НГБ СНГ_4курс / Среднекаспийский. Махачкалинское месторождение нефти


Нефть месторождения Махачкала - Справочник химика 21

    НЕФТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МАХАЧКАЛА [c.157]

    Таким образом нам удалось показать, что в исследованных нами нефтях месторождений Восточное Эхаби, Махачкала и в Ромашково практически весь нейтральный азот входит в состав амидов. [c.72]

    Махачкалинское месторождение нефти расположено в непосредственной близости к г. Махачкала. Приурочено оно ко вторичной складке, осложняющей северное крыло передовой антиклинальной складки Дагестана. [c.157]

    Рационально используются горячие воды нефтяных скважин в Махачкале. Из скв. 160 получают около 2 тыс. м сут воды с температурой на устье 63°С. Вода используется не только для нужд теплофикации, но и как лечебная. Она разливается в бутылки и называется Махачкала-160 . Воды более 15 нефтяных скважин вблизи Махачкалы используются для нужд города, для парникового хозяйства, снабжения горячей водой спортивных сооружени-й и т. д. Огромное количество тепла извлекается из недр при разработке нефтяных место-рождени-й. На Октябрьском месторождении в районе Грозного попутно с нефтью добывают воду температурой более 80"С. По расчетам видного гидрогеолога Г. М. Сухарева вынос тепла водой за многолетний период разработки этого месторождения составил примерно 14-10 2 ккал. Для получения такого количества тепла необходимо сжечь более 1,3 млн т мазута или 1,9 млн т каменного угля, или 1,7 млрд. м природного газа. Совершенно очевидно, что при эксплуатации сотен и тысяч месторождений нефти, можно получить огромное количество дешевой энергии, а главное сэкономить столь дефицитное топливо. [c.57]

    В настоящее время совершенно достоверно и неоспоримо доказано, что азоторганические соединения являются неотъемлемой составной частью любой нефти. Установлено также, что они главным образом связаны с высокомолекулярными компонентами нефтей, а поэтому существует определенная зависимость между содержанием в нефти азота и ее удельным весом. Сказанное достаточно хорошо иллюстрируется сопоставлением нефтей ряда месторождений Азербайджана (табл. 26). Если благодаря работам Гецеу [202], исследовавшего нефти Махачкалинского месторождения, установлено увеличение удельного веса нефти, содержание в ней азота и смол по простиранию пласта от его центра к периферии, то сведения относительно содержания азота в зависимости от глубины залегания нефти весьма разноречивы. Все же на примере нефтей ряда регионов (Апшерон, Южное Огайо, Махачкала) можно заключить, что количество азота в нефти для данного месторождения повышается с увеличением глубины залегания. И, наконец, замечено понижение содержания азотистых соединений в нефтях с увеличением их возраста и степенью превращения [203]. Имеющиеся в литературе данные свидетельствуют о том, что азот присутствует в нефтях обычно в сравнительно небольших количествах — от сотых долей процента до 0,5%, в редких случаях достигая 2,0% (табл. 25). [c.81]

chem21.info

Нефть месторождения Махачкала - Справочник химика 21

из "Нефти северного кавказа"

Махачкалинское месторождение нефти расположено в непосредственной близости к г. Махачкала. Приурочено оно ко вторичной складке, осложняющей северное крыло передовой антиклинальной складки Дагестана. [c.157] Промышленная нефтеносность площади, установленная в 1942 г., связана с песчаниками свит в и Г нижнечокракских отложений. Залежи нефти относятся к типу пластовых сводовых (свита в и Г ) и литологически ограниченных (литерные песчаники свиты в ). Месторождение в значительной степени выработано. [c.157] Нефти этого района принадлежат к типу легких, малосернистых (серы 0,14—0,15%), парафинистых (6—10,3% парафина с температурой плавления 52—55° С). Содержание фракций, выкипающих до 200° С, равно 24,8% общий выход светлых фракций до 300° С составляет 50%. [c.157] Бензиновые и лигроино-керосиновые фракции по сравнению с соответствующими фракциями других парафинистых нефтей, например грозненской парафинистой нефтью Октябрьского района, отличаются несколько повышенной ароматизованностью. Поэтому получение бензина Галоша и уайт-спирита связано с очисткой бензиновых дистиллятов. Бензиновые фракции, выделенные из махачкалинской нефти, имеют сравнительно невысокие октановые числа. Фракция н. к. — 150° С имеет октановое число (в чистом виде) 61,2. [c.157] Из махачкалинской нефти возможно получение компонентов автомобильного бензина, осветительного керосина или дизельного летнего топлива. Высокое содержание парафина в мазуте и хорошая оценка по микроструктуре парафина, содержащегося во фракциях, указывают на целесообразность использования этих фракций с целью получения парафина. [c.157] Характеристика нефти и нефтепродуктов приведена в табл. 390— 402. [c.157] Потенциальное содержание фракций, % вес. [c.162]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Среднекаспийский - Стр 2

- 11 -

В последние годы открыты промышленные месторождения в Восточно-Манычском прогибе. Залежи здесь газа, нефти г/к известны в J1J2 K1 и триасовых отложениях. Месторождения Ильменское, Манычское, Шахметское, Озерное, Южно-Буйнакское и др.

Некоторыми исследователями в качестве самостоятельной НГО выделяется Восточно-Ставропольская впадина. Выделяется она в J и K-f этажах под наложенной и более обширной Терско-Кумской впадиной (N).

СЗ часть этой впадины - Чернолесский прогиб – здесь известны единичные нефтегазовые месторождения. Одним из них является Журавское, где продуктивны хадумский горизонт, чокракский горизонт и К1. На западе на границе с Южно-Ставропольским блоком известно Веселовское месторождение (эоцен, К1.

Восточная часть Восточно-Ставропольской впадины (Ногайская ступень) характеризуется наличием ряда небольших месторождений с залежами в J2 - J3 и К1. Граничное, Капиевское, Соляное – залежи как нефтяные, так и газовые.

Важней НГО платформенной части бассейна является Южно-Мангышлакско-Ассакеауданская. Она раcполагается на востоке бассейна и приурочена к системе прогибов. Она располагается в западном Казахстане и частично в Узбекистане. Здесь известны крупные месторождения нефти. Есть залежи нефтегазовые и газоконденсатные. Наибольшего уровня добыча нефти здесь достигла в 1974 г – около 20 млн.т. в год.

Основные месторождения расположены в пределах северного борта Южно-Мангышлакского прогиба (Жазгурлинского прогиба) и приурочены к Жетыбай-Узеньской ступени. Кроме этого, промышленные месторождения открыты в пределах Шахпахтинской ступени (Ассакеауданский прогиб), на южном борту Ю.Мангышлакского прогиба, в Сегендыкской впадине, на Песчаномысско-Ракушечном своде и на южном борту Мангышлакского антиклинория (Беке-Башкудукская зона).

В пределах рассматриваемой области выделяют одни исследователи н/г районы другие зоны нефтегазонакопления (Жетыбай-Узеньскую, Шахпахтинкую, Сегендыкскую и др.).

В разрезе этой области выделят следующие н/г комплексы: Нижне-среднетриасовый, нижне-среднеюрский, верхнеюрский, нижне-меловой и верхнемеловой.

Кроме этого небольшие залежи установлены в палеозойском складчатом фундаменте (Оймаша).

Основные залежи, особенно нефти связаны с юрскими комплексами. Юрские комплексы состоят из ряда продуктивных горизонтов, которые в свою очередь включают многочисленные продуктивные пласты (песчаники, алевролиты) разделенные глинами. Песчаные пласты обладают хорошими коллекторскими свойствами.

- 12 -

Месторождения антиклинального типа, многопластовые, преобладают залежи пластовые сводовые, есть литологически экранированные. В юре преобладают нефтяные, в мелу – газовые залежи.

Наиболее крупными и известными месторождениями являются Узеньское и Жетыбайское.

Узеньское газо-нефтяное месторождение

Приурочено к брахиантиклинальной складке, расположенной в пределах Жетыбай-Узеньской ступени (зоне). По кровле одного из горизонтов в юре оно имеет размеры 45х12 км и А=280-290 м. Обширная западная переклиналь и пологое северное крыло осложнены мелкими куполами. Юра содержит залежи нефти, а меловые горизонты – газовые залежи.

В мелу продуктивны как верхний, так и нижний отделы. В мелу 11 газоносных горизонтов, но они характеризуются малыми дебитами.

В юрских отложениях продуктивны песчаники и алевролиты, которые образуют 16 горизонтов, содержащих 57 продуктивных пластов мощностью от 0.5 до 20 м ∑ мощностью 115 м, Qн от 50 до 128 т/с. Всего на месторождении 55 залежей.

Жетыбайское нефтегазоконденсатное месторождение

Оно приурочено к брахиантиклинальной складке 22х7.5 км и А=95 м (в юре). Южное крыло осложнено продольным нарушением.

Промышленная н/г установлена в 22 горизонтах J2, которые включают 133 продуктивных пласта суммарной мощностью 700 м, из которых эффективная мощность – 315 м. Qн до 480 т/с. Всего на месторождении 23 залежи.

В пределах Шахпахтинской ступени известно Шахпахтинское месторождение, где J2 – J3 содержит 4 г/к залежи.

В пределах Сегендыкской впадины выявлено ряд месторождений с залежами в К1, I и Т. Месторождения Дунга, Жоласкан и др.

В пределах Песчаномысско-Ракушечного свода известны Ракушечное месторождение, Оймаша н/г Т, J и Pz (Оймаша).

В пределах Беке-Башкудукской зоны известно небольшое место-рождение Карасязь-Тоспасское в J и К отложениях.

Терско-Сунженская НГО

Эта область расположена в Западной части Терско-Каспийского прогиба между Минераловодским выступом и Дагестанским клином.

Основные месторождения располагаются на южном складчатом борту прогиба. Это в основном месторождения антиклинального типа. Отличительной их чертой является несовпадение структурных планов в Mz -эоценовых и миоцен-плиоценовых отложениях. В миоценовых отложениях складки узкие, высокоподнятые, сложнодислоцированные, асимметричные, рассеченные разрывами (сбросами, взбросами, надвигами).В Mz - эоценовых они более простые. Более простые, и менее крупные структуры на платформенном борту прогиба.

- 13 -

Диапазон н/г в области охватывает отложения от миоцена до верхней юры. Основные скопления в верхнем мелу и миоцене.

В миоцене продуктивны чокракский и караганский горизонты. Коллекторы песчаники. В разрезах этих горизонтов выделяется по 10-12 продуктивных пластов.

К2 – коллекторы известняки. Мощность верхнемеловых известняков - 800-1000 м.

К1 – песчаники, алевролиты.

Месторождения, как правило многопластовые. Залежи разнообразные. В миоцене сводовые, нарушенные, тектонически и литологически экранированные. В верхнем мелу массивные. Преобладают по флюидам нефтяные месторождения.

По особенностям строения в области выделяют 4 н/г района (зоны): Терский, Сунженский, Датыхский, Притеречный.

Терский н/г район

Он расположен в пределах Терского антиклинория и объединяет ряд месторождений: Малгобекское, Ю. и С. Вознесенские, Малгобек-Вознесенское, Алховское, Али-Юртовское и др.

Месторождения имеют сложное строение. Меловые и палеогеновые отложения образуют простые складки. Вышележащие породы миоцена сильно дислоцированы, осложнены дизъюнктивными нарушениями. Для многих складок Терского антиклинория характерно надвинутое положение южного крыла и поднадвиговое северного крыла.

Залежи связаны с J3 , K1f , K2 и миоценом.

Наиболее известным месторождением является Магобек-Вознесенское нефтяное. В неогене с запада на восток выделяются

/ северо Вознесенская

Малгобекская складки

/ южно Вознесенская

Южные крылья пологие и надвинуты на северные крылья. Под 1ым надвигом есть еще один.

По палеогеновым и К отложениям выделяется единая складка 3.5х44 км. А=700 м < 35-400.

Продуктивны: чокрак - 5 пластов по 4-19 м

Q до 500т/с караган - 13 пластов по 4-44 м.

Нефти легкие и тяжелые, есть газовые залежи.

К2 – известняки Н=345 м. Q до 300 т/с.

Залежи есть в I3 K1 f1. Всего > 90 залежей.

Сунженский н/г район

Он расположен в пределах Сунженского антиклинория и объединяет с запада на восток Заманкульское, Серноводское, Старо-Грозненское, Октябрьское, Ташкалинское и другие месторождения.

- 14 -

В пределах этого района антиклинальным поднятиям в Kz отложениях соответствуют одноименные поднятия в Mz отложениях некоторые месторождения этого района отличаются от месторождений Терского антиклинория большим количеством залежей, большей мощностью и дебитностью продуктивных пластов. Продуктивны N1f и Mz отложения.

Наиболее известными месторождениями являются Старо-Грозненское и Октябрьское.

Старо-Грозненское месторождение

По миоцену складка скошена к северу и осложнена продольным надвигом вдоль северного крыла. Плоскость надвига падает на юг под < 600.

Южное крыло надвинуто на северное. Основной надвиг сопровождается вторым, на глубине они сливаются. Имеются и поперечные нарушения. В восточной части разрывы с северного крыла переходят на южное.

Фактически в пределах месторождения находятся 3 самостоятельных месторождения: Взброшенное, Поднадвиговое, Ташкалинское.

1. Взброшенное. Продуктивны чокрак, караган по 8-11 продуктивных пластов. Нефть с газом Qн = до 200-700 т/с.

2. Поднадвиговое. Открыто через 40 лет после предыдущего. Продуктивны чокрак, караган. Залежи нефтяные с газовыми шапками.

3. Ташкалинское. На востоке. Продуктивны чокрак, караган – 6 пластов Qн = 250-400 т/с.

Кроме этого залежи открыты в К2 и К1. Всего > 45 залежей.

Октябрьское (Новогрозненское) месторождение. Приурочено к коробчатой складке с поперечным разрывом. Ось на западе смещена на 400 м к северу. Продуктивны - чокрак – 8 пл. по 5-50 м

- караган – 14 пл. по 5-49 м

Залежи нефтяные с растворенным газом. Залежи сводовые и тектонически экранированные. Qн > 1000 т/с. Продуктивны и К2 известняки. Всего 22 залежи.

Датыхский район. Он приурочен к моноклинали Черных гор. Здесь несколько месторождений (Датыхское, Бенойское). Продуктивны песчаники нижнего мела (Датых) и песчаники майкопской свиты и известняки К2 (Бенойское).

Притеречный район. Он расположен на северном борту прогиба. Здесь нефтяные и газовые залежи выявлены на Червленском и Правобережном месторождениях, приуроченных к брахиантиклиналям, осложненным нарушениями. Нефть в чокракском горизонте, газ в сарматском ярусе. Продуктивны и верхнемеловые известняки.

Дагестанская НГО. Она расположена к востоку-юго-востоку от Сунженской НГО и приурочена в основном к складчатому борту Дагестанского прогиба и Дагестанскому клину. Основные месторождения расположены на юге этой области и приурочены к Западной и Восточной антиклинальными зонами.

- 15 -

Поднятия здесь по Мz отложениям характеризуются коробчатым строением, широкими сводами, крутыми крыльями, отсутствием значительных нарушений. В Кz отложениях они имеют сложное строение, нарушены разрывами и осложнены диапиризмом.

Т.е. структуры здесь имеют двухэтажное строение: нижний Mz - f1, верхний олигоцен-миоценовый. При этом западная зона отличается более сложным строением. В акватории Каспийского моря по геофизическим данным, трассируется еще одна зона, получившая название Приморской.

В северной части НГО в пределах Дагестанского клина структуры более простые, менее нарушенные.

Продуктивны в Дагестанской НГО нижне - верхнемеловые, палеогеновае и миоценовые отложения. Коллекторы в К1 и миоцене песчаники, алевролиты, в К2 известняки, в палеогене трещиноватые мергели, алевролиты.

По особенностям строения в области выделяют три самостоятельных района (зоны) Северный, Западный и Восточный.

Северный район располагается в пределах Дагестанского клина. Здесь известны такие месторождения как Махачкалинское, Шамхал – Булак и др.

Наиболее крупным является газоконденсатное Шамхал-Булак. По миоценовым отложениям здесь выделяется моноклиналь, нарушенная взбросом, в олигоцене - малоамплитудная складка, а в меловых отложениях антиклиналь размером 18х35 км. А=600 м. Залежь г/к в верхнем мелу с нефтяной оторочкой. Продуктивны также нижний мел и палеоцен.

На Махачкалинском месторождении, расположенном на СВ Дагестанского клина, продуктивны песчаники чокракского горизонта (нефть) и верхний мел (г/к). Приурочено месторождение к антиклинальной структуре, осложненной нарушением. В чокракских отложениях размер

8х2 км. А=320 м.

В западном н/г районе известны такие месторождения как Селли, Гаша. Это небольшие месторождения, по N отложениям антиклинальные складки, осложненные разрывными нарушениями, и диапиризмом. В Mz – коробчатые складки. Продуктивны палеоценовые, верхнемеловые отложения. Нефтяные залежи массивные. Qн до 250 т/с. Размер 2х5.5 км. Н=40 м.

В восточном районе известные месторождения Ачи-Су, Избербаш, Дузлак, Даг. Огни и другие.

Дагестанские Огни – приурочено к куполовидной складке 4.5х12 км, осложненной разрывами и диапировым ядром в миоценовых отложениях. В мелу структура более простая.

Продуктивны:К1–алевролиты, палеоцен мергели, песчаники,алевролиты.

Основные залежи в Хадумском горизонте и фораминиферовых слоях.

Открыты залежи и в акватории Каспия в Приморской зоне (Инчхе-море).

- 16 -

Кубино-Прикаспийская н/г область.

Это самая южная н/г область в системе прогибов и расположена на СВ Азербайджана. Она находится к СЗ от Апшеронского полуострова и включает месторождения на побережье Каспия и в нагорной части Азербайджана. От Дагестанской области эта область отделяется Самурским разломом.

Кубино-Прикаспийская н/г область включает на севере Кусаро-Дивичинскую впадину (прогиб), а на юго-западе – Тенгинско-Бешбармакский антиклинорий и Шахдагско-Хизинский синклинорий, которые относятся уже к магаантикнорию Б. Кавказа.

Особой тектонической зоной, отделяющей Кусаро-Дивичинскую впадину от Тенгинско-Бешбармакского антиклинория является широкая тектоническая зона третичной моноклинали. Комплекс f-N отложений, слагающий ее круто падает на север, в сторону Кусаро-Дивичинской впадины. Вдоль южной части моноклинали трассируется крупный Сиазанский разлом, по которому f-N отложения моноклинали, контактируют с меловыми породами Тенгинско-Бешбармакского антиклинория.

На ЮЗ области располагается Доразорат-Советабадская антиклинальная зона, осложняющая северное крыло ЮВ погружения мегаантиклинория Б. Кавказа. Другая зона трассируется вдоль Сиазанского разлома.

В Кубино-Прикаспийской НГО притоки нефти из меловых отложений впервые были получены на Советабадской и Сиазаньской площадях. Однако систематическое изучение этой области началось лишь в 30е годы и позже. К настоящему времени месторождения выявлены в двух районах (зонах).

Сиазанский район. Он приурочен к третичной моноклинали, для отдельных участков которой характерна интенсивная дислоцированность, здесь отмечается крутое, часто опрокинутое залегание К2 и f-N отложений.

Промышленные скопления нефти и газа группируются вдоль Сиазанского разлома. Месторождения связаны с отдельными участками моноклинали (Сиазань-Нардаран, Саадан, Амирханлы и др.). Продуктивны здесь майкопская свита, чокракский горизонт, сарматский ярус. Коллекторы песчаники, алевролиты, трещиноватые мергели, залежи тектонически, стратиграфически и литологически экронированные.

Советабадский район. Он связан с Доразорат-Советабадской антиклинальной зоной. Структуры здесь асимметричны, нарушены сбросами, взбросами, надвигами. Продуктивны меловые и f-N отложения. Залежи сводовые м тектонически экранированные.

Месторождения Советабад, Кешгай. Все месторождения Кубино-Прикаспийской области небольшие.

Перспективы н/г Средне-Каспийского бассейна связаны в основном с его платформенным бортом, особенно в акватории Каспия, где по материалам геофизики закартированы валы, зоны поднятий с многочисленными локальными.

- 17 -

На некоторых из них уже обнаружены залежи (месторождения им.Корчагина, Хвалынское), перспективы для поисков новых залежей наиболее погруженные элементы платформенного борта – прогибы, впадины (Центрально-Каспийская н/г область).

Перспективы для поисков залежей, особенно мезозойские отложения Терско-Каспийского прогиба и его продолжение в акваторию Каспия. Приморская антиклинольная зона.

Перспективны Каспийско-Камышанский вал кряжа с поднятиями Морское, Лагамское; Полдневско-Кулагинский вал с поднятиями С.Кулагинское, З.Кулагинское и Каралатское, поднятие Дружба, расположенное между месторождениями Сарматское и Хвалынское.

studfiles.net

Чокракское отложение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Чокракское отложение

Cтраница 2

В Терско-Дагестанской нефтеносной области напорные минерализованные воды содержатся в караганских и чокракских отложениях. Имеют минерализацию около 1 - 2 г / л и относятся к гидрокарбонатно-хлоридно-натриевым, а в Дагестане на Махачкалинском месторождении эти воды вскрыты на глубинах 600 - 1600 м, имеют минерализацию 3 - 6 г / л и самоизливаются.  [16]

Образец представляет нефть I, II, X-XVI XYIII-XXII пластов караганских и чокракских отложений.  [17]

Проведено наблюдение за процессом образования твердой фозы в смесях вод верхнемеловых и чокракских отложений Западно-Гудермесского месторождения. Рассматриваемые смеси вод представляли один из вариантов выбора рабочего агента для поддержания пластового давления в чок-ракской залежи нефти Западно-Гудермесского месторождения, где пластовая температура равна 50 С, а пластовая вода практически не содержит растворенной углекислоты.  [18]

Первые проведенные испытания показали, что при бурении с указанной компоновкой в сарматских, кара-ганских, чокракских отложениях обеспечивается требуемая максимальная интенсивность искривления ствола скважины с осевыми нагрузками на долото в пределах 8 - 20 тс.  [19]

Нефть верхнемеловых отложений, полученная в 1959 г. из скважины 100, по общим свойствам и групповому углеводородному составу резко отличается от тяжелой нефти чокракских отложений этого же района.  [20]

В пределах центрального Ставрополья залежи газа в чокраке открыты на Северо-Ставропольском, Пелагиадинском, Казинском, Кугутинском и Гра-чевском поднятиях; признаки газа из чокракских отложений отмечались на Дербетовской и Кугультинской площадях.  [21]

В 1959 г. впервые в районе Малгобек была получена нефть верхнемеловых отложений, отличающаяся по групповому углеводородному составу и содержанию светлых фракций от легкой малгобекской нефти, добываемой из караганских и чокракских отложений.  [22]

Верхнемеловая нефть более легкая ( рД 0 824 ч - 0 848), менее смолистая ( смол силикагелевых 3 56 - 5 30 %, асфальтенов 0 95 - 1 39 % вместо 1 5 %; коксуемость 1 85 - 2 21 % вместо 3 35 %) и содержит больше бензиновых фракций ( до 200 С - 27 8 - 30 4 % вместо 22 4 %), чем нефть караганских и чокракских отложений. По содержанию твердых парафиновых углеводородов эти нефти близки.  [23]

Дагестанский ареал зон нефтегазонакопления состоит из трех зон нефтегазонакопления - Западной, Восточной и Приморской. Продуктивными являются чокракские отложения ( свыше 10 пластов-коллекторов), олигоценовые, известняки верхнего мела и песчаники альба - апта. Большая часть месторождений нефти и газа приурочены к Восточной антиклинальной зоне, где выявлено семь месторождений, из которых пять газонефтяных, расположенных в юге ( Каякент, Берекей, Дузлак, Дагогни, Хошмензйл) и открытых после 1934 г., в значительной степени выработаны.  [24]

На месте поперечного поднятия - Дагестанского клина - известны два нефтяных месторождения - - Тернаирское и Махачкалинское. Нефтеносны здесь только чокракские отложения.  [25]

Сингенетично нефтеносные свиты нефтеносны не по всему прогибу. Так, например, чокракские отложения нефтеносны в центральной части прогиба, к югу нефтеносность этих отложений постепенно затухает.  [26]

Промышленная нефтегазоносность на территории предгорного Дагестана охватывает широкий стратиграфический диапазон от нижнего мела до неогена включительно. Промышленные залежи нефти и газа установлены в нижпемело-вых, верхнемеловых, фораминиферовых, хадумских и чокракских отложениях. Распространение нефтяных и газовых скоплений района контролируется дпумя антиклинальными зонами - Восточной и Западной. Из них с Западной антиклинальной зоной связаны два ( Селли и Гаша), а остальные приурочены к поднятиям Восточной антиклинальной зоны. Основное количество нефти Дагестанской АССР добывается на нефтяных и газонефтяпых месторождениях Русский Хутор, Сухокумское, Южно-Сухокумское и др., находящихся на севере Дагестана. Нефтеносность этих месторождений связана с нижнемеловыми и среднеюрскими песчаноглинистыми отложениями.  [27]

Крайне низкие пластовые давления в чокракских отложениях на всех вышеуказанных поднятиях и особенно на Северо-Ставропольском и Пелагиадинском поднятиях совершенно не соответствуют глубине залегания залежей. Такое несоответствие отдельные исследователи [8] объясняют близким расположением выходов чокракских отложений на поверхность и недостаточным их питанием на выходах вследствие сравнительно небольшого количества атмосферных осадков.  [28]

В 1956 г. нами был выбран пресный родник, выходящий из чокракских отложений в районе На-рат - Тюбинской моноклинали ( Северный Дагестан), из которого было взято 260 л воды.  [29]

В пределах изучаемой нами площади ( Апшеронский п-ов, центральная и юго-восточная зона Кобыстана) нефтяные и газовые месторождения приурочены к определенным отложениям, причем выше и ниже их по разрезу месторождений не имеется. В центральной зоне Кобыстана промышленные нефтяные залежи встречены в песчаных коллекторах майкопской свиты и чокракских отложениях. Богата нефтью и газом на Апшеронском п-ове продуктивная толща; в диатомовой свите мы имеем бедные нефтяные месторождения, так как она содержит в себе очень мало коллекторов.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru