Кайнозойский комплекс Верхне-Телекайского газонефтяного месторождения Чукотки (итоги литологического изучения толщи, вскрытой разведочной скважиной 10) [Текст] / Е. Е. Карнюшина [и др.] // Вестник Московского университета. Сер. 4, Геология. - 2007. - N 4. - С. 55-62. - Библиогр.: с. 62 (11назв.) . - ISSN 0201-7385. - ISSN 0579-9406 Рубрики: Геология Нефть и газы--Верхне-Телекайское месторождение--Анадырский бассейн--Чукотка; Россия Кл.слова (ненормированные): свиты -- аллювиально-дельтовый генезис -- кайнозойские отложения -- месторождения -- газонефтяные месторождения -- литологические изучения -- отложения -- миоценова толща Аннотация: Рассмотрены новые данные, полученные в результате литологического изучения состава и строения кайнозойских отложений, вскрытых до глубины 2350 м. в скважине 10 на Верхне-Телекай ском газонефтяном месторождении Анадырского бассейна. Установлен аллювиально-дельтовый генезис туфотерригенных и терригенных продуктивных отложений нижнего миоцена и их вторичных изменений, обусловленные образованием гнилистых минералов, карбанатов и цеолитов. По замерам показателя отражения витринита оценена катагенетическая зональность толщи миоцена, выявлено значительное катагенетическое несогласие в её кровле, связанное с предплиоценовым размывом отложений. Доп.точки доступа: Карнюшина, Е. Е.; Коробова, Н. И.; Козлова, Е. В.; Пронина, Н. В.; Ахманов, Г. Г. Имеются экземпляры в отделах: всего 1 : ч.з. (1) Свободны: ч.з. (1) |
Коржубаев, Андрей Геннадиевич. Комплексное освоение ресурсов газа на Востоке России [Текст] / А. Коржубаев // Проблемы Дальнего Востока. - 2009. - N 3. - С. 94-109.
Рубрики: Экономика--Россия--Восточная Сибирь--Дальний Восток, 21 в. нач. Экономика России--Россия--Восточная Сибирь--Дальний Восток, 21 в. нач. Кл.слова (ненормированные): газонефтяные месторождения -- природный газ -- нефть -- гелиевая промышленность -- нефтегазоконденсатные месторождения -- добыча -- переработка -- экспорт Аннотация: Дается характеристика газовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока. Анализируются перспективы их освоения. Имеются экземпляры в отделах: всего 1 : ч.з. (1) Свободны: ч.з. (1) |
Иванцов, Н. Н. Особенности численного моделирования разработки месторождений высоковязкой нефти [Текст] / Н. Н. Иванцов, А. В. Стрекалов // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 5. - С. 69-73. - Библиогр.: с. 73 (4 назв.) . - ISSN 0028-2448
Рубрики: Горное дело Разработка нефтяных и газовых месторождений--Россия--Западная Сибирь--Русское газонефтяное месторождение Кл.слова (ненормированные): газонефтяные месторождения -- высоковязкие нефти -- гидродинамическое моделирование -- полномасштабные модели -- секторные модели Аннотация: Рассмотрены основные сложности, возникающие при моделировании месторождений высоковязкой нефти. На основе опыта проектирования разработки Русского месторождения предложены некоторые подходы к гидродинамическому моделированию, а также минимальные технические требования к моделям, которые позволяют учесть специфику разработки подобных месторождений. Доп.точки доступа: Стрекалов, А. В. Имеются экземпляры в отделах: всего 1 : ч.з. (1) Свободны: ч.з. (1) |
Жураев, М. Р. Особенности формирования перспективных скоплений сероводородных вод Бухаро-Хивинского бассейна [Текст] = Peculiarities of Formation of Promising Accumulations of Hydrogen Sulfide Waters of Bukharo-Khivin Basin / М. Р. Жураев // Разведка и охрана недр. - 2020. - № 2. - С. 51-63 : ил. - Библиогр.: с. 63 (11 назв.) . - ISSN 0034-026X
Рубрики: Геология Нефть и газы--Узбекистан--Бухаро-Хивинский бассейн Кл.слова (ненормированные): газонефтяные месторождения -- пластовые температуры -- продуктивный горизонт -- пьезометрический напор Аннотация: Рассмотрены литолого-фациальные, геолого-структурные, гидродинамические, гидрогеохимические и геотермические факторы с целью изучения природно-геологических условий, в которых формируются сероводородные воды на газонефтяных месторождениях Бухаро-Хивинского бассейна. В результате выявлены необходимые специфические признаки, в т. ч.: газо-водовмещающие породы продуктивного горизонта состоят из коралловых, водорослевых органогенных, пористых и трещиноватых известняков с прослоями ангидрита; месторождения, в которых формируются сероводородные воды, представлены асимметричными брахиантиклинальными складками без нарушений; имеют высокое пластовое давление (274 атм) и температуру (80-100 °С) ; сверху перекрыты мощной флюидоупорной толщей (ангидрит и соляная толща) в виде крышки. Имеются экземпляры в отделах: всего 1 : ч.з. (1) Свободны: ч.з. (1) |
Жураев, М. Р. Уточнение гидродинамических и геотермических факторов при формировании сероводородной воды в артезианских бассейнах Республики Узбекистан [Текст] = Refining Hydrodynamic and Geothermal Factors in the Formation of Hydrogen Sulfide Water in the Artesian Basins of the Republic of Uzbekistan / М. Р. Жураев // Разведка и охрана недр. - 2020. - № 6. - С. 34-46 : ил. - Библиогр.: с. 46 (9 назв.) . - ISSN 0034-026X
Рубрики: Геология Нефть и газы--Узбекистан--Бухаро-Хивинский артезианский бассейн--Сурхандарьинский артезианский бассейн; Ферганский артезианский бассейн Кл.слова (ненормированные): артезианские бассейны -- газонефтяные месторождения -- пластовые температуры -- продуктивный горизонт -- пьезометрический напор -- термохимические процессы Аннотация: Бухаро-Хивинский бассейн. Образование сероводорода в результате термохимического восстановления сульфатов метаном при температуре порядка 80-100 °С газовых месторождений Бухаро-Хивинского бассейна подтверждено экспериментами, которые провели С. М. Григорьев, Сакаи (Sakai H., 1957), С. Д. Малинин и Н. И. Хитаров (1969). Сурхандарьинский артезианский бассейн. Гидродинамическое давление подземных вод в восточной части артезианского бассейна присутствует из-за наличия тектонических нарушений и слабого уклона залегания отложений. В результате возбуждаются микробы (органические вещества) в нефтяной толще, т. е. происходят сульфатредуцирующие процессы и, как следствие, формируются сероводородные воды палеогена. Ферганский артезианский бассейн. Водонапорная система более активна на нефтегазоносных месторождениях южного борта Ферганской впадины за счет близко залегающей к поверхности земли палеогеновой толщи, круто уходящей на глубину по склону впадины и пересеченной группой продольных тектонических разломов. Средние температуры продуктивного горизонта нефтегазоносных месторождений южного борта Ферганской впадины, где формируются сероводородные воды, составляют от 28 до 48 °С. Имеются экземпляры в отделах: всего 1 : ч.з. (1) Свободны: ч.з. (1) |