Cтраница 1
Юрский нефтегазоносный комплекс, включающий породы тюменской, васюганской и баженовской свит и их аналогов, имеет максимальную на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, и в частности, в ЯНАО, площадь распространения земель, перспективных для поисков скоплений УВ. При этом внутри комплекса от базальных горизонтов тюменской свиты к ее верхним горизонтам и далее к васюганской ( сиговской) и баженовской свитам ареал установленной и вероятной неф-тегазоносности существенно сокращается, что связано с особенностями геологического строения и условий формирования залежей УВ в породах этих свит. [1]
Юрский нефтегазоносный комплекс включает все три отдела, неравномерно распространенных по площади. [2]
Таким образом, при построении карты пьезометрической поверхности юрского нефтегазоносного комплекса использовался неравнозначный, неравноценный и неравномерно распределенный по площади материал. [3]
Но зона пониженных значений уровня смещена ( по сравнению с юрским нефтегазоносным комплексом) к левому борту долины. [4]
Затем при резком погружении нефтегазоносных комплексов соотношение уровней меняется на обратное: значительно выше уровни в юрском нефтегазоносном комплексе, которые уменьшаются вверх по разрезу. [5]
Схема пьезометрической поверхности комплекса представлена на рисунке 10.6. На рисунке 10.7 показано изменение латеральных градиентов подземных флюидов юрского нефтегазоносного комплекса вдоль линии тока. Из рисунков видно, что для наиболее глубоко залегающего нефтегазоносного комплекса не отражается в масштабе исследования не только зона активного водообмена, но весьма слабо выражена зона замедленного водообмена, т.е. последняя приближена к периферии бассейна. Если для подземных флюидов турон-палеоценового и альб-сеноманско-IX) нефтегазоносных комплексов экстремальные значения латеральных градиентов единичны, то в юрском нефтегазоносном комплексе отклонение от нормального распределения градиентов повсеместно. [6]
Платформенный склон Терско-Каспийского прогиба, наоборот, характеризуется аномальными значениями уровней ( до 1500 м), более низкими, чем в юрском нефтегазоносном комплексе. [7]
Продуктивными на Тенгинском месторождении являются породы среднеюрского возраста. В строении юрского нефтегазоносного комплекса Тенгинского и Узеньского месторождений имеется много сходных черт. Некоторые различия заключаются в большей глинизации продуктивных горизонтов и их литологичеекой изменчивости. Кроме того, по гипсометрическому положению Тен-гинское месторождение значительно более погружено, чем Узень-ское. Поэтому и распределение нефти и газа в разрезе этого месторождения существенно меняется. [8]
Таким образом, взгляды В.Н.Корценштейна в целом отражают классические представления о региональном характере движения глубоких флюидов, положении в пространстве региональных областей питания и разгрузки, о возможности латерального движения глубоких флюидов на большие расстояния, о наличии затрудненного водообмена между нефтегазоносными комплексами. По его мнению, лишь юрский нефтегазоносный комплекс надежно флюидодинамически отделен от вышележащих. [9]
В зонах с АВПД их распределение в разрезе достаточно хаотично. На границе с Арзгиро-Прикумской зоной поднятий соотношение пьезометрических уровней меняется. В юрском нефтегазоносном комплексе значения уровней меняются от 3600 до 100 м и менее. [10]
Амплитуда локальных структур, осложняющих Жетыбай-Узеньскую ступень, колеблется от нескольких десятков до нескольких сотен метров меловых отложений и несколько увеличивается в юрских породах. На месторождении Жетыбай меловой комплекс в отличие от месторождения Узень не содержит промышленных залежей нефти и газа. Дебиты нефти из основного юрского нефтегазоносного комплекса колеблются от нескольких десятков тонн до 400 - 500 т / сут. [11]
Схема пьезометрической поверхности комплекса представлена на рисунке 10.6. На рисунке 10.7 показано изменение латеральных градиентов подземных флюидов юрского нефтегазоносного комплекса вдоль линии тока. Из рисунков видно, что для наиболее глубоко залегающего нефтегазоносного комплекса не отражается в масштабе исследования не только зона активного водообмена, но весьма слабо выражена зона замедленного водообмена, т.е. последняя приближена к периферии бассейна. Если для подземных флюидов турон-палеоценового и альб-сеноманско-IX) нефтегазоносных комплексов экстремальные значения латеральных градиентов единичны, то в юрском нефтегазоносном комплексе отклонение от нормального распределения градиентов повсеместно. [12]