81.НГгеол рай-ие как науч основа познания законом-й размещ-я НиГскоплений и прогноза НГнос-ти недр. Развитие представл о Нгеол-м рай-ии. НГгеол рай-ие недр имеет большое научн и практич-ое значение. От принципов и критерий на которых оно базируется зависит прогнозиров-е НГнос-ти, выбор направлений, методики ПРР. Сущность рай-ия состоит в разделении территорий по геотектоническому, генетическому признакам на пояса, мегапровинции, провинции, субпровинции, области, районы, зоны НГнакопления, м/р, залежи. Опредляющим является степень сходства и различия геотектонического строения, состава слагающих формаций, извест-е или предполагаемые закономерности простран-го размещения НиГ м/р, пруроченность к определенным структурам и литологическим комплексам, совр представления о происхождении НиГ и формировании их скоплений. Одни исслед-ли проводят НГгеол-ое рай-ие по принципу выд-я НГнос-х терр-й-провинций, приуроч-х к различным типам крупных геоструктурных Эл=тов, др-по принципу выд-я НГнос-х басс-в, приуроч-х к впадинам в совр структуре ЗК. Среди ученых нет единого мнения по каким критериям проводить рай-ие (струк-м, генетич-м, стратигр-м, геогр-м и др). Для прогнозирования НГнос-ти недр и эффективного ведения ПРР на НиГ необходимо иметь единую генетич-ую класс-ю различных категорий. С позиции тектоники плит В.П.Гавриловым предложено в кач-ве наиболее крупных единиц НГгеол-го рай-ия недр объединять территории и акватории в пояса НГнакопл-я, в основу класс-и к-х положить геодинамич-ий режим недр. На любой НГнос-й терр-и есть одно или несколько близко расположенных м/р, на к-ые приходится 30% и более всех запасов УВ. Жабреев предлагал в кач-ве основы любых схем рай-ия НГнос-х терр-й применять термин «НГгеол-ая общность». Она должна иметь единый пространственно-временной ареал, в котором должны выделяться «ядро» и окружающее его «облако». С первым связаны осн крупные м/р, содержащие 30% и более общего кол-ва запасов, со вторыми-основная масса более мелких м/р, расп-х вне «ядра».
При Нгеол-м рай-ии каждой исследуемой территории необходимо выделять регионально НГнос-е терр-и по приуроч-ти их к различным генетическим типам крупных геоструктурных элементов, хар-ся своими особ-ми геол строения и истории геол развития, а след-но и условиями регионального НГобразования и НГнакопления. Такая класс-я будет способствовать познанию генетических связей формирования и размещения НГнос-х терр-й с теми или иными типами крупных геострук-х элементов ЗК и тем самым позволит научно обоснованно направлять ПРР на НиГ.
82 1.Основная задача районирования. История открытия и освоения нефтегазоносных территорий. Выделить земли 3 категорий – земли нефтегазоносные, перспективные на нефть и газ, земли возможно нефтегазоносные(состояние изученности недостаточное).Главными задачами нефтегазогеологического районирования являются: выявление закономерных связей размещения регионально нефтегазоносных территорий и зон нефтегазонакопления с различными типами крупных геоструктурных элементов земной коры и присущими им формациями; определение закономерностей размещения ресурсов углеводородов в различных частях изучаемой территории; сравнительная дифференцированная качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности различных частей изучаемой территории с учетом особенностей строения и формирования ее крупных структурных элементов; выбор наиболее оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ. З-С
НГП В 1953 г. опорной скважиной, заложенной в Березовском районе, было открыто первое газовое месторождение, а через 5 лет в районе Шаима, на р. Конде (Кондинский свод), открыто первое нефтяное месторождение. В течение 1959-1965 гг. была установлена промышленная нефтеносность центральной группы сводов в пределах Тюменской и Томской областей, а также промышленная газоносность северной части бассейна. К началу 1974 г. было открыто более 100 нефтяных и газонефтяных месторождений и свыше 50 газовых месторождений. В-У НГП - В 1932 г. на Ишимбайской площади фонтан нефти из рифогенных артинско-сакмарских известняков, вскрытых скважиной, заложенной по данным геолога А. А. Блохина. 1941 г. было открыто 14 месторождений нефти. В Ишимбайском и Бугурусланском районах залежи нефти были выявлены в пермских отложениях, а в остальных районах - в средне- и нижне - каменноугольных. ПРИКАСПИЙСКАЯ НГП - 1этап - дореволюционный.были открыты месторождения Доссорское и Макатское. Второй период продолжался с 1918 по 1928г. В 1920 г. начато освоение Эмбенской области. создан трест Эмбанефть и начата разведка новых площадей (Байчунас, Искине и др.). 3период - 1939 1941- гг. хар-вался геологоразведочных работ и научных исследований. Были открыты Южно - Байчунасское, Шубаркудукское, Джаксымайское, Южно-Искинеское, Косчагыльское местоскопления. ТИМАНО - ПЕЧОРСКАЯ НГП - Первые сведения о наличии нефти в провинции известны с давних времен..освоение нефтегазовых ресурсов провинции началось с 1929 г. 1е м легкой нефти - Чибьюсское было открыто в 1930 г., тяжелой нефти - Ярегское – в 1932 г. На Ярегском месторождении в 1937 г. заложена первая в СССР нефтяная шахта. ЛЕНО - ВИЛЮЙСКАЯ ГНП - Изучение с40-50-х гг. 1 газ мест в 1956 г. на Усть-Вилюйской площади. В результате открыты 11 газовых и газоконденсатных месторождений: Усть-Вилюйское, Средневилюйское, Мастахское, Неджелинское и др. ОХОТОМОРСКАЯ (ДАЛЬНЕВОСТОЧНАЯ) НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ - Первые официальные сведения о наличии нефти на Сахалине появились в 1880 году.. Вероятно, названия некоторых месторождений сохр от их первооткрывателей. В 1921 году японские нефтепромышленники на Охинской площади получили первую нефть. Планомерное изучение советскими специалистами геологами возобновлено после 1945 года, когда остров Сахалин полностью освобождён от японцев. В настоящее время провинция изучена неравномерно. Начиная с 1923 года в Охотоморской провинции на Северном Сахалине было открыто и введено в разработку местор с залежами в неогеновых отложениях (дагинская, окобыкайская и нутовская свиты). Всего на шельфе к середине 90-х г. г. пробурено 55 глубоких скв и открыто 7 местор Шесть из них относятся к крупным, среди которых самые крупные нефтегазоконденсатные месторождения Лунское и Аркутун.
83.Принципы класс-и НГБ. Нгеол-е рай-ие терр России и СНГ. НГБ различ типов, их связь с реион струк эл-ми. В пределах платформенных, складчатых и переходных территорий выделено 25 НГнос-х и перспективно НГнос-х мегапровинций, провинций и субпровинций. Почти каждая из них вкл несколько Нгносных областей и районов. Болььшая часть НГнос-х провинций находится в пределах платформенных терр-й; провинции складчатых терр-й приурочены к межгорным впадинам, прогибам или антиклинориям в основном альпийской складч-ти (Кавказ и др); провинции переходных территорий соответствуют предгорным прогибам с установленной промышленной НГнос-тью. Основная добыча НиГ производится из недр Зап-Сиб Нгнос-й провинции; значит кол-во в В-У, Прикаспийской, Тимано-Печорской и Туранской НГнос-х провинциях. Возрастающую роль в развитии НГдобывающей промышленности России приобретают Баренцевоморская и др перспективные провинции и области, приуроченные к шельфам и акваториям морей, преимущественно арктических.
3 гл гр басс-в, свойственных: платформенным областям; складчатым областям; в одних частях платф-ым, в др – складчатым областям. НГМП древних платформ. В-европ мегапровинция: В-У, Тимано-Печорская, Прикаспийская НГП, Днепрово-Припятская ГНП, Балтийская НГП. В-сибир мегапровинция. Молодые платф: Зап-Сиб, Туранская, Предкавказско-Крымская НГМП. Субпровинции переходных терр-й: Предкавказская, Предкарпатская, Предуральская НГСП,. Провинции складч-х терр-й: Закавказская, Тяньшань-Памирская, Дальне-восточная НГП. Арктич и дальневост-е моря: Баренцевоморская ГНП, С-Карская, Лаптевская, В-Арктическая. НГнос-й пояс – совокуп-ть Нгнос-х провинций в lim той ил иной системы складчатости, генетич-кт связ-х с ее формированием..Особ-ти распред-я НиГ м/р в НГБ разного типа на терр России и СНГ. Наиб круп скопл-я м/р НиГ связ с: 1)валообразными и сводовыми поднятиями и склонами мол и древ платформ, обращенными к прогибам; 2)бортовым зонам крупных внутригеосинклин-х впадин; 3)склонам краевых прогибов, обращенными в сторону платформенной области, и протягивающимися параллельно складчатым горным системам. Так же хар-но приуроч-ть скоплений НиГ к отлож-м опр-го возраста. В СССР к землям преимущ-го накопления Нотнос В-У провинция, Среднообская, Азербайджанская, Зап-Туркменская, Терско-Кумская и др. К землям Гнакопления принадлежат север Тюменской обл-ти, Каракумы и др области.
84 Роль различ басс-в в структуре и объемах НиГ добычи. Пространственная дифф-я зал НиГ, их рапред по глуб и страт компл. Впервые Соколов выделил 4 зоны: 1-при глубне погружения до 50м происходят лишь биохимич-е процессы преобразования орг-го в-ва, захороняемого в осадке. 2-на глубине от50 до1000м биохимическое воздействие на органич-ое в-во постепенно прекращается и сменяется процессами гидрогенизации и термокатализа. 3-от1км до 6км активно развиваются процессы гидрогенизации и термокаталитических превращений захороненного в осадке орг-го в-ва, в рез-те чего обр-ся УВ НиГ. 4-более 6км, где температура достигает 200С и выше, образ-ся в осн-м метан. По Соколову Н скопления до глубин 5-6км, а ниже Г скопл-я. По Высоцкому: глуб до 0.3км, t=10-20С - газогенная, биохимическая зона; 0.3-2км, 20-70С – газогенная, термокластич-ая. В залежи метан, раствор-ый в воде, Гметановая, Г с жирным газом. 2-5км, 70-180С – Нггенная, термокласт ч-ая; залежь НГ, ГН. 5-7км, 180-250С – конденсатно-Ггенная, термокластич-ая; зал Н, К-ГН, НГК-Гая(оторочка из тяж Н), Кгая. 7-10км, 250-374С – Генная, пирогидрогенизационная; конженсат с Гшапкой, Г-метановая. Имеет место геоструктурная зональность.Ex: в lim предгорных впадин зоны Накопления тяготеют к внутренним пригеосинклинальным, а зоны Гнакопления – к внешним платформенным их бортам (Предкарпатская и Предкавказская предгорные впадины). В нек-х НГО в lim отднльных валоподобных поднятий зал Н бывают приурочены к лок-м стр-ам, располож-ым в более приподнятых частях, а зал Г – к струк-ам, располож-м гипсометрически ниже. Нек исслед-ли объясняют это принципом дифф-го улавливания. Но этот принцип не везде. Ex: Зап-Сиб, Скифская и Туранская плиты. Принцип не учит-т возможность миграции НиГ в однофазом парообразном сост-ии с последующим переходом В ЖиГ. Не учит-ся вторичное образ-ие Гшапокнад залежью Н в рез-те постеп-го выд-ия Г. Литолого-страт-ая зональность видна на Туранской (Г в мелу, Н в юре) и Зап-Сиб Н в ниж мелу, Г в верх мелу) плитах. Зональность размещения зависит от 1)состава исх НГматеринского ОВ(сапропелевого Ж УВ, гумусового Г УВ или смешанного); 2)условий распространения (морские, прибрежные или континентальные); 3)степ метаморфизма исх ОВ; 4)ТД-х условий пребывания ОВ во вмещающ отлож-х. 5)палеотект-ие усл-ия басс седимнтации; 6)наличие покрышек. Наиб конц-ия зап НиГ на глуб от 750м до 3км. Г зал на глуб до 2км и свыше 4.5км. На >глуб намечаетя смена Н залежеГми
85.Пространственное разещение залеже УВ на др платформах. На терр-и России расположены ВЕп и Сибирская др платф. Концентрация запасов в терригенных и карбонатных коллекторах. Резко преобладают залежи литологические и стратиграфические, связано это с длительными перерывами седиментации и весьма благоприятными условиями для формирования рифов в S, Д, C. Широкое распространение получили рифы барьерные, архипелаги. В этих бассейнах преобладает нефть над газом. Причина: длительное развитие и ранее образование газа привело к его разрушению. Для ВЕП хар-но повсеместное распростр-е AR фундамента и наличие мощного чехла преимущ-но PZотложений. Макс глубина погружения фунд 20 км в центр части Прикасп. Синеклизы. С ВЕП связана одноименная мегапровинция и вх-ие в ее состав ГНП: В-У, Тим-Печор, Прикасп, Днепр-Припят, Балтийская. Так же выд самост НГперспект-ые терр-и Мезенская и Московская син и др. Сиб платф сложена AR-PR фундаментом и ос чехлом, где основную роль играют распространенные повсеместно PZ и докембрийские отложения. Сиб платф отлич-ся сложным геол строением, связ0м с с шир распростр-м разрывных нарушений, наличием трапповых интрузий.Выд-ся В-Сибирская мегапровинция, в состав к-ой вх Ленно-Тунгус, Ленно-Вилюйская и Енис-Анабарская НГП. В ВЕП большая часть развед-х зап Н,Г и К приуроч к срД-турнейскому, ранне-срС и срС-раннеР комплексам. Незначит преобладание суммарных зап НиГ в карб-х комплексах п/д – почти ½ запасов. По типу флюида преоблад Н залежи, 2место ГК и НГК-ныезалежи, затем Г, НГ и ГН.73% зал сосредоточено на глуб до 2км, 2-3км 16%, 3-4км 6% На глуб >5км обнаруж единичные зал. Залежи приуроч к антиклинальным складкам, рифовым массивам и «карбонатным платформам» Прикасп впадины. Распростр структуры, осложненные соляной тектоникой (надсолевой комплекс Прикасп впад). Фундамент Сиб платф в Анабарской и Алданской антеклиз залег на глуб 1-2км, В разделяющей их Вилюйской гемисинеклизой до 10-12км, В Кемпендяйской впадине до 12 км. По стратигр-ому V-му НГперспективных осадочных толщ Сиб платф раздел-ся на 2части сев и вост окраин платформы в верхней части разреза шир развиты до 7км и > J-K и Р-Т отложения, с к-ми связаны осн ресурсы УВ. Выд Енис-Анаб на сесере и Ленно-Влюй на востоке НГП. На остальной части платф-мы НГнос-ть связана в осн с вендско-нижнепалеозойскими и рифейскими отлож-ми Ленно-Тунгус НГП.
86 Принципы диффер-го улавливания(траппирования) УВ на др платф. В этом случае углеводороды, движущиеся в пласте вместе с водой, при встрече ловушек, расположенных на разных гипсометрических уровнях, распределяются следующим образом. Газ заполняет первые ловушки по пути миграции, вытесняя воду и нефть в ловушки, расположенные гипсометрически выше. Примером могут быть нефтегазовые залежи Предуралья и Мангышлака.
Нефть и газ при миграции свободной фазе перемещаются в пласте – коллекторе в направлении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будут происходить их аккумуляция и образование скоплений. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будут происходить их аккумуляция и образование скоплений. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья – лишь нефтью, а все остальные, расположенные гипсометрически выше могут оказаться пустыми или содержать воду. Принцип дифференциального улавливания нефти и газа при миграции их через цепочку сообщающихся между собой ловушек, расположенных одна выше другой, был разработан учеными В.П. Савченко, С.П. Максимовым.
87 НГносные терр-и мол платформ. Строение, «огражден», «частично-огражд», «неогражден» плиты. Фундамент молодых платформ слагается в осн фанерозойскими осадочно-вулканическими п/дами, испытавшими слабый или только начальный метаморфизм и к-ый именуется складчатым; от чехла он отличается дислоцированностью. Ос чехол имеет в основном юрско или мел-четвертичный возраст. М/у складчатым основанием и типичным чехлом выд промежуточный комплекс, выполняющий обычно отдельные впадины, к-й отлич-ся от фндамента слабой дислоцированностью и отсутствием метморфизма и гранитов, а от чехла отделяется несогласием. На терр-и России распол-ся мол Евразийская платф, состоящая из Зап-Сиб, Туранской и Скифской эпипалеозойских плит, у к-х палеозойский гетерогенный складчатый фундамент, Р-Т промежут-й комплекс и Mz-Kz осад чехол. В lim этих плит выд-ся Нгносные мегапровинци Mz и частичноKz-го НГнакопления – Зап-Сиб, Туранская и Предкавказско-Крымская. Зап-Сиб НГМПимеет болюдцеобразную форму. Ос чехол образует 3 тектонич элемента: внешний тект пояс(1-2км), южную тект область (2-4км) и сев тект область (11-12км). >часть м/р связана с меловыми и юрскими отл-ми. Выд-ся 11НГО > м/р Н приурочено к центр части, сев районы хар-ся > Г и ГК м/р. Туранская НГМП хар-но шир развитие мощной соленосной толщи верхJ в ю-вост части, к-ая служит основной регион-й покрышкой. Промышленная ГНносность уст-на в нижнее-срJ, верхнеJ, нижнеК и верхнеК отложениях. Отдельные зал Н открыты в Р-Т и палеогеновых п/дах. НГносность на территории Скифской мегапровинции уст-на в отл-х ТJ, К, палеогена, неогена. Основные н прод гор сосредоточены в J и нижнееК частях разреза.
88. Причины различного размещения ув на платформах: влияние температуры и давления
Для всех бассейнов наблюдается закономерное изменение фазового состояния УВ с глубиной. В самом общем виде эта вертикальная зональность выглядит следующим образом: на небольших глубинах формируются продукты низкой степени преобразованности РОВ, главным образом газовые скопления. Ниже по разрезу вследствие большей степени катагенеза РОВ появляются жидкие УВ, конденсаты в составе газовой фазы и нефтяные оторочки. Еще ниже эту зону сменяют преимущественно чисто нефтяные скопления. Далее на больших глубинах появляются газовые и газоконденсатные шапки и залежи; постепенно содержание высших УВ в залежах снижается, и в самых нижних горизонтах отмечаются чисто газовые скопления с преобладанием СН4. В основе данной закономерности лежит процесс метанизации жидких УВ при повышении температуры.
По К. Ландесу, норм н начинают преобразов в легкие при температуре выше 100 °С, а при 175 °С и более нефтяная фаза исчезает полностью. По мнению других исследователей [4], метанизация жидких УВ происходит при еще более высокой температуре. Критический порог этого процесса, итогом которого является полная деструкция нефти с образованием высокотемпературных метана и кокса, определен в 400-500 °С, что в пластовых условиях соответствует глубинам 10-12 км. В то же время в образцах пород из газоносных палеозойских горизонтов Днепровско-Донецкой впадины и др. нередко встречается твердый углеводородный остаток на глубине 4-6 км, что свидетельствует о деструкции нефтей палеозалежей или глубокой стадии катагенеза ОВ пород. В MZ отложениях молодых платформ (бассейны Северного Предкавказья) преобладающим типом УВ-скоплений являются газоконденсатные с высоким выходом конденсата и нефтяные залежи малосмолистого, высокопарафинового, метанового типа. Время воздействия высоких температур на эти залежи составило около 30 млн. лет. В KZ отложениях бассейнов складчатых областей (Южно-Каспийская впадина) распространены нефтяные и газоконденсатные (часто с нефтяной оторочкой) залежи при преобладании первых. Возраст залежей в кайнозойских отложениях невелик (1,5-5,0 млн. лет), поэтому деструкция жидких УВ даже на глубинах 6-7 км (Булла-море) незначительна, несмотря на жесткие термобарические условия в недрах. Учет этого фактора позволил наметить некоторые различия в распространении нефтяных и газовых скоплений на больших глубинах между бассейнами, выполненными палеозойскими породами и более молодыми. На древних платформах границы раздела находятся гораздо выше по разрезу и в интервале с меньшими температурами, чем в бассейнах молодых платформ или в мезозойско-кайнозойских складчатых и переходных областях. В последних нефтяные залежи могут опускаться до глубины 7 км. Зона накопления метановых залежей в молодых бассейнах предполагается, на глубине 9-10 км.
89. НГБ. Границы НГБ. Элементы внтурибассейнового районирования. НГБ(генетическое опр-е) – крупное геологическое тело, образование к-го сопровождается процессами генерации, миграции, аккумуляции и консервации УВ. Верхняя граница НГБ – верхняя региональная покрышка, выше которой происходят процессы разрушения залежей. Нижняя граница НГБ ранее проводилась на глубинах около 5 км. Сегодня находят нефтяные скопления на глубинах 8 км (США). С позиции тектоники плит учитывают генетические факторы, в основу положены геодинамический и тектонический признак, которые определяют процессы литогенеза, седиментогенеза. Классифицированы были 511 бассейнов и составлена карта нефтегазоносности мира. При типизации был использован геодинамический принцип на основе тектоники плит, причем они учитывали современное состояние. Нефтегазоносная область (НГО) — входящая в состав НГБ территория, приуроченная к одному целостному крупному геоструктурному элементу (своду, ступени, впадиной др.), характеризующемуся общностью геологического строения и геологической истории развития, включая региональные палеогеографические и палеотектонические условия нефтегазообразования и
нефтегазонакопления в течение отдельных геологических периодов и эпох. Иногда выделяется как самостоятельная единица нефтегазогеологического районирования.Нефтегазоносный район (НГР) — часть нефтегазоносной области, объединяющая ту или иную ассоциацию зон нефтегазонакоплепия, выделяющаяся по геоструктурном у или географическому признаку.Зона нефтегазонакопления (ЗНГК) — ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и
газа, приуроченных в целом к единой группе генетически связанных между собой ловушек структурного или литолого-стратиграфического типов.Месторождение углеводородов (УВ) — совокупность залежей,приуроченных к одной или нескольким ловушкам, расположенным на одной локальной площади. Залежь нефти и газа — естественное локальное единичное скопление УВ в одном или группе пластов, контролируемое единым (общим) ВНК или ГВК.
90. Понятие о НГП и НГБ. Современное состояние вопросов НГ-районирования. Нефтегазоносная провинция (НГП) — значительная по размерам и стратиграфическому объему осадочного выполнения обособленная территория, приуроченная к одной или группе смежных крупных геотектонических структур (антеклизе, синеклизе, авлакогену, впадине и т.п.), обладающих сходными чертами геологического строения и развития, общностью стратиграфического диапазона нефтегазоносности, близкими геохимическими, литолого-фациальными и гидрогеологическими условиями, а также большими возможностями генерации и аккумуляции углеводородов. НГП (Бакиров) – ассоциация смежных нефтегазоносных областей. НГП (УспенскаяН.Ю.) - крупная область прогибания, к-я связана с конкретной межгорной впадиной, обладающая н-г. комплексами. Все эти определения базируются на структурном признаке. Более последовательным является термин, основанный на НГБ. Впервые ввел это понятие Хаин. Существует около 30 определений НГП. НГБ (a. petroleum bearing basin; н. ol-gas-fuhrendes Becken; ф, bassin petrolifere; и. cuenca petrolifera y gasolifera, cuenca con reservas de gas y petroleo), - впадина, сложенная осадочными породами и выраженная в совр. структуре земной коры, формирование к-рой сопровождалось образованием углеводородов, аккумуляцией их в залежи и сохранением. Верхняя граница НГБ – верхняя региональная покрышка, выше которой происходят процессы разрушения залежей. Нижняя граница НГБ ранее проводилась на глубинах около 5 км. Сегодня находят нефтяные скопления на глубинах 8 км (США).
Современное состояние вопросов НГ-районирования Суммируя все вышеизложенное и проведя объективный анализ, прежде всего существующих направлений нефтегазогеологического районирования, выявив в каждом из направлений определения, данные наиболее известными учеными элементам нефтегазогеологического районирования разного ранга, нефтегазовой науке предстоит в ближайшие годы сделать попытку смоделировать возможную единую генетическую классификацию различных категорий, главным образом региональных скоплений нефти и газа, т.к. на уровне зональном и локальном особых расхождений у большинства ученых нет. На основе учения И.М.Губкина о выделении нефтегазоносных провинций, областей и районов, в настоящее время разработана единая классификация нефтегазоносных территорий, в основу которой положен тектонический принцип, т.е. регионально нефтегазоносные территории разделяются на категории и группы по приуроченности к крупным геоструктурным элементам платформенных, складчатых и переходных территорий, сходных по геологическому строению и истории развития.
91. Задачи дальнейшего направления ПРР на нефть и газ и альтернативные источники энергии. Для преодоления негативных тенденций в развитии нефтегазового комплекса приоритетными направлениями в области разведочной геологии и геофизики должны стать: восстановление объемов поисково-разведочного бурения и сейсморазведки, интенсивное развитие фундаментальной и прикладной геологической науки.внесения корректив в традиционные представления о генезисе нефти и газа, миграции и формировании залежей, разработки более полного представления о закономерностях нефтегазонакопления; объемное моделирование строения и развития нефтегазоносных провинций на основе использования всей геологической и геофизической информации с применением математических методов анализа и синтеза, всестороннее изучение ресурсов и управление ими. Требуется геолого-экологический мониторинг для прогноза и контроля состояния природной среды в районах длительно и интенсивно разрабатываемых месторождений нефти и газа. Для повышения эффективности поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа необходимо шире внедрять трехмерную сейсморазведку; новые геофизические технологии, позволяющие более достоверно судить о структурном строении, вещественном составе и нефтегазоносности изучаемых объектов; прямые поиски углеводородов (УВ). Нужно расширить фундаментальные исследования по геофизическим методам разведки, исследования в области мониторинга нефтегазовых месторождений.Нетрадиционные источники углеводородного сырья (газогидраты; метан угольных месторождений; газ плотных коллекторов, в том числе сланцевый газ; газ больших глубин; газ, растворенный в пластовых водах; битумы и сверхтяжелая нефть и т.д.). ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ - развитые страны приступили также к добыче и переработке битумоносных пород, залегающих вблизи земной поверхности, в целях получения из них так называемой "нетрадиционной" (non-conventional) нефти. К этой же категории относят и тяжелую нефть. Мировые запасы нетрадиционной нефти в битумоносных породах оцениваются в 330 млрд тонн, а в горючих сланцах – 500-1000 млрд тонн.УГОЛЬ - Главным отличием элементного состава угля от нефти является значительное (в 2-3 раза) меньшее содержание в нем наиболее калорийного элемента – водорода. До 1950-х годов угольная отрасль сохраняла 1-е место в топливно-энергетическом балансе мира (рис. 2.1). В 1950/60-е годы, когда нефть по количеству энергии на один доллар стала дешевле угля, произошло активное вытеснение угля нефтью из многих секторов потребления.Главным фактором ее развития являются громадные запасы (в целом доля твердого топлива в ресурсах минерального топлива мира превышает 70%) и обеспеченность добычи на сотни лет, по крайней мере, на 500 лет..каменный уголь – экологически самый опасный источник энергии среди углеводородов, особенно в России, где КПД сжигания угля в 2 раза ниже, чем в Европе. В частности, по оценкам Научного комитета ООН по действию атомной радиации, ожидаемая коллективная эффективная доза облучения населения, связанная с использованием угля во всем мире, составляет в 20 раз больше ожидаемой коллективной дозы, связанной с чернобыльской аварией. Энергетические установки, работающие на угле, значительно сложнее и дороже, чем на нефти и природном газе.сложна транспортировка. рекультивация карьеров и отвалов требуют огромные финансовые вложения.ГАЗОГИДРАТЫ - известны около 20 крупных районов накопления газогидратов (клатратов) – твердых льдоподобных соединений углеводородных газов (в основном метана) и воды;Оценки мировых запасов количества метана в газовых гидратах колеблются в пределах от 1015 до 1018 м3, на порядок превышает геологических ресурсов природного газа на Земле (~ 2·1014 м3). Техника и технология освоения газогидратных залежей пока не разработаны.
92 В-У НГБ: изуч-ть, тектон строение. Расп в вост части ВЕП и заним терр-ю республик Татарстан, Башкирии,Удмуртии, Марий-Эл, Мордрвии, Чувашии и Оренбургской, Самарской, Ульяновской, Кировской и др. областей. В тект-ом отношении охватывает краевую систему ВЕП платф. Границы: на сев и вост – складчатые сооруж-я Тиммана и Урала; на юге – Прикаспий синеклиза; на зап – Сысольский и томовский своды, Воронежская антеклиза.В-У НГП вытянута в субмеридиональном направлении. Пов-ть КФ, имеющего AR-раннеPR возраст, залегает на глуб 1.5-2км (Тат-ий свод) и глубже 5км в районе Шкаповской площади и на сев Бирской седловины. Ос чехол сложен п/дами верхPR и фанерозоя, макс мощность 6км. Фунд наиболее полно изучен бурением в центр и Ю-зап частях провинции. На п/дах фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием залегают rif-нижнеvend отлож-я, отличающ-ся крупнообломочным составом, повыш-м магнетизмом и дислоцир-тью (признаки формации промежуточного этажа), заполняют в основном отриц-е формы рельефа фундамента. На долю морских отлож-й приходится 90% (на карб-е 60%, на соленосные -10). Латф чехол, от венда до Q возр, развит практич повсеместно и хар-ся более спокойным залеганием слоев. Чехол расчленен на систему крупных сводов, впадин, прогибов, к-ые лишь частично наследуют струк-ыйлан фундамента и промежуточного структурно-формац-го этажа. Круп струк эл-ты: Татарский, Пермско-Башкирский, Жигулевско-Пугачевский, Соль-Илецкий своды. Наиб четко они фиксир-ся в D и С отлож-х, а в Р выполаживаются. Впадины (Верхнекамская, Бузулукская, Мелекесская) имеют унаследованные струк-ые формы, осложнены грабенообразными прогибами, системой разнонаправл-х разломов. Важную роль играют некомпенсир-е прогибы и впадины. Наиб крупная – Камско-Кинельская (верхD-нижС),состоит из 12 некомпенсир-х прогибов, хар-ся резким несоответствием струк-х планов с ниже- и вышележащими п/дами. На границах Предуральского прогиба, Прикаспийской синеклизы, Жирновско-Уметовского грабена значит развитие имеют рифогенные постройки на различ-х стратигр уровнях от верхD до нижР
93.В-У НГБ: НГнос-ть,НГгеол-ое рай-ие. Н м/р Урало-Поволжья связ преимущ-но с антиклинльными поднятиями и эрозионными массивами; во впадинах, прогибах и на погружениях сводов – неструктурные ловушки. Выделяется 7 неф комплексов.Кол-во комплексов увелич-ся за счет комплексов верхней перми(битумные месторождения).R-D1 комплекс- возможный НГ-комплекс. Изучен хорошо в Припечорской области. Породы красные и много вулканических пород. Получены азотные газы. 2Валдайско-Балтийский комплекс залегает в синклиналях верхнекамской впадины(бавлинская свита) в нем открыто более 20 залежей нефти.Залегает этот комплекс на глубинах 2,6-3 км.D2(примерно треть запасов). Сосредоточены в РТ и Башкирии.fr2-tur (карбонатный). Нефтегазоносен в бортовых зонах ККСП(биогермы, рифовые постройки), но распространен повсеместно.C1(терригенный). Он также связан с ККСП, но занимает центральные части, когда прогибы были снивелированы. На этот комплекс также приходится треть запасов. ККСП и Предуральский прогиб.C1 карбонатныйC2 терр-карб (башкирский и московский). C3-P1 Газонефтеносность связана с юго-восточной частью(Оренбургский свод). Нефти мало, однако 98% газа всего НГБ приходится на него. Залегает он под соленосной толщей кунгура, кот-я тянется с Прикаспия по всему Предуралью. Нефтематеринские породы от девона до нижней перми залегают на большие глубины, больший катагенез приводит к формированию газа и конденсата.
Региональные покрышки – карб-глинистая кыновско-саргаевская и тульская, глинисто-карб верейская и соленосная кунгурская толщи. 10НГО: Татарская: >35% ресурсов У-Поволжья, Пром-ая НГнос-ть связ с комплексами в срD – срС. К ним приуроч м/р Ромашка, Ново-Елховка, Туймазинское, Бавлинское, Шкаповское и др. Пермско-Башкирская НГО, Прикамская НГО: промышл-ая НГнос-ть связ с верхD-срС компл-ми, к к-ым приуроч Н м/р Кудымкарское, Майкорское и др. Верхнекамская НГО: залежи связ с отлож-ми срD-нижР. 90% зап и ресурсов сосредоточена в Спдах; Н м/р Чутырско-Киенгопское, Мишкинское и др. Мелекес-Абдуллинская НГО: Промышл НГК срD-срС. Осн ресурсы в Сотлож-х. Н м/р Радаевское, Байтуганское, Боровское, Уфимская НГО: промыш НГносны отлож-я D и С. Н м/р крупное Арланское, Манчаровское и др. Соль-Илецкая(Оренбургская)ГНО: пром Ннос отлож D и С, Гнос – срС и нижР. Здесь около ½ Гресурсов У-Поволжья. Крупнейшее Гкое м/р Оренбургское. Жигулевско-Пугачевская НГО: зал в отлож верхD-срС. Осн зап Н связ с Сми компл-ми. Н м/р Покровское, Мухановское; Кулешовское ГН м/р и др. Бузулукская НГО: прод отлож от срD до ниж Р. Нижнее-Волжская НГО: НГносны отлож-я срD-Р. На Коробковском м/р залежь Г приурочена к байосским отложениям J. Жирновское, Н м/р. Арчединское, Зимовское ГН и др м/р. рес Н содержатся в терр колл-х D и нижнеС комплексов п/д.
94 В-У НГБ: НГК, перспективы ПРР. Девонский терр НГК: 30-530м, представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами пластами изв-ов. Прод кын, пашийский гор-ты, наиб порд пл воробьевского гор. ВерхD-нижнеС НГК: 275-810м, сложен изв-ми, доломитами.Прод турней ярус, данково-лебедянский,задонско-елецкий, мендымский, семилукский гор-ты. Регион покрышка для НГК – глины и аргиллиты ниж части визейского и верх части турнейского ярусов. Зал Н в Татарской, Пермско-Баш, Жигул-Пугачевской НГО. НижнеС НГК: 245-530м, сложен песчаниками, аргиллитами, алевролитами, в ниж части – изв-ми и доломитами. Прод-ны песчано-глин-ые п/ды яснополянского гор-та, тульского, бобриковского,Малиновского гор, изв-ки намюрского яруса. Регион покр – глины тульск гор. СредС НГК: 140-420м, изв-ки, доломиты, песчаники, алевролиты, брекчии. К югу возр % терр-х отлож-й. Прод-ны подольский. Верейский гор, башкирский ярус. Покрышка – прослои глин и глинистых изв-ов. Много зал выявлено в lim К-К сист прогибов. ВерхС-нижР НГК: 1000м, изв-ки и доломиты с прослоями мергелей. Промыш-но НГносен в Ю-вост части провинции. Это связ с развитием галогенной толщи кунгкрского яруса, явл-ся покрышкой. Зап своб Г большие, Н – незначит. ВерхР НКГ: 400-900м, доломиты, изв-ки и ангидриты казанского, алевралиты и песчаники уфимского ярусов. Промыш-но НГносен в lim Жигулевско-Пугач НГО.
Осн зап Н содержатся в D и С отлож-х, а зап Г – а Р, наиб число залежей НиГ приурочено к шир распростр-му Dму терр и нижСму терр комплексам. Перспективы: Ю-Тат свод Сные отлож; Пермско-Баш НГО фаменско-турнейский и С комплексы на склонах Башкирского свода; Оренбургская ГНО НГнос-е комплексы Pz; Соль-Илецкий выступ 2 карб копл: нижР и башкирский; Бузулукская впадина палеозойские отлож-я. Наиб крупным резервом прироста зап Н, К и Г в НГО явл-ся терр комплекс п/д D, где объектами поисков явл-ся тектонические поднятия, биогермные постройки. Прирост запасов Н в Бузулукской НГО связан с органогенными постройками, к к-м приурочены ловушки УВ преимущ-но в С и нижР отлож-х
95 В-У НГБ: Камско-Кин сист прогибов. Прослеживается в интервале D3-С1 и хар-ся несоответствием струк-х планов верхfr, фаменских и вышележащих образований. Эта сист прогибов пересекает В-У антеклизу, протягиваясь на расстояние около 900км от Пермского Приуралья через Нижнее Прикамье, Ульяновское и Куйбышевское Заволжье к зап р-ам Оренбургской области. В единую геол стр-ру объед-ся серия регион-х опусканий, выраженных впадинами, прогибам, котловинами. Отдельные элементы системы имеют относит не> шир (20-40км)и длину от 80-90км. Макс амплитуда (до 400м) отмечается в Цх частях котловин. Большая часть структур имеет С-З – Ю-В (Муханово-Ероховский, Акткныш-Чишминский валы) и Ю-З – С-В (Можгинский, Сарапульский и др валы) простирания. Основные черты К-К сист прогибов определились в D3. В начале семилукского вр на терр В-У антеклизы вместо доманиковых впадин формировались линейные, линейно прерывистые валы и надграбеновые своды. В соот-ии с особ-ми тект-х движений развивался мор бассеин. Прекратилось накопление терр ос-в, ведущим типом литогенеза стал карб-й. Расширение трансгрессии привело к углублению басс-а, а изменение скорости седиментации к его недокомпенсации. Обособились уч-ки мелководного шельфа и относит-но глубоководные недокомпенсир-ые депрессии. Мощности осадков были макс в их осевых зонах. В прибортовых уч-х были шир развиты органогенные постройки (барьерные и одиночные рифы Черемшанский, Кара-Елгинский и др). Такой хар-р тект-х движений сохранялся до визейского века. В ранне-срвизейское вр прогибы К-К сист заполнялись мощной толщей преимущ-но терр-х образований.
с Ю на С: мухановско-ероховский ,усть черемшанский прогиб,мелекесская впадина,верзнекамский прогиб,ахтанышко-шешминский прогиб.
96 В-У НГБ: пермские битумы – условия формирования, закономерности размещения. Природные битумы, сконцентрированные в Р отлож-х Татарстана, залегают на небольших глубинах (до 350 м). Представляют собой тяжелые высоковязкие гипергенно преобразованные Н и являются ценным сырьем, содержащим, кроме УВ основы, редкие металлы, серу и др. Область макс-го Рго битумонакопления приурочена к Мелек впадине и прилегающей части Юж-Татар свода. Основная масса выявленных залежей связана с 3 битуминозными комплексами: уфимским, нижне- и верхнеказанским. Неск точек зрения. распред-я битумов: равномерная площадная концентрации битумов с образованием крупных залежей в виде обширных "полей" и неравномерное распределение залежи битумов по площади и разрезу в форме локальных скоплений. Факторы, контролирующие формирование и пространственное распределение различных битумоскоплений: генетический (битуминозность Р отл-ий обеспечивалась за счет вертик-й миграции Н из С пород. Основной поставщик УВ в верхние гор - регионально развитая прод-ая толща раннеС возраста. Отсюда Рие битуминозные ареалы совпадают в плане с площадями распростр-я залежей Н в С. Эта закономерность прослеживается во многих регионах Волго-Уральской НГП,. Внутри ареалов пространственное распределение битумов отличается неравномерностью. Концентрации битумов согласуются с объемами исходной массы УВ, накопленных в С); палеотектонический (макс битумов приходится на районы, где в Сый период активно формировались многочисл рифогенные поднятия, что создавала оптимальные условия для миграции и аккумуляции УВ в Сых отложениях. Основная масса НиГ в древних структурных ловушках накопилась, в доMzое или доKzое вр.. Тект-ие подвижки Kzй эры, нарушили герметичность многих палеозалежей и Н частично переместилась в верхние горизонты разреза, включая Ре отл-ия. Это подтверждается наличием признаков тектонической трещиноватости в разрезе и многочисленными следами Н, оставшимися на путях вертикальной миграции); структурный (промышленные скопления с содержанием битума в п/дах >=4 % связаны обычно с ограниченными участками, контролируемыми локальными поднятиями или близкими к ним формами (выпуклые песчаные тела, эрозионные останцы и др.). След, реальные залежи с повышенной концентрацией битумов образуют локальные формы); литофациальный (Более благоприятными для аккумуляции битумов оказались дельтовые образования уфимского и мелководно-морские терр-карбонатные и карбонатно-терри осадки казанского комплексов. Среди них выд-ся более узкие литофации, где отмечается сочетание коллекторов и покрышек, к к-м приурочены основные зоны повышенной концентрации битумов в уфимских и казанских отложениях Покрышки имеют региональное - кунгурская галогенная толща ограничивала проникновение УВ из Сх отложений в верхР на востоке региона; зональное - глинистые толщи казанского и татарского возраста, накапливали и сохраняли битумы в уфим и казанском комплексах; и локальное - пачка гипсов серии "подбой" верхнеказанского подъяруса распространение. Коллекторы поровый и порово-кавернозно-трещиноватый); гидрогеологический (в составе вод увеличивается содержание SH, аммония и органических веществ. Гдепреснын ПВ битумов нет = Северо-Татарского свода и Казанско-Кировского прогиб); и геохимический (отражает характер изменения битумов и степень их преобразованности. Омоложение битумов вост борт Мелек впад, на зап – нет) факторы.
97 Зап-Сиб НГБ: НГгеол рай-ие. Условия формир-я гигантских КГ м/р сеноманского компл.
Внешний тек пояс:
Значительное преобладание + структу/р над – ми. Выступы 80%, впадины 20%
Структуры носят конседиментационный характер. Одновременно с накоплением чехла. Но время прироста амплитуды отличается: активный рост структур произошел в юрское время. Амплитуда до 150-200 м. Во впадинах также, те. Амплитуда 400 м
Верхние осадки имеют пологое залегание, моноклинали, валы, носы. Ориентация структур подчиняется ориентации тех структур, к-е обрамляют З-С. Березовская, Шаимская структуры.
Глубина залегания фундамента не более 2 км.
Центральная тект область:
С 3х сторон – запада, юга и востока оганичена внешним тект поясом. Положение с северной областью проводится по Сибирским увалам на западе и проводится по ним на восток до Енисейского кряжа. Или погружение фундамента более 4 км
40% + структур или крупных + мегавалов.
+ структуры покрывают неравномерно, они сконцентрированы в центре, на юге и востоке; в западной части преобладают впадины.
Амплитуда многих поднятий 600-700 м до 1,5 км, впадины также. Поэтому превышение до 2-3 км.
Структуры разного порядка конседиментационные(раннее и среднеюрское время), максимальный прирост оказываются разным, в завис-ти от положения. Те, к-е примыкают к внеш поясу – в юрское время, центральные части макисмальный прирост ампл на нижний мел, верхнемеловые выполаживаются.
Размеры структур до 55 тыс кВ км(Пылькарабинский мегавал)
Северная тектоническая область:
Изучена слабее- преобладают отрицательные структуры – 80%, +е – 20%
Характерны направления струтур, Преимущественно субмеридионалное для южной части – вытянутые мегавалы. К северу – сводовые поднятия субширотного простирания.
На юге рифты широкие, потом собираются в центре, потом расходятся на севере.
Амплитуда мегавалов до 2 км, превышение- 4 км.
Размеры стр-р до 20000 кв км
Время заложения – триасовое время. Затем в верхнемеловое время по сеноману не менее 30% роста структур, далее выполаживаются. Затем опять накопление и рост структур в четвертичное время.
Впадины Надымская и др.
98 Зап-Сиб НГБ: НГнос-ть, перспективы ПРР.
>часть м/р связ с КиJ отлож-ми, явл-ся гл объектами ПРР. Распред залежей: НГ и Г м/р полукольцом с запада, юга и ю-востока окружают терр-ю распростр-ия Н м/р с центорм в Приобье. К северу распростр Г, ГК и НГ м/р. 10-12 нефтегазоносных комплексов. 1. PZ комплекс не всеми авторами выделяется даже как перспективный. Каламкаров выделяет его как НГ-комплекс, Габриелянц – как перспективный, Бакиров вообще не выделяет. Шаимский р-н, на Ямале, на юге – в Юрольской впадине. Из под триаса на Нижневартовском своде притоки газа. На Шаимском своде – пром притоки. Коллектора карбонатные порово-трещинного типа. Запасов здесь тысячная доля процента.
2. Ткомплекс еще менее изучен так как глубоко залегает. Сверглубокая на Уренгое(7,5км) вскрыла только 250 м. 3.Нижнесреднеюрский. От 500 м до 5 км. Сложный литофациальный состав. Сложность определяется палеогеографич условиями: морские условия на Ямале, конт условия на юго-востоке, промежуточные – в центральной части. 150 залежей, 15% ресурсов УВ. Преобладают 4. Васюганский комплекс(киммериджский ярус) – песчано-алевритовый состав, опесчанивание его к востоку. Здесь 6% ресурсов УВ, преобладают низкопродуктивные залежи – Урьевское, Подточное.5. Баженовский – (верхнеюрский-бериасский). Это базовый репер всей Зап. Сибири. Имеются линзы аргиллитов с листовато-чешуйчатым строением – бажениты. Они распространены широко, но продуктивны в очень небольших залежах. Притоки получены впервые на Салымском месторождении. Затем неожиданно получили притоки и на Ямале. Неоднократно делался прогноз, в 80е гг считали даже 15-18% прогнозных ресурсов УВ, сейчас считают 9% потенциала. Ближе всего подошли геохимики. Органики до 12-15% - пустые, меньше 2% - тоже пустые, а вот между – бывают продуктивные.6. Ачимовский комплекс – почти весь клиноформенный. Там где глинистый – неклинофрменный. Глубина залегания на юге 2 км, на севере 3-8 км. 9% по нефти и 5% по газу. 7. Неокомский – он самый важный в Зап Сибири – Самотлор, Федоровское, Уренгой, Ямбург. Неоком распространен на большей части бассейна, толщина его от 250 м до 3 км. В 80-90е гг связывали с этим комплексом(+аптский) 95% разрабатываемой нефти.8. Аптский – меньше чем другие – глубина залег-я от 1-2 км. Газоносен на Ямале, в акватории Карского моря. Прогноз по газу до 10%.9. Сеноманский комплекс – преимущественно газоносен. 60% разведанных запасов газа находится в нем. Залежи в сеномане как правило массивный, мощность до 1200 м – сплошная песчаная мощность.10. Турон-сенонский продуктивный комплекс. Перспективы связаны с северо-восточной частью З-С, т.к. он опесчанивается и перетоки УВ возможны. Доля его 2%. Большая часть неразведанных ресурсов Н Зап Сиб (80%) концентирируется в северных НГО – Надым-Пурской, Среднеобской, Пур-Тазовской, Фроловской и на южном шельфе Карского моря, где помимо J и К НГК развит мощный Тый (2-3км) терр и Pz карб комплексы.
99 Зап-Сиб НГБ: Строение и НГнос-ть сев тект обл-ти. .
Охват-ет сев часть платф-мы к сесеру от Сургутского свода. Выд-ся Ямал-Тазовская мегасинеклиза, расчлененная Нижнемессояхским мегавалом на 2 синеклизы: Ямало-Гыданскую и Надым-Тазовскую. Граница м/у Ц и С областями проводится по смене морфологич-х типов стр-р (своды, выступы, впадины, мегапрогибы), изменению полноты страт-го разреза и в первую очередь нижних горизонтов Jго комплекса и Т, а также по сист. Разломов, установл-х в доJом комплексе. Мощная толща Тго комплекса согласно залегает с Jми отл-ми. Хаар-но: резкие перепады глубин залегания доMzой пов-ти; линейные, преимущ0но меридионального простирания + и – стр-ые Эл-ты, имеющие значит ампл. В крайней сев части преобл С-В (на в) и С-З (на З) простирания стр-р, что связано с простираниями складчатых систем сев ветви Урала (Пай-Хой). Г м/р Уренгойское, Ямбургское – неокомский и сеноманский НГК. Аптский Гносный копл (п-ов Ямал). Сеноманский комплекс хар-ся Гнос-ю, покрышка –турон-палеоген глины. Исключ-я зал тяж Н в Надым-Пуровском регионе. Турон-сенонский комплекс Гносен. Глубина залегания доJой пов-ти 10-11км. Тект движ были в К2 и Kz вр. Ю-Ямальская, Гыданская, Надым-Пуровская и Пур-Тазовская НГО. Отлич-ся более интенсивным прогибанием, чем центр-ая. Выд 3 струк этажа: фундамент, промежуточный и платформенный этаж. Фундамент герцинкий на западе и каледонский на востоке. Промежут этаж – пермо-Твые образ-ия. Мощность ос чехла 6км. Ниж-срJие отл-ия – песчаники, алеврол, аргилл. ВерхJ толща аргиллитов – регион покрышка.Неоком – чередование глинистых и песч-алевр п/д (как и апт-альб-сеном отлож-я = покурская свита). Покрышка сеномана – глинистые иопоковидные п/ды турон-палеогенового возр. Блоковое строении фунд выделяеют круп тект Эл-ты: Среднеямальский, Гыданский своды, Уренгойский мегавал, Нижнепурский мегапрогиб и др. Осн компл: сеноман(метановый газ) – м/р Уренг, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Вэнгапур и др, м/р Русское 1ая Н залежь с > Г шапкой)., Уренгой-ое, Ямбургское м/р Нгнос-ть валанжинских отлож-й(содержат тяж Г). Др НГК ниж-срJ, покр верJ, продукт на м/р Уренг-м, Тазовском..
100. Зап-Сиб: баженовский НГК, распростр-е баженитов. Баженовский (верхJ-нижнеберриасский) НГК хар-ся наличием колл-в, представленных листоватыми глинами, залегающими в виде линз высотой от 0.2 до 30 м в толще слабопроницаемых и непроницаемых глин-х п/д.. Эти отложения наз-ся баженитами. Они шир распростр по терр-и мегапровинции, залегают на глубинах 1000-3500м, погружаясь в сев направлении. Их продуктивные участки локализованы более узко в центральных рай-х и в Тамбейском районе Ямала. Ресурсы Н в комплексе условно оцениваются в Vме 9% общего Нго потенциала Зап Сиб. Они распространены широко, но продуктивны в очень небольших залежах. Притоки получены впервые на Салымском месторождении. Затем неожиданно получили притоки и на Ямале. Неоднократно делался прогноз, в 80е гг считали даже 15-18% прогнозных ресурсов УВ, сейчас считают 9% потенциала. Ближе всего подошли геохимики. Органики до 12-15% - пустые, меньше 2% - тоже пустые, а вот между – бывают продуктивные
101 Зап-Сиб НГБ: строение и НГнос-ть внеш тект пояса. Глуб фунд не >2км. Преобладают унаслед от структур фундамента +струк элементы. Приуальская НГО: гкуп тект Эл-ты Сев-Сосьвинский (Г м/р), Кондинский (Н м/р) мегавалы, Верхнекондинский мегапрогиб. Ос чехол М=1100-2500м сложен п/дами от ниж-срJ до Q. .Осн промышл ГНнос-ть области связ с прод пл верхJ. Коллектора – песч-е и органогенно-песч фации. Откр 39 м/р НиГ. В сев части одласти - Г м/р, в Шаимском райне Н м/р, одно Г(семивидовское). М/р:Березовское(Г), Шаимское(Н).
Внешний тек пояс:
Значительное преобладание + структу/р над – ми. Выступы 80%, впадины 20%
Структуры носят конседиментационный характер. Одновременно с накоплением чехла. Но время прироста амплитуды отличается: активный рост структур произошел в юрское время. Амплитуда до 150-200 м. Во впадинах также, те. Амплитуда 400 м
Верхние осадки имеют пологое залегание, моноклинали, валы, носы. Ориентация структур подчиняется ориентации тех структур, к-е обрамляют З-С. Березовская, Шаимская структуры.
Глубина залегания фундамента не более 2 км.
102. Зап-иб: строение и НГнос-ть центр тект обл-ти..
Ос чехол – Mz отл-я.В основании ос С 3х сторон – запада, юга и востока ограничена внешним тект поясом. Положение с северной областью проводится по Сибирским увалам на западе и проводится по ним на восток до Енисейского кряжа. Или погружение фундамента более 4 км
1.40% + структур или крупных + мегавалов.
2.+ структуры покрывают неравномерно, они сконцентрированы в центре, на юге и востоке; в западной части преобладают впадины.
3.Амплитуда многих поднятий 600-700 м до 1,5 км, впадины также. Поэтому превышение до 2-3 км.
4.Структуры разного порядка конседиментационные(раннее и среднеюрское время), максимальный прирост оказываются разным, в завис-ти от положения. Те, к-е примыкают к внеш поясу – в юрское время, центральные части макисмальный прирост ампл на нижний мел, верхнемеловые выполаживаются.
Размеры структур до 55 тыс кВ км(Пылькарабинский мегав чехла – п/ды тюменской свиты(ниж и срJ). Нносны п/ды тюменской, васюганской свиты J, мегионская, вартовская и валанжинская свиты. Г зал апт-сеноман. Колл – песан и песчан-глин п/ды. Пласты не выдержаны и замещаются глинами и алевралитами. М/р: Самотлор, Усть-Балыкское, Мыльджинское,Вахское. Граница м/у Ц и С обл-ми проводится по смене морфологич-х типов стр-р (своды, выступы, впадины, мегапрогибы), изменению полноты страт-го разреза и полноты ниж гор-тов Jго комплекса и Т, и по сист разломов в доJом комплексе. Сводовые поднятия изометричные, мегавалы вытянутые. На сев граница центр обл-ти имеет форму дуги, выпуклой в стороной обращенной на Ю. Проходит от устья Надыма на С-З до Сибирских увалов, затем поворачивает на С и С-в и доходит до Енисея. Этой границе соот-ют более резкое погружение доJой пов-ти, развитие под ос-ми J Т-х отлож-й и изменения в морфологии стр-р.