Capitolul 4. Caracteristici geologice ale petrolului și gazelor
Neftegazomaterinskie roci și generarea de hidrocarburi
O importanță deosebită o are predominanța migrației verticale a hidrocarburilor, care a determinat, de asemenea, productivitatea zăcămintelor peste sare din partea sud-estică a depresiunii pre-caspice.
Componente regionale cu petrol și gaze
În complexul subsalt, acumularea de hidrocarburi se înregistrează în depozite cu o gamă largă de stratigrafe: de la depozitele de la Devonian până la depozitele Artinian inclusiv. Există patru complexe regionale de transport de petrol și gaze (NGC):
Perspectiva medie Devonian-Nizhnefransky NGK
Depozitele complexului sunt reprezentate de sedimente tergene și carbonate teriogene. Acest complex este potențial un petrol și gaze promițătoare pe teritoriul în cauză. Cele mai mari perspective sunt limitate la zona Kashagan-Tengiz de ridicare și la arcul Guryev.
Orientul Mijlociu-Rusia-Orientul Mijlociu NGK
Acest complex este caracterizat de o structură complexă de facies. Este reprezentat de două tipuri: carbonat și teriogen.
Carbonatul tip NGK este instalat în zona Kashagan-Tengiz de ridicare și se presupune că partea inferioară a acestui complex a fost dezvoltată pe arceturile Guryevsky și Bikjalsky. Capacitatea complexului este măsurată de la 100-200 m în arhipelagul arcului Gurdiev și până la 2.400 m în partea de sud a zonei ascendente Kashagan-Tengiz. Colectorii de petrol și gaz sunt depozite de carbonat. Intrările industriale de petrol și gaze au fost obținute din câmpul Tengiz din acest complex. Acoperirea principală a complexului poate fi argilitul și calcarul de lut din orizontul Tula, a cărui grosime ajunge la 100 m.
Tipul terriogen al acestui complex este dezvoltat în partea de est a teritoriului: de la ridicarea South Emba la structura Biikzhal. Colectorii de petrol și gaze sunt roci de nisip și silt. Capacele sunt argilă și nămol. Afluenții non-industriali ai petrolului și a bitumului din partea inferioară a complexului (depozitele devonilor de sus) au fost obținuți pe structura lui Zhanasu. Din partea superioară a complexului (depozitele Carboniferului inferior), fluxurile de petrol și gaze au fost obținute la depozitul Tortai și în zona sud-vestului Ulkentobe.
Supra-Viseisk-Assel carbonat NGK
Depozitele acestui complex se caracterizează printr-o dezvoltare largă a rocilor de carbonat. Puterea complexului este caracterizată de o variabilitate considerabilă datorată eroziunii.
De-a lungul de nord-vest panta sud Emba ridicare în acest complex este întinsă lungimea benzii de 110 km și o lățime de 16-20 km în cazul în care capacitatea sa ajunge la 1.500 m, iar în moderne de carbonat sub formă plan de bordură. În partea de nord-vest a monoclinei Emba de Sud puterea complexului este redusă drastic. Pe panta nord-vestică a înălțimii South Emba, productivitatea depozitelor Carboniferous Middle este stabilită la depozitele Plains și Tortai.
În Kashagan capacitate Tengiz-zona a complexului majorarea de la sud la nord, scade datorită eroziunii crescută a părții superioare a amplitudinii complexului în direcția nord. Cu privire la ridicarea Tengizului în depozitele Bashkiri inferioare, cu o dezacord stratigrafic ascuțit, se găsesc depozitele Artinian superioare. În timpurile pre-tatare, structurile organogene carbonate din epoca timpurie și medie a carbunelui au fost erodate, fiind create rezervoare de înaltă calitate ca rezultat al leșării. În zona de ridicare Kashagan-Tengiz, porozitatea calcarilor de reci atinge 20% sau mai mult, permeabilitatea atinge 300 mD. În roci complex închis HC unic cluster de la Tengiz, Royal, Kashagan, Kayran, Aktoty, afluenții hidrocarburi neindustriale obținute pe structuri Tazhigali și deserturi.
Complexe Srednefransko-srednevizeysky și verhnevizeysko bașkir carbonați petrolifere Tengiz a prezentat un singur Bashkiră-superkompleks carbonat hidrodinamică srednefransko.
Sakmarsk-Artinsky NGK
Acest complex este reprezentat de două tipuri de roci: carbonat terriogen și teriogen.
tip clastic-carbonat NGK dezvoltat în zona de uter-Elemesskoy și Kashagan, Tengiz zona ridicare în ultima pagină este prezentă doar partea superioară a artinskian. Acest complex este alcătuit din calcar argilos argiloic alternativ, pietre de noroi și pietre funerare. O caracteristică caracteristică a NGK este variabilitatea puternică a puterii. S-au obținut influxuri de petrol și gaze din câmpurile Tengiz din acest complex.
Tipul tergogen de NGK este dezvoltat în partea estică a teritoriului investigat. Complexul este alcătuit din pietriș nisipos, intercalat cu nisip, pietre clastice grosiere și roci argiloase. O caracteristică caracteristică este variabilitatea puterii și a compoziției litologice. Grosimea complexului variază de la 0-50 m în ridicarea South Emba la 1,2-1,4 km pe versantul nord-vestic și apoi scade la 200-300 m față de arcul Biekjalsky. Intrările de petrol și gaze au fost obținute pe structurile lui Elemes, Matken, Sholkara și altele.
Supra-sare de ulei și gaze complexe
O caracteristică caracteristică a complexelor suprasaltate este prezența suprafețelor de dezacord regional exprimate uniform. Printre caracteristicile sale cele mai importante se numără și lipsa fluidelor regionale din acest sector și rolul sporit în controlul potențialului petrolier și al gazelor al anvelopelor zonale și locale, reprezentat în principal de roci argiloase.
În cadrul post de sare mega sud-estul depresiunii parte caspică în primul rând superior Triasic-cretacic-Jurasic și sisteme de petrol și gaze distins. Rezervoarele triazice și superioare permiene au, de regulă, proprietăți capacitive și de filtrare satisfăcătoare. Porozitatea colectoarelor este de 20-32%; permeabilitatea atinge 1000 mD. În complexul Upper-Triasic de depozite de Makat Sagiz, Kulsary, etc Cele mai multe de mare capacitate și de înaltă permeabilitate rezervoare. - nisipuri Acesta din Jurasicul Mijlociu și Cretacicului. Porozitatea colectoarelor atinge 40%, permeabilitatea este de 2600 mD. Principalul potențial petrolier industrial al complexului suprasalt este asociat cu complexul Jurassic-Cretacic.
Caracteristici ale formării depozitelor de hidrocarburi
Durata și natura în mai multe etape ale procesului de generare a HC au condus la mai multe etape în formarea acumulărilor de hidrocarburi industriale. Stadiul principal al formării lor pe teritoriul luat în considerare a fost timpul Kungur cu o acumulare puternică de sare și timpul postunicunian cu acumularea de melasă puternică.
Zonare geologică de petrol și gaze
Trimiteți-le prietenilor: