1. Западно–Сибирская нгп. Стратиграфия меловых и палеогеновых отложений (по международным и местным стратиграфическим шкалам) в пределах северных и арктических районов Западной Сибири.

Стратиграфия:

1. Нижний мел – Неоком (берриас – валанжин – готерив - баррем)

В основании находится ачимовская толща. Пласты :

• Группа А: пласты А₁-А₁₂

• Группа Б: пласты Б₁-Б₂₁

2. Нижний мел (апт-альб)

В аптских отложениях:

• Викуловская свита ВК_1-3

На Ямале и Гдане:

• Тонапчинская свита ТП₁-ТП₁₆

продуктивны: ТП₁-ТП₁₃

3. Верхний мел – кровля покурской свиты ПК_1-6

4. Палеоген (Разрез по центр. части):

А) Палеоцен: Талицкая свита – опоковидные глины

Б) Эоцен:

• Люлинворская свита – диатомовые глины

• Тавдинская свита (₣₂)

В) Олигоцен:

• Атлымская – пески кварцевые белые

• Новомихайловская – песчано-алевритовая толща

• Туртахская – песчано-глинистая толща

5. Неоген – Абросимовская свита

2. Прибалтийская нгп. Стратиграфия продуктивных отложений, типы ловушек, перспективы нефтегазоносности.

Расположена на северо-западе Восточно-Европейской платформы и занимает территорию Калининградской области. РФ, Литвы, Латвии, Северо-восточной Польши и примыкающей акватории центр. И южной части Балтийского моря.

Стратиграфия:

V – Є₁ – красноцветные образования, 50м

Є_2-3, O, S, D₁ – терригенно-карбонатные образования, 1700 м

D_2-3 – терригенно-карбонатный

С - терригенно-карбонатный

Р – сульфаты, соленосные толщи

MZ – KZ – терригенно-карбонатные отложения

Нефтегазоносные комплексы:

А) Є₂ – белые кварцевые пески до 80% всех запасов, 800м

Б) O – карбон., известняки трещиноватые, 900 м

В) S – карбон., рифоген. формации (является перспективной)

Типы ловушек: пластовые залежи, тектонически экранированные, также распространены коллектора порового и трещинно-порового типов.

3. Тектоническое строение Западно-Европейского региона, типы бассейнов.

Тектоника:

Древних платформ нет, молодых тоже почти нет, кроме Егерийской платформы

• Калидонская складчатость S₂

• Герцинская фаза тектогенеза (Варисциды) – Варисцийская складчатость

• Область альпийской складчатости (N₂)

Типы бассейнов: бассейны передового прогиба, межгорных впадин, грабен и бассейны платформенного типа.

Бассейны:

1. Центрально-Европейский – платф. тип

2. Предкарпатско-Балканский – передовой прогиб

3. Адриатический – межгорная впадина

4. Трансильванский - межгорная впадина

5. Панонский - межгорная впадина

6. Аквитанский – перед. прогиб

11. Северо-Предкарпатский – перед прогиб

12. Англо-Парижский – платф. тип

14. Рейнский – грабен

9. Эбро – перед. прогиб

Билет № 11.

1. Западно–Сибирская НГП. Типы залежей в юрских и меловых отложениях на примерах Уренгойского, Салымского, Приобского, Самотлорского, Красноленинского, Комсомольского и Верхнеколик-Еганского месторождений.

Красноленинское - нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в 160 км северо-западнее г. Ханты-Мансийска, в пределах Красноленинского свода. Месторождение уникальное по запасам нефти. Основная часть запасов нефти содержится:

• в пластах ЮК₁₀, ЮК₁₁ (шеркалинский горизонт, нижнеюрские отложения), к которым приурочены экранированные залежи «шнуркового» типа субмеридианального простирания

• в пластах Ю_2-9 (тюменская свита, среднеюрские отложения)

• в пласте ВК₁ (викуловская свита, нижнемеловые отложения) – залежи пластово-сводовые, пластово-сводовые литологически экранированные, пластово-сводовые водоплавающие, пластово-сводовые стратиграфически экранированные.

Всего 26 залежей, одна залежь газоконденсатная в средней юре.

Самотлорское – нефтегазовое месторождение, расположенное в 15 км от г. Нижневартовск. Открыто в 1965 г., находится в центральной части Нижневартовского свода в пределах Тарховского куполовидного поднятия. На месторождении выявлено 19 залежей нефти, в том числе одна с газовой шапкой. Основная часть запасов содержится:

• в пластах БВ₈ и БВ₁₀ (валанжин, нижнемеловые отложения). Залежи нефти этих пластов являются пластово-сводовыми. ВНК наклонный (с запада на восток).

• в пластах АВ₁ – АВ₅ (готерив-барремская продуктивная толща, нижнемеловые отложения). Эти пласты обладают наилучшими коллекторскими свойствами. Все нефтеносные пласты этой толщи гидродинамически связаны между собой и поэтому образуют крупную сводовую залежь массивного типа. Все отдельные продуктивные горизонты имеют единый водонефтяной контакт. Особенность залежи – наличие газовой шапки (высотой до 40 м).

Приобское – нефтяное месторождение, расположенное в 65 км к востоку от г.Ханты-Мансийск, в 100 км к западу от г.Нефтеюганск. Открыто в 1982 г. Приурочено к приобскому локальному поднятию. Основная часть запасов нефти содержится:

• в пластах группы АС (неоком, нижнемеловые отложения). Все залежи являются литологическими или структурно-литологическими. Контролируются неокомской клиноформой, образующей аккумулятивные поднятия. Продуктивные пласты сложного строения. Выявлено 23 залежи в 12 пластах, связанные с неокомскими породами (от АС₇ до АС₁₂).

• В пласте Ю₂ (среднемеловые отложения). Залежи в плане полосовидной формы субмеридианального простирания.

Салымское – нефтяное месторождение, расположенное в 120 км к юго-западу от г. Сургута. Открыто в 1965 г. Приурочено к Лемпинскому локальному поднятию. Продуктивны терригенные отложения средней, верхней юры и нижнего мела. Залежи пластово-сводовые, некторые литологически экранированные, высота залежей от 20-140 м.

Уренгойское - газоконденсатнонефтяное месторождение, расположенное в 50 км к северо-западу от пос. Уренгой. Открыто в 1966г. Месторождение уникально по запасам . Приурочено к пологой симметричной брахиантиклинальной складке субмеридианального простирания в пределах Нижнепурского вала. Основная часть запасов содержится:

• В нижнемеловых отложениях. Здесь выявлено более 25 залежей газоконденсата, в том числе 7 с нефтяными оторочками

• В верхнемеловых породах (уренгойская свита, сеноман). Отложения сеномана перекрываются мощной глинистой толщей турона (570-630 м). Здесь выявлена газовая залежь высотой 230 м, массивного типа, по свей площади подстилается подошвенной водой. Коллекторы гидродинамически связаны между собой и образуют ловушку массивного типа.

Кроме газовой залежи в сеномане на Уренгое открыто 14 газоконденсатных залежей с отдельными нефтяными оторочками в мегионской и вартовской свитах. Залежи пластовые, сводовые, часто литологически отграничены.

Комсомольское – нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в 120 км юго-западнее пос. Тарко-Сале. Открыто в 1966 г. – газ, в 1970 г. – нефть. Находится в пределах Пякупурского куполовидного поднятия, входящего в состав Северного свода. Продуктивны отложения верхнего и нижнего мела и средней юры. Выявлено 145 залежей в 54 продуктивных пластах.

Типы залежей: массивный (ПК₁), водоплавающий (ПК₅, ПК₁₁ и др.), пластово-сводовый (ПК₁₄, АП₉, БП₂), тектонически экранированный (большинство неокомских залежей), литологический (БП₇, БП₈ и др.). Основная добыча газа из пласта ПК₁.

Верхнеколик-Еганское – нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в 240 км от г. Нижневартовска. Открыто в 1981 г. (нефть), в 1987 г. (газ). Приурочено к крупному Верхнеколик-Еганскому поднятию северо-восточного простирания. Осложнено семью куполами. Запасы содержатся:

• В пластах средне-нижнеюрских отложений (от Ю₂ до Ю₁₀)

• В пластах верхней юры (Ю₁)

• В неокомских отложениях (АВ, БВ)

• В апт-сеноманских отложениях (ПК₆, ПК₁₃⁰)

В основном эти залежи пластово-сводовые, есть и массивного типа.