6. Сходство и отличие месторождений Ист- Техас и Талинского.

   Ист- Техас	Талинского.
   	Месторождение распологается в Ханты-Мансийском авт. округе, Входит в Западно-Сибирскую нгп
   1930 г.	Предсказано в 1966 г. Ю.Н. Карагодиным! (Основная идея – поисковые скважины нужно бурить не на поднятиях, а между ними, в узких и наиболее глубоких прогибах (именно там текла река юрского периода, формировавшая пески с улучшенными коллекторскими свойствами). Неантиклинальная ловушка!!!) Открыто в 1976 г. Оказалось гигантским по запасам нефти.
   Первоначальные запасы нефти порядка 1 млрд т. (810 млн.т.).	В настоящее время добывается 2,6 млн тонн нефти в год.
   Коллектора песчаников верхнего мела гранулярные. Резервуар многопластовый, ловушка «классическая» стратиграфическая. Подстилаются продуктивные отложения нижнемеловыми известняками.	Стратиграфическая залежь! Нефтеносны отложения на глубине 2480-2611 м. ЮК11 - мелкогалечниковые конгломераты, гравелиты и песчаники ЮК10 - алевролиты, аргиллиты, мелкообломочные песчаники ЮК8-9 - песчаники
   Средняя мощность коллекторов – 55 м, Пористость – 10-15%, Проницаемость – до 1,5 Д, Начальные пластовые давления – 25,6 МПа, Температура – 95оС, Высота залежей – 24-128 м, Водонефтяной контакт 2598-2611 м, Плотность нефти 813-815 кг/м3, Содержание S 0,27-0,35%	Размеры 6-13 х70 км, площадь 570 км2. Глубины – -915 – 1079 м. ВНК – 1015 м. ОП – 25 –30%, проницаемость – несколько Дарси (1.5 – 4.6!). Рн – 0.815 – 0.850.

7. Понятия и определения: нефтегазоносная провинция, бассейн, область, район, месторождение, залежь.

НГП – ассоциация НГО или НГР, связанная с общностью геологического строения и нефтегазоносностью.

НГБ – ассоциация зон (ореолов) и областей в пределах одного седиментационного бассейна, связанного общностью геологического строения и нефтегазоносностью.

НГО – ассоциация нефтегазовых зон или районов, объединенных общностью геологического строения и нефтегазоносностью, в т.ч. палеогеографией и литолого- фациальных условиями нефтегазообразования и нефтегазонакопления в течение длительных периодов геологической истории. Пo тектоническим признакам выделяют HГО.: платформенные, подвижных поясов и переходные.

НГР – группа (ассоциация) месторождений, связанных территориальной близостью, общностью геологического строения и нефтегазоносностью. Нефтегазоносные области, по соотношению разведанных запасов нефти и газа подразделяют на нефтеносные (нефти св. 90%), газоносные (газа св. 90%), нефтегазоносные и газонефтеносные (по преобладанию нефти или газа).

Месторождение УВ – участок земной коры, в котором в результате геологических процессов произошло накопление УВ, по количеству, качеству и условиям залегания пригодного для промышленного использования.

Залежь – целостная флюидодинамическая система. В 99.9 % контактирует с водой: подпирается (водонапорный режим), либо «плавает» (водоупругий режим).

Залежь УВ – естественное скопление УВ в ловушке, целостная флюидодинамическая система. Воздействие на любую из ее участков отражается на всей залежи. Название типа залежи состоит из названия типа резервуара и ловушки (пример: пластово-сводовая залежь).

8. Принципиальные черты отличия геологического строения и нефтегазо-носности Месопотамской и соседней Аравийской нгнп.

Месопотамской	Аравийской НГНП
СВ и В Ирак, ЮЗ Иран и СВ Сирия, СВ часть акватории Персидского залива, часть (Ю) Турции.	Тектоника: оторвавшийся "кусок" (Перикратонный прогиб) северо-восточного склона Африканской (Африкано-Аравийской) древней платформы (плиты).
Есть Типичный передовой прогиб, Характерны надвиги, шарьяжи, соляная тектоника- диапиры (активизация была соляной тектоники в конце мезозой – кайнозое), резкое несоответствие стратиграфических планов МZ и KZ, а также внутри них.	Нубийско-Аравийский щит и плита. соляные (кембрийские) валообразные диапиры.
Характерно обилие (!) разрывных нарушений, с которыми чаще всего связаны антиклинальные структуры.	Характерны разломы, протяженные на сотни км (при ширине до 20–30 км) зоны кулисообразных мегавалов, осложненных локальными поднятиями.
Нефтегазопроявления и залежи приурочены к отложениям широкого стратиграфического диапазона – от P-T до N, но основные, крупные и гигантские залежи и скопления нефти (и газа) сосредоточены в олигоцен (Р3) - миоценовых (N1) отложениях формаций Асмари (н+в – Р3) и Фарс (н+ср+вр – N1) и эоцена – формация Мейн-Лаймстон.	Четыре основных НГН комплекса: I – верхнеюрский II – нижнемеловой III – альб-сеноманский IV – пермо-триасоаый (в последние годы открытия крупных залежей газа). (А в ЗС где залежи УВ в Р-Т комплексе?) Основные нефтеносные формации Араб и Джубейла. 1а. Формация Джубейла – по возрасту аналог васюганской и георгиевской свит ЗСП). 1б. – Формация Араб – возрастной аналог баженовской свиты, но представлен в отличие от неё органогенно-обломочными, детритусовыми известняками. Экран – ангидриты, соли. Калькарениты формировали Араб.
Продуктивные горизонты представлены органогенными, рифогенными известняками (кавернозными, трещинными). В подавляющем большинстве случаев залежи структурного типа.	Подавляющее большинство залежей провинции связано со структурными ловушками. Коллектора > 50 % карбонатные. Тип залежей – пластово-, многопластово-массивно-сводовые, с элементами тектонического и стратиграфического экранированния.
Всего открыто более 100 месторождений нефти и газа. Среди них гиганты и (уникальные) сверхгиганты (Н): Киркук (!), Гечсаран, Марун, Ага-Джари, Ахваз, Баби-Хакиме с запасами более 1 млрд. т нефти!