А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Асмар

Асмар зруйновані з оголенням формацій Пабден і гарпій. При різних кореляції використані дані197 пунктів спостережень, розташованих. Для кожної з шести виділених для дослідження областей і кожного інтервалу товщин пластів результати оформлені у вигляді стереограмм, наведених на рис. 247. За сте-реограмм відзначається, що азимут тріщин має всі можливі значення, отже, процесом утворення тріщин була охоплена вся структура. Однак в класах азимутів 7і15 спостерігається переважне орієнтування.

Розріз родовища Пазенун. | Розріз родовища Ахваз. Свита Асмар зустрічається і в межах складчастої системи Загрос. У північно-західному напрямку і в межах південної частини Перської затоки вона повністю виклінівается. Ефективна потужність становить незначну частину.

Розріз родовища Пазенун. | Розріз родовища Ахваз. Вапняки Асмар відносяться до іорог. Основні нафтові поклади знаходяться в норовом колекторі вапняків. Однак точно визначити ємність тріщинуватої частини колекторів важко.

Схема розміщення родовищ Ірану. Вапняки Асмар відносяться до порово-тріщини колекторам. Основні нафтові поклади поміщені в поровом колекторі вапняків.

Вапняки свити Асмар (нижній міоцен - верхній оліго- цін), перекриті регіонально розвиненою евапорітових товщею свити нижній фарс. Потужність останньої сягає 2000 м на складчатом борту басейну.

Схема розміщення родовищ Ірану. Продуктивна товща Асмар повсюдно поширена в південно-західних районах Ірану. Свита Асмар простежується і в межах складчастої системи Загрос. У північно-західному напрямку і в межах південної частини Перської затоки вона повністю виклінівается.

Поклад у відкладеннях свити Асмар має велику газову шапку.

Встановлено, що не всі тріщини вапняків Асмар мають тектонічну природу.

основними продуктивними товщами Бушир-Ахвазского ареалу зон нефтегазонакопления є свити Асмар, Саравак, рідше Араб.

Нафтові родовища на південному заході Ірану приурочені до вапняків Верхнього Асмар, в яких, як вважають, нафту автохтонного походження. Як міоцени, так і олігоценові карбонатні відкладення Асмар багаті органічною речовиною.

Поглинання бурового і цементного розчинів зустрічається в тріщинуватих вапняках Асмар родовищ Ірану. 
Кальхур (середній еоцен - верхній олігоцен, аналог свити Асмар в Ірані), мощн.

Кальхур (середній еоцен - верхній олнгоцен, аналог свити Асмар в Ірані), мощн.

Приклад дебітометріі проведеної в одній з свердловин, що розкрила формацію Асмар, наведено в табл. 12.3. Зони, що характеризуються більш високим відсотком поглинається витрати, відповідають більш тріщинуватих інтервалах.

Родовище нафти на східному крилі виступу Дезфул відкрито в 1928 р Продуктивна формація Асмара потужністю близько 275 м гидродинамически пов'язана з породами родовища нафти-Сефид.

Схема розміщення родовищ Ірану. В даний час в південно-західній частині Ірану встановлена продуктивність трьох свит - Хамі Бангестан і Асмара. У Центрально-Іранському міжгірському прогині продуктивна свита Кум, за віком відповідна свиті Асмар.

З точки зору геологічної будови нафтові родовища Ірану від верхнеюрских (Даріус-Кхарг) до олигоцен-міоценових (вапняки Асмар) і пліоцену (північ і північний схід Ірану) розглянуті в гл. Як згадувалося, тріщинуваті оліго- цін-міоцени вапняки часто залягають на Банджестанскіх вапняках среднемелевого віку.

Ірано-Аравійський басейн (схема будови. Для передових складок характерно дисгармонійний будова покривають сложнодіслоцірованних соленосних верхнеміоценових опадів (фарсідскій ярус) з підстильної вапнякової товщею Асмар (міоцен-олигоцен), зігнутої дуже спокійно.

Верхньому олігоцену підпорядковані і багатющі поклади нафти в южноіранскіх родовищах, наприклад, в Майдан-й - Нафтун-ському родовищі нафта залягає в вапняках Асмар, вік яких визначається як верхнеолігоценовий.

Якщо в покладах Чечено-Інгушетії, приурочених до верхньокрейдяним известнякам, нефтесодержащими є тільки тріщини, а самі породи практично непроникні то в відомих родовищах на півдні Ірану, пов'язаних з вапняками Асмар (нижній міоцен-олигоцен), основні запаси нафти обумовлені пористістю і кавернозностью самих вапняків і лише невелика частка запасів укладена в тріщинах.

Слід тільки підкреслити, що найбільш важкі нафти приурочені до піщаниках крейдового віку, легкі - до средпеюрскім і верхнеюрским пелітоморфних известнякам Саудівської Аравії і найлегші - до органогенних і мілководним известнякам Асмар в Ірані і їх аналогам в Північному Іраку.

вапняки кристалічні доломітизовані місцями опесчаненной або мергелістих, перекриті потужною соленосних-ангидритовой товщею, що відноситься до нижнього фарсу (пліоцен - нижній міоцен) і є надійною покришкою нафтових скупчень в гранулярних і тріщинних колекторах свити Асмар.

Вапняки кристалічні доло-мітізірованние, місцями опесчаненной або мергелістих, перекриті потужною соленосних ангидритовой товщею, що відноситься до нижнього фарсу (пліоцен - нижній міоцен) і є надійної покришкою нафтових скупчень в гранулярних і тріщинних колекторах свити Асмар.

Близьким за будовою до Ага-Джари є інше велике родовище світу - Кіркук (рис. 248), відкрите в Іраку ще в 1927 р Родовище приурочено до вузької антиклинальной зоні довжиною 98 км і шириною 3 - 3 5 км. Вапняки Асмар, що містять основні запаси нафти, розбиті дрібними тріщинами, що обумовлює їх високу проникність. На глибинах 1200 - 1300 м відкриті поклади нафти в вапняках сеноман-аль-бского віку.

Схема розміщення родовищ Ірану. Продуктивна товща Асмар повсюдно поширена в південно-західних районах Ірану. Свита Асмар простежується і в межах складчастої системи Загрос. У північно-західному напрямку і в межах південної частини Перської затоки вона повністю виклінівается.

Приурочене до антиклинальной складці розміром 50 х 7 км. Нафтоносних відкладення світ Асмар (олігоцен - нижній міоцен) і бангестан ( верх, крейда) на глиб. Поклад у відкладеннях свити Асмар має велику газову шапку.

На складчатом борту в районі найбільшого родовища Кіркук асмарійскіе вапняки утворені рифовими різницями (свита кальхур, або головний вапняк), причому вік останніх опускається до середнього еоцену. Природний резервуар нижній фарс - Асмар містить близько 27% всіх запасів нафти в басейні Перської затоки.

Нафтові родовища на південному заході Ірану приурочені до вапняків Верхнього Асмар, в яких, як вважають, нафту автохтонного походження. Як міоцени, так і олігоценові карбонатні відкладення Асмар багаті органічною речовиною.

У 1956 р відкрито нафтове родовище Альборц і в 1958 р газоконденсатне - Сараджех. Продуктивні вапняки кумской свити олигоцен-ніжнеміоценового віку, які є аналогами вапняків Асмар Південно-Західного Ірану.

У цьому розділі описується також зона нафтових родовищ на південному заході Ірану - Один з найбільш великих нафтовидобувних районів світу. Існування цієї зони обумовлено системами тріщин, розвиненими у відкладеннях формації Асмар третинного віку. І нарешті розглянуті поклади нафти в тріщинуватих карбонатних породах родовищ Джела і Рагуза на південному сході Сицилії.

Схема розміщення родовищ Ірану. В даний час в південно-західній частині Ірану встановлена продуктивність трьох свит - Хамі Бангестан і Асмара. У Центрально-Іранському міжгірському прогині продуктивна свита Кум, за віком відповідна свиті Асмар.

Ця структура перспективність у всіх районах земної кулі. В даний час в південно-західній частині Ірану встановлена продуктивність трьох свит - хами, бангестан і Асмара. В Іранському міжгірському прогині встановлена продуктивність свити кум, яка за віком відповідає свиті Асмар. Крім того, в Прикаспійському районі отримано промислові припливи газу з теригенних відкладень Челекенський свити (пліоцен); однак цей горизонт не експлуатується.

Запаси газу в значній мірі пов'язані з газовими шапками нафтових родовищ Перської затоки, Західної Туркменії та інших районів. Одне унікальне родовище Пазенун містить газову шапку з запасами 1415 млрд. М3 в карбонатних відкладеннях свити Асмар олігонен-міо-цінового віку.

Запаси газу в відкладах кайнозою в значній мірі пов'язані з газовими шапками нафтових родовищ Перської затоки, Західної Туркменії та інших районів. Одне унікальне родовище Пазенун містить газову шапку з запасами 1415 млрд. М3 в карбонатних відкладеннях свити Асмар олигоцен-міоценового віку.

Контакт платформенного і складчастого бортів басейну виражений на великий предзагросской частини басейну порівняно вузьким Месо-потамскім прогином. Внутрішнє крило прогину складчатое з різко вираженим незгодою в заляганні галогенних утворень нижнього фарсу і карбонатних порід свити Асмар. вишезалегающіх соленосна товща нижнього фарсу і молодші відкладення складно дислоковані порушені взбросамі і надвігамі зі значними горизонтальними амплітудами.

У відкладеннях кайнозоя міститься 5 3 трлн. м3 газу, або 11% загальних запасів газу основних родовищ. Тільки одне унікальне родовище Пазанун має газову шапку з запасами газу 1415 млрд. М3 в карбонатних відкладеннях свити Асмар олигоцен-міоценового віку.

Колектори являють собою систему, що складається з пористих блоків і мережі тріщин. Основні запаси нафти містяться в малопроникних блоках, тоді як тріщини містять незначні обсяги нафти і служать шляхами фільтрації пластових рідин. У розрізі Асмар виділені три групи порід -: високопродуктивні колектори, погані колектори і щільні породи не колектори.

Приурочене до антиклинальной складці розміром 50 х 7 км. Нафтоносних відкладення світ Асмар (олігоцен - нижній міоцен) і бангестан (верх, крейда) на глиб. поклад в відкладеннях свити Асмар має велику газову шапку.

Велика частина цих запасів приурочена до нафтових родовищ (розчинений газ) і газовим шапок. Перші притоки нафти були отримані ще на початку XX ст. У 1908 р була встановлена нафтоносність свити Асмар.

У межах Месопотамської передгірській западини розташовані нафтові родовища південно-західного Ірану і Північного Іраку. В Ірані відомі за лежи нафти приурочені до величезних антиклінальними складкам і обмежені крайової і підошовної водою. Колектори представлені головним чином щільними вапняками і доломітами Асмар, розбитими численними тріщинами і розривами, що сприяють припливу нафти до вибоїв свердловин.

З вищесказаного випливає, що латеральне поширення каналів контрастно підвищеної провідності досить просто і в масовому порядку виявляється для будь-якого об'єкта. Складніше сприймається розвиток каналів хрестом простягання нафтогазоносного масиву, хоча і прикладів такого роду цілком достатньо. Зокрема, в межах нафтогазового родовища Бібі-Хакім (ІРІ) вапняки Асмар, що залягають на глибині1025 м, мають тісний гидродинамическую зв'язок з ніжезалегающімі (1890м) вапняками Бангестан (Ki - Кг. Каналами даної связі7 виступають системи тріщин, що розсікають потужну, з сумарним поверхом газонефтеносності2400 м карбонатную товщу від верху до низу. В масиві (рис. 78) виділяються зверху вниз дві зони: високоомних і низькоомних. Різниця питомих електричних опорів породи за результатами ГІС, що лежить в основі номенклатури зон, пояснюється варіаціями колекторських типів: тріщинні в зоні низьких опорів, нормально пористий в верхах товщі.

Ця структура перспективність у всіх районах земної кулі. В даний час в південно-західній частині Ірану встановлена продуктивність трьох свит - хами, бангестан і Асмара. В Іранському міжгірському прогині встановлена продуктивність свити кум, яка за віком відповідає свиті Асмар. Крім того, в Прикаспійському районі отримано промислові припливи газу з теригенних відкладень Челекенський свити (пліоцен); однак цей горизонт не експлуатується.

Схема розташування родовищ Джела і Рагуза. Мережі тріщин поділяють вапняк на блоки різних розмірів. З часу цих блоків вуглеводні легко переходять в вільно поточні в тріщинах потоки, за допомогою яких здійснюється далекий зв'язок як за глибиною, так і в латеральному напрямку. Первинна міграція нафти, освіти її скупчень і нарешті її витяг обумовлені трещіноватостио вапняків Асмар.

Схема генетичних співвідношень асиметричною антиклинали (а, перекинутої антиклинали (б і насування (ст. | Широтний розріз через національний парк Гласье. Показаний Недовго. 1 - (лькгоніскіе. 2 - палеозойські. 3 - кам'яновугільні. 4 - тріаси і юрські. S - крейдяні . | Розріз через північне закінчення нафтового родовища Тернер-Веллі що показує складний характер тектонічних блоків. У нафтових родовищах Ірану було виявлено дуже інте РЕКН співвідношення. На рис. 99 показано, що розміщені вище пласти ковзали по нижележащей антиклинальной складці. Таке своєрідне співвідношення (монокліналь, накладена на антиклиналь) пояснюється складом порід, що залягають над вапняком Асмар.

у багатьох місцях нафту зустрічається в довгих, вузьких тріщинах. Наявність тріщин обумовлено Кліважу породи або скидами, за якими відбуваються відносні переміщення порід. Слід зазначити, що нафтові свердловини розташовують тут довгими , вузькими смугами. Іншим районом, де тріщини відіграють велику роль для накопичення нафти, є Іран. Тут вапняки Асмар мають пористість від 0 до 15% і проникність, рідко перевищує 0 5 міллідарсі. Однак продуктивність цих вапняків дуже велика, причому для дренування площі в кілька квадратних кілометрів буває потрібно всього кілька свердловин. Тому британські геологи прийшли до висновку, що нафта знаходиться в невеликих складно переплітаються тріщинах.

З газових родовищ Ірану найбільшим є Паза-нум, запаси якого становлять 1300 млрд. М3 газу. На цьому родовищі газ і конденсат залягають на глибині близько 2 тис. М в тих же вапняках, що і на родовищі Агаджарі. Йде спільна споруда Іраном і Радянським Союзом газопроводів для експлуатації газів родовищ Пазанум, Агаджарі Гачсаран і ін. На території Іраку знаходиться нафтове родовище Кіркук, також є одним з найбільших на земній кулі. З цього родовища вже видобуто з 1934 близько 300 млн. Т нафти. На родовищі Кіркук нафту знаходиться в таких же тріщинуватих вапняках Асмар олігоценового віку, як і на родовищі Агаджарі.

Структурна карта по покрівлі продуктивного горизонту у верхній юре родовища Гхавар. | Геологічний розріз родовища Ага-Джари. Найбільшим родовищем Ірану є Ага-Джари. Це родовище є типовим для внутрішнього борту Загросской крайового прогину. Родовище приурочене до великої антиклинальной складці (рис. 162) довжиною 55 км і шириною близько 5 км, складеної породами крейди - нижнього олігоцену. За вищерозміщеним сильно дислокованих порід середнього фарсу відзначається іншу будівлю. Складка по крейдяним - ніжнеолігоценовим відкладенням асиметрична. Родовище розробляється з 1948 р, і з нього відібрано понад 400 млн. Т нафти. Для нефтенасищенних вапняків свити Асмар характерні виключно високі дебіти.

Це родовище є типовим для внутрішнього борту Загросской крайового прогину. Родовище приурочене до великої антиклинальной складці (рис. 247) довжиною 55 км і шириною близько 5 км, складеної породами крейди - нижнього олігоцену. Па вищерозміщеним сильно дислокованих порід середнього фарсу відзначається іншу будівлю. Складка по крейдяним - ніжнеолігоцено-вим відкладенням асиметрична. Це вказує на значну висоту нафтового покладу. Родовище розробляється з 1948 р, і з нього відібрано понад 400 млн. Т нафти. Для нафто-насичених вапняків свити Асмар характерні виключно високі дебіти.