Тема 9. Нефтегазоносные провинции

Понятие о нефтегазоносных провинциях, областях, районах

Среди геологических факторов, обусловливающих развитие в земной коре процессов нефтегазообразования и нефтегазонако­пления, ведущая роль принадлежит тектонике и палеотектонике, палеогеографическим и фациальным обстановкам накопления осадков, термодинамическим условиям развития территории, физическим свойствам горных пород, гидрогеологии и палеогидрогеологии.

В связи с этим при выделении и классификации крупных нефтегазоносных территорий необходимо учитывать весь комплекс геологических факторов, обратив особое внимание на историю тектонического развития исследуемой территории.

В настоящее время при классификации крупных нефтегазо­носных территорий выделяют в качестве основных их подразделе­ний нефтегазоносные провинции, нефтегазоносные области и нефте­газоносные районы.

Нефтегазоносная провинция — это значи­тельная по размерам и осадочному выполнению обособленная территория, приуроченная к крупнейшему или крупному текто­ническому элементу (плите, синеклизе, антеклизе, авлакогену, краевому прогибу и т. п.) или к их группе, обладающая сходными чертами геологического строения и развития, единым характерным стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности, определен­ными геохимическими, литолого-фациальными и гидрогеологи­ческими условиями, а также большими возможностями генерации и аккумуляции углеводородов. Нефтегазоносная провинция, как правило, ограничивается бесперспективными землями, а в ряде случаев отделяется от соседней провинции крупными разломами или зоной резкой смены возраста осадочного чехла.

Для аналогичных территорий, в пределах которых место­рождения нефти и газа еще не открыты, но перспективы их обна­ружения довольно значительны (прогнозная оценка достаточно велика), следует использовать термин «перспективная нефте­газоносная провинция».

Нефтегазоносная область может быть частью нефтегазоносной провинции или выделяться самостоятельно. Как правило, она приурочена к крупным тектоническим элементам (краевому прогибу, своду, ступени, мегавалу, впадине, зоне поднятий или прогибов и т. п.), обладающим сходными геотекто­ническим строением и историей развития, региональным распро­странением основных нефтегазоносных комплексов, получившим прогнозную оценку и имеющим разведанные запасы нефти и газа. Для аналогичных территорий, не имеющих разведанных запа­сов нефти и газа, но обладающих прогнозной оценкой, свидетельствующей о значительных перспективах открытия месторождений, следует применять термин «перспективная нефтегазоносная об­ласть».

Самостоятельные нефтегазоносные области ограничиваются бесперспективными или малоперспективными землями.

Нефтегазоносный район является частью нефте­газоносной области. Это территория, расположенная, как правило, в пределах одного или нескольких средних тектонических элемен­тов (выступа, вала, куполовидного поднятия, депрессии), или их частей, характеризующихся распространением одноименных продуктивных горизонтов, близкими глубинами их залегания, сходными типами месторождений нефти и газа и фазовыми состо­яниями углеводородов в залежах. В отдельных случаях при достаточно убедительном обосновании можно выделить само­стоятельный нефтегазоносный район (вне области).

Ниже приводится нефтегеологическое районирование тер­ритории СНГ.

Нефтегазоносные провинции: Волго-Уральская, Днепровско-Припятская, Северо-Кавказско-Мангышлакская, Закавказская, Прикаспийская, Амударьинская, Западно-Сибирская.

Газонефтеносные провинции: Лено-Вилюйская и др.

Кроме того, выделяются перспективные Лено-Тунгусская неф­тегазоносная и Индигиро-Чукотская газоносная провинции.

Самостоятельные нефтегазоносные области: Балтийская, Карпатская, Калмыцкая, Сурхано-Вахшская, Ферганская; самостоятельно газонефтеносная Северо-Устюртская область; самостоятельно газоносные области: Срединно-Туркменская, Чу-Сарысуйская.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

Основные черты геологического строения. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция находится на восточном склоне Восточно-Европейской древней платформы. Возраст фундамента определяется как архейский, а в ряде рай­онов — как нижнепротерозойский.

Поверхность фундамента имеет сложный, глубоко расчленен­ный рельеф, образованный системой погребенных впадин и вы­ступов. Структура поверхности фундамента блоковая. Наиболее глубокие погребенные впадины заполнены преимущественно терригеиными отложениями бавлинской свиты, имеющей возраст от верхнего протерозоя (рифея) до нижнего девона включительно Выше залегают породы средне- и верхнедевонские, каменноуголь­ные, пермские и мезозойско-кайнозойские.

Нефтегазоносность — промышленные залежи нефти и газа приурочены к девонским, каменноугольным и пермским отложениям. Основные продуктивные толщи — терригенные отло­жения девонские и нижнекаменноугольные, следующие по значению — карбонатно-терригенные толщи среднекаменноугольных и нижнепермских отложений. Ряд промышленных скоплений нефти и газа обнаружен в карбонатных породах девона и нижнего карбона.

Ромашкинркое нефтяное месторождение (рис. 50) открыто в 1948 г. Оно приурочено к крупной пологой куполовидной струк­туре на южной вершине Татарского свода. На западе эта струк­тура отделяется узким и крутым прогибом меридионального простирания от Акташско-Новоелховского вала, в пределах которо­го находится Акташско-Новоелховское нефтяное месторождение.

Основная нефтяная залежь Ромашкинского месторождение приурочена к горизонту Д_I пашийского времени на глубине 1700 м. Горизонт Д_I, представленный переслаиванием песчаников, алев­ролитов и аргиллитов, характеризуется сложным строением.

Днепровско-Припятская нефтегазоносная провинция

Днепровско-Припятская нефтегазоносная провинция вклю­чает Днепровско-Донецкую газонефтеносную и Припятскую неф­теносную области.

В Днепровско-Донецкой газонефтеносной области (Украин­а) нефть начали добывать в 1951 г., газ — в 1956 г. В Припятской нефтеносной области (Белоруссия

Основные черты геологического стро­ения. В строении осадочного чехла участвуют отложения па­леозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов. Основную часть разреза составляют пермские, каменноугольные и девонские отложения. Отличительная особенность разреза — наличие в от­ложениях девона мощных соленосных толщ. Мощность осадочного чехла Днепровско-Донецкой впадины достигает 10 км, в Припятском прогибе — 5 км.

Днепровско-Допецкая газонефтеносная область находится в пределах Дпепровско-Донецкой впадины, расположенной между Украинским и Воронежским кристаллическими массивами. Основ­ным тектоническим элементом впадины является Центральный грабен. Он протягивается на 800 км при ширине 150—200 км. Поперечными нарушениями грабен расчленяется на ряд блоков, которые ступенеобразно погружаются в юго-восточном направле­нии. Особенностью тектоники Центрального грабена является широкое распространение соляных куполов, связанных с соленосными толщами девона. Центральный грабен окаймляется зонами развития многочисленных нарушений, которые вызваны интен­сивным погружением фундамента в направлении осевой части грабена.

Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впа­дины связана с отложениями девонскими, каменноугольными, пермскими, триасовыми и юрскими. В нижнекаменноугольных породах выделяется до 15—20 продуктивных горизонтов различ­ной мощности (от 1 до 20 м). В среднекамешюугольных отложениях также выявлено значительное число залежей газа и в меньшей степени нефти. Нижиепермско-верхнекаменноугольные отложе­ния — основная продуктивная толща восточных районов Укра­ины. В северо-западной части впадины обнаружены в основном нефтяные залежи, в юго-восточной — только газовые. Газы мета­новые (86—94 %), бессернистые. Нефти преимущественно легкие, как правило, малосернистые (не более 0,5 %) и малопарафинистые. Их плотность редко превышает 0,850 г/см³.

Основная промышленная нефтеносность Припятской нефте­носной области связана с семилукско-петинским и задонско-елецким горизонтами (девон), представленными карбонатными породами. Первый горизонт подсолевой, второй залегает между соленосными толщами девона. Плотность нефти 0,840— 0,877 г/см³, в основных горизонтах нефть малосернистая (0,5 %).

Месторождения нефти и газа в пределах Днепровско-Донецкой нефтегазоносной области в основном приуро­чены к солянокупольным структурам, обычно имеют сложную систему

Северо- Кавказско-Мангышлакская неф­тегазоносная провинция

Эта провинция расположена в пре­делах Крымского полуострова, Север­ного Кавказа и Мангышлакского по­луострова. Она включает Индоло-Кубанскую, Восточно-Предкавказскую, Терско-Каспийскую и Южно-Мангышлакскую нефтегазоносные и Причерноморско-Крымскую, Азово-Березанскую, Восточно-Кубанскую и Ставропольскую газоносные области.

Индоло-Кубанская нефтегазоносная, Азово-Березанская и Восточно-Кубанская газоносные области (Краснодарский край)

Кубань является старейшим нефтедобывающим районом. Здесь в 1864 г. был получен первый промышленный фонтан нефти в на­шей стране.

Основные черты геологического строе н и я. В пределах данной территории расположены Азово-Кубанская платформенная впадина и Западно-Кубанский пред­горный прогиб. В их строении участвуют триасовые, юрские, меловые палеогеновые и неоген-четвертичные породы, залега­ющие в основном на палеозойском фундаменте, а в крайней северо­западной части региона.

Южно-Мангышлакская нефтегазоносная область

Первые промышленные притоки нефти здесь получены в 1961 г. К настоящему времени в области открыто и разведано несколько нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений, в том числе месторождения Узень и Жетыбай.

Основные черты геологического стро­ения. Осадочный чехол сложен мощными образованиями от верхнепермского до современного возраста. Наиболее древние отложения представлены толщами пород верхней перми и триаса. На них с резким угловым несогласием залегают отложения юр­ского возраста. К средней юре относят песчано-глинистую пестро-цветную свиту, к верхней — глинисто-мергелистые породы с под­чиненными прослоями песчаников и алевролитов. П

Нефтегазоносность приурочена в основном к среднеюрским терригенным отложениям. Нефтегазоносные горизонты с незначительными по запасам залежами выявлены в отложениях верхней и нижней юры. В последнее время получены данные, свидетельствующие о промышленной нефтеносности триасовых отложений. К меловым отложениям приурочены газоносные горизонты. Нефти всех горизонтов лег­кие (0,870—0,820 г/см³), смо­листые (4,5—19,4 %), практиче­ски бессернистые, с высоким содержанием парафина (12— 30 %). Газы в основном мета­новые (свыше 90 %), с незна­чительным содержанием тяже­лых углеводородов (1 — 2 %).

Месторождения нефти и газа северной части Южно-Мангышлакского прогиба (Жетыбай, Узень) преи­мущественно нефтяные. Южнее расположены газовые месторождения (Тенге, Тасбулат). В Ассакеауданском районе выяв­лено Шахпахтинское газоконденсатное месторождение. За­лежи месторождений в основном пластовые сводовые, реже литологически экранированные. В разрезе некоторых месторож­дений установлено до 20 промышленно нефтегазоносных горизонтов.

Месторождение Узень (рис. 61) приурочено к антикли­нальному поднятию крупных размеров, расположенному на Жетыбай-Узеньской ступени. Северное крыло складки более пологое, южное — более кру­тое. Нефтегазоносны юрские и меловые отложения, причем к меловым приурочены чисто газовые залежи, а к юрским — нефтяные и нефтяные с газовы­ми.

Закавказская нефтегазоносная провинция

В пределах этой провинции выделяют Черноморскую, Куринскую, Кобыстано-Нижнекуринскую, Апшероно-Прибалханскую нефтегазоносные и Западно-Туркменскую газонефтеносную области.

Кобыстамо-Нижнекуринская и Апшероно-Прибалханская нефтегазоносные области.

Рассматриваемые нефтегазоносные области расположены на территории Азербайджана. Это одни из старейших нефтедобыва­ющих районов страны. Выходы горючих газов («священные огни») были известны здесь еще в древние времена. Промышленная раз­работка месторождений Балаханы, Биби-Эйбат и др. начата во второй половине XIX в. Долгое время (вплоть до 1950 г.) Азер­байджан занимал по добыче нефти первое место в стране. Впервые в Советском Союзе здесь началась разработка морских месторо­ждений в акватории Каспия. Добыча природного газа в промыш­ленных масштабах стала осуществляться в последние десятилетия, когда был открыт ряд глубокопогруженных газоконденсатных месторождений и залежей (Карадаг, Зыря, Южное, Бахор).

Основные черты геологического строения. В строении осадочного чехла принимают участие мезо-кайнозойские отложения громадной мощности. Наибольшим рас­пространением характеризуются преимущественно терригенные отложения палеогена и неогена. С последними связано большин­ство выявленных месторождений нефти и газа. Основной нефте­газоносный комплекс — продуктивная толща среднего плио­цена, сложенная исключительно песчано-глинистыми породами. Мощность ее достигает 3500 м.

Западно-Туркменская газонефтеносная область

Промышленная газоносность Западной Туркмении установлена в 1952 г., когда было открыто первое газоконденсатное место­рождение Кызылкум.

Основные черты геологического стро­ения. Западно-Туркменская газонефтеносная область в текто­ническом отношении соответствует одноименной межгорной впа­дине. На севере впадину обрамляют горные сооружения Большого и Малого Балхана, на востоке — Копет-Дага и на юге — Эль­бруса

Амударьинская нефтегазоносная провинция

В пределах этой провинции выделяются Предкопетдагская нефтегазоносная и Центральнокаракумская, Беурдешик-Хивинская, Заунгузская, Чарджоуская, Бухарская, Мары-Шатлыкская, Мургабская и Бадхыз-Карабильская газоносные области. Рассматриваемая провинция в основном является газоносной. Месторождения газа выявлены главным образом в Западном Узбекистане и Восточной Туркмении. Чарджоуская, Мары-Шатлыкская и Мургабская газоносные области (Восточная Туркмения)

Основные черты геологического стро­ения. Осадочный чехол рассматриваемой территории сложен образованиями мезокайнозоя. Они залегают либо на палеозой­ском фундаменте, либо на отложениях пермотриаса. В верхней юре широко развиты хемогенные породы (мощностью 800—1200 м): каменная соль, ангидриты и гипсы. Эта толща служит региональ­ной покрышкой и контролирует распределение по разрезу залежей газа. Она выклинивается в северной части Восточной Туркмении. В тектоническом отношении данная территория соответствует западной части Амударьинской синеклизы. В ее пределах рас­положены Заунгузский прогиб и Мургабская впадина с наиболее погруженным палеозойским фундаментам (6—10 км)

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция занимает территорию Западно-Сибирской низменности. Первое газовое месторождение в Западной Сибири — Березовское — открыто в 1953 г. В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделяются Среднеобская, Каймысовская, Васюганская, Пайдугинская, Фроловская, Гыданская, Приуральская нефте­газоносные и Ямальская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Усть-Енисейская, Гыданская газонефтеносные области.

Среднеобская нефтегазоносная область

Рассматриваемая область находится в центральной части Западно-Сибирской низменности, по обе стороны от субширотного течения Оби. Первое месторождение — Мегионское — открыто в 1961 г.

Основные черты геологического строения. В основании осадочного чехла залегает тюменская свита (нижняя — средняя юра). Она выражена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Верхняя юра представлена васюганской и георгиевской свитами, состоящими из чередующихся песчаников и аргиллитов. Мегионская и вартовская свиты (валанжин и готерив — баррем) сложены выдержанными пластами пес­чаников, разделенных аргиллитами. Мегионская свита более глинистая, чем вартовская. В разрезе вартовской свиты преобладают хорошо выдержанные пласты и пачки песчаников мощностью от нескольких до 40—45 м.

Ямальская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Гыданская газонефтеносные области

Эти газонефтеносные области расположены в северных районах Западно-Сибирской низменности. Первое газовое месторожде­ние— Тазовское — открыто в 1962 г. Промышленные скопления нефти установлены на Русском, Новопортовском, Губкинском и некоторых других месторождениях.

Основные черты геологического стро­ения. Мощность осадочного чехла более 400 м. Нижне-средне-юрские отложения представлены чередованием песчаников, алев­ролитов и аргиллитов мощностью 220—445 м. Отложения верхней юры мощностью до 100—150 м сложены монотонной толщей ар­гиллитов. Неокомские отложения так же, как и апт-альб-сеноманские (покурская свита), выражены чередованием глинистых и песчано-алевролитовых пород. Верхнюю часть покурской свиты слагают продуктивные отложения сеномана — однообразная толща серых, часто глинистых песков.

Уренгойское месторождение

(рис. 67) по запасам газа является крупнейшим. Оно приурочено к по­логой брахиантиклинальной склад­ке меридионального простирания. Складка осложнена рядом куполов. Размеры ее по кровле сеноманских отложений амплитуда

180 м, углы падения пород на крыльях не более 1 градуса. Газовая залежь связана с отложениями сеномана, перекрытыми мощной глинистой тол­щей турона (570—630 м). Кровля продуктивных отложений сеномана вскрывается на глубине 1100—1250 м. Они сложены переслаивающимися песчаниками, алевролитами, глина­ми. Глинистые прослои не выдержа­ны по площади, поэтому все пласты песчано-алевролитовых коллекторов гидродинамически взаимосвязаны. Пористость их 20—35 %, проница­емость Суммарная мощность газонасыщенных коллек­торов в сводовой части структуры 80—100 м. Газовая залежь отличает­ся высокой продуктивностью. Залежь массивная, высота ее 170 м, по всей площади она подстилается подошвен­ной водой.

Контрольные вопросы

1. Понятие о нефтегазоносных провинциях.

2. Нефтегазоносная область.

3. Нефтегазоносный район.

4. Крупнейшие месторождения нефтегазоносных провинций.

5. Нефтегазоносность прикаспийской синеклизы.

Занятие № 10