Оформлення звіту
Звіт про виконану роботу на стандартних аркушах паперу. У звіті коротко викласти мету роботи, таблицю, на контурній основі складену схему нафтогазоносних басейнів Тихого океану нафтогазоносних територій. Короткий опис нафтогазоносних басейнів Тихого океану згідно наступної схеми: тип нафтогазоносної провінції; географічне і адміністративне положення; геотектонічне положення; основні геоструктурні елементи; літолого-стратиграфічна характеристика осадового чохла; нафтогазогеологічне районування; типи і характеристика покладів за характером пастки.
Графічну модель родовищ Білий Тигр, Барракута та Марлін, згідно наступної схеми: адміністративне положення; геотектонічне положення; рік відкриття і вводу в розробку; сучасний етап родовища; геологічна будова; тип покладів та продуктивних горизонтів, порід покришок; запаси і видобуток; інші відомості. Навести необхідні схематичні зарисовки.
Запитання
Назвіть головні нафтогазоносні басейни Тихого океану.
Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Явано-Суматрінського басейну.
Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Південнокитайського басейну.
Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Калімантанського басейну.
Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Південноаляскінського басейну.
Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Південнокаліфорнійського басейну.
Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність басейну Гуаякіль-Прогрессо.
Назвіть основні родовища нафти і газу Тихого океану.
Наведіть основну характеристику родовищ Білий Тигр, Барракута та Марлін.
Лабораторна робота №8 нафтогазогеологічне районування та створення моделі геологічної будови чорного та азовського морів
Мета: вивчення геологічної будови та нафтогазоносності шельфу Чорного та Азовського морів, та основних родовищ нафти і газу.
Завдання: Скласти таблицю нафтогазогеологічного районування території Чорного та Азовського шельфу. Описати нафтогазоносність Азово-Чорноморського шельфу згідно такої схеми: тип нафтогазоносної провінції; географічне і адміністративне положення; геотектонічне положення; основні геоструктурні елементи; літолого-стратиграфічна характеристика осадового чохла; нафтогазогеологічне районування; типи і характеристика покладів за характером пастки. Скласти схему розміщення основних геотектонічних елементів та основних родовищ нафти і газу Азово-Чорноморського шельфу. Навести графічну модель та описати родовищ Голицинське, Штормове, Стрілкове, згідно наступної схеми: адміністративне положення; геотектонічне положення; рік відкриття і вводу в розробку; сучасний етап родовища; геологічна будова; тип покладів та продуктивних горизонтів, порід покришок; запаси і видобуток; інші відомості.
Загальні теоретичні положення
У геологічній будові акваторій Чорного і Азовського морів беруть участь доальпійські структурно-формаційні комплекси (архей-протерозойський, байкальський, герцинський, кімерійський) та альпійський (осадовий), який починається з відкладів нижньої крейди, а на окремих ділянках – з юрських та тріасових. Сучасна будова осадового чохла акваторій Чорного та Азовського морів сформувалась шляхом накладання субширотної тектонічної зональності, яка переважала в пізньокрейдовий-неогеновий час, на складнопобудований структурний план ранньокрейдового етапу, що відображав будову поверхні фундаменту.
Локальні підняття альпійського структурного комплексу Чорного та Азовського морів морфологічно являють собою брахіантикліналі, зрідка куполоподібні складки. Зустрічаються поодинокі видовжені антикліналі типу Голіцинської, Ювілейної, Севастопольської, Олімпійської, Ударної, Обручева тощо. Підняття часто ускладнені скидами, іноді підкидами, із скороченими потужностями літолого-стратиграфічних комплексів, особливо нижньої крейди, у склепіннях, що свідчить про їх тривалий конседиментаційний розвиток. Судячи з матеріалів сейсморозвідки, більшість виявлених на акваторіях структур почали формуватись не пізніше пізньокрейдової епохи, і їх ріст продовжувався майже до міоцену.
На початку ранньокрейдової епохи значна частина акваторій являла собою сушу, на якій виділялись окремі депресійні зони, що збереглись з пізньої юри (Преддобрудзький прогин) з карбонатними та глинистими відкладами. У готеривський і ранньоаптський час акваторії опускались. В альбському віці опускання збільшились. Вони супроводжувались складко- та розривоутвореннями.
У ранньокрейдовий час утворилась низка структурних елементів субширотного, північно-східного та північно-західного напрямків (найбільший – Каркінітсько-Північнокримський). У турон-коньякський час розпочалось інтенсивне прогинання північно-західного шельфу Чорного моря. Максимальне прогинання на акваторії Чорного моря відбулось в районі Рівнинного Криму до Одеського розлому. На південь від субширотного Каркінітсько-Північнокримського прогину утворилось Каламітське підняття. В Азовському морі розвивався Азовський вал. На Керченському півострові розмістилась центрикліналь геосинклінального прогину.
У сантон-кампані збереглись обстановка і характер седиментації. Турон-маастрихтські відклади складають єдиний комплекс циклу карбонатного осадконагромадження.
Палеоценова та еоценова епохи характеризуються деяким загальним підняттям і формуванням позитивних структур.
В олігоцені та ранньому міоцені відбулись істотні зміни. Посилилось прогинання переважної частини території регіону і домінуючою стала субширотна зональність. Формується Індоло-Кубанський прогин. У межах Азовського валу складки вверх по розрізу виположуються (до втрати контуру в неогенових відкладах).
У прикерченському шельфі Чорного моря і в південній акваторії Азовського зустрічаються складки, у формуванні яких в олігоцен-міоцені провідна роль належить глиняному діапіризму.
Акваторії Чорного і Азовського морів у альпійському тектоорогенічному плані являють собою серію субпаралельних піднять і прогинів (рис. 5.1), набір, послідовність і швидкість нагромадження формацій альпійського структурного поверху відповідають міогеосинклінальним комплексам, і розділені передолігоценовою і ранньонеогеновою незгідностями на три частини, що відповідають трьом стадіям геосинклінального розвитку. Для нижнього ярусу характерні складні плікативні дислокації, для середнього – більш прості форми, у верхньому – відзначено лише покоробленість.
У структурі осадового чохла Азово-Чорноморського регіону в межах Східноєвропейської платформи виділяються Південноукраїнська монокліналь, Криловський прогин, Кілійсько-Зміїна зона піднять, Чінгульська сідловина і Північноазовський прогин; на Скіфській плиті – Каркінітсько-Північнокримський прогин, Центральноазовське підняття і Каламітсько-Центральнокримська зона піднять, Нижньогірська сідловина, Крайова ступінь і Індоло-Кубанський прогин. Південніше Скіфської плити виділяються мегантиклінорій Гірського Криму, Керченсько-Таманський міжпериклінальний прогин, вал Шатського та інші структурні елементи меншого порядку.
Великі структурні елементи виділені відповідно до віку завершальної головної фази складчастості, яка фіксується за максимальною деформованістю гірських порід, що складають фундамент.
Україна тривалий час займала передові позиції в розробці покладів енергоресурсів на шельфі Чорного моря. Але поступово сусідні країни Чорноморського регіону (рис. 8.1) почали випереджувати Україну за темпами його розробки. Румунія, Туреччина, Болгарія предметно зосередились на проектах розробки шельфових родовищ у своїх національних секторах.
У 1960 роках після відкриття газових родовищ у Рівнинному Криму та Присивашші, увагу дослідників привернули перспективи нафтогазоносності надр акваторій Чорного та Азовського морів. Їх основні перспективи пов’язувались з палеоценовими і майкопськими відкладами.
Починаючи з 1960-х років, було розпочато систематичне вивчення акваторій українського сектора Чорного і Азовського морів сейсморозвідкою, яке виконувалось організаціями різного галузевого підпорядкування. У проведенні сейсморозвідувальних робіт виділяють кілька етапів. З 1960 до 1972 рр. на основі результатів сейсмічних досліджень методом відбитих хвиль (МВХ) вивчалася будова осадового чохла до глибин 2,0–2,5 км. З 1973 до 1983 рр. вдалось вивчити осадовий розріз до глибин 4,0–5,0 км. З 1984 р. глибина запису досягла 8,0 км, що дозволило лише частково просліджувати відбивні горизонти від порід фундаменту.
Роботи регіональної стадії на сучасному технологічному рівні в акваторії Чорного моря були виконані силами фірми “Вестерн Джеофізикал” (м. Х’юстон), яка у 1994 р. відпрацювала більше 17 000 пог. км. регіональних профілів.
Щодо морського глибокого пошуково-розвідувального буріння, то на акваторії Чорного моря воно розпочалось у вересні 1971 р., коли трест “Кримнафтогазрозвідка” заклав першу свердловину на Голіцинській структурі. У лютому 1975 р. з св. 7-Голіцинська було отримано перший промисловий прилив газу на північно-західному шельфі.
Умовні позначення до рис. 8.1: