ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Основные особенности геологотектонического строения и характеристика нефтегазоносности подсолевых отложений из "Геолого-геохимическая информация при постановке геологоразведочных работ на подсолевые отложения" По особенностям формирования структур второго порядка в пределах Нижневолжской НГО они подразделяются на погребенные, наложенные и унаследованные, главным образом, на основе сопоставления характера проявления структурно-формирующих движений в девонское и более поздние времена. При этом наложенные структуры представлены только депрессиями. Погребенные депрессии, а также инверсионные зоны поднятий над ними встречаются только в южной части НГО, а депрессии и унаследованные структуры свойственны только северной ее части (табл. 1). [c.5] Разрез подразделяют на терригенные и карбонатные комплексы по преобладанию в их составе тех или иных литотипов. При этом формации, входящие в данный комплекс, должны характеризоваться на породно-парагенетическом уровне, например, как песчано-глинистая, известково-песчано-глинистая [5]. [c.5] При общей многопластовости ряда месторождений Нижневолжской НГО она в несколько меньшей мере проявляется в одновременной продуктивности карбонатных комплексов, чем терригенных. Залежи нефти и газа практически на всех известных ныне месторождениях Нижневолжской НГО связаны с антиклинальными ловушками или с достаточно четко выраженными рифогенными ловушками. Вместе с тем, в зонах резкого изменения градиентов мощностей продуктивных комплексов имеются возможности поисков ловушек неантиклинального типа. Такие ловушки могут наблюдаться в пограничных участках Степновского сложного вала, Жирновско-Бахметьевской, Линевской и Песковской структурно-тектонических зон. [c.8] Рассмотренный стратиграфический интервал нефтегазоносности распологается на глубинах 2 000-6 ООО м, что значительно выше, чем во внутренней части Прикаспийской синеклизы. [c.8] Отложения турнейского яруса представлены органогенными и органогенно-обломочными известняками, а в верхней части - биогермными известняками. Коллектора порового. трещиновато-порового и трещинно-кавернозного типов. Эффективные толщины их превышают 100 м, а пористость достигает 21 %. [c.10] Суммарная величина эффективной толщины песчаников бобриков-ского горизонта изменяется от 3 до 10 м, а эффективная пористость от 11 до 23 %. Максимальные величины отмечаются, как правило, в сводовых частях структур (скв. 1 Левчуновская, 1 Алексеевская, 2 Центральная и др.). Покрышками для них являются, в основном, глины этого же горизонта и плотные пласты тульских известняков. [c.10] Нижнепермский разрез в пределах Прикаспийского региона имеет достаточно четкое трехчленное строение. Нижняя часть разреза представлена карбонатной толщей ассельского яруса, средняя - карбонатносульфатной сакмарско-артинского яруса и верхняя - соленосными отложениями кунгура. В качестве самостоятельной структурно-фациальной зоны выделяется юго-западная прибортовая часть Прикаспийской впадины с преобладанием терригенных пород в разрезе. [c.10] Ритмическое чередование различных литологических разностей карбонатных пород происходило в условиях шельфа, с увеличением мощностей в сторону бортового уступа впадины. В бортовой зоне Прикаспийской впадины нижнепермский разрез представлен рифогенными породами увеличенной (до 800 м) мощности на площадях Карпенская, Западно-Тепловская и др. [c.10] В целом в отложениях нижнепермского НГК, представленных, в основном, депрессионными кремнисто-глинисто-карбонатными осадками, создаются условия, мало благоприятные как для вертикальной, так и горизонтальной миграции. [c.10] Отличительной чертой строения НГК северо-западной части При-каспия является наличие в их разрезе мощных зональных терригенных толщ-покрышек средне-верхнедевонского, тульско-бобрикоаского и верхнебашкирско-верейского возрастов. [c.10] При опробовании более глубоко залегающих кельтменских отложений в СКВ. 1 Георгиевской площади в интервале 4 992-4 946 м получен пульсирующий приток воды с нефтью и газом, дебит жидкости составил 0,4-1,2 мУсут, при пластовом давлении 65,6 МПа (К = 1,3) и температуре 116 С. По результатам приведенных данных опробований скважин северо-западного склона Астраханского свода можно считать, что с глубиной происходит снижение темпа роста пластового давления. [c.15] На Харабалинской площади в скв. 1 из интервала 4 892-4 712 м алек-синского горизонта получены слабые притоки газа, из вышележащего интервала (4698-4684 м) пластоиспытателем на трубах получен приток водогазонефтяной эмульсии дебитом 100-350 л/суг, газа до 1 500 м /сут. Нефть парафинистая, малосернистая, с низким выходом легких фракций и высокой температурой застывания. [c.15] Вернуться к основной статье