34. Гигантские н. И г. М-ия, условия их образования и роль в добыче ув.

К гигантским МЖ относятся НМЖ с запасами более 300 млн. т. и ГМЖ – с запасами более 500 млрд. м³, по площади они м.б. более 1000 км². Все уникальные и гигантские МЖ нах-ся на глубине <3-3.5 км. Большинство из них сосредоточено на платформах, содержат основные запасы и дают почти всю добычу нефти и газа в мире. Гигантские МЖ приурочены к наиболее крупным бассейнам, среди к-х выделяются бассейны Персидского залива (ок половины мировых запасов Н), Западной Сибири, Оринокский, Мексиканского залива (Ист-Техас, Кантарель, газа — Монро, Картидж и др.), Северного моря, Прикаспийский. Всю современную добычу Н и Г обеспечивают крупные и гигантские МЖ. Поэтому при прогнозировании НГносности в масштабах бас-на важно предусмотреть возможность открытия крупных МЖ. В наст. время в мире открыто 43 тыс. нефтяных МЖ, разведанные запасы составляют более 170 млрд т, на долю уникальных МЖ приходится 38% начальных разведанных запасов.

Чиконтепекское (22,1 млрд. тонн, НГ, Мексика) - МЖ содержит в линзовидных пластах песчаников мощностью 2 км. расположена не в одном крупном МЖ, а во множестве мелких.

Гавар (8,1 - 9,6 млрд т., НГ, Сауд. Аравия) - представляет собой погребенную поло­гую антиклинальную складку на глубине 1,5—3 км. Нефть залегает в трещиноватых известняках юрского возраста.

Большой Бурган (13 млрд. т, Н, Кувейт) - продуктивны песчаники мела; глубины – 1-2,6 км; покрышки – глинистые сланцы; типы залежей – массивные, открыто в 2008 г.

Самотлорское (7,1, Н, Россия) Ханты-Мансийский а.о., Западно-Сибирская НГП)-продуктивны песчаники мела; глубины - 1,6-2,4 км; покрышки – глины; типы залежей – сводовые, литологически (экранированные и ограниченные).

Факторы формирования МЖ гигантов: 1.обширные размеры НГносного бассейна, большая мощность осадочного чехла, повышенный геотермический градиент; 2.наличие в осадочном чехле переслаивающихся НМТ, пластов-коллекторов и региональных выдержанных флюидоупоров; 3. наличие крупных и контрастных ловушек расположенных на путях региональной миграции.

Промышленная газоносность устанавливается в зонах, где наблюдаются:1. увеличенная мощность осадочного чехла (> 8-10 км); 2. повышенный геотермический градиент; 3. застойный элизионный режим водонапорных систем; 4. газонасыщенность пластовых вод; 5. присутствие в разрезе надежных регионально-выдержанных, мощных газоупорных толщ – глинистых или соленосных. Мировым центром max-й газоносности является Баренцево-Западносибирский регион., высокая газоносность бассейна связана с отложениями MZ, темп погружения и гумусовый состав исходного ОВ определили подавляющую генерацию газа в районах Карского (Бованенковское, Ленинградское, Русановское) и Баренцева морей (Штокмановское). В З-С бассейне располагаются Уренгойское, Заполярное МЖ.

35. Характеристика Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна.

ВУНГП захватывает территорию 15 субъектов РФ в основном ПФО. Большая часть территории расположена на вост. окраине Восточно-Европейской равнины.

С тектонической точки зрения провинция охватывает вост. часть Восточно-Европейской платформы и Предуральский краевой прогиб. Ее граница проходит по позднепалеозойскому Предуральскому краевому прогибу. На Ю платформа граничит с эпигерцинскими плитами – Туранской и Скифской, на Ю-З – с альпийскими Преддобрудженским и Пердкарпатским краевыми прогибами. На С-З с каледонидами Скандинавии и на С-В с Тимано-Канинским поднятием эпибайкальской Тимано-Печорской плиты.

В состав ВУНГП входят: полностью две структуры: Волго-Камская антеклиза и Предуральский краевой прогиб, а также Приволжская моноклиналь (восточное крыло Воронежской антеклизы), северная часть Прикаспийской синеклизы и восточная часть Московской синеклизы. Геологический разрез края представлен различными по возрасту и составу литолого-фациальными комплексами. К нижнему комплексу относятся AR и нижнеPR дислоцированные породы крист. фундамента, выше с угловым несогласием залегает переходный комплекс - карб-терриг. породы рифея – венда. Рифейско – вендском комплекс перекрыт мощной терриг-карб толщей кембрийско-пермского возраста и существенно терриг, локально развитыми породами MZ и KZ.

В осадочном чехле ВУНГП выделяется более 60 продуктивных пластов, объединенных в семь основных НГК: 1) среднедевонско-нижнефранский преимущественно терригенный;2)верхнефранско-турнейский карбонатный; 3) нижнекаменноугольный (малиновско-яснополянский) терригенный; 4) нижнекаменноугольный (верхневизейско-серпуховский) карбонатный; 5) среднекаменноугольный (башкирско-московский) терригенно-карбонатный; 6) верхнекаменноугольно-нижнепермский карбонатный и 7) верхнепермский карбонатно-терригенный. Кроме того выделяются два возможно нефтегазоносных комплекса: рифейско-нижневендский и валдайско-балтийский.

На территории ВУНГП учтено более 900 м-ий и около 4 500 залежей Н и Г. Преобладают многозалежные м-я. Большая часть залежей относится к группе пластовых. Имеются также залежи массивного типа, литологически ограниченные и тектонически экранированные. В девонских отложениях сосредоточено 38% разведанных запасов нефти и 2% газа, в каменноугольных – 58% нефти и 8% газа и в пермских – 4% нефти и 90% газа.

Девонские нефти наиболее легкие, менее сернистые, менее вязкие и с высоким выходом легких фракций по сравнению с нефтями вышележащих горизонтов. Каменноугольные нефти, как правило, тяжелее девонских, более вязкие, более сернистые, с большим содержанием смол и асфальтенов и с меньшим выходом легких фракций. Пермские нефти более тяжелые, более вязкие и, главным образом, более сернистые.

Наиболее тяжелые нефти всех комплексов палеозоя приурочены, как правило, к опущенным крупным тектоническим элементам (Серноводско-Абдулингский прогиб, Бирская седловина и др.). Наиболее легкие тяготеют к сводам и их вершинам. В целом в пределах ВУНГП ухудшение качества нефтей (увеличение плотности, сернистости, смолистости, уменьшение выхода легких фракций) наблюдается в С-З направлении, т.е. в сторону регионального подъема слоев. Газонасыщенность палеозойских нефтей увеличивается в В и Ю-В направлениях, т.е. в направлении погружения всего комплекса пород. Газовые залежи (а также газовые шапки газонефтяных залежей) приурочены главным образом к пермским отложениям Ю-В ВУНГП. Газ по составу преимущественно метановый, с повышенным содержанием азота.