Каменное (нефтяное месторождение). Восточно каменное месторождение нефти


Каменное (нефтяное месторождение) — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

У этого термина существуют и другие значения, см. Каменное.

Каменное (нефтяное месторождение) — месторождение нефти и газа входящее в состав Красноленинского свода месторождений на западе Ханты-Мансийского автономного округа. Входит в состав Красноленинской группы.

Месторождение расположено примерно посередине между г.Нягань и г.Ханты-Мансийск на левом берегу и в пойме р.Обь (Верхнее Двуобье). Извлекаемые запасы месторождения составляют более 300 млн.т. (категории ABC1).

История открытия и освоения

Месторождение открыто в конце 1960-х годов, пробурено более 100 разведочных скважин. Однако промышленная эксплуатация началась только в начале 90-х, и была приостановлена из-за низкой продуктивности и отсутствия транспортной инфраструктуры. С появлением федеральной трассы Ханты-Мансийск — Нягань и совершенствованием технологий добычи (в первую очередь — ГРП) с начала 2000-х разработка месторождения активизировалась.

Операторы месторождения

Месторождение разделено на 2 лицензионных участка — западный (центр, юг и запад месторождения, район оз. Айтор, участок поймы р.Оби на севере месторождения) и восточный (восточная часть месторождения, практически полностью расположенная в пойме р.Обь).

Владеет лицензией и ведет разработку западной части месторождения ОАО «ТНК-Нягань» (с 1999 г.), входящее в группу компаний «ТНК-ВР». Оператором месторождения выступает НГДП «Каменное» (нефтегазодобывающее предприятие в структуре ОАО «ТНК-Нягань»). Добыча в 2007 году составила 870 тыс.т.

Лицензия на восточную часть месторождения принадлежит ОАО «Хантымансийскнефтегазгеология (ХМНГГ)», с 2006 г. принадлежит ОАО «Лукойл» (с 2006 г.). Оператором месторождения является ТПП «Урайнефтегаз», входящее в состав ООО «Лукойл-Западная Сибирь». В 2007 г. было добыто 1.1 млн.т.

wiki2.red

Месторождения Нефтяные Камни - Справочник химика 21

    Наибольшим выходом светлых фракций отличаются пефти месторождения Нефтяные камни (до 200 °С 19—20%, до 350 С 48,4—52,0%). [c.24]

    Нефть месторождения Нефтяные камни [c.98]

    Нефть месторождения Нефтяные камни (северо-восточное крыло) [c.115]

    Разгонка (ИТК) нефти месторождения Нефтяные камни в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций [c.118]

    Разгонка (ИТК) нефти месторождения Нефтяные камни (северо-восточное крыло) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций [c.119]

    Деасфальтизация. Применение селективной очистки, значительно улучшая химический состав масел и их эксплуатационные свойства, не может изменить структуру содержащихся в них углеводородов. В силу этого максимальная величина индекса вязкости селективно очищенного масла из бакинских масляных нефтей (содержащих до 70% нефти месторождения Нефтяные Камни) достигает 60—62 единиц. [c.146]

    В то же время, по данным [606], в керосиновой фракции нафтеновой нефти месторождения Нефтяные Камни (Азербайджан) алифатические кислоты представлены преимущественно соединениями, содержащими разветвления в а-положении к карбоксильной группе. Это полностью согласуется с ранее установленными фактами, что в нафтеновых нефтях крайне мало н. парафи- [c.95]

    Для установления эффективности действия сульфонатных (и других) присадок в зависимости от группового углеводородного состава сырья были исследованы масляные фракции 350—420 °С и 420—500 °С и остаточные выше 500 °С, выделенные вакуумной перегонкой из мазутов трех нефтей, резко различающихся по физико-химическим свойствам и углеводородному составу (бала-ханская масляная и балаханская тяжелая нефти, а также нефть месторождения Нефтяные камни). Углеводородный состав фракций был определен адсорбционной хроматографией на крупнопористом силикагеле АСК [15, с. 73]. В результате исследования структурно-группового состава и свойств отдельных групп углеводородов, выделенных из этих фракций, было установлено, что парафино-нафтеновые углеводороды из фракций балаханской нефти являются лучшим сырьем для синтеза присадок, чем те же углеводороды, выделенные из фракций двух других нефтей, причем наиболее низким качеством отличаются парафино-нафтеновые углеводороды балаханской тяжелой нефти. [c.72]

    Из нефти месторождения Нефтяные Камни [c.150]

    Исследование химической стабильности фракций углеводородов и их смесей, выделенных хроматографией на силикагеле из дистиллята бакинских нефтей [49], показало следующее 1) с повышением цикличности ароматических углеводородов повышается их стабилизирующий эффект 2) смолистые вещества дистиллятов балаханской масляной и бузовнинской нефтей стабилизируют парафино-нафтеновые фракции, будучи добавлены только в малой концентрации смолистые вещества дистиллятов нефтей месторождения Нефтяные Камни и балаханской тяжелой не обладают стабилизирующим эффектом 3) смолы парализуют стабилизирующее действие ароматических углеводородов 4) качество масел из нефтей балаханской масляной, бузовнинской и месторождения Нефтяные Камни можно повысить при полной удалении из них смол 5) для получения стабильных масел из дистиллятов [c.559]

    В 1949 г. был организован большой промышленный эксперимент. В 70 км к северо-востоку от г. Баку и в 40 км от ближайшей береговой точки началось бурение разведочной скважины, давшей позднее промышленную нефть. В районе месторождения Нефтяные Камни началось строительство металлических эстакад, явившихся основанием для промышленных установок и культурно-бытовых сооружений. [c.58]

    Фракция 200—350°С месторождения Нефтяные камни [c.63]

    На смену этим старым месторождениям пришли прилегающие к Апшеронскому полуострову морские месторождения. На рис. 22 представлено строение наиболее известного из морских месторождений — Нефтяные Камни. [c.59]

    Бурение со специально сооруженных оснований широко применяется на Каспийском море вблизи Апшеронского полуострова. Здесь открыт ряд морских нефтяных месторождений (Нефтяные Камни и др.). Построены эстакады, соединяющие отдельные морские участки, где проводится бурение и добыча нефти (рис. 51). [c.115]

    Жидкие алканы. Алканы от до в обычных условиях представляют собой жидкости, входящие в состав бензиновых (С — С ) и керосиновых (С —С ) фракций нефтей. Исследованиями установлено, что жидкие алканы С — С имеют в основном нор — мальгюе или слаборазветвленное строение. Исключением из этого правила являются Анастасиевская нефть Краснодарского края и нефть морского месторождения Нефтяные Камни, в которых содержатся сильноразветвленные изопарафины. Исключительный теоретический интерес представляет открытие в 60-х годах в составе некоторых нефтей изоалканов со строго регулярным расположением метильных заместителей вдоль углеродной цепи в положениях [c.61]

    Примечание. Исходная нефть — парафинистая месторождения Нефтяные Камни вязкостью 42—48 мм7с, коксуемостью 1,6 —1.8 % (масс.) кратность фурфурола к деасфальтиэату (по массе) 3,5 1 частота вращения ротора 26 об/мин. [c.76]

    Апшеронский архипелаг в геологическом отношении является частью Апшеронской геологической области. В изучении его строения большую роль сыграли Морские сейсморазведочные работы. Впервые добыча нефти в Каспийском море была начата в 1901 г. на о. Артем. Разведка и освоение морских нефтяных месторождений получили широкое развитие особенно после Великой Отечественной войны. Начиная с 1947 г. были открыты месторождения Гюргяны-море, о. Жилой, Нефтяные камни, Грязевая сопка, банка Дарвина, о. Песчаный, Южная. С 1948—1949 гг. разрабатываются месторождения банка Макарова (Бахар) и Ази Асланова. Выявленные месторождения, за исключением iiobjjIx площадей Бахар и Ази Асланова, находятся в эксплуатации или разработке. Среди всех месторождений Апшеронского архипелага первое место по запасам и уровню добычи занимает широко известное месторождение Нефтяные камни. [c.22]

    Нефть месторождения Нефтяные камни (юго-западнзе крыло) Остаток j [c.106]

    По большинству сортов нефтей на старых месторождениях Апшеронского полуострова добыча падает, но она с избытком компенсируется увеличением добычи на новых месторождениях—Нефтяные Камни (гюргянская нефть), Ширван (Кюровдаг, Мишовдаг и др.), Сиазань, Карадаг, о. Песчаный, Зыря и др. [c.42]

    Нефти месторождения Нефтяные Камни эксплуатируются ыне НПУ имени XXII съезда КПСС). Месторождение Нефтяные Камни расположено в открытом море. Разработка этого месторождения была начата в 1951 г., и оно является крупным перспективным нефтяным районом. [c.65]

    Основной сырьевой базой для выработки широкого ассортимента масел на бакинских заводах являются нефти нафтено-метано-ароматического основания, а именно балаханская масляная, раманинская, бибиэйбатская легкая, бузовнинская, локбатанская масляная, нефть месторождения Нефтяные Камни (гюргянская), балаханская тяжелая, бинагадинская, путинская и др. [c.123]

    Присутствие бициклических нафтеновых кислот в нефти предполагалось уже давно, но точно доказано лишь в последнее десятилетие с помощью масс-спектрометрии [9, 312]. Найдено, что кислоты с двумя сконденсированными циклами — одни из наиболее распространенных нафтеновых кислот в керосине 200— 300°С нефти месторождения Нефтяные Камни их концентрация близка к концентрации моноциклических кислот [606], а в калифорнийской нефти даже превышает последнюю [9]. Нет никаких указаний на наличие в нефти кислот с некопдепсированными нафтеновыми кольцами. [c.99]

    Сравнительный анализ ароматических углеводородов, выделенных из фракций 350—420°С, показал, что наилучшими качествами обладают углеводороды балаханской масляной нефти, наихуд-шими — углеводороды, выделенные из нефти месторождения Нефтяные Камни. В высококипящих фракциях (420—500 °С) наилучшие качества наблюдаются у ароматических углеводородов из нефти месторождения Нефтяные Камни, наихудшне — у углеводородов из балаханской тяжелой нефти, ароматические углеводороды балаханской масляной нефти в данном случае занимают промежуточное положение. Из всех исследованных групп арома тических углеводородов наилучшими качествами обладают легкие ароматические углеводороды, выделенные из фракции 350—420°С балаханской масляной нефти и из фракции 420—500 °С нефти [c.72]

    Выход и состав сульфокислот при сульфировании олеумом отдельных групп ароматических углеводородов, выделенных из фракций различных нефтей, были неодинаковы. Например, при сульфировании легких ароматических углеводородов из фракции 420—500°С нефти месторождения Нефтяные Камни были получены только маслорастворимые сульфокислоты с выходом 100 %, а при сульфировании таких же углеводородов, выделенных из двух других нефтей, наряду с маслорастворимыми образовывались и водоростворимые сульфокислоты, отделяемые с кислым гудроном. Наибольшее количество. маслорастворимых сульфокислот получается из легких ароматических углеводородов. Тяжелые ароматические углеводороды при сульфировании полностью превращаются в водорастворимые сульфокислоты, а из средних ароматических углеводородов образуются почти одинаковые количества, масло- и водорастворимых сульфокислот. [c.73]

    Кроме месторождения Нефтяные Камни , нефть добывается на морских площадях в районе г. Баку НПУ треста Артемнефть, XXII съезда КПСС , 26 бакинских комиссаров , на острове Песчаном и др. [c.59]

    Результаты структурно-группового анализа нафтенов с т. кип. 350—420° С нефти месторождения Нефтяные Камни (метод ИК-спектроскопни) [c.368]

    В небольших количествах обнаружены также изомеры алканов, в которых боковая цепь длиннее метила. Имеются и исключения из этого правила. Например, в ангстасиевской нефти Краснодарского края п нефти месторождения Нефтяные Камни найде гы сильноразветвленные углеводороды, в то же время в анастасисв-ской нефти практически нет гексана, гептана и октана. [c.100]

    В нефти из месторождения Нефтяные Камни в бензиновой части разветвленных алканов с одним третичным углеродным атомом найдено несколько меньше полэвины всех алканов, затем следуют углеводороды с двумя заместр телямн и совсем мало с тремя. [c.100]

    Исследования карбамидной депарафинизации различных масляных фракций сураханской отборной, сураханской обыкновенной, калинской верхнего отдела, карачухурской верхнего отдела, месторождения Нефтяные камни, бибиэйбатской парафинистой и других бакинских нефтей показали возможность использования соответствующих фракций этих нефтей после их депарафинизации для производства таких масел, как трансформаторные, автотракторные АК-6, АКЗ-10, АС-5, энергетические, конденсаторное и др. [182, 184-1891. [c.118]

chem21.info

Каменное (нефтяное месторождение) - Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

У этого термина существуют и другие значения, см. Каменное.

Каменное (нефтяное месторождение) — месторождение нефти и газа входящее в состав Красноленинского свода месторождений на западе Ханты-Мансийского автономного округа. Входит в состав Красноленинской группы.

Месторождение расположено примерно посередине между г.Нягань и г.Ханты-Мансийск на левом берегу и в пойме р.Обь (Верхнее Двуобье). Извлекаемые запасы месторождения составляют более 300 млн.т. (категории ABC1).

История открытия и освоения[ | ]

Месторождение открыто в конце 1960-х годов, пробурено более 100 разведочных скважин. Однако промышленная эксплуатация началась только в начале 90-х, и была приостановлена из-за низкой продуктивности и отсутствия транспортной инфраструктуры. С появлением федеральной трассы Ханты-Мансийск — Нягань и совершенствованием технологий добычи (в первую очередь — ГРП) с начала 2000-х разработка месторождения активизировалась.

Операторы месторождения[ | ]

Месторождение разделено на 2 лицензионных участка — западный (центр, юг и запад месторождения, район оз. Айтор, участок поймы р.Оби на севере месторождения) и восточный (восточная часть месторождения, практически полностью расположенная в пойме р.Обь).

Владеет лицензией и ведет разработку западной части месторождения ОАО «ТНК-Нягань» (с 1999 г.), входящее в группу компаний «ТНК-ВР». Оператором месторождения выступает (нефтегазодобывающее предприятие в структуре ОАО «ТНК-Нягань»). Добыча в 2007 году составила 870 тыс.т.

Лицензия на восточную часть месторождения принадлежит ОАО « (ХМНГГ)», с 2006 г. принадлежит ОАО «Лукойл» (с 2006 г.). Оператором месторождения является ТПП «», входящее в состав ООО «Лукойл-Западная Сибирь». В 2007 г. было добыто 1.1 млн.т.

encyclopaedia.bid

Месторождение Восточное - Справочник химика 21

    Схема размещения нефтяных месторождений Восточной Сибири. [c.487]

    Месторождения Восточно-Кубанского прогиба. Восточно-Кубанский прогиб выделяется в самостоятельную нефтегазоносную зону. В северо-восточной части этой зоны расположен Южно-Ставропольский вал. [c.341]

    МЕСТОРОЖДЕНИЕ ВОСТОЧНОЕ ЭХАБИ [c.569]

    В книге приводится характеристика нефтей новых месторождений восточных районов СССР, изучаемых во ВНИИ НП согласно координационному плану работ научно-исследовательских институтов нефтяной промышленности. [c.2]

    В подавляющем большинстве нефтей Урало-Поволжья была найдена меркаптанная сера 0,001—0,448% вес. (0,03—13,5% от общей серы). Необычайно велико ее содержание 0,71% вес. общей серы) в нефти Марковского месторождения (Восточная Сибирь). В исследованных нами двадцати нефтях Западной Сибири меркаптанная сера не обнаружена. Следует отметить отсутствие какой-либо закономерной связи между содержанием в нефтях меркаптанной и общей серы. [c.9]

    С ростом добычи нефти значительно увеличился объем строительства стальных наземных емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов. Добыча нефти будет увеличиваться главным образом за счет крупных нефтяных месторождений восточных районов страны. Отличительной чертой нефтей этих районов является большое содержание в них сернистых соединений, хлоридов, карбонатов, механических примесей и воды. [c.221]

    Самые высокие эксплуатационные расходы среди угледобывающих регионов в 1994 г. были зафиксированы в Кузнецком (II), Печорском (IV), Донецком (I) бассейнах и на месторождениях Восточной Сибири (Vni), где они составили соответственно 41,5, 14,4, 10,6 и 13,8% эксплуатационных затрат отрасли. [c.86]

    Аналогичные соотношения углеводородных компонентов не были выявлены на месторождениях Восточной Сибири, Сахалинской области. В остальных районах из многочисленного числа нефтяных месторождений выявлены лишь отдельные залежи нефти, в газах которых содержание пропана больше этана. [c.7]

    МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ [c.95]

    В целом газы месторождений Восточно-Кубанского прогиба относятся к типу жирных углеводородных газов, типичных для газоконденсатно-неф-тяных залежей. [c.184]

    Месторождения восточного района Украины [c.252]

    Наблюдается изменение удельного веса нефти даже в пределах одного и того же пласта. Чем ближе нефть к естественному своему выходу на дневную поверхность, тем более она окислена и тем менее в ней легких углеводородов (фракций), которые успели улетучиться. Наоборот, чем дальше и глубже от дневной поверхности и от выходов она залегает, тем легче ее удельный вес в силу большей сохранности легких фракций. Типичным примером изменения удельного веса нефтей с глубиной является нефть бо-ньшинства месторождений восточных штатов США, в частности Пенсильвании, где в верхних горизонтах залегает нефть уд. веса 0,848, в более глубоких — 0,824 0,800 и, наконец, 0,778. В против по-ложность этому району нужно поставить Сураханское месторождение Бакинского района, в котором удельный вес увеличивается [c.42]

    В Европейской части СССР нефть в девоне обнаружена на р. Ухте — в Ухтинском районе, где нефтеносная свита имеет верх-недевонский возраст. Она покрывается свитой горючих сланцев домаников , в некоторых отношениях аналогичных верхнедевонским сланцам Чаттануга в Соединенных Штатах. Эти сланцы Чаттануга некоторыми американскими геологами считаются за материнскую породу, давшую исходный материал для образования девонской нефти в месторождениях восточной нефтяной области и Мид-Континента в Соединенных Штатах. [c.133]

    Весьма высоким содержанием гомологов метаиа характеризуются попутные газы большинства месторождений Восточной Татарии и Западной Башкирии. Суммарное количество гомологов метана в газах различных пластов Туймазинского, Шкаповского и Ромашкинского месторождений колеблется от 35 до 50%. Из гомологов дгетана преобладают этан (до 20—22%) и пропан (до 17—20%). Концентрация бутанов составляет около 8%. В газах содержится около 1,2% изопентана и 2,2% изобутана. В отличие от сухих газов попутные нефтяные газы имеют более высокий удельный вес и более высокую теплоту сгорания. В газах рассматриваемых районов в больших количествах присутствует азот, содержание которого в газах некоторых залежей достигает 50%. В нескольких залежах Туймазинского и других месторождений обнаружены значительные концентрации сероводорода (до 3%). [c.10]

    Помимо метана, который имеется во всех крупных месторождениях, наибольший интерес в отношении использования в качестве сырья для химической переработки представляют попутные газы Татарии, Башкирии и районов Поволжья, содержагцие большое количество гомологов метана. Представляют интерес также газы Шебелинского месторождения (Восточная Украина), Стенновского (Саратовская область), а также большинства месторождений Краснодарского Края, Закавказья и Средней Азии. [c.12]

    Фосфориты — порода осадочного происхождения, содержащая фосфор главным образом в виде фторапатита и различные примеси. Содержание Р2О5 в обогащенных фосфоритах колеблется в пределах 20—30%. В СССР имеется большое количество фосфоритных месторождений, среди них мощное месторождение Кара-Тау в Казахстане, Актюбинская группа месторождений, месторождения Восточной Сибири и др. Часть фосфатного сырья используется иепосредственно как удобрение в топкоразмолотом виде под названием фосфоритная мука. [c.145]

    Увеличение добычи нефти в стране почти в 56 раз произошло в 1976 г. в результате освоения американскими компаниями нефтяных месторождений в Ориенте. Этому способствовал также ввод в строй Трансканадского нефтепровода Лаго-Агрио-Валао, соединившего нефтяные месторождения восточных районов с Тихоокеанским побережьем. [c.30]

    Текучесть раствора ингябитора — важный показатель при использовании методов ингибирования с подачей реагента в негерметизированные системы. На месторождениях восточных районов вязкость может стать ограничивающим фактором для внедрения технологии постоянного дозирования реагента в затрубное пространство скважины. В таких случаях целесообразно применение более текучих модификаций известных ингибиторов, например типа SP-181 w, SP-191 kw, которые имеют температуру застывания на 30—35 С ниже, чем их аналоги (SP-181, 8Р-191к). [c.246]

    В советских нефтях сера и сернистые соединения встречаются в наибольших количествах в нефтях месторождений восточных раиоюв и южного Узбекистана. [c.299]

    Сергиенко С. Р., Айдогдыев А. Г. и др. Нефти месторождений восточного побережья Каспия. Ашхабад Ылым, 1972. [c.213]

    Месторождения Восточной Сибири (см. рис. 105) расположены в Приленском нефтегазоносном районе, занимающем южную часть Неп-ско-Ботуобинской нефтегазоносной области , которая является юго- [c.522]

    Из данных табл. 16 видно, что на основании адсорбционно-хроматографического разделения исследованные нефти четко делятся на следующие группы. Первая группа нефтей характеризуется высоким выходом (около половины) фракции, извлекаемой четыреххлористым углеродом, и приблизительно /з бензольной фракции. Обе эти фракции имеют невысокую растворимость в феноле (от 13—22 до 38% соответственно). Вторую группу составляют высокоциклические нефти (радченковская, гюргянская, норийская, ильская). Фракции, извлекаемые четыреххлористым углеродом и бензолом, этой группы нефтей в количественном отношении почти равны (но 30—40%), но они очень сильно различаются по растворимости в феноле. Третью группу составляют нефти месторождений восточного побережья Каспия (жетыбайская, узеньская, барсакельмесская, котуртепинская). Они характеризуются очень низким содержанием фракции, извлекаемой четыреххлористым углеродом (8—15%), и низким содержанием бензольной фракции (18—24%), причем обе эти фракции характеризуются слабой растворимостью в феноле. Основная часть смол этой группы нефтей (около Уз) извлекается спиртобензольной смесью, но и эта фракция характеризуется относительно низкой растворимостью в феноле. Высокой растворимостью смол в феноле резко выделяется норийская нефть, две фракции которой (четыреххлористая и бензольная) растворяются в феноле наполовину, а третья, ацетоновая, — на V - Близко к ней по растворимости в феноле подходит смола из ильской нефти. Наиболее низкой растворимостью в феноле обладают смолы из нефтей узеньской, кызылтумшукской и битковской, причем у смолы из узеньской нефти все три хроматографические фракции характеризуются одинаково низкой степенью растворимости в феноле (11,0%). [c.61]

    Месторождение Восточное, открытое в 1962 г., приурочено к северной (Величаевской) структурной зоне Прикумского поднятия, н по поверхности нижнеюрских отложений оно представляет собой куполовидное поднятие. Северо-восточная периклиналь крутая, юго-западная — пологая. [c.421]

    На основании полученных экспериментальных данных определена степень химической деструкции НПАВ для различных месторождений в зависимости от действия пластовой воды, породы, температуры и давления. Из представленных в табл. 6 данных следует, что степень химической деструкции неонола АФ,-12 минимальна для условий Узеньского, Карамандыбасского, Жетыбайского месторождений, Восточно-Сулеевской и Сабанчинской площадей Ромашкинского месторождения и составляет 10-12%. Максимальная степень химической деструкции для условий Арланского, Западно-Сургутского, Мамонтовского и Самотлорского месторождений и Альметьевскои площади Ромашкинского месторождения составляет 35-45%. Для условий других месторождений эта [c.28]

    ВИЯХ месторождении восточных обозначения те же, что и на рис. и. районов страны, где нефти не содержат нафтеновых кислот. [c.45]

    Месторождение Восточной Избаскент, открытое в 1956 г., приурочено к антиклинальной складке, расположенной в пределах северо-вос-точного склона Ферганской межгорной впадины. Складка несколько вытянута в широтном направлении, асимметрична — южное крыло более-крутое, чем северное — и разбита многочисленными сбросовыми нарушениями, главный из которых прослеживается вдоль осевой плоскости складки и имеет наклон плоскости и сброса на север. [c.510]

    Легкие парафинистые нефти пласта М, имеющие высокие отношения п/ф и тяжелый и.с.у., вне всякого сомнения, генерированы окисленным ОВ из отложений триаса или нижнесреднеюрского комплекса. Нефти такого облика типичны для пород этого возраста северных и юго-восточных районов Западной Сибири. Их специфический состав однозначно указывает на то, что они были генерированы ОВ, глубоко окисленным на стадии осадконакопления. Нефти такого типа достаточно широко распространены в других регионах (месторождения Восточной Сибири, Австралии, США). Важно подчеркнуть, что все они залегают исключительно в континентальных отложениях. Ни в Западной Сибири, ни в других районах в карбонатных отложениях подобных нефтей не встречено. [c.143]

    Нефтяные и нефтегазовые месторождения Белорусской ССР, расположенные в Припятской нефтегазоносной области, приурочены к При-пятскому прогибу, а месторождения Восточной Украины, расположенные в Днепровско-Дйнецкой нефтегазоносной области, приурочены к Днепровско-Донецкой впадине (рис. 64, 65), которая имеет северо-западное простирание. Припятский прогиб примыкает к ней на северо-западе и имеет почти широтное простирание. Эти два крупных тектонических элемента заключены между Воронежской антиклизой (на северо-востоке) и Украинским щитом (на юго-западе). Юго-восточное окончание Днепровско-Донецкой впадины граничит с Донецким кряжем. По геологическим и геофизическим данным, впадина разделяется на три зоны северный и южный склоны и центральный грабен. Центральный, или Днепровский, грабен разбит на блоки, погружение его [c.361]

    МЕСТОРОЖДЕНИЕ ВОСТОЧНЫЙ ИЗБАСКЕНТ [c.510]

chem21.info