пласте Дщ бурегского и Д1 па-шийского горизонтов верхнего девона. [17]
Верхним регионально выдержанным относительным водоупором служат глины, мергели и глинистые известняки кыновского и саргаевского горизонтов верхнего девона. [18]
В эксплуатационный объект на Миннибаевской площади включены пласт кыновского Д0 и до 7 - 8 пластов и пропластков па-шийского Д1 горизонтов верхнего девона. Коллекторы имеют сложное строение, некоторые пласты распространены не повсеместно и представляют собой отдельные линзы, имеющие многочисленные зоны слияния между собой. [19]
 |
Раевское месторождение. Карта контуров залежи Д1. Геологический профиль. [20] |
Нефтеносны отложения бобриковского горизонта, турнейского ( кизеловский горизонт) и фаменского ярусов, а также песчаники кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона. [21]
Кыновско-саргаевская ( нижнефранская) водоупорная толща ( D3 kn-sr) Нижнефранский относительный водоупор выделяется, как правило, в объеме кыиовского и саргаевского горизонтов верхнего девона и служит верхним региональным водоупором для среднедевонско-нижнефран-ского комплекса, а в случае его отсутствия - для более древних водоносных комплексов. Отложения распространены практически на всей территории Печорского бассейна. Максимальная мощность ( до 1000 м) и стратиграфическая полнота наблюдаются в центральной и северной частях Печоро-Кожвинского авлакогена. Закономерное уменьшение мощности до 10 - 50 м и резкое сокращение в нижней части стратиграфического объема ( вплоть до полного отсутствия кыновских отложений) происходит в северо-восточном и южном направлениях. В этих преимущественно глинистых отложениях встречаются прослои песчано-алеврито-вых и карбонатных разностей, которые заметно ухудшают экранирующие свойства относительного водоупора. Увеличение песчанистости отложений происходит в тех же направлениях, что и мощности. [22]
 |
Характеристика нефтей. [23] |
Нефтеносны отложения тульского, бобриковского, кизеловского, черепетского, упин-ского, малевского горизонтов нижнего карбона, фаменского, кыновского, пашийского и во-робьевского горизонтов верхнего девона. [24]
При бурении глубоких скважин в пределах Антиповско-Щер - баковской приподнятой зоны и Бортового уступа Волгоградской области АВПД встречены на глубинах 3 9 - 5 5 км в девонских отложениях и приурочены к задонско-елецкому и саргаевскому горизонтам верхнего девона, а также к живетским и эйфельским отложениям среднего девона. [25]
В процессе бурения и опробования скважин на Ириновском месторождении были установлены газонефтяные залежи в отложениях черепетского и малевского ( верхний пласт) горизонтов турнейского яруса, а также нефтяные залежи в отложениях тульского, малевского ( нижний пласт) горизонтов карбона и в данково-лебедянском горизонте верхнего девона. [26]
На месторождении выявлено девять нефтяных залежей, из которых шесть приурочены к карбонатным коллекторам, две - к песчаным и одна - к песчано-карбонатным. В основании разреза к известняково-до-ломитовой толще данково-лебедянского горизонта верхнего девона приурочена нефтяная залежь - ДЛ. [27]
Шляховское месторождение, открытое в 1959 г., приурочено к зоне Арчедино-Донских дислокаций, представляет собой антиклинальную складку, вытянутую в северо-восточном направлении. Промышленная нефтеносность выявлена в песчаниках задонско-елецких слоев и па-шийского горизонта верхнего девона, а также в воробьевских слоях среднего девона. [28]
На Бахметьевской площади установлена промышленная нефтегазоносность отложений башкирского яруса среднего карбона, памюрского яруса, песчаников и известняков тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса, известняков турнейского яруса нижнего карбона и известняков евлановско-ливенского горизонта девона. Залежи нефти обнаружены также в воронежском и алатырском горизонтах верхнего девона. [29]
По данной методике были проанализированы материалы ГИС по 200 скважинам, описания кернового материала по 113 скважинам. В результате чего было построено шесть карт положительных и отрицательных толщин горизонтов верхнего девона. [30]
Страницы: 1 2 3