- •Вопрос 1. Региональная тектоническая позиция нефтегазоперспективных территорий.
- •Вопрос 2. Седиментационные бассейны, их типы, соотношения с синеклизами.
- •Вопрос 3. Синеклизы – важнейшие для нефтегазообразования структуры платформенных регионов, принципы их выделения.
- •Вопрос 4. Разновидности границ синеклиз со смежными крупнейшими структурами.
- •Вопрос 5. Принципы выделения пликативных структур по опорным горизонтам, морфологические типы пликативных структур.
- •Вопрос 7. Дизъюнктивные дислокации платформенных нефтегазоносных территорий.
- •Вопрос 8. Взаимосвязь пликативных и дизъюнктивных дислокаций.
- •Вопрос 9. Статистический анализ дизъюнктивов как основа прогноза погребенных поднятий.
- •Вопрос 11. Связь нефтегазоносности с региональными тектоническими особенностями.
- •Вопрос 12. Влияние морфологии пликативных структур на миграцию углеводородов, формирование и разрушение залежей.
- •Вопрос 13. Влияние истории формирования пликативных структур на миграцию ув, формирование и разрушение их скоплений.
- •Вопрос 14. Дизъюнктивные дислокации, методы их выделения и прослеживания.
- •Вопрос 15. Влияние дизъюнктивных нарушений на нефтегазоносность.
- •Вопрос 16. Значение рифтогенеза для формирования седиментационных бассейнов и их нефтегазоносности.
- •Вопрос 17. Роль траппового магматизма в формировании структурного плана вмещающих пород.
- •Вопрос 18. Влияние траппового магматизма на образование и миграцию углеводородов, формирование и разрушение их скоплений.
- •Вопрос 19. Комплексный анализ тектонических предпосылок нефтегазоносности, использование эвм и аппарата распознавания образов для прогноза.
- •Вопрос 20. Основные принципы составления специализированных на нефть и газ тектонических карт, содержание их легенд
- •Вопрос 21. Тектоническое районирование нефтегазоперспективных территорий.
- •Вопрос 22. Структурно-формационные особенности чехла Сибирской платформы
- •23. Нефтегазоносные провинции и области Сибирской платформы, их границы, основные структурно формационные особенности.
- •Вопрос 24. Структурные ярусы чехла Сибирской платформы и связь с ними нефтегазоносности.
- •Вопрос 25. Тектонические предпосылки образования и накопления углеводородов в Лено-Тунгусской нгп.
- •Вопрос 26. Тектонические предпосылки образования и накопления ув в Хатанго-Вилюйской нгп.
- •Вопрос 27. Тектонические основы нефтегазогеологического районирования Ленно-Тунгусской нгп.
- •Вопрос 28. Тектонические основы нефтегазогеологического районирования Хатангско–Вилюйской нгп.
- •Вопрос 29. Распределение траппов в платформенном чехле Лено-Тунгусской нгп и их возможное влияние на нефтегазоносность вмещающих пород.
- •Вопрос 30. Основные типы ловушек и зон накопления ув в платформенном чехле Ленно-Тунгусской нгп.
- •Вопрос 32. Тектонические основы выделения основных зон нефтегазонакопления в верхнеюрско-меловых отложениях Западно-Сибирской нгп.
- •Вопрос 33. Предпосылки формирования зон нефтегазонакопления в триас-среднеюрских отложениях Западно-Сибирской нгп.
- •Вопрос 34. Роль рифтогенеза в истории тектонического развития и нефтегазообразования Западно-Сибирской плиты.
- •Вопрос 35. Основные типы ловушек ув в Западно-Сибирской нгп
- •Вопрос 36. Региональные тектонические особенности Прикаспийской нгп
- •Вопрос 37. Тектонические основы районирования Прикаспийской нгп
- •Вопрос 38. Региональные тектонические особенности Тимано-Печорской нгп.
- •Вопрос 39. Тектонические основы районирования Тимано-Печорской нгп.
- •Вопрос 40-41. Региональные тектонические особенности Днепрово-Припятской нгп.
Вопрос 38. Региональные тектонические особенности Тимано-Печорской нгп.
Тимано-Печорская эпибайкальская плита (S=350тыс. км2) находится на крайнем северо-востоке Европейской России, между Восточно-Европейской платформой (эпикарельский фундамент, а на С-В байкальский ) и горным сооружением Полярного и Приполярного Урала. Ее западной и юго-западной границей является Западно-Тиманский краевой шов. Восточным структурным ограничением Тимано-Печорской плиты служат передовые надвиги Урала и Пай-Хоя.
Фундамент Тимано-Печорской плиты сложен PR3 осадочно-метаморфическими породами с эффузивными и интрузивными образованиями. В западной части бассейна, охватывающей Тиманскую гряду и Ижма-Печорскую впадину господствуют R метаморфические сланцы низших ступеней метаморфизма с отдельными массивами основных и ультраосновных пород. Мощность R здесь 4-6 км. Восточнее, за Центрально-Тиманским разломом она увеличивается до 12-15 км. В Ижма-Печорской синеклизе широко развиты O-J, мало V-кембрий, пологие углы. Наряду с терригенными породами распространены карбонатные (рифогенные) образования. Общее строение Тиманского мегаблока позволяет интерпретировать эту часть фундамента современной Печорской низменности как область развития отложений ПКО. Восточнее от Ижма-Печерской синеклизы – в V-€ перерыв, на фундаменте сразу О. О отложения ( и D) в дальнейшем испытывали инверсию (с начала впадины, затем поднятия). В центральной области плиты, охватывающей большую часть Печоро-Колвинского прогиба и Большого свода, составляющих основную часть Большеземельского мегаблока характерны кристаллические толщи средних и высоких ступеней метаморфизма, что свидетельствует о распространении крупных до R массивов коры. Печеро-Колвинский авлакоген располагается в центральной части НГП. Современный структурный план (в целом) соответствует структурному плану фундамента (можно говорить о унаследованности развития). Гряда Чернышева – опять же инверсия О, несколько другая ориентировка структур. Ближе к Уралу роль С-Р отложения возрастает (прогиб). На Тиманском кряже—малая мощность отложений(< 1 км). Со стороны Урала много надвигов. 1869г первое нефтепроявление. Колвинский вал – сложное строение О-S отложений («переходные» от фундамента к чехлу).
Тиманская НГО – небольшие мощности чехла на западе. НГО в Ижма-Печорской синеклизе, мало месторождений (Ижма-Печорская НГО).
Печоро-Колвинская НГО-до 6,5 и > км. Достаточно много месторождений расположенных на Колвинском вале.
Хорейверско-Мориюская НГО-ряд месторождений, менее крупных.
Предуральская НГО – большие мощности; Большесыненская, Верхнепечерская, Роговская впадины).
Таким образом районирование проводится на основе тектонической карты( приуроченность к структурам).Но НГО также отличаются по формационному составу и др.
Вазейское месторождение (Колвинский вал)-вытянутое; выклинивание D2; а также нефть в Р, зона пликативно-разрывных нарушений контр. месторождение). Усинское месторождение – продуктивны горизонты D,P; глубины 1,5-3,2 км; антиклиналь, нарушенная разрывами. Вуктыльское месторождение достаточно крупное, приурочено к надвигу. Все месторождения на Колвинском валу вытянуты в цепочку.