Сейсмічна розвідка Латеральна міграція нафти

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати


МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

УФИМСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ НАФТОВОЇ

ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

Контрольна робота з предмету

"Геологія, пошук і розвідка НГМ"

Уфа - 2010

Зміст

1. Сейсмічна розвідка. Основи методу. Застосування

2. Латеральна міграція нафти і газу її роль в утворенні покладів нафти і газу

Список використаної літератури

1. Сейсмічна розвідка. Основи методу. Застосування

Сейсмічна розвідка (Малюнок 1.1) заснована на використанні закономірностей поширення в земній корі штучно створюваних пружних хвиль. Хвилі створюються одним з таких способів:

  1. вибухом спеціальних зарядів у свердловинах глибиною до 30 м;

  2. вібраторами;

  3. перетворювачами вибухової енергії в механічну.

Малюнок 1.1 - Принципова схема сейсморозвідки

1 - джерело пружних хвиль; 2 - сейсмопріемнік; 3 - сейсмостанція

Швидкість поширення сейсмічних хвиль в породах різної щільності неоднакова: чим щільніше порода, тим швидше проникають крізь неї хвилі. На межі розділу двох середовищ з різною щільністю пружні коливання частково відбиваються, повертаючись до поверхні землі, а частково заломившись, продовжують свій рух углиб надр до нової поверхні розділу. Відбиті сейсмічні хвилі уловлюються сейсмоприемниками. Розшифровуючи потім отримані графіки коливань земної поверхні, фахівці визначають глибину залягання порід, що відбили хвилі, і кут їх нахилу.

У твердому тілі при раптовому додатку сили виникають пружні коливання, або хвилі, звані сейсмічними, сферично поширюються від джерела порушення. Відомості про внутрішню будову Землі отримують за результатами аналізу часів пробігу сейсмічних хвиль від джерела коливань до реєструючим пристроїв (часи пробігу хвиль залежать від щільності середовища на їх шляху). Сейсмічні хвилі генеруються або штучними вибухами в неглибоких свердловинах, або за допомогою механічних вібраторів. У морській сейсміці для порушення сейсмічних хвиль використовується пневмопушка. Застосовуються також ехолотний випромінювачі пружних коливань великої потужності, електроіскровим розряди та інші засоби. Направлені вниз генеруються хвилі, досягаючи геологічної кордону (тобто порід, склад яких відрізняється від верхніх), відображаються подібно луні. Реєстрація цього "луни" детекторами називається методом відбитих хвиль. Заломлююча на геологічній кордоні хвилі поширюються також і горизонтально (уздовж її поверхні) на великі відстані, потім знову переломлюються, прямують до земної поверхні і реєструються далеко від сейсмічного джерела. Реєстрація сейсмічних хвиль ведеться чутливими приладами сейсмоприемниками, або геофони, які розташовуються на земній поверхні або в свердловинах на певній відстані від місця порушення хвиль. Геофони перетворять механічні коливання грунту в електричні сигнали. При морських дослідженнях для реєстрації сейсмічних хвиль використовуються детектори тиску, звані гідрофонами. Пружні коливання записуються у вигляді траси на папері, магнітній стрічці або фотоплівці, а останнім часом зазвичай на електронні носії. Інтерпретація сейсмограм дозволяє виміряти час проходження хвилі від джерела до відбиває шару і назад до поверхні з точністю до тисячних часток секунди. Швидкість сейсмічних хвиль залежить від пружності і щільності середовища, в якій вони поширюються. У воді вона становить бл. 1500 м / с (поздовжні хвилі), в неконсолідованих пісках і грунтах, що містять повітря в порових просторах, - 600-1500 м / с, у твердих вапняках - 2700-6400 м / с і в найбільш щільних кристалічних породах до 6600-8500 м / с (у глибинних шарах Землі до 13 000 м / с).

Відображення. При використанні методу відбитих хвиль реєстрація здійснюється набором геофони, рівномірно розташованих на земній поверхні на одній лінії з джерелом порушення. Зазвичай використовується 96 груп геофони, кожна з яких налічує від 6 до 24 з'єднаних разом приладів. Оскільки відомі відстань до геофони і швидкість поширення сейсмічних хвиль в досліджуваних породах, за часами пробігу хвиль можна розрахувати глибину відбиває кордону. Шлях хвилі може бути описаний у вигляді двох сторін рівнобедреного трикутника (так як кут падіння дорівнює куту відбиття), а глибина відбиває шару відповідає його вершині. Сумарна довжина сторін такого трикутника дорівнює твору часу проходження хвилі і її швидкості. Глибини поверхні відбиття розраховуються в межах досить великої площі, що дозволяє простежити конфігурацію пласта, виявити і нанести на карту соляні куполи, рифи, розломи і антикліналі. Будь-яка з цих структур може виявитися нафтової пасткою.

Заломлення. Методом заломлених хвиль досліджуються літологія і глибина залягання гірських порід, а також конфігурація покладів і геологічних свит. Він використовується і при інженерно-геологічних вишукуваннях, в гідрогеології, морський і нафтової геології. Сейсмічні хвилі порушуються поблизу земної поверхні, а детектори, реєструючі заломлені хвилі, розташовані на земній поверхні на деякій відстані від джерела коливань (іноді віддаленому на багато кілометрів). Першою досягає детектора та переломлена хвиля, яка слідувала по найкоротшому шляху від джерела до приймача. За годографа (графіку часу приходу першого імпульсу хвиль до сейсмоприемниками, розташованим на різних відстанях від джерела) визначають швидкість поширення хвиль, а потім обчислюють глибину залягання заломлюючої поверхні.

Сейсмічна розвідка застосовується в ході пошуково-розвідувальних робіт, а також при бурінні свердловин і їх дослідженні.

Пошукові роботи спрямовані на забезпечення необхідних умов для приросту розвіданих запасів нафти і газу. Він поділяється на стадію виявлення та підготовки об'єктів для пошукового буріння та стадію пошуку родовищ (покладів) нафти і газу.

Стадія виявлення та підготовки об'єктів для пошукового буріння

На цій стадії створюється фонд перспективних локальних об'єктів і визначається черговість їх введення в глибоке буріння.

Геофізичними методами (найчастіше сейсморозвідкою) ведуться роботи на окремих площах у межах нафтогазоперспективних зон і зон нафтогазонакопичення з метою:

виявлення умов залягання та інших геолого-геофізичних властивостей нафтогазоносних і нафтогазоперспективних комплексів;

виділення перспективних пасток;

вибору, об'єктів і визначення черговості їх підготовки до пошукового буріння;

вибору місць закладення пошукових свердловин на підготовлених об'єктах.

Стадія пошуку родовищ (покладів)

Об'єктами робіт на цій стадії є пастки, підготовлені для пошукового буріння. Підставою для постановки пошукового буріння служить наявність підготовленої до нього структури (пастки).

Завдання на цій стадії зводяться до:

виявлення в розрізі нафтогазоносних і нафтогазоперспективних комплексів покладів нафти і газу;

визначення геолого-геофізичних властивостей (параметрів) горизонтів і пластів;

виділенню, випробуванню і випробуванню нафтогазонасиченість пластів і горизонтів, отриманню промислових припливів нафти і газу, встановлення властивостей флюїдів і фільтраційно-ємнісних характеристик пластів; підрахунку запасів відкритих покладів;

Стадія пошуку родовищ (покладів), а разом з нею і пошуковий етап завершується або отриманням першого промислового припливу нафти і газу, або обгрунтуванням безперспективності досліджуваного об'єкта.

Розвідницький етап

Об'єктами робіт на цьому етапі служать відкриті родовища та виявлені поклади. У процесі проведення робіт вирішуються такі завдання:

встановлення основних характеристик родовищ (покладів) для визначення їх промислової значимості;

визначення фазового стану УВ покладів;

вивчення фізико-хімічних властивостей нафт, газів, конденсатів в пластових і поверхневих умовах, визначення їх товарних якостей;

встановлення типу колекторів та їх фільтраційно-ємнісних характеристик;

встановлення типу покладів;

визначення ефективних товщин, значень порожнистості, нафто-газонасиченості відкладень;

встановлення коефіцієнтів продуктивності свердловин;

підрахунок запасів;

поділ родовищ на промислові та непромислові;

вибір об'єктів та поверхів розвідки, виділення базисних покладів і визначення черговості проведення на них дослідно-промислової експлуатації та підготовки до розробки.

Таким чином застосуванням сейсморозвідки на розвідувальному етапі вирішується спільне завдання підготовки промислових родовищ (покладів) до розробки.

2. Латеральна міграція нафти і газу її роль в утворенні покладів нафти і газу

Зазвичай поклад нафти (газу) буває приурочена до певної тектонічної структурі, під якою розуміють форму залягання порід.

Пласти осадових гірських порід, спочатку залягали горизонтально, в результаті впливу тисків, температур, глибинних розривів піднімалися або опускалися в цілому або відносно один одного, а так само згиналися в складки різної форми.

Складки, звернені опуклістю вгору, називаються антикліналей, а складки спрямовані опуклістю вниз - синкліналей.

Антиклиналь Синкліналь

Найвища точка антикліналі називається її вершиною, а центральна частина склепінням. Похилі бічні частини складок (антикліналей і синкліналей) утворюють крила. Антиклиналь, крила якої мають кути нахилу, однакові з усіх сторін, називається куполом.

Більшість нафтових і газових покладів світу приурочені до антиклінальних складках.

Зазвичай одна складчаста система шарів (пластів) являє собою чергування опуклостей (антикліналей) і вогнутостей (синкліналей), причому в таких системах породи синкліналей заповнені водою, тому що вони займають нижню частину структури, нафту (газ) ж, якщо вони зустрічаються, заповнюють пори порід антикліналей. Основними елементами, що характеризують залягання пластів, є

  • напрямок падіння;

  • простягання;

  • кут нахилу

Падіння пластів-це нахил шарів земної кори до горизонту, Найбільший кут, утворений поверхнею пласта з горизонтальною площиною, називається кутом падіння пласта.

Лінія, що лежить в площині пласта і перпендикулярна до напрямку його падіння, називається простягання пласта

Структурами, сприятливими для скупчення нафти, крім антикліналей, є також монокліналі. Монокліналь - це поверх залягання пластів гірських порід з однаковим нахилом в один бік.

При утворенні складок зазвичай пласти тільки мнуть, але не розриваються. Однак у процесі гороутворення під дією вертикальних сил пласти нерідко зазнають розрив, утворюється тріщина, уздовж якої пласти зміщуються відносно один одного. При цьому утворюються різні структури: скиди, підкидання, насуви, грабель, горіти.

  • Скидання - зміщення блоків гірських порід відносно один одного по вертикальній або круто похилій поверхні тектонічного розриву. Відстань по вертикалі, на яке змістилися пласти, називаються амплітудою скидання.

  • Якщо по тій же площині відбувається не падіння, а підйом пластів, то таке порушення називають взбросо (зворотним скиданням).

  • Недовго - розривне порушення, при якому одні маси гірських порід насунені на інші.

  • Грабель - опущений по розломах ділянка земної кори.

  • Горіти - піднятий по розломах ділянка земної кори.

Геологічні порушення мають вплив на розподіл нафти (газу) у надрах Землі - в одних випадках вони сприяють її скупчення, в інших навпаки, можуть бути шляхами обводнення нафтогазонасиченість пластів або виходу на поверхню нафти і газу.

Для утворення нафтової поклади необхідні наступні умови

  • Наявність пласта-колектора

  • Наявність над ним і під ним непроникних пластів (підошва і покрівля пласта) для обмеження руху рідини.

Сукупність цих умов називається нафтової пасткою. Розрізняють

  • Сводовую пастку

  • Літологічних екрановані

  • Тектонічно екрановані

  • Стратиграфически екрановані

Якщо пласти-колектори латерально заміщуються непроникними породами, виникає стратиграфічна пастка (рис. 1.6., Г). Основна причина зміни пористості і проникності пласта в просторі пов'язана із змінами умов осадконакопичення за площею. Іншою причиною зміни колекторних властивостей є розчиняє дію пластових вод. Так, ділянками може розчинятися карбонатний цемент у пісковиках. Велику роль відіграє освіта каверн в карбонатних породах. Важливий вид стратиграфічних пасток утворюється при зрізанні, ерозії серії похило залягають пластів, у тому числі пористих і проникних, та подальшому їх перекритті непроникними породами-покришками.

Міграція нафти і газу - будь-яке переміщення цих речовин у земній корі. Можливості, види його контролюються факторами, що діють в тих чи інших умовах геологічної обстановки: фізичними властивостями, станом мігруючих нафти і газу, властивостями р. п. та участю в міграції підземних вод. Міграція, по Іллінгу, підрозділяється (Illing, 1934) на первинну (процеси пересування нафти і газу в нефтематерінскіе породи, включаючи проникнення їх у колектор) і вторинну (міграція в колекторі, яка веде до утворення покладів). Крім того, вона поділяється на вертикальну і бокову.

За фізичну природу міграційні процеси поділяються В. А. Соколовим (1956) на:

1) фільтрацію нафти і газу в проникних гірських порід при наявності перепаду тиску;

2) спливання нафти і газу у воді, що містяться. в гірських породах;

3) міграцію нафти і газу, обумовлену рухом підземних вод; 4) віджате нафти і газу при ущільненні або деформації гірських порід;

5) переміщення нафти і газу під дією капілярних і сорбційних сил;

6) прориви газу або нафти через глинисті пластичні шари;

7) дифузію нафти і газу в м. п. і водах за наявності різниці концентрацій.

По напрямку і загального характеру процесу міграція нафти і газу підрозділяється на:

1) первинну, тобто міграцію з глинистих чи інших щільних п. в сусідні піщані чи інші породи-колектори;

2) пластову, або латеральну, що йде по пористим піщаним і ін пластів;

3) вертикальну, що йде впоперек нашарування та спрямовану до земної поверхні.

Оскільки промислове скупчення (поклад) нафти або газу можна розглядати тільки як тимчасову затримку на шляхах їх міграції від вогнищ нефтеобразования до повного руйнування покладів (в силу окислювальних процесів або метаморфізму), велика частина перерахованих факторів і видів міграції є активними і на стадії руйнування (розсіювання ) сформувалися покладів.

Про газовий перенесення розсіяною микронефтью по пластах-колекторам кабонатних порід говорять і скупчення в покладах УВ, перекритих евапорітовимі покришками, значних домішок сірководню.

Про ранню евакуації ОВ з материнських порід в колектори свідчить той факт, що бактерії, у тому числі представники залізобактерій (Leptothrix) були присутні в органогенних колекторах. На фото 1, 2, 3 наводяться мікрознімків зрізів порід, взятих керном з карбонатних відкладень Південного Узбекистану (J2 і J3). З них чітко видно сусідство і асоціації бітумів з включеннями піриту і сідеріта, які є продуктами роботи залізобактерій. Іншої причини їх спільного перебування немає. Пірітізація пов'язана з бактеріальним відновленням сульфатів у стабільні форми (пірит (Fe S2), що забезпечується присутністю сірководню і реакційно-здатного заліза в карбонатних колекторах. Наявність крім піриту ще й сідеріта (Fe СОЗ) дає підстави стверджувати, що залізобактерій було багато і їх робота тривала довго.

Якщо прийняти, що еміграція УВ відбувається на початковій стадії занурення опадів (в інтервалі перших сотень метрів), то швидкість міграції і дальність розносу микронефтью в колекторах буде залежати не тільки від часу, а й від глибини, враховуючи ущільнення осадових порід і їх проникність. Лінією відліку латеральної міграції УВ, відповідно до теорії конвергенції, може служити найближчий глибинний розлом (лінеаментів). Це важливий пошуковий ознака, цілком піддається прогнозному розрахунку, якщо вважати газові потоки рушійною силою міграції.

Газові потоки глибинного абіогенного генезису, що виділяються в теорії конвергенції УВ, як збирачі і носії розсіяною микронефтью, явно проглядаються при формуванні нафтових і газових покладів у Передкавказзі.

Газ, висхідний з розлому в передгірному прогині, накопичувався в колекторах юри, крейди і палеогену і спочатку заповнював передові пастки. Враховуючи систему тріщин, Оперяють глибинний розлом, і можливість межрезервуарних перетоків, вертикальна зональність покладів в передовому прогині закономірна: найбільше число нафтових скупчень (більше 90) виявлено в інтервалі від 500 до 1 500 м; в інтервалі 1 500-2 000 м їх стає 29 , 2 000-2 500 м - 18. Нижче в основному газові поклади.

На платформних територіях спостерігається інша картина: найбільша кількість газових покладів припадає на інтервал 500-1 000 м (понад 20); в інтервалі 2 000-2 500 м - газоконденсатні скупчення, нижче 3 500 м - невеликі нафтогазові. Це говорить про те, що при латеральної міграції запаси нафти були вичерпані, а УВ-гази продовжували надходити у великих обсягах. У кінцевому рахунку і вони припинилися в пізньому палеогені, тому що неогенові пастки виявилися порожніми.

Гідродинамічні розрахунки показують, що латеральна міграція газу і нафти різниться на два порядки величини і більше. Те, що газ приходить в пастку першим і звільняє її від води і тим самим вирішує проблему заміщення, має дуже важливе значення. Досліди змішування води та нафти і розміщення емульсії всередині товченого піску або карбонатної породи засвідчили, що самовільного поділу фаз не відбувається протягом більше року. І тільки штучне створення газової фази всередині вміщає породи призводить до стратифікованому розподілу флюїдів газ-нафта-вода.

Склад нафти будь поклади, виражений через вміст у ній бензину і сумарна кількість смол і асфальтенів і відбитий в її щільності, - показник механізму формування поклади.

Процеси газоутворення і газонакопичення розглянуті багатьма дослідниками. Однак питання про вертикальної міграції газу з нижніх частин розрізу відкладень у верхні освітлений, на наш погляд, недостатньо повно.

Основні запаси газу, як відомо, зосереджені на відносно невеликих глибинах. Передбачається, що формування покладів тут відбувалося за рахунок газу, що утворився на великих глибинах, у нижній зоні інтенсивного газоутворення.

Велика роль "нижніх" газів при формуванні покладів переважно газоносні області приурочені до глибоких басейнів осадконакопичення і що більше 2 / 3 основних нафтогазоносних областей і провінцій світу з потужністю осадових порід понад 4 км є переважно газоносними, в той час як серед провінцій з товщею опадів менше 4 км, навпаки, переважають переважно нафтоносні.

Аналіз просторового розміщення газових родовищ із запасами більше 100 млрд. м3 і геологічних умов їх формування, проведений П.К. Куликовим (1976 р.), показав, що ці родовища мають різний генезис і представлені декількома типами. Зокрема, їм виділено окраїнні (по відношенню до областей максимального занурення басейнів осадконакопичення) та центральні типи родовищ. Освіта останніх, на П.К. Куликову, є результатом міграції газу з глибокозалягаючих газоматерінскіх товщ у верхні частини розрізу осадових басейнів, тобто прямої дегазації глибинної зони газоутворення. Поклади цих родовищ в басейнах з піщано-глинистим розрізом формуються у верхніх горизонтах, а в басейнах з потужними евапорітовимі товщами - безпосередньо під ними.

У глибоких зонах катагенезу (більше 3 км) інтенсивність процесів газоутворення може бути досить високою, а Газоємка порових вод глинистих товщ незначною, що призводить до виникнення надлишкового (струменевого) газу в материнських породах і переміщенню його в природний резервуар. В останньому він буде перебувати якийсь час в нерухомому стані. При критичній газонасиченості почнеться переміщення газової фази в природному резервуарі і акумуляція газу в пастках. Формування покладів газу в нижніх зонах відбувається також у результаті його виділення з води при висхідних тектонічних рухах. Перенесення газу в розчиненому стані водою має підпорядковане значення. Тому масштаби утворення надлишкового газу при їх русі невеликі.

У верхніх зонах катагенезу умови формування газових покладів істотно відрізняються від нижніх. Тут процеси генерації газу в породах протікають не так інтенсивно. Значну роль у насиченні підземних вод у цих зонах грає "нижній" газ. Рух підземних вод, зниження регіонального базису розвантаження підземних вод і висхідні тектонічні рухи - всі ці процеси призводять до дегазації пластових вод і утворенню газової фази.

Істотне значення у процесах концентрації первічнорассеянного газу має дифузія (і в нижній, і у верхній зонах катагенезу). У результаті дифузії газ з нижніх зон надходить у верхні. За регіонального характер такого вертикального переміщення газу відбувається донасищеніе підземних вод у верхніх зонах і утворення надлишкового газу після їх насичення.

Необхідність побудови саме такої геологічної моделі вертикальної міграції регіонального переміщення газу з нижніх зон у верхні зумовлюється як регіональним характером накопичення вихідного ОВ в осадових товщах і подальшої газогенерацію, так і регіональної первинної міграцією газу, а також надзвичайно низькою інтенсивністю цих процесів. Струминне надходження газу з нижніх зон у верхні можливо лише на локальних ділянках (прорив газу з пасток через породи покришки, розривні порушення). Вертикальна струменевий міграція УВ не може здійснюватися повсюди і водночас. І, навпаки, регіональна вертикальна міграція, яка відбувається одночасно й повсюдно на великій території, не може бути струменевого.

На думку В.П. Савченко (1952 р.), сучасні поклади нафти і газу утворилися головним чином за рахунок перерозподілу УВ між пастками допомогою струменевого міграції, а первинна міграція нафти і газу, в якій би формі вона не відбувалася, для більшості нафтогазоносних районів є давно пройшли етапом (1977 р.).

Таким чином, поняття про первинних і вторинних покладах має у В.П. Савченко інше тлумачення в порівнянні з поширеним уявленням, згідно з яким первинними є поклади, що утворилися в газоматерінской товщі (в проникних її прошарку), а вторинними - виникли за межами газоматерінскіх комплексів. Однак поділ покладів на первинні та вторинні за ознакою, запропонованому В.П. Савченко, не викликає принципових заперечень.

Первинні та вторинні поклади формуються на кінцевих етапах за рахунок струминного газу з тією лише різницею, що при утворенні первинних струменевий міграція відбувається лише в самій пастці або в її межах уловлювання, а при формуванні вторинних перетік УВ відбувається з однієї пастки до іншої або ж з одного природного резервуара в інший. Вторинні скупчення формуються в результаті акумуляції газу, до цього перебував у покладах в концентрованому і газоподібному стані. Первинні містять газ, який колись був розсіяний (у газоподібному або розчиненому стані).

При формуванні первинних покладів, як показав В.П. Савченко, вертикальна міграція газу в пластах-колекторах (від їх підошви до покрівлі) відбувається в основному в розчиненому стані. При незначній інтенсивності утворення надлишкового газу останній переноситься в дифузійному потоці до покрівлі пласта, де і утворюється газова фаза. Виділився з пластових вод газ в прікровельной частини мігрує в струминному вигляді, але вже не у вертикальному, а в латеральному напрямку. Газ рухається по підняттю шарів і акумулюється в пастках. Таким чином, формування газових покладів завершується акумуляцією струминного газу, який до цього міг знаходитися в іншому стані.

Широкомасштабна повсюдна регіональна вертикальна міграція в осадових товщах з газоматерінскіх і перекривають їх відкладень здійснюється в основному в розчиненому вигляді (в дифузійному потоці).

Роль дифузійних процесів при формуванні газових покладів вивчена не повною мірою. Безсумнівно, що дифузія сприяє міграції газу у вертикальному напрямку. Це призводить не тільки до розсіювання газу (з утворених покладів в періоди їх руйнування), але і концентрації його (в періоди газонакопичення). Природно, що ця міграція тягне за собою не тільки винос газу з водогазонасищенного пласта, але і надходження його в інший пласт, з якого, у свою чергу, газ також виноситься в дифузійному потоці в наступний вищерозміщений шар і так далі.

У вертикальній і латеральної міграції, в "розсіяною і концентрованої" формах руху газу знаходять своє вираження процеси газонакопичення у верхніх і нижніх зонах катагенезу, в результаті яких утворюються газові поклади, як у внутрішніх, так і зовнішніх, окраїнних, частинах осадових басейнів.

Середня інтенсивність цих процесів за якийсь відрізок геологічного часу, наприклад за етап занурення, порівнянна з інтенсивністю дифузії газу у водонасичених, точніше водогазонасищенних, породах, що ці процеси мають регіональний характер і, отже, у певних геологічних умовах формування первинних газових покладів відбувається за рахунок вертикальної регіональної міграції первинно-розсіяного газу з глубокопогруженнимі материнських порід у вищерозміщені відкладення. Ця модель формування первинних газових покладів центрального типу представляється нам найбільш обгрунтованою для газоносних регіонів, приурочених до глибоких западин, в нижній частині розрізу

Список використаної літератури

1 Паркер В.Г. "Міграція та акумуляція нафти і природного газу" 1948 р., 176с.

2 Єременко Н.Л. "Геологія нафти і газу". М. Недра, 1961р. 372 с.

3 Жданов М.А. "Нафтогазопромисловий геологія". М. Недра. 1962г.537 с.


Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Контрольна робота
62.4кб. | скачати


Схожі роботи:
Сейсмічна активність Землі
Природа і прояв Геотектонічні процесів сейсмічна та вул
Природа і прояв Геотектонічні процесів сейсмічна і вулканічна активність
Зовнішня розвідка США
Зовнішня розвідка і мюнхенська змова
Промислове шпигунство і економічна розвідка
Зовнішня розвідка США CIA
Радянська зовнішня розвідка в роки війни
Фінансова розвідка в Україну Відмивання грошей
© Усі права захищені
написати до нас