Главная страница  |  Карта сайта  |  Обратная связь  |  Поиск по сайту:
Geologam.ru
Геология Геофизика Минералогия Индустрия Нефть и газ
Подразделы
Все статьи Разведка Проектирование Месторождения Месторождения Ямала Месторождения Гыдана
 
Похожие статьи
Тектоника и нефтегазоносность запада восточно-европейской платформы
Нефть и газ › Месторождения

Общий характер связи между этапами тектонического развития западно-сибирской плиты и нефтегазоносностью
Нефть и газ › Разведка

Размещение залежей нефти и газа на древней платформе в связи со стадийностью ее тектонического развития
Нефть и газ › Месторождения

Глубоководные бассейны восточно-европейской платформы
Нефть и газ › Месторождения

Геологические условия газоносности востока восточно-европейской платформы
Нефть и газ › Месторождения

Новые карты мощности осадочного чехла восточно-европейской платформы (палеозой)
Нефть и газ › Месторождения

Особенности тектонического строения и развития Гыданской области
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Размещение нефтегазоносных областей в пределах среднеазиатской и предкавказской провинций в связи с особенностями их тектонического строения
Нефть и газ › Разведка

К методике изучения истории тектонического развития в региональном плане
Нефть и газ › Разведка

История развития континентальных окраин
Геофизика › Тектоника

Разломная тектоника и нефтегазоносность
Нефть и газ › Месторождения

Нефтегазоносность древних платформ в свете современных тектонических представлений
Нефть и газ › Месторождения

Принципы расчленения осадочного чехла и тектонического районирования нефтегазоносных бассейнов
Нефть и газ › Месторождения

Основные зоны газо- и нефтенакопления сибирской платформы
Нефть и газ › Месторождения

 
https://ledtehnology.ru спортивное табло для залов. Табло спортивных залов.
 
 

Нефтегазоносность восточно-европейской платформы в связи с историей ее тектонического развития

Главная > Нефть и газ > Месторождения > Нефтегазоносность восточно-европейской платформы в связи с историей ее тектонического развития
Статья добавлена: Март 2017
            0


Анализ истории развития Восточно-Европейской платформы показывает, что древние допалеозойские осадочные образования (рифей и венд) тяготеют в своем развитии к ее восточным районам, заполняя глубокие авлакогены, нивелируя сильную расчлененность платформы.

Рис. 1. Распределение продуктивных горизонтов по разрезу осадочных пород 
Рис. 1. Распределение продуктивных горизонтов по разрезу осадочных пород
Палеозойские осадочные образования представлены на платформе четырьмя мегакомплексами: нижнепалеозойским, средне-верхнепалеозойским, мезозойским и кайнозойским. Первый комплекс приурочен к Балтийской синеклизе и Тимано-Печорской провинции, второй широко развит в Волго-Уральской провинции, Днепровско-Донецком авлакогене, Припятском прогибе и Тимано Печорской провинции Мезозойский и кайнозойский осадочные мегакомплексы в основном локализованы в пределах Прикаспийской впадины В Волго-Уральской, Тимано Печорской провинциях, Предуральском прогибе и Днепровско-Донецкой впадине мезозойский мегакомплекс играет второстепенную роль. Распределение продуктивных горизонтов по разрезу фанерозоя на территории платформы приведено на рис. 1.

Границы нижнепалеозойского осадочного мегакомплекса четко определяются байкальской и каледонской фазами складчатости и приуроченными к ним региональными перерывами в осадкообразовании. Границы средне-верхнепалеозойского осадочного мегакомплекса определились каледомской и герцинской фазами складчатости и приуроченными к ним региональными перерывами в осадкообразовании. Мезозойский осадочный мегакомплекс — герцинской складчатостью в его основании и альпийской складчатостью в его верхней части. Как в основании так и в кровле мегакомплекса имеют место региональные перерывы в осадкообразовании. Кайнозойский осадочный мегакомплекс в нижней своей части ограничен альпийской складчатостью, а кровля этого мегакомппекса очерчивается по проявлению древневалахских фаз складчатости. Региональный перерыв в осадкообразовании в нижней части кайнозойского мегацикла прослеживается довольно хорошо и повсеместно, но он, вероятно, не был длительным. Верхняя граница кайнозойского осадочного мегакомплекса очерчивается региональным перерывом в осадкообразовании, вызванным коренной перестройкой структурного плана Кавказа и Северного Предкавказья в позднем кайнозое.


Рис. 2. Распространение нефтегеэоматеринских пород и промышленной нефтегазоносности 
Рис. 2. Распространение нефтегеэоматеринских пород и промышленной нефтегазоносности
По абсолютному геологическому летоисчислению нижнепалеозойский, средне-верхнепалеозойский и мезозойский мегакомплексы формировались практически в равные периоды времени — 160-175 млн. лет. Исключение составляет только последний кайнозойский осадочный мегакомплекс, который формировался в сравнительно короткий отрезок - 65-70 млн, лет (рис. 2. вкл.) Однако эти периоды имели свои палеоклиматические. палеогеографические особенности, которые определяли исходную органическую субстанцию осадков

Каждый мегацикл включает в себя несколько циклов осадкообразова ния. Если процессам осадкообразования свойственна цикличность (обусловленная трансгрессиями и регрессиями), то должны наблюдаться также определенная закономерность в распределении рассеянного органического вещества, захороненного в породах по разрезу соответствующих бассейнов, корреляция РОВ с флорой и фауной как по качественному составу, так, возможно, и по количественной характеристике в пределах опре деленных циклов и мегациклов. Исследования в пределах Восточно-Европейской платформы со всей убедительностью подтверждают наличие этих генетических связей. Неоднократное появлениев разрезе фанерозоя нефтегазоматеринских пород и толщ, их включающих изменение фациально-генетического типа органического вещества, его различной энергетической емкости теснейшим образом обусловлены цикличностью процессов осадкообразования и эволюцией органической жизни на Земле. Так, в раннепале озойском осадочном мегацикле выделяются нефтематеринские поооды в кембрийских ордовикских и силурийских отложениях, т.е устанавлива ются три цикла нефтегазообразования. Отложениям всех трех циклов свойственно определенное сходство рассеянного органического вещества сапропелевого типа. Генетическое родство остаточного органического вещества и углеводородов в породах нижнепалеозойского комплекса дает нам возможность объединить их в один мегацикл нефтегазообразования. Этот мегацикл нефтеобразования является детищем раннепалеозойского осадочного мегацикла, который характеризовался своими геотектоническими факторами и климатическими условиями, свойственными только этому периоду жизни Земли продолжительностью в 160—175 млн.лет.


В средне-позднепалеозойском осадочном мегацикле выделяются нефтегазоматеринские породы в средне-верхнедевонских, нижнекаменноугольных и нижнепермских отложениях, т.е. устанавливаются четыре цикла нефтегазообразования. Нефтематеринские толщи этих циклов наряду с сапропелевым органическим веществом содержат гумусовое вещество, роль которого возрастает от девонского к пермскому циклу нефтегазообразования. Сходство и близость условий осадконакопления и заключенного в породах типов органического вещества дают возможность объединить указанные четыре цикла в средне-позднепалеозойский мегацикл нефтегазообразования. Этот мегацикл характеризовался геотектоническим режимом и климатическими условиями, свойственными только этому периоду жизни Земли, продолжительность которого достигала 160-175 млн. лет. Геотектонические и климатические условия средне-позднепалеозойского и раннепалеозойского мегациклов резко различались, что находит подтверждение в палеонтологических фактах и приуроченности бассейнов осадкообразования этих мегациклов к различным окраинам Восточно-Европейской платформы.

В мезозойском осадочном мегакомплексе нефтегазоматеринские поро ды устанавливаются в триасовых, юрских и меловых отложениях, т.е. выделяются три цикла нефтегазообразования. Значительное сходство органического вещества, представленного сапропелево-гумусовым типом, близость характеристик остаточных в породах углеводородов дают возможность объединить указанные три цикла в мезозойский мегацикл нефтегазообразования. Этот мегацикл нефтегазообразования возник в теле мезозойского мегацикла осадкообразования, который протекал в специфических условиях геотектонического режима и климатических особенностях, неповторимых ни ранее, ни позже. Продолжительность этого мегацикла также составляла 160-175 млн. лет.

В кайнозойском осадочном мегацикле Прикаспийской впадины нефтегазометрические породы в палеогеновых и неогеновых отложениях не изучены Тектонический режим и климатические условия в палеогеновый и неогеновый периоды были схожи в то же время резко отличны от режима и условий мезозойского мегацикла. Продолжительность мегацикла всего 65 млн. лет, что, вероятно, связано с его незавершенностью.

Всего в разрезе фанерозоя Восточно-Европейской платформы выделено нами 12 циклов нефтегазообразования, продолжительность которых не является постоянной величиной и колеблется от 30 до 70 млн. лет. Эта цикличность связана со среднечастотными колебательными движениями Каждый цикл нефтегазообразования включает в себя три этапа: накопление, преобразование, миграцию и аккумуляцию (четвертый этап — разрушение мы не рассматриваем) . Указанные этапы цикла составляют законченный процесс развития в течение определенного геологического времени. Если первый этап накопления органического вещества функция трансгрессий и регрессий, погружения и климатических условий, то второй и третий этапы преобразование органического вещества, миграция и аккумуляция — уже не зависят от климатических условий, а являются функцией тектонического режима, определяются физико-химическими свойствами углеводородов, благоприятным сочетанием нефтегазоматеринских пород и коллекторских фаций и региональным развитием непроницаемых толщ для нефти и газа.


Каждый выделенный нами цикл (особенно мегацикл) характеризовался своими климатическими условиями тектоническим режимом и своим, характерным только для него, комплексом органического вещества. Следовательно, каждый цикл был неповторим, ибо развитие шло не по замкнутому кругу, а по спирали, подчиненное закону диалектического развития от низшего к высшему, что доказывается эволюцией органической жизни и геологическим развитием Земли в фанерозое. Диалектическое развитие климатических условий геологических процессов, приводивших к неоднократному созданию благоприятных условий для формирования нефтегазоматеринских пород, находит свое подтверждение в различиях остаточных углеводородов в породах и нефтей, заключенных в отложениях раз личных мегациклов и их близости между собой в пределах одного мегацикла. Эти различия и близость подтверждаются не только химическим составом нефтей, остаточного органического вещества и углеводородов в нефтегазомагеринских породах,но и исследованиями изотопного состава органогенных элементов.

Установленное родство рассеянного органического вещества и остаточных углеводородов в по родах, нефтей и газон по основным генетическим критериям и изотопному составу С, Н, S дает возможность утверждать, что распределение промышленных залежей нефти и газа и нефтегазоматеринских толщ по разрезу исследованных бассейнов имеет генетический признак (см. рис. 2). Распространение нефтегазоматеринских пород и промышленных скоплений нефти и газа в исследованных бассейнах имеет полное совпадение по разрезу, за исключением некоторых отклонений. Так, в Балтийской синеклизе нотфегазоматеринские породы распространены по разрезу нижнепалеозойских отложении значительнс шире, и-гм заложи нефти. Первые выявляются в отложениях кембрия, ордовика ь силура, а промышленные скопления установлены в отложениях среднего кембрия и частично в ордовике.

В Тимано-Печорской впадине нефтегазоматеринские породы (в пределах суши) установлены в отложениях нижнего, среднего и верхнего палеозоя, а залежи нефти и газа локально выявлены также в отложениях триаса.

В Волге Уральской провинции нефтегазоматеринские толщи установлены □ отложениях от среднего девона до нижней перми, а промышленные скопления нефти и газа локально выявлены также и в отложениях верхнее пермь; в Волгоградском Поволжье выявлены залежи газа даже в отложениях юры.

В Прикаспийской впадине широко развиты нефтегазоматеринские породы по разрезу фанерозоп. Одновременно в кенкиякской зоне неф тегазонакопления выявлено проникновение нефтей из подсолевых отложений в надсолевой комплекс пермских отложений. Из-за слабой геохимической изученности РОВ и нефтей в отложениях фанерозоя Прикаспийской впадины выявить общие закономерности формирования месторождений в ее пределах в настоящее время весьма затруднительно. Zc-ли в Балтийской снеклизе рашающим фактором асинхронности залежей и нефтегазоматеринских пород является отсутствие благоприятного сочетания ИГМП и коллекторов в изученной части суши бассейна, то в Днепровско-Донецкой впадине, Вол го-Уральской и Тимано-Печорской провинциях более широкое распространение по разрезу залежей нефти и газа по сравнению с иефтегазоматеринскими породами следует увязывать с вертикальной миграцией углеводородов, что подтверждается результатами геохимических исследований нефтей и газов. Из приведенных данных также видно, что вертикальная миграция для формирования основных промышленных скоплений нефти и газа имела второстепенное значение. Как правило, в процессе вертикальной миграции формировались мелкие залежи газа (за исключением Шебелинки и Орен бургского месторождений) и, реже, нефти. Из приведенного материала следует сделать вывод, что основным видом миграции нефти и газа в отложениях фанерозоя в пределах Восточно-Европейской платформы была латеральная миграция.


В заключение следует остановиться на роли тектонического развития при формировании крупных месторождений газа и газоконденсата, выявленных в пределах Восточно-Европейской платформы. Особенности формирования крупных скоплений УВ на территории Тимано-Печорской провинции могут быть рассмотрены на примере Вуктыльского газокон денсатного месторождения. Вуктыльское месторождение имеет размерь? 85·3-6 км, амплитуду 1500 м и осложнено надвигом по западному крылу. Месторождение содержит основную газоконденсатную залежь в карбонатных отложениях сакмаро-серпуховского возраста и небольшую залежь в терригенных отложениях бобриковского горизонта визейского яруса,

К концу пермского времени отложения нижнепермского возраста во внутренней зоне прогиба были погружены на глубину в 3-4 км и находились в термобарических условиях, благоприятных для генерации УВ. Основной продуцирующей толщей являлись, вероятно, сероцветные верхнеартинские аргиллиты и мергели, достигавшие мощности 1500 м в восточной части прогиба и содержащие повышенные концентрации РОВ (Сорг до 6%) преимущественно гумусового состава. Устойчивое прогибание обеспечило активную генерацию УВ и интенсивное отжатие седиментационных вод вместе с растворенным в них газом в верхнюю часть артинских отложений, представленных высокопористыми карбонатами, под сульфатную покрышку кунгурского яруса. На этом этапе на месте современного Вуктыла, вероятно, уже существовала крупная древняя ловушка, о чем свидетельствует установленное сейсморазведкой наличие поднятия в автохтоне Вуктыльской складки. В этой ловушке сформировалась первичная залежь, возможно газоконденсатно-нефтяного состава, так как значительные объемы поступавшего газа уже на этом этапе способствовали растворению генерировавшихся жидких УВ в газе.

В послетриасовое время произошла резкая активизация тектонических движений с образованием надвигов и шарьяжей и связанных с ними антиклиналей, одной из которых является складка в пермско-каменноугольных отложениях в аллохтоне Вуктыльской площади, надвинутая своим сводом на поднятие в автохтоне. В результате резкого подъема из высокоминерализованных пластовых вод (минерализация до 256 г/л), предельно насыщенных газами (в настоящее время газонасыщенность составляет 3,1 м3/м3 при Рнас = 330 кг/см2, близком к Рпл =380 кг/см2 на уровне ГВК), выделялись огромные порции газообразных УВ, произошло дополнительное растворение нефти в газе с образованием газоконденсатного флюида и заполнением до гидравлического замка новообразованной ловушки с оттеснением нефти в оторочку. На наличие нефти и участие ее в образовании газоконденсатного флюида указывают прерывистая нефтяная оторочка переменной мощности (до 21 м) в приконтактной зоне, а также нефтяные скопления в виде линз и карманов внутри самой продуктивной толщи.

Более сложный механизм формирования, чем Вуктыльское месторождение, имели Оренбургское газоконденсатное, Астраханское и Шебелинское газовые месторождения. Однако в механизме их формирования прослеживается генетическое родство: образование гигантских скоплений за счет выделения углеводородных газов из подземных вод в периоды снижения пластовых давлений.

Имеющиеся данные показывают возрастание как общей минерализации, так и газонасыщенности пластовых вод девона, карбона и нижней перми с севера на юг Волго-Уральской провинции, т.е. к Прикаспийской впадине. Обогащение пластовых вод углеводородным газом палеозоя происходит постепенно, по мере их движения от областей питания к областям разгрузки. Растворимость природного газа в воде варьирует от 0,712 м3/м3 при 28 кг/см2 до 3,918 м3/м3 при 140-420 кг/см2. Следовательно, можно утверждать, что большая часть газа, образовавшаяся из РОВ в породах, могла реэмигрировать в водном растворе на стадии первичной миграции. Учитывая, что растворимость газа в пластовых водах в несколько раз превышает растворимость нефтей, не трудно объяснить дефицит газа в центральных районах Волго-Уральской провинции и его огромную концентрацию в пластовых водах девона, карбона и нижней перми в прибортовой зоне и во внутренней части Прикаспийской впадины.

Пластовые воды отложений девона и карбона в западных, северных и восточных внешних обрамляющих районах Прикаспийской впадины характеризуются высокой газонасыщенностью (до 1200-1500 см3/л и более) с общим закономерным ее увеличением в направлении внутренних прибортовых частей. Общая упругость газа в этих районах достигает гидростатического давления. Состав газов преимущественно углеводородный при содержании гомологов метана до 10% и выше. Судя по имеющимся данным, и во внутренних структурных прибортовых зонах Прикаспийской впадины широко развиты пластовые воды с углеводородным составом газов, с высокой газонасыщенностью и предельной упругостью (до 300—400 кг/см2 и более).

Количество воднорастворениых газов в отложениях девона, карбона и нижней перми Прикаспийской впадинь (принимая характерные параметры газовой составляющей пластовых вод) равно 300—400 трлн, м3 и более, а, по Е.В. Стаднику и В.Г. Козлову, — 664 трлн. м3.

Данные глубокого бурения, проведенного в последние годы, полностью опровергли бытовавшие ранее представления (М.М. Чарыгин, М.П. Казаков, Ю.М. Васильев и др.) об унаследованном прогибании отложений фанерозоя на протяжении всей геологической истории развития Прикаспийской впадины.

Крупные воздымания в западном и северном обрамлении Прикаспийской впадины фиксируются на рубеже силура-девона, на северо-востоке обрамления — девона — карбона, повсеместно в бортовой зоне — на рубеже верхнего карбона — ранней перми. Крупные воздымания и перестройка структурного плана отмечаются также на рубеже позднего мезозоя — раннего палеогена и позднего палеогена — неогена.

В северной прибортовой зоне в ее внешнем обрамлении на всем протяжении поздней перми и мезозоя—кайнозоя оставалась приподнятой Пугачевская вершина. В восточной части северного обрамления впадины крупные региональные перерывы приходятся на рубежи триаса и юры, юры и мела, палеогена и неогена. Здесь из разреза выпадают верхи триаса, нижняя и частично средняя юра, верхи верхней юры — низы мела, бо'лыиая часть неогена; плиоцен с глубоким размывом залегает на различных горизонтах палеогена и мезозоя.
Величины региональных воздыманий из-за в основном локального распространения отложений многих подразделений мезозоя и кайнозоя оценить трудно, но во всяком случае они превышали сотни метров.

Особенности геологического развития наложенного Прикаспийского нефтегазоносного бассейна и изложенные выше палеотектонические и газогидрохимические данные позволяют заключить, что главным процессом формирования газовых месторождений внешних и внутренних прибортовых частей Прикаспийской впадины,а также Оренбургского месторождения является широкомасштабная дегазация предельно насыщенных углеводородными газами пластовых вод подсолевых продуктивных отложений при активных (контрастных) крупных положительных тектонических подвижках отдельных блоков впадины. В этих условиях происходят региональное снижение в водоносных толщах пластовых давлений и выделение огромных количеств воднорасгворенных газов 8 свободную фазу с дальнейшей их аккумуляцией в ловушках блоковых структур и в структурах прилегающих районов.

Количественная оценка возможных масштабов выделения водорастворенных газов при региональных положительных (инверсионных) блоковых движениях в Прикаспийской впадине составляет порядка 35 трлн. м3.

В результате указанных процессов в коллекторы отдельных древних структур впадины поступали весьма большие количества газов. Причем подобное образование масс свободных газов в геологической истории Прикаспия могло повторяться неоднократно. При этом необходимо учитывать, что существенная часть газов могла по пути миграции рассеяться до их аккумуляции в ловушках.

Необходимо отметить, что значительное количество свободных газов из внутренних районов впадины мигрировало в процессе инверсии и при последующих тектонических движениях в ее прибортовые части, в частности в пределы Оренбургского, Степновского валов, Тепловскую, Приволжскую структурные зоны. Астраханский свод и др.

Формирование Оренбургского газоконденсатного месторождения происходило стадийно. Залежь нефти в среднекаменноугольных-нижнепермских отложениях формировались в позднеартинское-рзннекунгурское время. Разрушение нефтяной залежи, вероятно, произошло в середине-конце кунгура. Основная массивная газоконденсатная залежь Оренбургского месторождения сформировалась в позднем мелу — раннем палеогене. Предпалеогеновое воздымание бортовой зоны Прикаспия, проявившееся особенно сильно во внутренней ее части, обеспечило выделение огромных количеств газа их подземных вод и накопление его в отложениях нижней перми, среднего и нижнего карбона, девона. Газ проникал в уже сильно разрушенные залежи, расположенные в среднекаменноугольной — нижнепермской толще, с "нефтями", обедненными летучими компонентами. Видимо, это обусловило крайне низкое содержание конденсата — соприкосновение с нафтидами не обогатило газ жидкими компонентами.

Аналогичная гидрогеохимическая обстановка наблюдается также в Днепровско-Донецкой впадине, где минерализация, метаморфизация и газонасыщеиность пластовых вод постепенно возрастает с северо-запада на юго-восток, т.е. в сторону Донбасса.

Подъем территории Донбасса (по Б.Д. Гончаренко) начался в раннепермское время (по другим данным — в конце позднего карбона) . Прилегающая юго-восточная часть Днепровско Донецкой впадины в это время активно прогибалась, отлагались песчано-глинистые породы, а затем ангидриты, доломиты, каменная соль, что свидетельствует об обособлении морского бассейна, превращении его в лагуну. К началу поздней перми (заальская фаза) произошел интенсивный подъем Донбасса и этими движениями оказалась захвачена Днепровско-Донецкая впадина.

Инверсионные предпозднепермские движения на юго-востоке впадины проявились весьма неравномерно. В районе так называемых открытых структур и южной прибортовой зоны их амплитуда составила 1,5-2 км и более. В северной прибортовой зоне и на Шебелинской площади амплитуда этих движений, вероятно, не превышала десятков метров. Значительные инверсионные движения имели место на расстоянии 20-25 км от Шебелинского поднятия.

Вслед за заальскими движениями на границе поздней перми и триаса в Донбассе произошли пфальцекие движения, нашедшие отголосок в Днепровско-Донецкой впадине.

Альпийский тектогенез особенно ярко проявился на границе между поздним мелом и палеогеном, Предпалеогеновые движения оставили свой след и в Днепровско-Донецкой впадине, особенно на крайнем юго-востоке, где палеогеновые отложения залегают с резким угловым несогласием и иногда находятся в контакте с каменноугольными образованиями. Амплитуду предпалеогеновых инверсионных движений можно оценить для районов, прилегающих к Донбассу, не менее 1000—1500 м.

При таких мощных восходящих движениях дегазация насыщенных газами пластовых вод резко увеличивается, что улучшает и их аккумулирование в ловушках древнего заложения. Как известно, такого типа ловушкой является Шебелинская структура, в основании котором находится соляной купол девона. Амплитуда Шебелинской брахиантиклинали по продуктивным отложениям а преднеогеновое время достигала 1100 м. Вероятно, в период инверсии пород палеозоя и формирования Донбасса произошло образование трещиноватого типа коллектора в отложениях верхнего карбона и нижней перми, что создало благоприятные условия для формирования массивного типа залежи (при надежной покрышке) в этих отложениях за счет в основном дегазации пластовых вод среднего и нижнего карбона. Учитывая, что содержание конденсата в газе Шебелинского месторождения в среднем составляет около 42 г/м3, можно предположить, что формирование массивной залежи этого месторождения произошло за счет дегазации пластовых вод среднего карбона, содержащих в основном сухой газ. Меньшим оказался подток жирных газов, выделившихся из пластовых вод нижнего карбона.

Объем выделившихся газов из пластовых вод Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадин в несколько десятков раз превышает промышленные запасы Оренбургского, Степновского, Коробковского, Астраханского, Шебелинского, Западно Крестищенского и других выявленных месторождений газа.

Приведенные научные обоснования дают возможность прийти к выводу об универсальности формирования крупных и гигантских скоплений газа и газоконденсата за счет выделения углеводородных газов из пластовых вод в периоды воздымания (инверсии) соответствующих частей нефтегазоносных бассейнов.
Источник: «Древние платформы и их нефтегазоносность», издательство «Наука», 1981


ОЦЕНИТЕ ПОЖАЛУЙСТА ЗА ЭТУ СТАТЬЮ
0
ПРЕДЫДУЩИЕ СТАТЬИ
Нефтегазоносность древних платформ в свете современных тектонических представлений
Нефть и газ > Месторождения

Проектирование разработки опытных участков залежей углеводородов горизонтальными скважинами
Нефть и газ > Проектирование

Оценка коэффициентов извлечения нефти при разработке залежей системой горизонтальных скважин
Нефть и газ > Проектирование

Моделирование разработки газоводонефтяной залежи системой горизонтальных скважин
Нефть и газ > Проектирование

Моделирование процесса фильтрации неньютоновских жидкостей в пласте
Нефть и газ > Проектирование

Оценка процессов термического заводнения в пласте с горизонтальными скважинами
Нефть и газ > Проектирование

Численное моделирование притока жидкости к горизонтальным скважинам
Нефть и газ > Проектирование

Математические модели прогнозирования показателей разработки горизонтальными скважинами
Нефть и газ > Проектирование

СЛЕДУЮЩИЕ СТАТЬИ
Размещение залежей нефти и газа на древней платформе в связи со стадийностью ее тектонического развития
Нефть и газ > Месторождения

Глубоководные бассейны восточно-европейской платформы
Нефть и газ > Месторождения

Принципы расчленения осадочного чехла и тектонического районирования нефтегазоносных бассейнов
Нефть и газ > Месторождения

Тектоника и нефтегазоносность запада восточно-европейской платформы
Нефть и газ > Месторождения

Основные закономерности строения земной коры и формирование зон нефтегазонакопления на древних платформах
Нефть и газ > Месторождения

Геологические условия газоносности востока восточно-европейской платформы
Нефть и газ > Месторождения

Эволюция палеозойских зон прогибания и особенности их газоносности
Нефть и газ > Месторождения

Основные зоны газо- и нефтенакопления сибирской платформы
Нефть и газ > Месторождения




ССЫЛКА НА СТАТЬЮ В РАЗЛИЧНЫХ ФОРМАТАХ
ТекстHTMLBB Code


Комментарии к статье


Еще нет комментариев


Сколько будет 47 + 32 =

       



 
 
Geologam.ru © 2016 | Обратная связь | Карта сайта | Поиск по сайту
Геология • Геофизика • Минералогия • Индустрия • Нефть и газ