Билет 1

12 Северная и Центральная Америка

США и Канада

Геотектоническое районирование:

1.палеозойские складчатые сооружения(Аппалачи),

2.мезозойско-кайнозойские складчатые сооружения(Кордильеры)

3.Северо-Американская платформа

Атлантическая палеозойская складчатая система

1. Предаппалаченское плато ( предгорная впадина)

2. Складчатая зона Новые Аппалачи (провинция хребтов и долин)

3. Складчато -метаморфическая зона Древние Аппалачи (провинция Блу-Ридж) южная зона.

4. Пидмонт (провинция предгорий)

5. Приатлантическая зона погружения складчатых сооружений (прибрежная равнина)

Мезозойско- кайнозойские складчатые сооружения (Кордильеры от Аляски до Панамы -600км ,ширина до 1500-1700км)

Тектонические зоны:

1. Скалистые горы,

2. Центральная зона внутренних плато и впадин (зона среднего массива),

3. Система горных цепей Сьерра-Невада, Кламат, Каскадные,

4. Система Притихоокеанской части палеоген-неогеновой складчатости

Северо - Американская платформа

1. Канадский щит (S=4700 тыс км) –докембрийский

2. Северо – Американская платформенная плита (4000 км в длину , 2500км в ширину) три группы крупных тектонических элементов I порядка.

   1. Облостей поднятий складчатого фундамента

Выступы: Адирондак ,Озарк, Льяно.

Сводовые понятия: Цинциннати , Нашвилл, Бенд, Чоттоква, и другие.

Погребные кряжки: Немаха, Эбилин и другие.

2. Области впадин складчатого фундамента.

Внутриплатформенные впадины: Альберта , Уиллитистанская ,Мичиганская ,Иллимойская, Додж-сити , Пермская и другая.

Примексиканская краевая впадина.

3. Система складчатых сооружений Уошито-Уичито .

Нефтегазогеологическое районирование США

На платформе впадин выделяют У НГП

1. НГП PZ нефтегазонакопления западных, центральных и восточных областях, платформы с докембрийским складчатым основанием- Внутриняя НГП.

2. НГП PZ системы складчатых сооружений Уошито-Уичито и прилегающих к ней впадин –Уичитская НГП

3. НГП PZ и MZ нефтегазонакопления в юго-западных областях платформы с докембрийским складчатым основанием –Пермская НГП

4. НГП KZ и MZ нефтегазонакопления Примексиканской впадины

В предалах геосинклинали выделяют

5. НГП KZ и MZ нефтегазонакопления ,связанные с системой складчатости С-А Кордильер –Калифорнийская НГП

6. НГП MZ и PZ нефтегазонакопления системы MZ складчатости Скалистых гор- НГП южных скалистых гор.

7. НГП PZ нефтегазонакопления системы PZ складчатости Аппалачей-Аппалачская НГП

В переходной области (предгорные впадины)

8. Предаппалачская НГП

9. Предуичитская НГП

На Аляске

10.НГП MZ и KZ нефтегазонакопления Аляски (Арктическая НГП и НГП Южной Аляски)

Канада

1. Западная НГП PZ и MZ нефтегазонакопления

2. Восточная НГП PZ нефтегазонакопления

2 Нгп Норвегии Обзор нефтяной промышленности

Королевство Норвегия занимает западную и северную часть Скандинавского полуострова, архипелаг Шпицберген, остров Медвежий в Северном Ледовитом океане и остров Ян-Майен в Северной части Атлантического океана. Площадь страны - 387 тыс. кв.км, население - 4,3 млн. Государственный строй - конституционная монархия. Глава государства - король. Законодательный орган - парламент (Стортинг). Столица - Осло. Административно-территориальное деление - 19 фюльке.  Доказанные запасы нефти Норвегии оцениваются в 10,4 млрд. баррелей. Страна обладает крупнейшими запасами нефти среди стран Западной Европы. За первую половину 1998 года Норвегия добыла рекордное для себя количество углеводородного сырья (нефть и газоконденсат) - 3,3 млрд. баррелей. Не являясь членом ОПЕК, Норвегия на фоне катастрофического снижения цен на нефть в 1998 году добровольно сократила добычу нефти на 100 тыс. баррелей в день.  Подавляющая часть нефти добывается Норвегией на шельфовых месторождениях Северного моря, потенциал которого еще слишком велик. По прогнозам экспертов, в течение ближайших нескольких лет запасы углеводородного сырья Норвегии в Северном море могут возрасти на 7 млрд. баррелей нефти и 26 триллионов кубических футов газа. Норвежская нефть отличается низким содержанием серы.  Большая часть запасов нефти сконцентрирована на нескольких крупных месторождениях, таких как Статфьорд, Озеберг, Галфакс и Экофиск. Последним крупным открытим геологов стало месторождение Норн, открытое в 1991 году в Норвежском море.  Добыча нефти Норвегией началась на месторождении Экофиск в 1971 году. В августе 1998 года консорциум, возглавляемый Phillips Petroleum (долевое участие 36,96%) и включающий также Fina Exploration Norway (30%), Norsk Agip (13.04%), Elf Petroleum Norge (8.45%), Norsk Hydro (6.7%), Total Norge (3.5%), Statoil (1%) и Saga Petroleum (0.3%) завершил четырехлетний проект "Экофиск-2", который предусматривал перестройку инфраструктуры месторождения Экофиск. На проект было затрачено 2,5 млрд. долларов. В результате на месторождении построены две новые платформы, которые позволят увеличить добычу нефти и газа на Экофиске примерно на 20%. Сырая нефть с Экофиска экспортируется в Великобританию, а газ - в Германию. По мнению специалистов компании Phillips Petroleum, активная добыча нефти и газа на Экофиске может вестись вплоть до 2028 года.  В апреле 1998 года консорциум, воглавяемый Amoco, и включающий британскую компанию Enterprise Oil, государственную норвежскую Statoil и американскую Mobil, объявил об открытии крупного нефтяного месторождения Донателло в норвежском секторе Северного море. Промышленные запасы Донателло оцениниваются в 200-500 млн. баррелей нефти и газа. Донателло расположено между двумя другими крупными месторождениями - Норн и Гейдрун.  Доминирующей нефтяной компанией в Норвегии является государственная компания Statoil, созданная в 1973 году. Statoil является участником подавляющего большинства проектов разработки месторождений в Северном море. В ноябре 1998 года Statoil подписала соглашение о сотрудничестве (NOBALES) с такими компаниями, как Saga Petroleum, Elf Aquitaine, Agip, Norsk Hidro и Mobil, предусматривающее проведение совместных работ в Баренцевом море (начиная с 1994 года в норвежском секторе этого моря буровые работы не велись).  В 1998 году крупнейшая частная норвежская нефтегазовая группа Saga Petroleum испытывала серьезные финансовые трудности из-за падения цен на нефть. В результате Saga сократила финансирование поисково-разведочных работ и запланировала продажу своих долей участия в ряде норвежских и иностранных проектов. В настоящее время Saga работает на таких месторождениях, как Снорр, Вигдис, Тордис и Варг. В начале сентября Saga подписала соглашение с Национальной Иранской Нефтяной компанией о проведении поисково-разведочных работ в северной части Персидского залива. Помимо этого, Saga ведет работы в Ливии (месторождение Мабрук) и Намибии (бассейн Людеритц).  Запасы газа Норвегии оцениваются в 47,7 трлн. кубических футов. Крупнейшим нефтяным и газовым месторождением в норвежской части Северного моря, расположенным недалеко от города Берген, является Тролль, разделенный на Восточную и Западную части. Восточный Тролль содержит 46 трлн. кубических футов природного газа и 140 миллионов баррелей конденсата. Западный Тролль - 600 миллионов баррелей нефти и 650 миллиардов кубических футов попутного газа. Структуры Тролля разрабатываются консорциумом в составе Statoil, Shell, Norsk Hydro, Saga, Elf, Conoco, и Total.

3 Гавар^[1] (Гхавар, Гоар) — крупнейшее по запасам нефти нефтегазовое месторождение-гигант в Саудовской Аравии, одно из крупнейших месторождений нефти и газа мира, расположено в бассейне Персидского залива.

Доказанные и извлекаемые запасы нефти 8,1 — 9,6 млрд т., а по некоторым данным до 12 млрд т.

Расположено примерно в 100 км к юго востоку от г. Дахран в провинции Эш-Шаркийя. Размерами 280 км на 30 км, является крупнейшим разрабатываемым месторождением нефти в мире. Месторождение в полной собственности государства и управляется госкомпанией Saudi Aramco. О месторождении известно очень мало, детальные и общие текущие показатели производства скрываются компанией и правительством. Сведения в основном исторические, по случайным техническим публикациям и слухам.

История

Исторически Гавар делится на пять продуктивных площадей, с севера на юг: 'Ain Dar и Shedgum, 'Uthmaniyah, Hawiyah и Haradh. Гавар был разведан в 1948 и уже в 1951 годузапущен в эксплуатацию.

Характеристики

Залежи на глубине 1,5 — 3 км. Геологические запасы нефти оценивается 20 млрд тонн. Начальные запасы нефти оцениваются 14,33 млрд тонн, газа 1,01 млрд м³. Плотность нефти 0,85 г/см³, содержание серы 1,66 %.^БСЭ В Саудовской Аравии нефтяной горизонт Гавара называют "свита Араб".

Геология

Гавар расположился в антиклинали на основном разломе пласта относящегося к карбону, около 320 млн лет назад. Породы бассейна: юрские арабские D-известняки с исключительной пористостью (доходящей до 35 %), шельфовые отложения глин и известняков с пяти-процентным содержанием органики (1 — 2 % считается хорошими нефтематеринскими породами), и подложка из коры выветривания содержащей непроницаемые ангидриты. Во время тектонических движений мелового периода северо-восточная граница Африки, надвигаясь на юго-западную Азию, развила структуру.

Производство

Около 60 — 65 % всей произведённой Саудовской нефти с 1948 по 2009 добыто из Гавара. К концу 2005 года совокупная добыча на месторождении составила около 8,1 млрд т. [1]. По тем же источникам, на 2006 год, в Гаваре добывалось более 680 тыс. т. нефти в день (6,25 % мировой добычи).

Кроме того, на Гаваре добывается приблизительно 56,6 млн м³ в день природного газа.

Запасы месторождения

Компания Saudi Aramco заявила, что доказанные запасы нефти месторождения составляют более 9,6 млрд т. Некоторые исследователи, в том числе Мэтью Симмонс в своей публикации Twilight in the Desert, предположили достижение пика добычи в самое ближайшее время. Однако работа Симмонса подверглась жёсткой критике со стороны Нансена Салери, представителя Saudi Aramco.

Билет 2

1

Перспективные территории континентальной суши и акваторий морей и океанов Российской Федерации

Континентальная суша

Европейская часть России

Московская синеклиза

Расположена в центре Восточно-Европейской платформы, на севере граничит с Балтийской моноклиналью, на северо-востоке отделена седловиной от Мезенской синеклизы, на востоке и юге граничит с Сысольским и Котельническим сводами Волго-Уральской антеклизы, на западе седловиной отделена от Балтийской синеклизы. В этих границах она вытянута с северо-востока на юго-запад, ее длина достигает 1000 км, ширина 300–400 км.

Платформенный чехол синеклизы сложен породами венда и фанерозоя. В нем выделяются валдайско-балтийский, кембрийско-нижнедевонский, среднедевонский-триасовый, мезозойско-кайнозойский структурно-тектонические комплексы, сложенные терригенными и карбонатными формациями. Крупными структурами синеклизы являются Пошехонский и Галичский прогибы, разделенные Рыбинско-Сухонским мегавалом. В юго-западной части синеклизы располагается Вышневолоцкий свод.

В осадочном чехле Московской синеклизы выделяются вендско-нижнекембрийский, среднекембрийский-ордовикский и девонский возможно нефтегазоносные комплексы. В вендско-нижнекембрийском комплексе на Даниловской площади (центральная часть Рыбинско-Сухонского мегавала) получены непромышленные притоки легкой нефти и УВ газа. При бурении глубоких скважин были получены нефтегазопроявления из отложений среднего-верхнего кембрия на Урдомской и Толбухинской площади. Здесь, в начале 70-х годов в скважинах 1, 4, 9, 11 была получена первая нефть из базальных песчаников венда в виде непромышленных притоков до 50 л/сутки (плотность 797–818 кг/м³). Прямые признаки нефтегазоносности в виде проявлений нефти и газа и газонасыщенности керна установлены на соседних структурах – Любимской и Дьяконовской, а также на Молоковской площади, в пределах Бологовско-Молоковского мегавала (восточная часть Крестцовского грабена).

В наиболее погруженной части Московской синеклизы (Галичском прогибе) получены непромышленные притоки нефти с водой из старооскольского и морсовского горизонтов девона на Нейской площади. Южнее, на площадях Ветлужского и Горьковского сводов (Рождественская, Медведевская, Котовская, Пионерская) установлены прямые признаки нефтегазоносности в виде битума, примазок нефти, капельной нефти, нефтяного запаха, газонасыщения.

Фонд нефтегазоперспективных структур более 40, из них 25 находится в поисковом бурении. Возможные ловушки УВ находятся в вендских, кембрийских, ордовикских, силурийских, девонских, каменноугольных отложениях. В пределах Среднерусского и Московского авлакогенов после вскрытия скважинами Рослятинской, Павловско-Посадского, Бутовской рифейских отложений и изучения керна оценка УВ-потенциала существенно возросла.

Мезенская синеклиза

Расположена в северо-восточной части Восточно-Европейской платформы. На севере она ограничена складчатыми комплексами Балтийского щита, на востоке складчатыми сооружениями Тиманского кряжа, на юге она граничит с Сысольским сводом Волго-Уральской антеклизы, на западе и юго-западе – с седловиной, отделяющей ее от Московской синеклизы, и с Балтийской моноклиналью. Площадь синеклизы составляет 300 тыс. км².

В платформенном чехле синеклизы выделяются: вендско-кембрийский, силурийско-меловой и кайнозойский структурно-тектонические комплексы осадочных образований. Нижний и верхний структурно-тектонические комплексы сложены терригенными формациями, средний – терригенно-карбонатной и глинисто-карбонатной формациями.

Наиболее крупными тектоническими структурами Мезенской синеклизы являются: Архангельская зона поднятий, Керецко-Среднепинежская система прогибов, Мезенско-Вашкинская зона поднятий, Сафоновский прогиб.

Перспективы нефтегазоносности Мезенской синеклизы связаны с рифейским, вендско-нижнекембрийским и в меньшей степени – со среднекаменноугольными-пермскими породами. Многочисленные нефтегазопроявления в рифейских породах отмечены еще в 30-х г.г. в пределах Тиманского поднятия. На Ярегской структуре Ухтинского надвига в породах рифея отмечены примазки нефти, асфальта, твердого битума. Нефтепроявления отмечены до 300 м ниже кровли рифейского комплекса. Битуминозные песчаники прослеживаются на расстоянии 4,5 км при ширине этой зоны до 1 км. Выбросы УВ газа из углисто-глинистых сланцев отмечены в скважинах Ярегской площади ниже 30 м кровли рифея, а из подземных вод происходит выделение газа, на 90% состоящего из метана, что наблюдалось по всему разрезу толщиной 360 м. При бурении скважин на нефть и газ на площади Водный Промысел еще в 40-х годах из отложений рифея были получены промышленные притоки газа, содержащего до 96% метана. Притоки газа отмечены от поверхности рифея до 430 м ниже, но наиболее интенсивные газопроявления отмечены на глубине 150 м. Начальные дебиты газа составляли 21 тыс. м³/сутки. В скважинах на Южном Тимане были получены притоки нефти и обнаружены трещины в кварцитах и сланцах, заполненные нефтью. На Сторожевой площади в Вычегодском прогибе в песчаниках рифея были отмечены битумы.

В пределах Мезенской синеклизы непромышленные притоки и признаки нефти из венда выявлены на площадях Шарья, Горьковская, Марьинская, Балахнинская, Любимская, Мосоловская, Моровская, Бутовская, Даниловская, Солигаличская и др.

В Калтасинском авлакогене нефтепроявления связаны с терригенно-карбонатными отложениями калтасинской свиты. Они отмечены в керне скважин площадей Очер и Черновская в виде примазок нефти по трещинам. В отложениях верхнего рифея интенсивные нефтепроявления отмечены на 11 площадях, газопроявления – на 3 площадях. Песчаники рифея, насыщенные густой нефтью, вскрыты двумя скважинами на Сивинской площади. Из этих же отложений в скважине Полом получен приток нефти с дебитом более 1 т/сутки.

Азиатская часть России

Хатангско-Оленекская синеклиза

Хатангско-Оленекская перспективная территория, приуроченная к одноименной крупной синеклизе протяженностью свыше 1000 км при ширине 200–400 км, расположена в Красноярском крае, Таймырском автономном округе и Якутской АССР. По природным условиям она целиком входит в арктическую зону тундры. Мощность вечной мерзлоты, по данным глубокого бурения, здесь достигает 600 м (Нордвик).

Восточная часть синеклизы доходит до устья Лены. На севере и северо-западе она ограничена сложно построенной Таймырской складчатой зоной кимериджского возраста. На юге ее границами являются северные склоны Среднесибирского плато, представляющего собой окраины Восточно-Сибирской платформы. В восточной части в синеклизу погружается северное окончание Предверхоянского прогиба.

В 30-х годах прошлого столетия Хатангско-Оленекскую синеклизу соединяли с Усть-Енисейской впадиной в единую Таймырскую депрессию. Некоторые исследователи (Г. Х. Дикенштейн, М. М. Алиев, Г. А. Аржевский и др.) и сейчас выделяют в этих рамках Енисейско-Хатангскую газонефтеносную провинцию. Однако Хатангско-Оленекская синеклиза, отличающаяся по своему геологическому строению (соляные купола и др.), на западе отделяется от Усть-Енисейской впадины резко выраженным Янгодо-Горбитским поднятием фундамента.

В западной части впадины изучен ряд валообразных структур, из которых на наиболее протяженном (свыше 200 м) – Балахнинском мегавалу получены притоки газа их песчаников средней юры. Большой интерес в нефтегазоносном отношении представляет высокоамплитудный Рассохинский мегавал.

Восточная часть Хатангско-Оленекской синеклизы известна под названием Лено-Анабарского мегапрогиба, осложненного валообразными структурами (Тигяно-Анабарский, Харатумусский, Усть-Оленекский и др.). Фундамент синеклизы находится на глубине 4–10 км, местами погружаясь до 15 км, гетерогенный: на юге – докембрийский, а на севере – герцинский. Максимальная мощность осадочных пород достигает 15 000 м, их которых на долю юры и мела приходится не менее 6000 м.

Синеклиза, разделяющаяся в свою очередь поднятием на отдельные мульды, выполнена песчано-глинистыми мезозойскими отложениями с широким развитием триасовых пород, под которыми залегают песчано-сланцевые отложения перми, объединяемые вместе с триасом в пермо-триасовую толщу большой мощности (несколько километров). Под пермскими отложениями бурением местами вскрыт карбон, представленный трещиноватыми известняками и песчаниками. Еще глубже залегают отложения девона, силура, кембрия и рифея. Дать сводный разрез рассматриваемой перспективной территории из-за слабой изученности (1978 г.) не представляется возможным.

В низовьях Хатанги можно выделить солянокупольную область с большим числом (свыше 100) соляных куполов. Здесь имеются купола с выходом на поверхность нижнедевонской соли (сопка Кожевникова, Урюнг-Тумус и др.), а также с погружением соляного ядра на различные глубины. Например, на куполе Илья, расположенном в 10–12 км к западу от прорванного купола сопки Кожевникова, соль залегает на глубине 1–2 км.

В кепроках соляных куполов, выведенных на поверхность, встречаются девонская фауна, а также крупные обломки диабазов. Соляные тела имеют столбообразную форму. В этом отношении они напоминают столбообразные соляные купола Днепровско-Донецкой впадины, где возраст основной нижней соленосной толщи тоже девонский, а в кепроках куполов нередко присутствуют глины и обломки диабазов.

В Хатангском районе поиски нефти были начаты еще в 1933 г. Наиболее изучены два прорванных соляных купола – Урюнг-Тумус, или Нордвикский, и сопка Кожевникова, глее соль выходит на поверхность, окруженная выходами триасовых и юрских пород. Многочисленные широтные, а также некоторое количество меридиональных сбросов создают сложную тектонику, напоминающую в этом отношении картину эмбенских куполов Прикаспийской мегасинеклизы.

К югу и востоку от солянокупольной зоны располагается тектоническая зона не менее 20 антиклинальных пологих складок с углами падения 5–6^о, сложенная пермскими и мезозойскими образованиями.

В Хатангско-Оленекской синеклизе нефтепроявления встречены в рифейско-кембрийских, девонских, пермских, тривсовых, юрских и меловых отложениях в обнажениях и скважинах. Нефтяные месторождения пока не разрабатываются. Залежи главным образом сводовые и экранированные сбросами. Притоки нефти на соляных куполах (Урюнг-Тумус, сопка Кожевникова, купол Ильи) получены из юрских и пермских рыхлых песчаников, а также из песчаников, залегающих в подошве триасовых отложений.

Еще со времени первых разведок на Урюнг-Тумусе (Нордвик) из триасовых отложений установлены притоки нефти до 1 т/сут.

Полоса антиклинальных складок более перспективна, чем соляные купола. Здесь на Тигянской структуре еще в 1950 г. из пермских пород дебит нефти составлял 12 т/сут.

К востоку от Хатангского района в устье Оленека известны выходы нефти в пермских отложениях и наличие богхедов, богатых маслами («твердая нефть»). Соляных куполов здесь нет. Выявлены антиклинальные складки (Южно-Тигянская, Оленекская и др.)

На южном борту синеклизы из пермских отложений на поверхность выходят насыщенные нефтью песчаники.

Нефтегазоносные комплексы в рассматриваемой перспективной территории приурочены к мощному (10 000–15 000 м) малоизученному разрезу мезозоя и палеозоя.

В палеозойских отложениях восточной части Хатангско-Оленекской перспективной территории в Лено-Анабарском мегапрогибе можно предполагать сравнительно неглубокое залегание рифейских и кембрийских отложений, к которым приурочены одноименные нефтегазоносные комплексы. В приконтактной зоне рифея и кембрия, как и в западных районах Восточно-Сибирской геологической провинции, отмечены два региональных нефтегазоносных горизонта. Нижний образован доломитами и песчаниками мощностью до 40 м, перекрыт глинисто-карбонатными отложениями кембрия. Верхний горизонт представлен кавернозными доломитами мощностью до 70 м. Рассматриваемый комплекс вскрыт на Оленекском поднятии, где в этих отложениях находится местоскопление твердых и полужидких топлив.

В среднепалеозойских карбонатных отложениях (девон, карбон) в северной части перспективной территории, где отмечены эвапоритовые отложения и рифовые постройки, из трещиноватых коллекторов получены мощные притоки вод. В Нордвикском районе известны нефтепроявления. В девоне и карбоне также можно предполагать наличие нефтегазоносных региональных комплексов.

Их пермских отложений получены промышленные притоки нефти на Южно-Тигянской структуре. В пермском нефтегазоносном комплексе можно выделить не менее трех региональных нефтегазоносных горизонтов, представленных песчаниками (в кровле артинского яруса, в контактной части нижней и верхней перми, в кровле верхней перми).

В среднетриасовых отложениях, представленных алевролито-глинистыми породами с прослоями песчаников, на соляном куполе Урюнг-Тумус (Нордвик) известно небольшое местоскопление нефти.

Возможно наличие нефтяных горизонтов песчаников нижнего триаса.

На рассматриваемой перспективной территории широко представлены песчано-глинистые мощные (более 10 000 м) отложения, в которых в нижней части выделяется не менее двух газоносных горизонтов, приуроченных к отложениям средней юры.

Юрские отложения оказались газоносными на самой крупной структуре провинции – Балахнинском валу, где получены притоки газа с конденсатом.

Нефтегазоносные комплексы в меловых отложениях широко распространены в расположенной к западу Усть-Енисейской нефтегазоносной области Западно-Сибирской-Южно-Карской НГП провинции.

В пределах Хатангско-Оленекской перспективной территории меловые отложения представлены преимущественно глинами, и к тому же залегающими на малых глубинах. Для верхнемеловых отложений предполагается наличие гидратных залежей газа в песчаниках на глубине до 600–1000 м.

Перспективы рассматриваемой территории связаны как с палеозойскими, так и с мезозойскими (юра, триас) отложениями.

Таким образом, от Янгодо-Горбитского поднятия в верховьях Хатанги до низовьев Лены расположена перспективная территория с весьма большим стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности.

Перспективными в первую очередь являются пермские и триасовые отложения, а также весь вышележащий разрез юрских и меловых пород. Не исключена возможность получения нефти из кембрийских, девонских и каменноугольных отложений там, где они будут вскрыты на доступной для бурения глубине.

В связи с этим с открытием многочисленных местоскоплений газа и нефти в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и в частности, в Усть-Енисейской нефтегазоносной впадине, расположенной западнее, и местоскоплений газа в мезозое Предверхоянского прогиба и Лено-Вилюйской синеклизы, находящихся юго-восточнее, перспективы нефтегазоносности Хатангско-Оленекской территории, несомненно, возрастают. Они связаны в первую очередь дальнейшими поисками нефти в мезозойских и пермских отложениях Балахнинского и восточной части Рассохинского мегавалов, к которым могут быть приурочены одноименные зоны нефтегазонакопления. Перспективны также антиклинальные складки и соляные купола Хатангского района.

Осевая часть рассматриваемой синеклизы, к которой приурочена Хатангско-Оленекская перспективная территории, более перспективна, чем бортовая. В прибортовых зонах, где отмечается сокращение разреза мезозоя и верхнего палеозоя, возможно открытие стратиграфических и литологических местоскоплений нефти и газа.

Вследствие крайне слабой изученности рассматриваемой территории, особенно ее восточной части (низовья Лены), для дальнейших прогнозов нефтегазоносности здесь целесообразно проведение региональных геолого-геофизических работ.

Потенциальные возможности Камчатки в нефтегазоносном отношении считаются положительными. Западное побережье ее, характеризующееся значительными площадями осадочных пород, более перспективно, чем восточное, где широко развиты вулканогенные образования кайнозойского возраста, затрудняющие разведку на нефть и газ. Однако и здесь установлено глубокое прогибание, а мощность палеоген-неогеновых отложений достигает местами 9000–10 000 м.

Наиболее перспективны отложения верхнего олигоцена – среднего миоцена. Продуктивные отложения следует ожидать в неогене, палеогене и в образованиях верхнего мела. Поисково-разведочные работы ведутся в пределах Западно-Камчатского, Центральнокамчатского и Восточно-Камчатского прогибов. В Западно-Камчатском прогибе перспективы сопочный антиклинорий (структуры Кисунская, Низконская и др.) и западная часть Тигильского антиклинория.

Пенжинский район в настоящее время рассматривается как самостоятельная перспективная территория, приуроченная к впадине одноименного названия площадью 50 000 км². Здесь установлено свыше 60 локальных складок, на некоторых известны нефтепроявления в отложениях юры и мела.

Таким образом, Камчатка – один из наиболее изученных перспективных регионов России.

Основные черты геологического строения и перспективы нефтегазоносности Северо-Востока России

Среди обширных и мало изученных в нефтегазоносном отношении территорий РФ следует указать Колымскую платформу и сложно построено складчатое Корякское нагорье.

Наибольший интерес представляет Корякское нагорье, в пределах которого в юго-восточной части Чукотского автономного округа на площади около 200 тыс. км² расположены две впадины – Анадырская и Хатырская. В нефтегазоносном отношении здесь перспективны меловые, палеогеновые и неогеновые отложения. Они представлены мощными песчано-глинистыми толщами, сходными с аналогичными по возрасту породами западного побережья Камчатки. Наибольший интерес представляют отложения верхнего мела и палеогена.

Анадырская впадина площадью около 100 тыс. км² (500×150–250) входит в состав Охотской складчатой области Корякского нагорья и является молодой кайнозойской наложенной структурой. Фундамент впадины гетерогенный, в северо-восточной части имеется срединный докембрийский массив с сильно дислоцированными палеозойскими и мезозойскими осадочными и вулканогенными породами. В юго-западной части фундамент более молодой и включает нижнюю часть палеогена. Верхние палеогеновые и неогеновые слабо дислоцированные породы представлены морскими и континентальными песчаниками, глинисто-алевролитовыми отложениями с прослоями углей. Общая их мощность достигает 4000 м.

На площади Анадырской впадины выделяют не менее четырех депрессий (Нижнеанадырскую, Лагунскую и др.). В составе депрессий отмечены поднятия и опускания.

В результате геофизических работ установлены валы и до 60 локальных структур.

По обрамлению впадины внимание привлекают скопления твердых битумов в меловых отложениях, наличие битуминозных известняков в отложениях юрского и неокомского возраста, высокие коллекторские свойства пород палеогена и особенно неогена, подмерзлотные палеогеновые воды хлоркальциевого состава, содержащие характерные для вод нефтяных месторождений микрокомпоненты (нафтеновые кислоты, йод, бром и бор). Наиболее интересным фактом следует считать фонтанный выброс газа дебитом до 200 тыс. м³/сут. на Восточно-Озерной структуре. Перспективны на нефть палеогеновые и неогеновые, а также верхнемеловые и апт-альбские отложения.

В Хатырской впадине (300×50–80 км) выделяются три структурных этажа: верхнеюрский – валанжинский, верхнемеловой и кайнозойский, наиболее интересный в отношении нефтегазоносности. Общая мощность пород среднего и верхнего этажей достигает 6000 м. Неогеновые терригенные породы обладают хорошими коллекторскими свойствами. Поверхностные нефтепроявления отмечены в отложениях верхнего мела, палеогена и неогена. При испытании скважин получены притоки газа из миоценовых пород на Анольской структуре.

Колымская платформа ограничена на западе герцинскими складчатыми сооружениями Верхоянского хребта, а на востоке и юге – мезозойскими складчатыми сооружениями. В юго-восточной ее части к северу от Омолонского массива, образованного пермскими породами, меловые отложения слабо дислоцированы, пермские представлены битуминозными известняками и доломитами и сложены в пологие асимметричные складки. Возможно нефтегазоносными следует считать отложения в разрезе верхнего палеозоя, юры и мела.

Усть-Индигирская ПНГО выделяется в качестве самостоятельной области и имеет весьма сходные черты строения с Южно-Чукотской ПНГП, они обрамляются и разделяются между собой бесперспективными землями.

Усть-Индигирская ПНГО расположена в южной части Восточно-Сибирского моря. Усть-Индигирская область, также как и Южно-Чукотская провинция, приурочена к межгорным прогибам Верхоянско-Чукотской мезозойской складчатой системы. Южный мегапрогиб, являющийся основной структурой Усть-Индигирской перспективной зоны, отделен на севере от восточно-Арктической провинции зоной погребенных передовых хребтов мезозоид. Предполагаемая мощность осадочного чехла в нем порядка 4 км.

Нефтегазоносность в области связана с нижнемеловым комплексом мощностью около 1,5 км и верхнемеловым-палеогеновым комплексом мощностью 2–2,5 км. В южном мегапрогибе основную роль в разрезе верхнего комплекса играют, по-видимому, верхнемеловые отложения.

Перспективы области оцениваются сранительно невысоко. Мощность верхнего комплекса Усть-Индигирской области довольно значительная.

Акватория Берингова моря плиты и Тихого океана

Притихоокеанская НГП выделена в пределах Камчатской области, Корякского и Чукотского автономных округов, прилегающих акваторий Берингова моря и Тихого океана (рисунок).

Перспективная площадь оценивается в 226 тыс. км², включая 94 тыс. км² на суше и 172 тыс. км² – в акваториях. На суше откры­то пять небольших месторождение нефти и газа; разработка их не ведется.

Притихоокеанская территория соответствует современной геосин­клинали и кайнозойской складчатой области. Большую часть пло­щади суши в пределах Камчатки и Чукотки занимают складчатые сооружения антиклинорного типа и лишь в прибрежных районах развиты орогенные впадины, раскрывающиеся в шельфовые зоны (Анадырская, Наваринская, Хатырская, Олюторская и др.). В акватории Берингова моря выделяются Алеутская и командорская глубоководные котловины, обрамленные с юга Алеутской островной дугой.

Осадочное выполнение впадин представлено преимущественно молассами палеоген-четвертичного возраста: только в отдаленных бассейнах чехол включает верхнемеловые терригенные и вулканогенно-обломочные породы. Карбонатные породы представлены в разрезе ограниченно, доля вулканогенных пород не превышает 10–30%.

Перспективы нефтегазоносности Притихоокеанской оьласти связаны с Кайнозойскими отложениями. Общий потенциал ресурсов углеводородов невысокий и характеризуется преобладанием (до 70%) газовой составляющей. Обосновано выделение в осадочной толще двух нефтегазоносных комплексов: эоцен-олигоценового и миоценового.

Эоцен-олигоценовый НГК представлен пачками переслаивания песчаников, глин, угей общей толщиной до 3000 м. Коллекторами служат песчаники, зональными покрышками – глины олигоценового возраста. Из этих отложений получены притоки горючего газа дебитом порядка 100 тыс. м³/сут на поворотной площади в Анадырской впадине и около 60 тыс. м³/сут на Янракоимской площади в Хатырской впадине.

Миоценовый НГК имеет сходный терригенно-угленосный состав, толщина его до 5000 м. Резервуар представлен песчаниками, перекрытыми глинистыми пачками верхемиоценового (Анадырская впадина) и среднемиоценового (Хатырская впадина) возрастов. С этим комплексом связаны все открытые месторождения нефти и газа.

В Центрально-Камчатском прогибе выделяется меловой перспективный комлекс, в котором проницаемые терригенные породы экранированы глинами палеоцен-олигоцена.

В составе Притихоокеанской области намечаются две нефтегазоносные области: Анадырско-Наваринская и Хатырская. В Беринговом море предполагаются алеутская и Командорская НГО, однако, пока они достоверно не обоснованы.

Акватория Берингова моря

Занимет Анадырскую и Наваринскую впадины, раскрытые в акваторию Берингова моря.

Площадь составляет 110 тыс. км², из них на суше 27 тыс. км2. В Анадырской впадине открыты Верхнеэчинское нефтяное, Верхнетелекайское нефтегазоконденсатное и Западно-Озерное газо­вое месторождения в миоценовом нефтегазоносном комплексе. На этот комплекс приходится основная часть прогнозируемых ресур­сов нефти и газа.

Хатырская НГО (площадь 27 тыс. км²) соответству­ет одноименной впадине, большая часть которой располагается на шельфе. Толщина осадочного чехла в наиболее прогнутых частях впадины достигает 7000 м. В Хатырской впадине открыто Угловое нефтяное месторождение, где коллектором служат миоценовые песчаники, приуроченные к небольшим блокам на нарушенном участке региональной моноклинали.

Межгорные впадины Дальнего Востока

Наибольший интерес в нефтегазоносном отношении представляют крупные межгорные впадины (про­гибы) Приамурья такие, как Зея-Буреинская, граничащая на юге с впадиной Сунляо (КНР), в которой еще в 1958 г. были открыты первые промышленные местоскопления нефти.

Известный интерес представляют также Верхнебуреинская, Ушумская (20 тыс. км²), Верхнезейская (16 тыс. км²), Амуро-Сунгарийская (или Хабаровская; 60 тыс. км²) впадины, имею­щие грабенообразное строение. Фундамент названных впадин имеет различный возраст – от каледонского (Верхнебуреин­ская) до мезозойского (Амуро-Сунгарийская). Построены они более сложно, чем забайкальские. Для них характерно: слож­но-складчатый палеозойский фундамент; полого залегающие мезозойские образования юры и мела большой суммарной мощ­ности (5000–7000 м); маломощные (400–500, реже до 1500 м) верхнемеловые и палеоген-неогеновые породы. В отличие от впадин забайкальского типа, во впадинах Приамурья известны морские юрские отложения мощностью до 5000 м.

Зея-Буреинская межгорная впадина площадью 90 тыс. км² характеризуется общей мощностью осадочных пород свыше 4000 м, из которых глубоким бурением изучено около 2000 м. Наибольший интерес в нефтегазоносном отношении представ­ляет структурный этаж, охватывающий верхнеюрские и ниж­немеловые отложения, наиболее полный разрез которых отме­чается в центре погруженных зон. Площадь развития перспек­тивных мезозойских отложений здесь не менее 55 тыс. км². В истории развития впадины выделяются два этапа: юрско-нижнемеловой (переходный к платформенному) и верхнеме­ловой – кайнозойский (платформенный). Для впадины харак­терно развитие срединных массивов блокового строения.

В рассматриваемой впадине в результате геолого-геофизи­ческих исследований был выявлен ряд структурных элементов типа валообразных поднятий. В нижнемеловых отложениях (мощностью до 1000 м) сейсморазведкой обнаружено не­сколько пологих антиклинальных структур, Структуры разбиты разрывными нарушениями. В нижнемеловых отложениях уста­новлены нефтепроявления при бурении скважин в виде выделе­ний нефти, газа и твердых биту лов в породах.

Для положительной оценки перспектив нефтеносности Зея-Буреинской впадины особого внимания заслуживает сходство геологического строения рассматриваемой впадины с располо­женной к югу, уже на территории КНР, впадиной Сунляо. где установлена промышленная нефтегазоносность нижнемеловых и верхнеюрских отложений.

Заслуживает внимания также то, что в Верхнебуреинской впадине на Ургальской структуре из угленосных отложений (юра и мел) в 1970–1971 г.г. на глубине около 3000 м отмечены нефтегазопроявления в виде парафинистой нефти и газа.

В Приморском крае к перспективным на нефть и газ от­носятся некоторые межгорные впадины (Приханкайская и др.) и крупные синклинальные зоны (Суйфунская, Сучано-Дадяньшанская, Ханкайская и др.). Геологическое строение этих участков весьма сложное, осадочные и эффузивно-осадочные породы кайнозойского и мезозойского возраста смяты в кру­тые складки, нарушенные многочисленными разрывами.

Глубокая параметрическая скважина (3000 м) пробурена на Борисовской структуре в Суйфунской впадине. Она вскрыла нижнемеловые, юрские, триасовые и пермские терригенные от­ложения, в которых отмечены битумопроявления.

На территории ряда межгорных впадин Дальнего Востока начаты региональные геолого-геофизические, работы (И. В. Высоцкий и др., 1976 г.), что, возможно, приведет к открытию здесь промышленных местоскоплений нефти и газа. Предпо­лагается, что в Приамурье и Приморье (Амурская область и Хабаровский край) можно ожидать открытия залежей нефти и газа примерно таких, какие выявлены на о-ве Сахалин.

Индигиро-Зырянская впадина расположена в пределах древ­него Колымского срединного массива, протягиваясь вдоль северо-восточного крыла Илинь-Тасского антиклинория. Длина впадины около 600 км, средняя ширина 100 км.

В разрезе впадины развиты лагунно-морские аргиллито-песчаниковые отложения верхней юры мощностью около 7000 м и угленосные континентальные отложения нижнего мела мощ­ностью свыше 7000 м. Выше с размывом залегают континен­тальные отложения верхнего мела, палеогена, неогена и плиоцен-четвертичные мощностью до 3000 м. Суммарная мощность выполняющих впадину отложений 15000–17000 м. В основа­нии разреза впадины выделяются верхнеюрские эффузивно-осадочные образования мощностью около 850 м.

В Индигиро-Зырянской впадине выявлено значительное ко­личество линейных складок, сгруппированных в несколько антиклинальных зон. Наиболее перспективные в отношении воз­можной нефтегазоносности отложения нижнего мела, в разрезе которых развиты как терригенные коллекторы, так и глинистые покрышки мощностью до 3000 м. Мощный комплекс нижне-меловых пород (ожогинская, силянская свиты и др.) может рассматриваться в качестве наиболее благоприятной нефтега- зогенерирующей толщи. К числу таких толщ, видимо, следует отнести и верхнеюрские образования Индигиро-Зырянской впадины, погруженные на глубину свыше 7–8 км.

На территории впадины и соседнего Момского прогиба выявлен ряд выходов метанового газа. По углеводородному со­ставу газы относятся к группе легких.

Наилучшими условиями сохранности возможных скоплений углеводородов характеризуется наименее дислоцированный се­веро-восточный борт Индигиро-Зырянской впадины.

Тектонические структуры Камчатки

В геологическом строении п-ова Камчатка, равного по пло­щади Кавказу (240000 м²), участвуют докембрийские, палео­зойские, мезозойские и кайнозойские отложения. Мощность кайнозойских отложений здесь достигает 10 000 м, мощность песчано-глинистых образований палеогена и неогена запад­ного побережья Камчатки равна 8000 м, а на восточном по­бережье мощность только миоценовых пород 10000 м. Наи­более перспективными в нефтегазоносном отношении явля­ются песчано-глинистые толщи палеогена, неогена и верхнего мела.

На территории Камчатки выделяются крупные тектони­ческие элементы: Западно-Камчатский (Приохотский), Галыгинский (на крайнем юге полуострова), Центральнокамчатский и Восточно-Камчатский прогибы. Разделяют их крупные зоны поднятий – Среднекамчатская и Восточно-Камчатская. В Центральнокамчатском прогибе различают Козыревский прогиб и Озерновскую впадину.

Кроме того, можно выделить Северо-Охотский и Пен-жинский прогибы, Охотоморский массив. Вдоль восточного побережья Берингова моря располагается Олюторовский про­гиб.

В пределах западного побережья предполагаются элементы глыбовой тектоники. Нижний структурный этаж здесь пред­ставлен дислоцированными и метаморфизованными отложе­ниями верхнего мела геосинклинального типа, а верхний – кай­нозойскими, имеющими более спокойную тектонику. Западное побережье Камчатки представляет собой восточный борт об­ширной межгорной впадины, центральная часть которого – Охотский массив – в плиоцене находилась над уровнем Охот­ского моря. До конца среднего миоцена на западном берегу Камчатки имело место глубокое погружение, и здесь накопи­лись осадочные породы мощностью до 7000 м.

Для тектоники Камчатки характерно большое число раз­ломов. Так, по краям Центральнокамчатского прогиба, пред­ставляющего собой межгорную впадину протяженностью до 1000 км при ширине 100–125 км, широко развиты региональ­ные разломы субмеридионального направления. Крупные раз­ломы имеются и в пределах акватории западного и восточ­ного побережий Камчатки.

Складки Западно-Камчатского прогиба спокойные, с уг­лами наклона крыльев 15–20°. В Восточно-Камчатском про­гибе (400×50–60 км) различают северную – Кроноцко-Усть-Камчатскую и южную – Ширунско-Кроноцкую впадины, разде­ленные поперечным поднятием. В северной части изучены две тектонические зоны – Богачевская и Тюшевская. Среди складок Богачевской зоны имеются сложные структуры, на­пример Богачевская, где впервые были обнаружены выходы легкой нефти. Здесь углы наклона структуры крыльев 50–60°, местами в верхних горизонтах до 70–80°.

Впервые выходы легкой нефти на Камчатке были обнаружены охотниками на восточном берегу в 1921 г. на р. Богачевке. Второй выход нефти выявлен в 1959 г. в 60 км к северу от р. Богачевки, третий в 1964 г. в районе Усть-Камчатска. Во время проведения поисковых работ пропитаннные нефтью песчаники встречены при бурении на западном и восточном побережъях Камчатки.

На западном побережье открыто большое количество струк­тур (наиболее крупная Воямпольская), где производилось глубокое поисковое бурение. Основным объектом разведки была тигильская свита (палеоцен – нижний олигоцен). В дальнейшем в Хайрюзовском районе установлены нефтепроявления верхнемеловых отложениях. Отмечены также признаки нефти в районе пос. Соболева из кавранской серии верхнемиоцен-плиоценового возраста. Известны интенсивные газопроявления при бурении колонковых скважин в Тигильском районе на структурах Точилинской и Хромовской. Здесь был обнаружен жирный горючий газ с содержанием тяжелых углеводородов до 10%. При расколе пес­чаников образуются быстро испаряющиеся пленки лег­кой нефти.

Нефтегазоносность возможно перспективных нефтегазоносных районов

Индекс впадины на рисунке	Впадина (площадь, тыс. км2)	Номер района на рисунке	Возможноно нефтегазоносный район (площадь, тыс. км2)	Мощность осадочного чехла, км	Предполагаемый стратиграфический диапазон нефтегазоносности
А	Западно-Камчатская (Приохотская) (41,6)	1	Галыгинский (3,1)	До 6	К2 – Р
		2	Соболевский (18,6)	2–3	К2 – Р
		3	Крутогоровский (3,3)	До 6	К2 – Р
		4	Ичннский (6,5)	4–5	К2 – Р
		5	Хайрюзовсхий (10,1)	4–5	К2 – Р
Б	Парапольско-Паланская (57,7)	6	Воямпольско-Точнлинский (10,7)	3–4	К2 – Р
		7	Южно-Паланский (18,7)	5–6	К2 – Р
		8	Северо-Паланский (4,6)	5–6	К2 – Р
		9	Jleсновский (6,2)	5–6	К2 – Р
		10	Пусторецкий (17,5)	5–6	К2 – Р
В	Центральнокамчатская (75)	11	Козыревский (17,5)	5	Р
		12	Озерновский (5,6)	7–8	Р
		13	Пахачинско-Вывен ский (30,5)	5	Р
Г	Восточно-камчатская (23,3)	14	Кроноцкий (17,5)	8–10	Р
		15	Усть-Камчатский (5,8)	8–10	Р

Таким образом, на за­падном побережье установ­лена нефтегазоносность мощного разреза от верх­него мела и эоцена до мио­цена включительно.

Северным продолже­нием Западно-Камчатского и Северо-Охотского проги­бов является Пенжинский прогиб, в пределах которого признаки нефтн имеются в отложениях верхнего мела и палеогена.

На восточном побережье в Кроноцком районе, где распространено большое количество локальных структур, поисковое бурение производилось на Богачевской складке. Приток нефти получен из богачевской серии палеоцена.

Южнее Богачевской структуры велось бурение колонковых скважин на Двухлагерной антиклинальной складке. Здесь обнаружены прямые признаки нефти, а также наличие кальциевых вод по всему пройденному скважинами до глубины 1200 м разрезу, в том числе в песчаных пластах лагерной свиты (миоцен), занимающей более высокое положение, чем богачевская свита (нижний миоцен).

К северу от Кроноцкого района, где был открыт выход нефти в отложениях богачевской свиты, в миоценовых отложениях были обнаружены новые выходы природного горючего газа, связанные с горячими источниками, приуроченными к линии крупного разлома северо-восточного направления.

В Центральнокамчатском прогибе в верхнем течении Кам­чатки известны сероводородные воды с пленками нефти. При бурении отмечены интенсивные нефтепроявления в неогене и палеогене.

Межгорные впадины Забайкалья

Межгорные впадины Восточной Сибири выделяются в пре­делах широко распространенной байкальской (рифейской) складчатости, ограничивающей с востока Восточно-Сибирскую платформу. В первую очередь следует назвать три впадины-грабена – Южно-Байкальскую, Среднебайкальскую и Северо-Байкальскую, значительная часть которых покрыта водами оз. Байкал.

В 1977 г. дно Южно-Байкальского грабена было исследо­вано с помощью аппарата «Пейсис», на котором исследователи опускались на глубину до 1410 м. Впервые были получены до­стоверные данные о значительной мощности неогеновых оса­дочных пород, имеющих гораздо более широкое распространение по дну Байкала, чем это предполагалось ранее. Их мощность в западной части Байкала, по геофизическим данным достигает 2000 м.

По данным этих исследований, байкальские грабены пред­ставляют собой начальную фазу развития рифтовой системы, в кайнозойских породах которой известны выходы нефти, газа и выбросы озокерита.

В области развития архейских и протерозойских пород име­ется значительное число межгорных впадин, выполненных мезо­зойскими и неогеновыми отложениями. В Западном Забайкалье к их числу относятся Усть-Селенгинская, Баргузинская, Нижне­ангарская, Тункинская, Гусиноозсрская, Баргойская впадины и др. В Восточном Забайкалье – это Хилокская, Борзииская, Читино-Ингодинская, Ононская, Харанорская впадины и др.

Несмотря, на в целом длительный срок исследований наз­ванных впадин (В. Д. Рязанов, 1908–1909 г.г.; Г. Е. Рябухин, 1930–1940 г.г.; В. В. Самсонов, 1953–1962 г.г.), они изучены недостаточно. Тем не менее, во многих впадинах в свое время были отмечены многочисленные нефтегазопроявления в виде выходов нефти, газа, озокерита, нефтеносных песков и т. п. Все нефтегазопроявления связаны с мезо-кайнозойскими отложени­ями преимущественно озерного происхождения. Особенно ши­роко известна здесь фация битуминозных сланцев и глин нижнемелового возраста (тургинская свита), рассматриваемая многими исследователями как регионально нефтепроизводящая. Именно в подобных по возрасту и фациальному составу отложениях мезо-кайнозоя на территории Центральной Азии открыты богатые промышленные скопления нефти Мезозойские межгорные впадины Забайкалья, история раз­вития которых связана с завершающим тектогенезом каледонид, герцинид и мезозоид, по своему геологическому строению относятся к типу грабеновых. Непосредственным продолже­нием байкальских впадин являются Тункинская, Баргузинская и Нижнеангарская, составляющие в совокупности систему впа­дин – остатки Великого Байкала четвертичного времени (Г. Е. Рябухин, 1935–1953 г.г.). Эти сравнительно небольшие впадины, известные под названием впадин-грабенов байкаль­ского типа, привлекли внимание геологов выходами тяжелой нефти, горючих газов и озокерита в районе Усть-Селенгинской впадины. Известные еще с XVIII в. рассматриваемые нефте-газопроявления связаны здесь с песчаноглинистыми, местами угленосными неогеновыми и четвертичными образованиями общей мощностью до 3000–5000 м. Указанные отложения об­разуют моноклиналь с падением пород в 15 – 20°, лишь участками осложненную мелкими складками.

По поводу происхождения байкальской нефти существует ряд гипотез. Ее образование связывали с четвертичными, неогеновыми, нижнемеловыми, кембрийскими, верхнепротерозой­скими и даже магматическими породами. Наиболее вероятна генетическая связь нефти с неогеновыми или нижнемеловыми отложениями, погружающимися в Байкал (В. А. Обручев, Г. Е. Рябухин. В. В. Самсонов).

Межгорные впадины Западного Забайкалья, которых насчитывается около ста, расположены непосредственно к востоку от Байкала. Наиболее крупные из них Гусиноозерская и Баргойская также характеризуются широким развитием песчано-глинистых отложений неоген-нижнемелового возраста (с битуминозными сланцами тургииской Свиты). В частности, в Баргойской впадине на Стенновской структуре при бурении скважины на глубине 200 м были встречены насыщенные густой нефтью песчаники нижнего мела. Известны выходы нефти в Баунтовской впадине.

В Восточном Забайкалье также были отмечены признаки нефтегазоносности и нефтепроявления в ряде впадин. Для Читино-Ингодинской впадины, где мощность нижнемеловых озерных образований составляет 1600—1800 м, устангалено наличие сингенстичных битумов и высокое содержание органического вещества в средней части тургинской свиты. В Ононской впадине в 1966–1967 г.г. при бурении колонковых сважин глубиной до 1100 м в разрезе встречены насыщенные густой вязкой нефтью прослои песчаников, алевролитов и известняков-ракушников.

Акватория Северо-Карской краевой плиты

Расположена в северной части Карского моря. Приурочена к одноименной краевой плите. Изучена крайне слабо. Сейсморазведка практически не проведена. По аэромагнитным данным здесь выделена впадина Уединение, Северо-Карский мегавал, Шмидтовский прогиб, Ушаковское поднятие и обрамляющий их Северо-Земельский выступ и Северо-Таймырская моноклиналь. Впадина Уединение и Шмидтовский прогиб рассматриваются как продолжение системы впадин Баренцевского шельфа. Мощность осадочного чехла в их пределах достигает 10–12 км на севере Таймырской моноклинали и 0 км на Северо-Земельском выступе.

Акватория краевой плиты моря Лаптевых

Занимает большую часть акватории моря Лаптевых и приурочена к одноименной краевой плите. На западе ограничена бесперспективными землями Таймырско-Североземельской складчатой системы, на востоке – зонами неглубокого залегания мезозоид и более древних массивов, на юге – складчатыми сооружениями ответвления мезозоид Северо-Востока России. На юго-западе она системой разрывных нарушений отделяется от Анабаро-Хатангской области, а на севере условно ограничивается изобатой 500 м.

Представления о строении этого региона основываются на гравимагнитных данных, материалах единичных сейсмических профилей и геологических наблюдений на суше.

Считается, что Лаптевская плита расположена на древнем массиве, являющемся одним из блоков Сибирской платформы, и в ее фундаменте преобладают архейские и нижнепротерозойские образования. В то же время высказывается мнение о гетерогенности основания Лаптевского бассейна. Предполагаемая глубина залегания фундамента изменяется от 1–2 км в приподнятых зонах до 6–8 км во впадинах.

В осадочном чехле провинции с учетом разрезов сопредельных структур суши – Анабарской антеклизы, Лено-Анабарского и Енисей-Хатангского прогибов и Анабаро-Хатангской седловины – прогнозируется три структурно-формационных и соответствующих им перспективных нефтегазоносных комплекса. В состав нижнего комплекса входят отложения от верхнего протерозоя до среднего палеозоя включительно, представленные морскими и лагунными терригенными и терригенно-карбонатными отложениями, возможно с пластами галогенных пород. Мощность комплекса порядка 3 км. Средний комплекс включает терригенные отложения от позднепалеозойского до раннемелового возраста. Мощность его не более 3 км. Верхний (синокеанический) комплекс, мощность которого может достигать 4 км, имеет, по-видимому, возрастной интервал от позднего мела до кайнозоя включительно и характеризуется терригенным составом.

Новая информация о геологическом строении этого региона отсутствует, что затрудняет оценку перспектив нефтегазоносности.

Основными структурами, имеющими большой объем осадочного чехла и наиболее высокие перспективы, являются Южно-Лаптевская впадина и Усть-Ленский грабен: во впадине при площади порядка 35 тыс. км² мощность осадочного чехла достигает 8 км, в грабене при площади около 41 тыс. км² мощность осадочного разреза до 4 км. На каждую из этих структур приходится примерно по 40% извлекаемых суммарных ресурсов области. В пределах Южно-Лаптевской впадины на основании сопоставления характера поля силы тяжести и сейсмических данных предлагается наличие валов, депрессий и отдельных более мелких поднятий. Усть-Ленский грабен, по сложившимся представлениям, является продолжением рифтогенной зоны Срединно-Арктического хребта на континентальной окраине. Рифтогенная природа и приуроченность к нему дельты Лены обуславливают его достаточно высокие перспективы.

Наибольшие перспективы в пределах провинции связываются с верхне-палеозойско-нижнемеловым перспективным комплексом, в котором ожидается до 47% ресурсов области. Он перспективен в пределах Усть-Ленского грабена и в Южно-Лаптевской впадине, в которых к нему приурочиваются соответственно 48 и 70% ресурсов этих структур. Немногим более половины (52%) ресурсов Усть-Ленского грабена приходится на верхнемеловой-палеогеновый комплекс, в Южно-Лаптевской впадине в нем предполагается около 9% ресурсов.

В ресурсах всей провинции этот комплекс составляет 24%. На долю нижнего верхнепротерозойско-среднепалеозойского комплекса приходится 29% ресурсов области. С ним связываются перспективы во всей зоне поднятий области и около 20% ресурсов Южно-Лаптевской впадины. Соотношение извлекаемых суммарных ресурсов нефти и конденсата к газу по области ожидается 1:2. На глубинах до 3 км прогнозируется немногим более 50% ресурсов области, в интервале 3–5 км – порядка 30% и в интервале 5–7 км – около 14% ресурсов. Около 5% ресурсов предполагается на участках с глубинами моря до 100 м, в том числе примерно 60% в интервале 10 – 50 км.

Северо-западная часть провинции, включающая Западно-Лаптевский прогиб и Хребтовское поднятие, в связи с крайне слабой изученностью получила лишь качественную оценку. В качестве перспективного комплекса здесь рассматриваются верхнепалеозойско-нижнемеловые отложения. Небольшая часть акватории (18 тыс. км²) моря Лаптевых (Хатангский залив) относится в тектоническом отношении к Анабаро-Хатангской седловине, выделенной в качестве самостоятельной области. Здесь перспективны верхнепротерозойско-среднепалеозойский и верхнепалеозойско-нижнемеловой комплексы. Около 70% извлекаемых суммарных ресурсов прогнозируются как газовые.

Акватория Восточно-Арктической краевой плиты

Восточно-Арктическая краевая плита расположена в северной части Восточно-Сибирского и Чукотского морей и приурочена к Восточно-Арктической краевой плите. На западе, юго-западе и юго-востоке она зонами неглубокого залегания мезозоид отделяется от Лаптевской, Усть-Индигирской и Южно-Чукотской территорий и акваторий, а на северо-востоке продолжается за пределы российского сектора Чукотского моря. На основании результатов сейсмических исследований США предполагается наличие структурных связей этого региона с промышленно-нефтегазоносными районами арктического склона Аляски и допускается возможность объединения этих земель в единую провинцию.

Осадочный чехол провинции залегает на древнем гетерогенном фундаменте и имеет широкий возрастной диапазон от позднего протерозоя до кайнозоя включительно. Мощность его изменяется от 1 – 3 км на поднятиях до 5–8 км в прогибах. В его составе предполагается три перспективных нефтегазоносных комплекса. Нижний (верхнепротерозойско-среднепалеозойский) представлен преимущественно морскими терригенно-карбонатными отложениями мощностью 2,5 – 4 км. Средний комплекс (верхнепалеозойско-нижнемеловой) сложен морскими терригенными и терригенно-карбонатными отложениями мощностью до 3 – 4 км. Верхний комплекс (верхнемеловой-палеогеновый) терригенный. В его разрезе присутствуют угленосные породы морского и континентального генезиса мощностью до 2,5 км.

В пределах краевой плиты выделяются две обширные области поднятий (так называемая глыба Де-Лонга и Северо-Сибирская область поднятий) и система окаймляющих и разделяющих прогибов (Новосибирский, Северный, Северо-Чукотский прогибы и Восточная впадина).

В составе плиты в известной мере условно выделены две области: Де-Лонга и Северо-Чукотская. К первой области отнесены глыбы Де-Лонга и окаймляющие ее с юга Новосибирский и Северный прогибы. В Северо-Чукотскую ПНГП включены Восточно-Сибирская область поднятий и обрамляющие ее Северо-Врангелевский и Северо-Чукотский прогибы, Восточная впадина и Северный склон. На севере плиты вне выделенных областей прослеживается система окраинно-шельфовых прогибов и валов, которые в связи с крайне скудной информацией об их строении получили лишь качественную оценку.

В пределе области Де-Лонга наибольшие перспективы (60% ресурсов области) связываются с Северным прогибом, площадь которого составляет примерно 72 тыс. км², а мощность осадочного чехла предположительно достигает 8 км; немногим менее 30% ресурсов области приходится на Новосибирский прогиб (площадь 47 тыс. км², мощность осадочного чехла около 5 км); доля глыбы Де-Лонга в ресурсах области при площади 146 тыс. км² составляет всего около 10%, что связно с небольшими мощностями осадочного чехла, изменяющимися от 0 до 3 км.

В пределах глыбы Де-Лонга все ресурсы прогнозируются в верхнепротерозойско-среднепалеозойском комплексе, а в прогибах перспективны все три комплекса, при этом основная часть ресурсов ожидается в верхнепалеозойско-нижнемеловом комплексе (65–76% ресурсов всех этих структур). Последний является основным и для всей области в целом (64% ресурсов области), 29% ресурсов области приходится на нижний комплекс и 7% – на верхнемеловой-палеогеновый. Ожидаемое соотношение извлекаемых ресурсов нефти и конденсата к газу составляет 37 и 63% соответственно.

Значительную часть Северо-Чукотской территории занимает Восточно-Сибирская область поднятий, которая в связи со слабой изученностью оценена качественно. Предполагается, что осадочный чехол ее мощностью 1–3 км залегает на байкальском фундаменте, а перспективными в его разрезе могут быть верхнепалеозойско-нижнемеловые отложения. Количественную оценку в пределах области получили прогибы и Северный свод. Основная часть ресурсов прогнозируется в Северо-Чукотском прогибе и Восточной впадине, мощность осадочного чехла в которых достигает 6 – 8 км. По аналогии с бассейнами северного склона Аляски и моря Бофорта перспективы нефтегазоносности здесь связываются со всеми тремя комплексами, при этом основным (более 50% ресурсов) предполагается верхнепалеозойско-нижнемеловой.

Межгорные прогибы Верхоянско-Чукотской складчатой системы

Южно-Чукотская ПНГП занимает южную часть Чукотского моря и частично заходит в пределы Восточно-Сибирского моря, а на северо-востоке продолжается за пределы российского сектора Чукотского моря. Провинция приурочена к межгорным прогибам Верхоянско-Чукотской мезозойской складчатой системы.

В Южно-Чукотском мегапрогибе выделяются три впадины, мощность преимущественно терригенных пород чехла в них достигает 3 – 4,5 км.

В разрезе мегапрогиба нефтегазоносность связывается с нижнемеловым комплексом мощностью около 1,5 км и верхнемеловым-палеогеновым комплексом мощностью порядка 2 – 2,5 км, основной объем комплекса составляют палеогеновые отложения.

Южно-Чукотская система обладает сравнительно невысокими перспективами. Прогнозные ее ресурсы примерно поровну распределяются между верхними и нижними перспективными комплексами, причем более 55% извлекаемых суммарных ресурсов, по-видимому, составит газ. Почти все ресурсы приурочены к глубинам моря 10 – 50 м.

2 Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование Европы.

На территории зарубежной Европы выделяют геотектонические системы

Каледонская система складчатости – складчатые сооружения каледонид в Великобритании и Ирландии ( основные и ультраосновные интрузии ).

Герцинская система складчатости разделена полосой срединных массивов на северный и южный пояса.

В северный пояс входит герцинская дуга северо – восточного простирания (юг Ирландии, с.Британии, Бельгия – до Польши – Судеты и Свентокшисские горы)

северная часть пояса – рейногерцинская ( Рейнский массив, Гарц )

южная часть – Саксо – тюрингская ( с.Вогезы, Шварцвальд, Тюрингия )

В южный пояс входят PZ складчатые сооружения Иберийского полуострова, осевой зоны Пиренеев, юга Франции, Корсики, Сардинии и древни срединные массивы Al складчатого пояса.

Передовой прогиб герцинских складчатых сооружений З.Европы установлен к северу от Реногерцинской зоны (северная его граница в Голландии и Германии не установлена.)

В Польше к северу от Предкарпатского альпийского прогиба вскрыт герцинский предгорный прогиб (на севере - Варшава – на юге – линия Радом – Люблин).

Между северным и южным поясами герцинской складчатости расположен пояс срединных массивов, сложенных PR образованиями (Вогезы, Шварцвальд, Армориканский и др.), которые расположены в пределах эти PZ платформы.

Альпийская система складчатости, возникшая на месте ранее сформировавшейся PZ складчатости, протягивается с запада на восток в южной части (Пиренеи, Альпы, Аппенины, Димариды, Карпаты и т.д.)

1. внешняя (миогеосинклинальные) зона- слабо развитой вулканических К. образований

2. внутренняя (эвгеосинклинальная), отличается широко развитым MZ u KZ вулканических образований

3. южная (миогеосинклинальная), сходная с северной

Эпипалеозойская платформа Европы между системой альпийской складчатости с юга, Балтийским щитом – на С-В, каледонской складчатостью на С-З.

Имеет сложное строение фундамент: докембрийский-герцинский.

Выделяют ряд геоструктурных элементов 1 порядка. К поднятиям – срединные массивы (Вогезы, Шварцвальд, Брабантский, Арденский, Гарц, Тюринский, Рейнский и др.) К областям впадин складчатого фундамента – синеклизы (Северо – Европейская, Парижско – Гэмиширская, Аквитано – Бискайская).

Грабены субмеридианского направления (Рейнский, Ронский, Лиманский)

До начала 70-х годов в Западной Европе не было крупных месторождений УВ. Перспективная на нефть и газ площадь – 2,9 млн км² (2,1 млн км² – шельф)

На суше 752 нефтяных месторождений и 804 газовых месторождений.

1 нефтяное месторождение Пешельброн (Фр.) – 1813г.

Основные развед. Запасы УВ (> 80%) на глубине 1-3км, 17% на глубине 3-5 км.

Добыча нефти в Западной Европе ~250млн т в год (Великобритания, Норвегия, ФРГ)

Запасы: извлекаемые ~3 млрд т нефти.

Воп 3 нгп великобрит

НГП PZ и MZ нефтегазонакопления впадин системы каледонской складчатости Британских островов Западно-Английская НГО (Ланкашир)

Приурочена к небольшой впадине (S ~ 6 тыс. км²), ограничена каледонскими Камберлендскими и Пеннинскими горами.

Отложения С, заполняют впадину смяты в складки и перекрыты с резким угловым несагласием породами Р-Т

Месторождения Формби (открытое в 1939г.) в песчаниках Т₃ (кейпера) на глубине 30-90 м. Залежь стратигрфического типа.

Газовое месторождение Моркам на акватории Ирландского моря.

Южно-Шотландская НГО

Небольшая впадина, ограничена с юга Ю-Шотландским нагорьем, а с севера – Грампианскими горами (S =4,5 тыс км²)

Разрез представлен Д (пески, песчаники – до 3 км) и C₁ (песчаники, горные сланцы, известняки – до 2 км), С₃ (песчаники и угленосная св. – до 600м),

Месторождение н Мидлошен в песчаниках С₁ на глубине 540 м

Месторождение г Каусленд в песчаном угленосном своде С₃ на глубине 525-600м

Месторождения незначительные по запасам.

Билет 3

1 Дальневосточная НГП

Иногда называется Охотской. Камчатская, Сахалинская области, Хабаровский край (площадь составляет 1,2 млн. км²). На севере и западе она ограничена Восточно-Азиатским вулканическим поясом, на востоке – KZ складчатыми системами Камчатки, на юге – Курильской геосинклинальной котловиной.

Изучена крайне неравномерно. Наибольший объем геофизических работ и поисково-разведочного бурения проведен на о. Сахалин.

Территория о-ва Сахалин полностью охвачена региональными и детальными разномасштабными гравиметрическими, аэромагнитными и электроразведочными работами, сейсмикой (МОВ, ГСЗ). Пробурено ~ 30 опорных скважин общим объемом ~ 100 тыс. м и более 4 млн. м глубокого поисково-разведочного бурения. Хорошо изучена верхняя часть N разреза (~ 80 м/км²), значительно хуже – нижняя часть N-Р – 1–10 м/км².

В пределах Западной Камчатки проведены в основном региональные геофизические работы. Сейсмика проведена в незначительном объеме. Пробурено свыше 100 тыс. м структурного и параметрического бурения.

Первое месторождение (Охинское) было открыто на Северном Сахалине в 1923 г. За 70 лет выявлено и введено в разработку более 55 нефтяных и газоконденсатных месторождений в N.

Тектоническое районирование

НГП представляет собой область преимущественно KZ осадконакопления. Это несколько значительных по размерам впадин и прогибов.

Фундамент изучен на отдельных участках. На Сахалине в качестве фундамента рассматриваются отложения предположительно РZ₃-Т возраста, которые обнажаются в Восточно-Сахалинских горах и на Сусунайском хребте, и залегающие на них с перерывом метаморфизованные J-К₁ вулканогенные образования. На Западной Камчатке вскрыт фундамент К возраста. Глубина залегания изменяется в широких пределах, достигая глубин 7 км.

В северной части НГП (Охотско-Камчатской) выделяют: Северо-Охотский, Охотско-Камчатский и Голыгинский прогибы, заполненные геосинклинальными и орогенными формациями К₂, Р, N мощностью до 7 км. В разрезе 3 этажа: N₂-А; N₁²⁺³; N₁¹-Р.

В южной части НГП – Южно-Охотский, Восточно-Сахалинский прогибы, прогиб Татарского пролива. Строение такое же. Кроме того здесь выделяется Сахалинский мегантиклинорий, состоящий из различных зон. В нем 3 этажа: N₂³-А; КZ (4 подэтажа, яруса); К₂. Все крупные структуры сформировались в позднем миоцене одновременно с осадконакоплением. Они усложнились в конце плиоцена, когда образовались субмеридиональные антиклинальные зоны, состоящие из большого числа разнообразных (линейных и др.) складок площадью 3–50 км² и амплитудой 20–100 м.

Нефтегазоносность

НГО	Тектоническая характеристика	Месторождения УВ
1. Сахалинская	Сахалинский мегантиклинорий, прогибы Татарского пролива и Восточно-Сахалинский	Оха, Паромай, Эхаби, Дагинское, Шхунное, Одопту (н), Лунское (нгк) и др.
2. Охотско-Камчатская (перспективная)

Признаки нефти и газа в НГП известны по всему разрезу осадочного чехла, однако промышленная нефтегазоносность связано только с N отложениями о-ва Сахалин.

Основным продуктивным горизонтом являются песчано-глинистые отложения окобыкайской и дагинской свит N₁ и нутовской свиты N₂. Литологический состав свит неоднороден и резко меняется по простиранию зон. Мощность пластов песчаников дагинской свиты колеблется от 5 до 45 м при региональном увеличении песчанистости в южном направлении.

Песчанистость отложений окобыкайской свиты возрастает к юго-востоку, причем мощность выдержанных по площади пластов песчаников достигает 50–60 м.

РНГК неогена Северного Сахалина (нутовский – N₂nt; окобыкайский – N₁оk; дагинский – N₁dg) содержит преимущественно поровые коллекторы с открытой пористостью 20–25%, реже до 35% и хорошей проницаемостью. Сходные коллекторские свойства имеют N отложения Южного Сахалина.

Все месторождения открыты в северной части Сахалина. В последние годы открыты крупные месторождения на шельфе: Пильтун-Астохское, Одопту-Море, Аркутунское, Лунское, Чайво нефтегазоконденсатные месторождения, разработка которых еще не начата (фирма «Макдерматт»)

Два небольших газовых месторождения открыты в Сусунайской наложенной впадине Центрального Сахалина.

Полученные промышленные притоки УВ из Р отложений на Западной Камчатке (Лиманская площадь и др.). Здесь широкое развитие имеют трещинно-поровые коллекторы с удовлетворительными емкостными свойствами. N отложения характеризуются повсеместными газопроявлениями. Состав газов такой же, как и на Сахалине. На Кшукской площади получен фонтан газа с дебитом в 1,5 млн. м³/сут.

Сахалинская НГО

Месторождения УВ связаны с многочисленными локальными поднятиями в узких антиклинальных зонах (Сабинской, Эхабинской, Одоптинской и др.). Чаще всего это брахиантиклинали асимметричного строения с крутыми восточными и более пологими западными крыльями, осложненные продольными и поперечными нарушениями (взбросами и надвигами), разбивающими складки на блоки.

Начальные извлекаемые запасы приурочены к нутовской (10%), дагинской (~ 30%), окобыкайиской (~ 60%) свитам на глубинах до 3000 м.

Большая часть месторождений – многопластовые. Максимальное число продуктивных пластов – на Сабинском (22) и Волчинском (16) месторождениях. В основном: от 8 до 14. Залежи пластовые, сводовые и тектонически экранированные с элементами литологического ограничения. Встречаются поднадвиговые залежи пластового сводового и экранированного типов.

Основные направления ГРР в Охотской НГП

1. Региональное геолого-геофизическое изучение новых территорий с целью выявления наиболее перспективных структурных зон под сейсмику и бурение.

2. Увеличение объемов ГРР в перспективных районах Западной Камчатки и Южного Сахалина с целью подготовки структур для постановки поисково-разведочного бурения.

3. Шельф Охотского моря (ГРР и разработка).

2 нгп оаэ

Основными полезными ископаемыми являются нефть и природный газ. Запасы нефти оцениваются в 12 330 млн. т. (около 10% мировых запасов).

Основные нефтяные месторождения в Абу-Даби – Асаб, Беб, Бу Хаса, Аль-Закум, в Дубае – Фаллах, Фатех, Юго-Западный Фатех, Маргхам, в Шардже – Мубарак.

Запасы природного газа составляют 5794 млрд. куб. м. По запасам природного газа ОАЭ занимают 4-е место в мире после России, Ирана и Катара.

Важнейшее природное богатство страны — нефть и газ, разведанные запасы которых на начало 1986 составляют 4334 млн. т и 2813 млрд. м³ соответственно. Основные запасы углеводородов сосредоточены в эмиратах Абу-Даби и Дубай.  Территория ОАЭ с прилегающей акваторией располагается на платформенном склоне Персидского залива нефтегазоносного бассейна. В стране открыто 29 нефтяных, 5 газонефтяных, 6 газовых и газоконденсатных месторождений. Преобладающее количество месторождений выявлено в Абу-Даби: 25 нефтяных и 4 газонефтяных. В Дубае имеется 3 нефтяных, 1 газонефтяное и 1 газоконденсатное месторождение. В Шардже — 1 нефтяное, 1 газовое и 1 газоконденсатное месторождение. В Аджмане — 1 газоконденсатное. В эмиратах Pac-эль-Хайма и Умм-эль-Кайвайн — по одному газоконденсатному месторождению. Крупнейшие месторождения на суше — Мурбан-Баб, Мурбан-Бу-Xaca, Асаб, Сахиль; на континентальном шельфе — Умм-Шаиф, Закум.  Залежи нефти в основном приурочены к известнякам серии тамама и свит нахр умр и шуайба нижнемелового возраста. На некоторых месторождениях (Умм-Шаиф) нефтеносны карбонатные отложения свит араб и араэдж верхней и средней юры. Залежи нефти известны также в верхнемеловых отложениях свит мишриф и илам (месторождение Мубарек). Залежи газа обнаружены главным образом в известняках и доломитах верхнепермского возраста, реже — в меловых отложениях серии тамама (месторождение Мурбан-Баб). Глубина залегания продуктивных горизонтов в меловых отложениях от 1650 до 3200 м, юрских — от 3300 до 4000 м, пермских от 4500 до 4700 м. Нефти месторождений ОАЭ лёгкие, сернистые, преимущественно метановые.  Перспективы открытия новых месторождений нефти и газа связывают с малоизученными районами "абудабийской пустыни" и глубокозалегающими продуктивными горизонтами выявленных месторождений. 

Большая часть добываемой в ОАЭ нефти (89%, 1984) экспортируется. Основные импортёры нефти из эмиратов —Япония, страны Западной Европы, США. Доходы ОАЭ от продажи нефти в 1984 составили около 13 млрд. долларов.  Транспортировка нефти с месторождений осуществляется по сети нефтепроводов, соединённых с портами Персидского залива. Основной порт-терминал Джебель-Данна. ОАЭ — единственная страна на Ближнем и Среднем Востоке, экспортирующая сжиженный природный газ. Отгрузка его осуществляется из порта-терминала на острове Дас (Персидский залив). 

3 тект и нефтегазогеол район азии

Юго-Западная Азия.

(Ближний и Средний Восток)

Промышленная добыча нефти началась недавно (в Иране – с 1911г, в Ираке – с 1927г, в Саудовской Аравии – с 1936 г, в Кувейте – с 1946г.)

В 1941 г. – все страны давали 11,3 млн.т н

В 1958 г. – добыча составила 211 млн.т

В 1969 г. – уже 617,5 млн.т (29% мировой добычи)

В 1980г. – 934 млн.т

Основные станы по добыче – С.Аравия, Иран, Ирак, Кувейт, ОАЭ.

Минимальная добыча в Турции и Израиле.

Всего открыто более 300 Н и ГН месторождения и более 500 Г месторождений.

24 нефтяных и 5 газовых - гиганты (0,5 млрд.т и 0,5 трл.м³) 66% разведки запасов Н и 50% разведки запасов Г сосредоточены в гигантских месторождениях. Основные запасы на глубине 1-3 км.

По запасам мировой лидер (выявленные) более 45 млрд.т Н и более 20 трлн.м³ газа (Саудовская Аравия – 30 млрд.т)

В основном сконцентрированы в районе Персидского залива. Основные продуктивные горизонты – Р, J₃, К₁, f₃-N. В основном карбонатные количества.

Самые большие – Б.Бурган, Гхавар, Румейла.

Месторождения характеризуются уникально высокой продуктивностью. Средние дебиты (Σдобыча:Nэксп.скв)~500т/сутки.

Основная добыча – фонтанирующие скважины. На некоторых месторождениях применяют вторичные методы разработки (нагнетание воды или газа).

Нефтедобывающие страны занимают 1 место по экспорту

+ 830 млн (из 934 млн) в 1980 г.

+51 млн нефтепродуктов

Основные импортеры ближневосточной нефти – западно-европейские страны, США, Япония.

На долю региона – 6% нефтепереработки мира (без соц.стран). мощность составляет 180 млн.т.

Ряд стран-импортеров-Турция, Израиль, Ливан, Иордания. Добыча газа невелика~60 млрд м³ Г (практически это попутный газ нефтяных месторождений).

Большим потенциалом обладают все те же страны. Интенсивное строительство заводов по снижению газов и его экспорту. Транспортировка – по сети трубопроводов (20 тыс.км) к портам отгрузки: Хорремшехр (Иран), Фао (Ирак), Эль-Кувейт (Кувейт), Янбо, Рас-Таннура (С.Аравия), Абу-Даби.

Геотектоническое районирование.

Выделяют три крупных геотектонических элемента:

1. Альпийские складчатые горные сооружения

2. Передовая предгорная Месопотамская впадина

3. Аравийская платформа.

Юго-Восточная Азия.

Южная Азия (Индия, Пакистан, Бангладем) известно около100 месторождений УВ с достоверными запасами в 0,4 млрд т нефти и более 1 трл м³ газа. Годовая добыча этих стран около 21 млн.т.нефти и около 12 млрд м³ газа. Перспектива – шельф Аравийского моря и Бенгальского зал. Ряд платформенных прогибов.

Юго-Восточная Азия. Поисковые работы с 60-х годов. Запасы более 2 млрд.т. нефти и более 3 трл.м³ газа. 36 НГО (25 НГО Индонезия). Добыча в год более 100 млн.т н и более 40 млрд.м³ г. Перспективы - шельф.

Геотектоническое районирование.

1. Области KZ складчатости (зоны Гималайских, Белуджистанских, Бурманских) склона горных сооружений альпийского типа.

2. Индостанская древняя платформа с докембрийскими склонами основанием (отделяется от зон складчатости Бенгальским, Западно-Пакистанским и Предгималайским прогибами).

3. Область KZ и частично MZ складчатости островных дуг (сложный тектонический узел Зондского архипелага, образован схождением трех орогенов - Евразийского, Восточно-Азиатского, Австралийского)

4. Японская складчатая система (область MZ-тихоокеанской складчатости)

Выделяется 6 провинций.

НГП MZ и KZ нефтегазонакопления Индо-Гангской впадины (Пакистан, Индия).

Находится к югу от системы складчатых сооружений Гималаев, дугообразно от Аравийского моря до Бенгальского залива. Заполнена мощной толщей KZ отложений, которые дислоцированы и образованны серии линейных антиклиналий.

Центральная Азия. (Китай, Монголи, Корея)

Восточная часть Китая представляет древнюю Китайскую платформу, ограничена с севера эпи PZ платформой, с запада – орогеном эпиплатформенного типа.

Выделяются нефтегазовые впадины 3 типов.

1. Межгорные впадины расположены внутри складчатой области PZ возраста, переработанные молодыми движениями. (Цандамская, Таримская и другие межгорные впадины типа грабенов).

2. Гетерогенные впадины, расположены внутри складчатых областей (Джунгарская)

3. Впадины внутри активизированной платформы (Сычуаньская, Ордосская, Суньляо и другие)

НГП MZ и KZ нефтегазонакопления межгорных впадин и предгорных прогибов системы PZ складчатости Западного Китая.

Ряд впадин и прогибов большей части грабеного строения кот наложены на чехол молодых платформ, срединные массивы или складчатый фундамент заполнены KZ и MZ.

БИЛЕТ 4

1. Предверхоянская НГП.

Площадь менее 160 тыс. км². Прогиб перед Верхоянским антиклинорием. С юга и запада граничит с Вилюйской гемисинеклизой.

Перспективы нефтегазоносности краевого прогиба были обоснованы в начале 50-х годов, нефтегазопоисковые работы начаты в 1954 г. В 1956 г. было открыто первое в ГНП газовое месторождение – Усть-Вилюйское. К северу от него в 1961 г. было выявлено Собохаинское месторождение газа. Месторождения были введены в промышленную разработку через 10 лет.

Предверхоянский краевой прогиб (1250×150 км) вытянут вдоль восточной границы Сибирской платформы. Северная часть прогиба наложена на восточный склон Анабарской антеклизы, а центральная и юго-восточная его части контактируют с Вилюйской гемисинеклизой. Глубина залегания подошвы MZ в прогибе достигает 5–7 км, а фундамент погружен до глубин 10–12 км.

Самой крупной структурой является Китчанский выступ, который сочленяется с Хапчагайским мегавалом через Нижневилюйскую седловину и представляет собой крупное поперечное поднятие. На поверхности обнажаются Т и J. Выступ осложнен рядом линейных складок размерами 20–30×10–15 км северо-западного простирания, нарушенных надвигами и сбросами. На периферии выступа выявлен ряд более мелких структур, отличающихся более сложным строением.

С юга и востока к выступу примыкает Лунхинско-Келинский мегапрогиб, с северо-запада к нему примыкает Линденская впадина. В северной части прогиба выделяется Менгкеренский мегапрогиб.

НГО	Тектоническая характеристика	РНГК	Месторождения УВ
1. Китчанская	Китчанский выступ	J3-K1; T2-J1	Усть-Вилюйское (г), Собохаинское (г)
2. Тюкян-Тюнгская			Нижнетюкянское (г)

В целом ПКП сложен преимущественно континентальными и морскими отложениями J и К, мощность которых в наиболее прогнутых зонах (Менгкеренский прогиб) достигает 4–5 км. Перспективным комплексом ГНО является Р₂-K₁ толща, представленная терригенно-угленосными отложениями мощностью 3 км. В Менгкеренском мегапрогибе хорошие коллектора и выдержанные покрышки прогнозируются в J₂.

На Юсть-Вилюйском и Собохаинском месторождениях промышленные притоки газа связаны со T₂-J₁ комплексом на глубине ~ 2 км. Промышленные притоки газа получены в отдельных скважинах из J₂-J₃ и J₃-К₁ комплексов на Юсть-Вилюйском месторождении.

Выявленные залежи имеют ограниченные размеры, что связано с: существенным сокращением мощности продуктивных горизонтов; существенным ухудшением изолирующих свойств покрышек за счет повышенной трещиноватости; увеличением плотности разреза в связи с более высокой степенью метаморфизма пород; сложным строением ловушек.

2 НГП Ирана

 Недра Ирана богаты нефтью, природным газом, углём, известны также месторождения руджелеза, хрома, меди, свинца, цинка, золота, марганца, серы, гипса, каменной соли, барита, целестина, флюорита,бирюзы, нерудных строительных материалов. Большая часть месторождений нефти и газа в Иране размещается в юго-западной части в пределах Персидского залива нефтегазоносного бассейна, отдельные месторождения известны также в Центральноиранском, Каракумском и Южно-Каспийском бассейнах. На территории Ирана выявлены (1981) 72 нефтяных (и газонефтяных) и 21 газовое месторождение, в т.ч. сизвлекаемыми запасами нефти свыше 500 млн. т (Марун, Ахваз,Агаджари, Гечсаран, Биби-Хекиме, Реги-Сефид), 500 млрд. м³ газа (Кенган, Парс, Пазенан). Основные запасы нефти приурочены к известнякам свиты асмари (олигоцен-нижний миоцен) на глубине 1000-2500 м. Большинство нефтяных залежей, связанных с асмарийскими известняками, имеют газовые шапки. Нефтеносны также карбонатные отложения свит бангестан и хами (верхний и нижний мел) на глубине 2200- 3800 м. Залежи газа сосредоточены главным образом в карбонатных породах свиты хуфф (верхяя пермь) на глубине 2700-3500 м. Нефти характеризуютсяплотностью от 836 до 922 кг/м, содержание серы 1,1-1,5%. 

Первые на Среднем Востоке месторождения нефти были открыты в Иране в 1908 (после 53 лет поисковых работ). В 1913 введены в строй нефтеперерабатывающий завод в Абадане (в ходе войны сИраком завод был разрушен) и нефтепровод к нему (пропускная способность около 2 млн. т в год). Экспорт нефти осуществляется с 1914. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1974 — 301 млн. т, в 1982 добыто 98 млн. т. Основные районы добычи — месторождения Ахваз, Марун, Гечсаран, Агаджари, Биби-Хекиме, Реги-Сефид. Продукция поступает также с месторождений Сасан, Ростам, Пазенан и др. В 1961 открыто первое морское месторождение нефти, наиболее крупные месторождения — Марджан-Феридун (часть месторождения разрабатывается Саудовской Аравией) и Курош (Cyrus). В 1982 насчитывалось 500 действующих нефтяных скважин. 

Освоение месторождений природного газа начато в Иране в начале 70-х гг. 20 в. Добыча осуществляется на месторождениях Хангиран, Горган, Кенган (месторождения Парс и Серадже не разрабатываются). Основное количество газа добывается на газонефтяных месторождениях, по запасам попутного газа Иран занимает 2-е место среди промышленно развитых капиталистических и развивающихся стран (до 150 м3 на 1 т нефти). Газ используется для закачки в нефтяные месторождения, в химическом и нефтехимическом производстве, а также как топливно-энергетическое сырьё (в 1981 из добытых 16,8 млрд. м³ закачано в пласт 1,9 млрд. м³, использовано на различных нужды 7,2 млрд. м³ и 7,7 млрд. м³ сожжено в факелах). Незначительный объём сжиженного газа с острова Харк (1982) экспортируется в Японию (1982). Для перекачивания газа сооружён магистральный газопровод Бир-Боленд — Кум — Казвин — Регит — Астара, который имеет ответвления на гг. Шираз, Исфахан, Кашан и Тегеран. Кроме того, транспортировка осуществляется системой газопроводов от месторождения Хангиран до гг. Мешхед, Горган, Нека и др. Имеется также разветвлённая газораспределительная сеть по подаче газа местным потребителям. Общая длина газопроводов 2,1 тысяч км, пропускная способность 18,2 млрд. м³ (1982). 

Нефтяное месторождение Северное / Южный Парс 7 млрд. тонн (Иран, Катар)

Супергигантское Нефтегазовое Месторождение, крупнейшее в мире. Находится в центральной части Персидского залива в территориальных водах Катара (Северное) и Ирана (Южный Парс)

Агаджари — газокондесатно-нефтяное месторождение, гигантское по запасам, одно из крупнейших в Иране, в пределах Персидского залива нефтегазоносного бассейна. Открыто в 1936 году, разрабатывается с 1938 года^[1]. Плотность нефти 0,85 г/см³, содержание S 1,42%.

Начальные запасы нефти 1,9 млрд т, газа 388,5 млрд м³^[1].

3 НГП Китая

Начальные суммарные извлекаемые ресурсы нефти Китая на суше оцениваются в 10-15 млрд. т, из которых около 4 млрд. т разведаны и более 1,3 млрд. т извлечены. Ресурсы нефти шельфа Китая оцениваются в 4 млрд. т. Их освоение практически только начинается. Открыты мелкие месторождения в западной Бохайвань, получены промышленные притоки нефти и газа в Южно-Китайском море. Разведанные запасы газа не превышают 1 трлн. м³. Более 75% разведанных запасов нефти сосредоточено на востоке, в бассейнах Сунляо и Северокитайском, 25% приходится на Центральный и Западный Китай (бассейны Преднаньшаньский, Цайдамский и Джунгарский). На территории Китая выделяется более 50 осадочных бассейнов общей площадью около 5 млн. км², выполненных верхнепротерозойско-палеозойскими морскими и мезозойско-кайнозойскими преимущественно континентальными озёрно-флювиальными отложениями. В 20 бассейнах установлена промышленная нефтегазоносность и открыто более 160 месторождений нефти и 60 месторождений газа. Основными нефтегазосодержащими комплексами являются мезозойский и кайнозойский. На глубине до 1 км приходится 23%, 1-3 км — 58% и 3-5 км — 19% начальных суммарных извлекаемых ресурсов нефти и газа. Самое крупное месторождение нефти Китая — Дацин, с извлекаемыми разведанными запасами в нижнемеловых отложениях не менее 1,5 млрд. т. Основное количество месторождений газа открыто в Центральном Китае (в бассейне Сычуань 60 месторождений с запасами 0,8-1 трлн. м³).

сновные разрабатываемые месторождения: Дацин, Шэнли, Жэньцю, Даган, Паньшань, Наньян, Карамай, Юймынь и др. В 1978 сданы в эксплуатацию первые нефтяные скважины с автоматическим управлением, впервые стала применяться технология гидравлического разрыва пластов и систем с заводнением. 

БИЛЕТ 5

1. Ленно-Вилюйская НГП.

Находится на территории в западной части республики Саха-Якутия, в бассейнах нижнего и среднего течения рек Лены, Вилюя, Алдана (площадь – 250 тыс. км²). В тектоническом отношении ГНП приурочена к Вилюйской гемисинеклизе. На востоке – Предверхоянский краевой прогиб, на юге – Алданская антеклиза, на западе – Анабарская антеклиза.

В начале 50-х годов, в результате комплексного проведения научных исследований, геологосъемочных и геофизических работ были обоснованы перспективы нефтегазоносности и выявлен ряд положительных структур. В 1951–1958 г.г. были пробурены 4 опорных скважины. Нефтегазопоисковые работы были начаты в 1954 г. на структурах, подготовленных сейсморазведкой МОВ и колонковым бурением. В начале 60-х годов поисковое бурение проводится в пределах Хапчагайского мегавала. Открыто 6 газоконденсатных месторождений (с 1962 по 1972 г.) Затем идет разведка Линденской впадины, где было открыто Верхнелинденское газоконденсатное месторождение.

Территория НГП по площади и по разрезу изучена слабо и неравномерно.

Тектоническая характеристика

Фундамент гетерогенный, кристаллический AR-PR₁. Осадочный чехол представлен породами PR₃ – фанерозоя. Глубина залегания фундамента сильно меняется: от 1–2 км в южных районах до 3–6 км, иногда погружаясь до 7–9 км.

Основу тектонического плана гемисинеклизы составляет группа крупных депрессий, разделенных Хапчагайским мегавалом. Синеклиза имеет заливообразную форму, раскрываясь по MZ в сторону Предверхоянского краевого прогиба. Западный и южный борта представляют пологие моноклинали. Более крутой северо-западный борт осложнен рядом флексур и структурных ступеней. В НГП с севера на юг выделяют крупные, преимущественно наложенные структуры: Мегкеренский мегапрогиб, Линденская впадина, Хапчагайский мегавал и др.

Нефтегазогеологическое районирование

НГО, НГР	Тектоническая характеристика	Месторождения УВ
1. Вилюйская ГО 1.1 Хапчагайский ГР	центральная часть Вилюйской гемисинеклизы, Хапчагайский мегавал	Нижневилюйское, Средневилюйское, Толон-Мастахское, Соболох-Неджелинское, Бадаранское (г)
1.2 Логлорский ГР	северо-западный борт Вилюйской гемисинеклизы (Малыкай-Логлорский структурный мыс)	Среднетюнгское (гк)

Регионально нефтегазоносные комплексы

Средне-верхнеюрский (J₂+J₃). Песчаные пласты и линзы. Экран – глины J₃. Залежи газа на Средневилюйском и Усть-Вилюйском газовых месторождениях. Особые перспективы связаны с погруженными частями крупных впадин.

Нижнеюрский-среднетриасовый (J₁-Т₂). Песчаники. Покрышка – глины тоара (J₁). Надежная изоляция. Есть ряд локальных покрышек, контролирующих небольшие залежи газа. Продуктивен на всех месторождениях: Средневилюйском, Мастахском и др.

Нижнетриасовый (Т₁). Мощность до 600 м. Песчаники. Покрышка – глины Т. Залежь газа на Средневилюйском месторождении. На других месторождениях покрышка опесчанивается. Перспективны зоны выклинивания Р-Т на северо-западном борту Вилюйской гемисинеклизы.

Верхнепермский (Р₂). Песчано-глинистые отложения. Экранируются глинами Т₁ мощностью до 100 м. Ряд продуктивных горизонтов с АВПД. Резко меняются коллекторские свойства. Основной объем запасов на месторождениях НГП.

Перспективные комплексы

К₁-J₃. Континентальные терригенные и угленосные отложения. Небольшая залежь на Усть-Вилюйском месторождении.

Р₁. Преимущественно терригенный состав, экранируемый глинами. Это основные перспективы глубокозалегающих горизонтов (5–6 км) Хапчагайского мегавала.

РZ_1-2. Карбонатно-террегенно-вулканогенная толща O, S, D, C. Есть хорошие коллектора и надежные покрышки. Битумо- и газопроявления. Предполагается развитие зон стратиграфических и литологических ловушек в бортовых частях синеклизы.

РZ-РR₃. Горизонты песчаников и доломитов €. Битумо- и нефтепроявления. На северо-западном и южном борту залегают неглубоко – на 1–2 км. Очень перспективен.

2. НГП Ирака

 Недра Ирака богаты нефтью и природным газом. И почти целиком располагается в Персидского залива нефтегазоносном бассейне. К 1981 в стране открыто 37 нефтяных и газонефтяных (в т.ч. 6 месторождений сизвлекаемыми запасами нефти свыше 500 млн. т) и 2 небольших — до 10 млрд. м³ — месторождений газа (Чиа-Сурх и Ханука). Около 88% запасов нефти сосредоточено в месторожденияхКиркук, Румайла, Зубайр, Ратави, Манджун. Почти 60% запасов нефти сконцентрировано в отложениях мезозойского возраста, остальные в кайнозойских породах. Основной продуктивный горизонт — "главный известняк" (эоцен — нижний миоцен) — залегает на севере на глубине 300-1200 м. На юге продуктивнытерригенные отложения свиты зубайр (нижний мел) на глубине 3000-3600 м. В восточной части Ирака нефтеносны известняки свит асмари (олигоцен — нижний миоцен) на глубине 2800 м и мишриф (верхний мел) — 3900 м. Нефти средние и тяжёлые, сернистые и высокосернистые. 

Газ в Ираке добывается на газонефтяных (Джамбур, Бай-Хасан) и нефтяных (нефть содержит попутный газ) месторождениях (Румайла, Киркук). В 1982 добыто 4,5 млрд. м³ газа. Газовые месторождения не разрабатываются. Около 20% газа используется в качестве бытового (сжиженный газ в баллонах) и промышленного топлива, закачивается в нефтяные пласты для поддержания пластового давления (месторождение Киркук). Крупные газопроводы: Киркук — Хадита — Зубайр, Киркук — Бейджи — Багдад, Бейджи — Мосул. Общая протяжённость газопроводов около 2,8 тысяч км, пропускная способность 3 млрд. м³ (1982).

В 1982 в Ираке действовало около 280 нефтяных, в основном фонтанирующих, скважин. Средняя глубина 2705 м, среднесуточный дебит 1411,5 т (на крупнейшем в Ираке месторождении Киркук — 3200 т, Южный Румайла — 3000-3500 т, Северный Румайла — 2000 т). Нефть в основном лёгкая (850-860 кг/м³), содержание S 2,3-3,5%; тяжёлая нефть добывается в районе Мосула (месторождения Айн-Зала, Кайяра, Бутма), используется для производства минеральных масел. Большая часть сырья экспортируется (более 90% до 1980, в основном через порты по вывозу нефти Фао, Хор-эль-Амая, Мина-эль-Бакр) по трубопроводам в Турцию и Сирию и далее в Бразилию, Японию, Францию, Италию и др. 

3 НГП Индонезии

На территории Индонезии известны крупные месторождения нефти и газа. Индонезия занимает ведущее место в юго-восточной Азии по запасам нефти и газа. Наибольшее количество месторождений открыто в бассейнах Центрально-, Южно- и Северо-Суматринских, Северо-Яванском, Восточно-Калимантанском и Вогелкоп (Новая Гвинея), тектонически приуроченных к кайнозойским краевым и внутрискладчатым прогибам. Бассейны расположены в прибрежных зонах островов Зондского архипелага; они представляют собой обширные изометричные депрессии, заполненные терригенно-карбонатными породами кайнозойского возраста мощностью до 10 км. Бассейны образовались в кайнозойский этап тектогенеза Индонезийской островодужной системы, развивавшейся на границе Азиатского и Австралийского континентальных блоков, Тихоокеанского и Индийского талассогенов. Продуктивны песчаные, карбонатные и вулканогенно-осадочные образования от эоцена до плиоцена включительно залегающие на глубине от 0,1 до 4 км. В бассейнах Индонезии выявлено (1983): 390 нефтяных (в том числе 60 морских), 77 нефтегазовых (41 морское) и 84 газовых (33 морских) месторождений. Месторождения Дури на острове Суматра (275 млн. т), Хандил на острове Калимантан (100 млн. т и 200 млрд. м³), Таланг-Акар (81 млн. т), Санга-Санга (70 млн. т), Аттака (52 млн. т), Арун (начальные доказанные запасы природного газа 391 млрд. м³), Бадак (147 млрд. м³) относятся к категории крупных и крупнейших. Месторождение Минас (993 млн. т) — гигант. 

По добыче нефти Индонезия занимает 7-е место (1982). На Индонезию приходится 16,8% производства оловянного концентрата капиталистических и развивающихся стран, 7,4% — никеля, 3,5% — нефти, 2,8% — природного газа (1980). Ведущую роль в структуре горнодобывающей промышленности Индонезии играет нефтедобыча, которая составляет основную часть стоимости продукции и более 90% стоимости экспорта отрасли. Основные районы горнодобывающей промышленности Индонезии — остров Суматра и близлежащие острова (Бинтан, Банка, Белитунг, Синкеп), где сосредоточена вся добыча угля, олова, бокситов, в значительном количестве добываются нефть и газ (табл. 2, карта). 

БИЛЕТ 6

1 Западно-Сибирская-Южно-Карская НГП.

Находятся в пределах одноименной эпигерцинской плиты и занимает полностью территорию Томенской, Омской, Томской, Курганской областей и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярской и Алтайского краев.

1. Нефтегазогеологическое районирование

НГО	Тектоническая характеристика	Месторождения УВ
1. Среднеобская	Сургутский, Нижневартовский, Салымский своды	Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегионское, Салымское, Правдинское (н) и др
2. Васюганская	Александровский, Средневасюгинский, Пудинский, Пабабельский мегавалы и др	Вахское, Мыльджанское, Лугинецкое и др
3. Ямальская	Юрибейская моноклиналь, Нурминский мегавал, Средне-Ямальский свод	Новопортовское (нг), Харасавейское, Бованенское, Арктическое (г) и др
4. Гыданская	Юрацкий и Гыданский своды, Нижнемессояхский мегавал и др	Гыданское, Юрхаровское (г) и др
5. Пур-Тазовская	Красноселькупский и Русско-Чассельский мегавал	Тазовское, Заполярное, Русское (г), Харампурское (н) и др
6. Надым-Пурская	Ямбургский, Уренгойский мегавалы, Северный свод, Танловский мегавал и др	Ямбургсое, Уренгойское, Медвежье (г), Губкинское (нг) и др
7. Пайдугинская	Каралькинский, Пыль-Караминский мегавалы, Владимиркий свод и др	Усть-Сильгинское (н) и др
8. Каймысовская	Юганская, Ханты-Мансийская впадины, Каймысовский, Межовский своды др	Оленье, Первомайское (н) и др
9. Сев-Сосьвинская	Надымская впадина	Березовское, Пунгинское (г) и др
10. Красноленинская	Шаимский и Красноленинский своды	Шаимское, Красноленинское, Трехозерное, Мортымья-Тетеревское (н) и др
11. Южно-Карская	Южно-Карская впадина	Руксановское (нгк), ленинградское (гк), Северо-Каменномысское (гк)

Описание РНГК

Верхнемеловой РНГК. Мощность 300 – 600 м. Песчано-глинистые отложения с примесью карбонатного материала в верхней части. Продуктивные горизонты: покурская свита (альб-сеноман), на севере – уренгойская свита (сеноман). Перекрывается преимущественно глинистыми толщами кузнецовской (турон) и березовской (турон-кампан) свит. Продуктивные пласты: ПК₁ и ПК₂. Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные на севере НГП – Уренгойское, Новопортовское, Тазовское, Губкинское, заполярное и др.

Апт-готеривский РНГК. Мощность 100 – 450 м. Пачки песчаников и алевролитов. Продуктивные горизонты связаны с алымской (апт) и черкашинской (баррем-готерив). В среднем приобье песчаные продуктивные пласты: АС₁ – АС₁₂, АВ₂ – АВ₈. Сверху экран – глины ханты-мансийской свит (альб). Открыт ряд месторождений нефти в среднем Приобье, на Красноленинском своде и газоконденсата на севере (Харасавейское, Бованенковское, Ем-Еговское и другие месторождения). В Красноленинской НГО индексы продуктивных пластов – ТП, ВК.

Готерив-валанжинский РНГК. Мощность 200 – 300 м. Представлен песчаниками и линзовидным переслаиванием песчаников, алевролитов, глин. Продуктивные горизонты связаны с нижневартовской подсвитой, мегионской, тарской, вахской свитами Б₁ – Б₁₃ с дополнениями (БС, БВ, БУ, БП, БТ – по (тектоническим элементам). Открыты залежи нефти на Самотлорском, Федоровском, Усть-Балыкском, Мамонтовском, газоконденсата – на Уренгойском, Заполярном, Ямбургском и др. месторождениях.

Берриасский РНГК. Мощность 20–500 м. Линзовидное переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород. Ачимовская (куломзинская) свита. Покрышка – глины чеускинской пачки (20–40 м).

Титон-кимериджский РНГК. Мощность 20–60 м. Битуминозные листоватые глины (S = 1 млн. км²). Баженовская свита (Ю₀). Залежи нефти на Салымском, Правдинском и др. месторождениях.

Оксфорд-келловейский РНГК. Мощность 50–300 м. Песчано-алевролитовые отложения. Продуктивные горизонты приурочены к васюганской и абалакской свитам (на выступах фундамента – песчаники вогулкинской серии). Индекс Ю₁. На западе частично выклинивается. Многочисленные залежи УВ в Среднеобской, Каймысовской, Надым-Пурской, Пур-Тазовской НГО.

Средне-нижнеюрский РНГК. Мощность 0–800 м. Песчано-глинистая толща. Тюменская свита (Ю₂–Ю₂₀). J₃ глинистая покрышка. Залежи УВ открыты на всей территории.

Перспективные РНГК

Триасовый (2000–3000 м). На севере НГП. Песчаные пласты и пачки, зоны повышенной трещиноватости. Изучен слабо.

Палеозойский. Развит повсеместно на севере, на юге приурочен к отдельным сводам и впадинам. Карбонаты. Изучен слабо. Газ – Новопортовское месторождение, нефть – Межевский свод, Нюрольская впадина.

Типы залежей Западно-Сибирской НГП

Открыто более 300 месторождений УВ. В основном, в песчаных и песчано-алевролитовых пластах. Несколько залежей в карбонатах PZ и ~ 20 залежей в битуминозных глинах баженовской свиты.

Геометрию залежи определяют структурный план и литология пород. ½ залежей в отложениях J, К₁b и К₁v осложнена литологическими барьерами. ½ залежей – пластовые, сводовые.

При увеличении песчанистости в разрезе глинистые перемычки становятся ненадежными. Происходит объединение залежей в смежных пластах (массивные залежи). Такие залежи есть в барремско-аптских и сеноманских отложениях. Дизъюнктивная тектоника слабо влияла на типы залежей, практически все залежи связаны с ненарушенными ловушками. Есть нарушенные разрывами залежи в зоне контакта пород PZ и MZ. На Русском месторождении в К₂s открыта залежь с тектоническим экраном (возможны и далее такие открытия).

В НГП обнаружены нефтяные, нефтегазовые, газовые и газоконденсатные залежи. На многопластовых месторождениях установлены все возможные сочетания залежей перечисленных типов.

Перспективы: Среднеобская НГО (залежи различного типа), Гыданская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская НГО (неоком, J), Ямальская НГО, шельф главный – газоконденсатные залежи в К₂, К₁.

Баженовская свита, ловушки неантиклинального типа, зоны выклинивания и литологического замещения. Новые РНГК.

Южно-Карская НГО

Бурение трех первых поисковых скважин в Карском море привело к открытию крупнейших Русановского и Ленинградского газоконденсатных месторождений. Их продуктивность связана с аптскими продуктивными отложениями, которые хорошо коррелируются с месторождениями УВ Северо-Ямальской НГО и Гыданской НГО. Оба месторождения многопластовые (8–10 пластов), глубина их залегания колеблется от 1100 м до 2350 м. Коллектор представлен терригенными породами, тип залежей – пластовый, сводовый.

Русановское газоконденсатное месторождение находится на полуострове Ямал, в 230 км север-северо-зааднее мыса Харасавэй. Открыто в 1989 г. Месторождение по запасам уникальное. Размеры месторождения по изогипсе -3225 (отражающий горизонт Б – кровля баженовской свиты) равны 18×32 км, амплитуда – 230 м. Площадь газоносности каждого из 7 продуктивных горизонтов принята одинаковой – 50,24 км². Ловушка пластовая, сводовая. Главный газоносный комплекс – терригенные породы мела, представленные песчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями углей. Продуктивные пласты залегают в нижнемеловых породах на глубине 1929 м (А₁), 1962 м (А₂), 2011 (А₃), 2065 (А₄), 2140 (А₅), 2278 (А₆), 2320 (А₇), газоконденсатная толща которых составляет соответственно – 5,4, 13,4, 16,8, 36,4, 59,4, 13,4, 15,4. Средние значения пористости составляют 20%–21%. Начальные пластовые давления равны 20,2 МПа (А₁), 20,6 МПа (А₂), 21,3 МПа (А₃), 22,9 МПа (А₄), 24,3 МПа (А₅), 26,5 МПа (А₆), 27,4 МПа (А₇). t = 57–75⁰С. Максимальный дебит газа на месторождении 529 тыс. м³/сутки. Конденсатный фактор во всех продуктивных пластах равен 20 г/м³. Содержание метана по горизонтам меняется от 93,4 до 96,33%, СО₂ – от 0,20 до 0,56%, азота – от 0,075 до 0,34%, сероводород отсутствует.

Ленинградское газоконденсатное месторождение открыто в альб-сеноманских отложениях, коллекторы которых представлены слабо литифицированными, преимущественно алевритистыми песчаниками с высокой пористостью (более 20%) и низкой и средней проницаемостью. Пласты-коллекторы выдержаны по мощности. Региональной покрышкой является более чем 500 м толща глин турон-палеогенового возраста.

Нижезалегающий неоком-аптский комплекс также оказался продуктивным, но имеет отдельную 100 м покрышку глин альбского яруса. Месторождение является многозалежным (свыше 10). Залежи пластовые, сводовые. Газ по составу сухой, метановый (СН₄ = 91–99%). Конденсат присутствует в аптских залежах. Предварительно, месторождение по запасам считается уникальным.

По прогнозной оценке акватория, прилегающая к Западно-Сибирской НГП, крупнейшая по запасам и плотности ресурсов УВ. По аналогии с северными областями материковой части Западной Сибири Южно-Карская ГНО рассматривается как газонефтеносная с примерно трехкратным превышением ресурсов газа над ресурсами нефти.

2 Нефтегазоносный бассейн Персидского залива — нефтегазоносный бассейн, расположенный на территории Катара, Бахрейна, Саудовской Аравии, Кувейта, Ирака,Ирана, Омана, Объединенных Арабских Эмиратов, частично Турции и Сирии.

Площадь нефтегазового бассейна 1,43 млн км². Первое нефтяное месторождение (Месджеде-Солейман) открыто в 1908, газовое (Парс) — в 1965. В пределах Персидского залива выявлено около 300 нефтяных и газовых месторождений, из которых 13 с запасами нефти от 1 до 10 млрд т и 40 с запасами нефти от 100 млн до 1 млрд т.

Значительная часть нефтегазоносного бассейна Персидского залива находится на Аравийском полуострове, далее он распространяется на северо-восток в Персидский заливи на юго-западный склон горной цепи Загрос. Этот бассейн располагается на территории Ирана, Ирака, Сирии, Турции, Иордании, Саудовской Аравии, Кувейта, Катара,Бахрейна, Объединенных Арабских Эмиратов, Омана.

Крупнейшие месторождения нефти на суше — это Аль-Гавар (Саудовская Аравия), на море — Сафания-Хафджи (Саудовская Аравия).

Крупнейшие месторождения газа на суше — это Аль-Гавар (Саудовская Аравия), на море — Северный Купол/Южный Парс (Катар,Иран).

Нефтегазоносный бассейн делится на:

1. Басра-Кувейтский район — территория Кувейта и южная часть Ирака. Основные месторождении нефти — Бурган, Ар-Румайла,Лулу-Эсфандиар, Сафания-Хафджи, Азадеган, Даште-Абадан, Западная Курна, Меджнун и т. д. В этом районе находятся все запасы нефти и газа Кувейта и 70 % запасов Ирака.

2. Месопотамский район — территория Ирака, частично Сирии и Турции. Основные месторождении нефти — Киркук, Восточный Багдад и т. д. В этом районе находится 30 % запасов Ирака.

3. Предзагросский район — территория южная часть Ирана. Основные месторождении нефти — Ахваз, Фердоус, Новвруз, Марун,Гечсаран. Основные месторождении газа — Южный Парс, Ассалуйе, Северный Парс, Пазанун и т. д. В этом районе находятся все нефтяные и 98 % газовых запасов Ирана.

4. Район Хасы — территория восточная часть Саудовской Аравии. Основные месторождении нефти — Аль-Гавар, Абкаик, Берри,Манифа, Катиф, Духан т.д. В этом районе находится 90 % запасов нефти и газа Саудовской Аравии.

5. Район восточной части Персидского залива — территория северная часть Омана, Объединенных Арабских Эмиратов, Катара и Бахрейна. Основные месторождении нефти — Аль-Закум, Баб, Фатех. Основные месторождении газа — Северный Купол. В этом районе находятся все запасы ОАЭ и Катара, 10 % запасов Саудовской Аравии.

6. Район Хадрамаута — территория Йемена и южная часть Омана. Основные месторождении — Мармуд, Алам, Джалмуд и т. д.

7. Район Сирийской пустыни(Пальмиры) — территория восточной части Сирии и иракской провинции Анбар. Основные месторождение — Аккас (Ирак), Риша (Иордония) и т. д.

В большей части месторождений нефтеносны известняки верхнего и нижнего мела. На юго-востоке ареала зон обнаружена группа месторождений Габа (Салех-Нахайда, Карн-Алам и др.), в которых основными продуктивными отложениями являются песчаники пермского возраста.

БИЛЕТ 7