Нефть - маслянистая жидкость, обычно черного или красно-коричневого цвета со специфическим запахом и горючими свойствами. Сегодня из данного вещества получают топливо, поэтому можно смело говорить о том, что это наиболее ценное полезное ископаемое на планете Земля (наряду с природным газом). Месторождения нефти есть во многих частях планеты. Большая часть информации в данной статье будет посвящена как раз местам залежей «черного золота».

Общая информация

Нефть и природный газ обычно залегают в одном и том же месте, поэтому нередко эти ископаемые добывают из одной скважины. «Черное золото» обычно добывают на глубине в 1-3 километра, однако нередко его находят как почти на поверхности, так и на глубине более 6 км.

Природный газ представляет собой газовую смесь, которая образуется в результате длительного разложения органических веществ. Как было отмечено выше, крупнейшие месторождения нефти могут располагаться по всему Земному шару. Самые большие находятся в Саудовской Аравии, Иране, России, США. Другое дело, что далеко не все страны могут позволить себе самостоятельную добычу ввиду высоких цен на разработку скважин, покупку оборудования и т. п. По этой простой причине многие месторождения продаются за сущие копейки.

Давайте поговорим о том, где находятся самые значимые залежи «черного золота».

Немного о классификации нефтяных месторождений

Отметим, что далеко не все ископаемые, находящиеся под землей, можно считать месторождениями. К примеру, если залежей слишком мало, то с экономической точки зрения не имеет смысла привозить оборудование и бурить скважину. Нефтяное месторождение - это совокупность нефтяных залежей, располагающихся на определенной территории. Занимаемая площадь колеблется от десятков до сотен километров. По количеству залегаемой нефти месторождения можно разделить на пять групп:

• мелкие - количество полезных ископаемых не превышает десяти миллионов тонн;
• средние - от 10 до 100 млн тонн нефти (к таким месторождениям можно отнести Кукмоль, Верх-Тарское и другие);
• крупное - от 100 млн до 1 млрд тонн (Каламкас, Правдинское и др.);
• гигантские, они же крупнейшие - 1-5 миллиардов тонн нефти (Ромашкино, Соматлор и так далее);
• уникальные, или супергигантские, - более пяти миллиардов тонн (к самым крупным месторождениям можно отнести залежи на Аль-Гаваре, Большом Кургане, в Эр-Румайле).

Как вы видите, далеко не все залежи полезных ископаемых можно отнести к той или иной группе. К примеру, некоторые месторождения располагают не более чем ста тоннами «черного золота». Их не имеет смысла открывать, так как это весьма убыточно.

Месторождение нефти в России

В настоящее время на территории Российской Федерации открыто более двадцати точек, где активно добывается «черное золото». С каждым годом количество месторождений увеличивается, но ввиду сегодняшних низких цен на нефть открытие новых точек является крайне невыгодным. Это касается лишь малых и средних месторождений.

Основная часть скважин располагается в арктических морях, а если говорить точнее, то непосредственно в их недрах. Естественно, что разработка из-за сложных климатических условий несколько затруднена. Еще одна проблема - доставка нефти и газа на перерабатывающий завод. По этой простой причине на территории РФ есть всего несколько таких пунктов, которые осуществляют первичную и вторичную обработку. Один из них - это шлейф Сахалина. Еще один завод находится на материковой части. Обусловлено это тем, что данная территория имеет не одно крупное месторождение нефти в России. В частности, можно говорить о Сибири и о Дальнем Востоке.

Основные месторождения нефти на территории РФ

В первую очередь опишем Уренгойское месторождение. Оно является одним из самых больших и занимает второе место в мировом рейтинге. Количество природного газа здесь составляет примерно 10 триллионов кубических метров, а нефти меньше примерно на 15%. Находится это месторождение в Тюменской области, в Ямало-Немецком автономном округе. Название было дано в честь небольшого поселения Уренгой, которое располагается неподалеку. После открытия месторождения в 1966 г. тут вырос небольшой городок. Первые скважины начали свою работу в 1978 г. Они функционируют по сегодняшний день.

Находкинское газовое месторождение тоже достойно упоминания. Несмотря на то что количество природного газа здесь оценивается в 275 миллиардов кубических метров, в нем находится большое количество «черного золота». Первые добычи начались только через 28 лет после открытия, в 2004 году.

Туймазинское месторождение нефти

У города Туймазы, что в республике Башкирия, находится данное месторождение. Оно было открыто очень давно, еще в 1937 году. Нефтесодержащие пласты залегают относительно неглубоко, примерно на 1-2 км под землей. На сегодняшний день Туймазинское месторождение входит в ТОП-5 крупнейших мест по залежам нефти. Разработка началась еще в 1944 году, и успешно ведется до сих пор. Залежи нефти располагаются на большой площади примерно 40 х 20 километров. Использование передовых методов добычи ценного продукта позволило извлечь основные залежи полезных ископаемых примерно за 20 лет. Кроме того, из девонских пластов было добыто примерно на 45-50% нефти больше, чем при использовании классических способов. В дальнейшем оказалось, что количество «черного золота» в этом месте больше, нежели ожидалось, поэтому оно добывается и по сегодняшний день.

Ковыктинское и Ванкорское месторождения

Ковыктинское месторождение располагается в Иркутской области. Так как скважины в основном находятся на высокогорном плато, это место окружает только лишь тайга. Несмотря на то что изначально тут была открыта добыча природного газа и жидкого газового конденсата, немного позже появились нефтяные скважины, которые оказались довольно богатыми. Безусловно, основные месторождения нефти в РФ - это целая система скважин, которые в совокупности делают государство лидером по добыче «черного золота» во всем мире.

На севере Красноярского края находится Ванкорское месторождение. Его нельзя назвать только лишь нефтяным, ведь тут ежегодно добывается большое количество природного газа. По предварительным оценкам, количество нефти в этом месторождении составляет порядка 260 миллионов тонн, а оьъем природного газа - порядка 90 миллиардов кубических метров. На этом месте находится 250 скважин, а поставка продукта осуществляется Восточным нефтепроводом.

Месторождения «черного золота» в различных странах мира

Стоит обратить ваше внимание на то, что не только в России находятся крупнейшие месторождения нефти. Этого ценного продукта достаточно и во многих других странах. К примеру, на западе Канады, в провинции Альберта, находятся крупнейшие залежи. Там добывается примерно 95% «черного золота» всей страны, кроме того, имеются большие объемы природного газа.

Австрия тоже известна своими богатыми месторождениями. Большая их часть располагается в Венском бассейне. Карта месторождений нефти говорит о том, что добыча производится и в Вендорфе, который располагается на границе с Чехословакией. Также известно месторождение Адерклаа.

Кое-что еще о нефти

Не было сказано о крупнейшем мировом поставщике «черного золота» - Саудовской Аравии. Достаточно того, что тут располагаются залежи на 75-85 миллиардов баррелей (месторождение Гавар). В Кувейте суммарные залежи составляют 66-73 миллиарда баррелей. В Иране постоянно ведется разработка месторождения нефти. На сегодняшний день установлено, что там просто огромные запасы «черного золота». К примеру, пять месторождений оцениваются в сто миллиардов баррелей, а это уже говорит о многом. Однако стоит отметить, что большая часть скважин принадлежит США.

Заключение

Ежемесячно в мире появляется как минимум одно новое месторождение нефти. Безусловно, это полезное ископаемое имеет огромное значение для человека. Из него делают топливо, используют в качестве горючего для транспортных средств и так далее. Нельзя не заметить, что сегодня в мире идет ожесточенная борьба между Соединенными Штатами и Россией за каждую новую нефтяную скважину. Конечно, многие государства пытаются найти альтернативу нефти. Если раньше широко использовался каменный уголь, то сегодня «черное золото» его постепенно вытесняет. Но мировые запасы нефти рано или поздно закончатся, вот тогда придется придумывать что-то новое. Вот почему уже сегодня множество известных ученых пытаются решить проблему альтернативы «черного золота».

ЗАЛЕЖИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

А. А. Бакиров скопления нефти и газа подразделяет на две категории: локальные и региональные. К локальным он относит:

1) залежи нефти и газа;

2) месторождения нефти и газа.

Региональные скопления нефти и газа А. А. Бакиров и другие исследователи подразделяют на:

1) зоны нефтегазонакопления;

2) нефтегазоносные области;

3) нефтеносные провинции или пояса.

В основу классификации залежей для целей поисков и разведки положены следующие признаки:

1) соотношения в них газа, нефти и воды;

форма ловушек.

Классификация залежей по фазовому составу

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

Газ, нефть и вода располагаются в залежи зонально:

q газ, как наиболее легкий, занимает кровельную часть природного резервуара, под покрышкой;

q ниже поровое пространство заполняется нефтью,

q еще ниже - водой.

По преобладанию жидкой фазы над газовой (или наоборот) залежи делятся на:

q однофазовые - нефтяные, газовые, газоконденсатные

q двухфазовые - газонефтяные, нефтегазовые.

По фазовым соотношениям содержащихся в залежи углеводородов выделяется 6 типов скоплений:

газовые,

газоконденсатные,

нефтегазоконденсатные,

нефтегазовые,

газонефтяные,

нефтяные.

Газовая залежь (рис. 7.1)содержит в основном метан и его гомологи (этан, пропан и др.).

Рис. 7.1. Схема газовых залежей

В ряде регионов газовые залежи помимо углеводородных компонентов содержат сероводород, углекислый газ, азот, гелий, а также в небольших количествах инертные газы (аргон, неон, криптон).

При визуальном осмотре керна продуктивных горизонтов нефтяных месторождений можно увидеть примазки и включения нефти в порах и трещинах породы. На чисто газовых месторождениях керн из продуктивных толщ не отличается от образцов, взятых из выше- или нижележащих отложений. Их можно отличить лишь сразу после подъема из скважины по запаху бензина, который быстро улетучивается и через небольшой промежуток времени керн уже не несет каких-либо следов УВ. В связи с этим проходка скважин в газоносных районах должна быть под постоянным геологическим контролем и обязательно сопровождаться газовым каротажем.

Газоконденсатные залежи (рис. 7.2) представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ (С 5 Н 12 и выше).

Рис. 7.2. Схема газоконденсатной залежи

Концентрация их при большой высоте залежи увеличивается вниз по разрезу продуктивной толщи.

В качестве примеров можно привести такие крупнейшие по запасам газоконденсатные месторождения, как Астраханское, Вуктыльское, Шуртанское, Западно-Крестишинское, Яблоневское. Газовые фракции этих месторождений помимо УВ содержат также ценнейшие сопутствующие компоненты. Так, в составе газа Астраханского месторождения кроме метана (40–50 %) и тяжелых УВ (10–13 %) содержится 22–23 % сероводорода и 20–25 % углекислого газа. Содержание стабильного конденсата в углеводородном газе того же Астраханского месторождения, по имеющимся данным, меняется по площади от 130 до 350 см 3 /м 3 .

При подсчете запасов наряду с углеводородным газом и конденсатом обязательно учитываются и эти компоненты.

Нефтегазоконденсатные залежи (рис. 7.3) отличаются от предыдущих наличием в нижней части продуктивной толщи жидких УВ, представляющих собой легкую нефть.

Рис. 7.3. Схема нефтегазоконденсатной залежи

Примером является Карачаганакское месторождение. Высота массивной залежи на этом месторождении превышает 1,5 км. Сверху вниз постепенно возрастает количество конденсата и около 200 м нижней части продуктивной толщи заполнено нефтью.

Нефтегазовая залежь содержит скопление газа, подстилаемого нефтью (на всей площади или частично), геологические запасы которой не превышают половины суммарных запасов УВ залежи в целом. Газ, имеющий преобладающее значение, как правило, жирный, т.е. помимо метана содержит некоторое количество тяжелых УВ.

В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки нефтяная часть может иметь вид либо нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки (рис. 7.4).

Рис. 7.4. Схема нефтегазовой залежи

Если залежь обнаружена в пластовом резервуаре, то нефтяная часть залежи будет располагаться по периферии ловушки и в этом случае имеются сплошные внешний и внутренний контуры нефтеносности и внешний и внутренний контуры газоносности. В пределах внутреннего контура газоносности скважины вскрывают чисто газовую часть залежи, между внешним и внутренним контурами газоносности – газонефтяную и за пределами внешнего контура газоносности – чисто нефтяную или водонефтяную части залежи.

Вследствие геологических (замещение коллекторов) или гидродинамических (региональный напор вод) причин нефтяная оторочка может быть смещена в сторону лучших коллекторов или меньших напоров вод и вырисовываться как односторонняя оторочка.

В массивной и неполнопластовой залежи нефтяная часть в виде нефтяной подушки располагается по всей части ловушки или, как и в предыдущем случае, частично может быть смещена к ее периферии.

Формирование оторочки может происходить за счет вытеснения нефти газом, поступившим в ловушку после образования нефтяной залежи. Показателем такого происхождения залежи является наличие остаточной, связанной нефти по всему разрезу продуктивной толщи. Наличие нефтяной оторочки может быть обусловлено также поступлением нефти в ловушку уже после образования газовой залежи. В этом случае в газонасыщенной части пласта следов нефти не обнаруживается.

Различные соотношения газовых и нефтяных частей залежи хорошо видны на примере Уренгойского месторождения. Это месторождение в сеноманских отложениях содержит чисто газовую залежь, в нижнемеловых газоконденсатные, нефтегазоконденсатные залежи и в келловейско-оксфордских – нефтяные. В некоторых продуктивных горизонтах нефть подстилает всю газоконденсатную залежь. В других нефтяная оторочка смещена на северную периклинальную часть структуры.

Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой (рис. 7.5).

Рис. 7.5. Газонефтяная залежь

Геологические запасы нефти превышают половину суммарных запасов УВ залежи. Этот тип залежей встречается во многих нефтегазоносных провинциях мира.

Формирование газовой шапки может происходить или за счет выделения газа из нефти в связи с поднятием ловушки на последних этапах ее развития и, следовательно, снижения пластового давления, или в результате притока газа после формирования нефтяной залежи.

Нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом (рис. 7.6).

Рис. 7.6. Нефтяная залежь

Фазовые соотношения УВ в залежах всех типов, кроме чисто газо­вых, определяются термобарическими условиями залегания. В про­цессе разработки эти условия меняются, нарушается равновесие при­родной системы. Так, в процессе разработки нефтяной залежи на ес­тественном режиме снижается пластовое давление, и если оно стано­вится ниже давления насыщения, то в пласте выделяется свободный газ и образуется газовая шапка; в газоконденсатной залежи. наоборот, выпадают жидкие УВ. Иначе говоря, при воздействии на залежь ме­няется ее равновесное состояние и на каком-то этапе она переходит в новое качество.

Переход рассматриваемой природной системы в новое качествен­ное состояние зависит, с одной стороны, от характера ее взаимосвя­зей с природными системами более высоких иерархических уровней (региональный фон), с другой – от степени техногенного воздействия на нее.

По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы:

А) простого строения – продуктивные горизонты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи;

б) сложного строения – разбитые тектоническими нарушениями на ряд изолированных блоков и зон, или залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат по дисциплине «Геология и нефтегазоносные акватории»

Баренцевоморская газонефтеносная провинция

Баренцевоморская газонефтеносная провинция (рис.1) расположена в пределах шельфа Баренцева моря западной Арктической части России. В геотектоническом отношении приурочена к эпикаледонской окраинно-континентальной шельфовой плите общей площадью свыше 1,3 млн км2. С севера она обрамляется протяженной линейно вытянутой системой геоантиклиналей и срединных массивов Гренландско-Карской зоны, на западе и северо-западе Свальбардской антеклизой, включающей поднятия островов Медвежий, Северо-Восточная Земля. На юго-западе провинция ограничена северо-восточным склоном Балтийского щита, на юге системой протяженных ступенчатых сбросов отделяется от Тимано-Печорской синеклизы, а на юго-востоке и востоке Урало-Новоземельской орогенной зоной отделяется от Западно-Сибирской плиты.

Рис.1. Баренцевоморская газонефтеносная провинция

Нефтегазоносные области: А - Южно-Баренцевская, Б - Центрально-Баренцевская, В - Северо-Баренцевская, Г - Адмиралтейская, Д - Северо-Карская.

Месторождения: 1 - Штокмановское, 2 - Лудловское, 3 - Северо-Кильдинское, 4 -- Мурманское

Осадочный чехол Баренцевоморской провинции залегает на гетерогенном складчатом преимущественно докембрийском фундаменте, представленном архейско-протерозойскими кристаллическими породами.

Разрез осадочного чехла, как и фундамента, изучен фрагментарно. В его строении принимают участие осадочные породы: нижне-верхнепалеозойского терригенно-карбонатного, верхнепермско-триасового преимущественно терригенного и юрско-мелового терригенного комплексов суммарной мощностью по данным сейсморазведки до 18 км.

Палеозой по данным глубоких скважин и выходам на поверхность представлен терригенными и карбонатными отложениями кембрия, ордовика, силура, девона, карбона и перми различной мощности. Особенно широко в акватории Баренцева моря развиты мезозойские отложения: триаса, представленного почти всеми отделами, юры, терригенные отложения которой наиболее полно вскрыты в южной части Баренцева моря, и мела.

Кайнозой распространен неравномерно. Мощные разрезы терригенных отложений палеогена и эоцена изучены только в северо-западных и западных районах Баренцева моря. Для Баренцева моря характерны нерасчлененные отложения плиоцена и четвертичной системы мощностью 0 -- 50 м.

В Баренцевоморской провинции можно выделить Западно-Баренцевскую, Южно-Баренцевскую, Центрально-Баренцевскую, Восточно-Баренцевскую газонефтеносные области и перспективную Северо-Баренцевскую область.

В 1982 г. в Баренцевоморской газонефтеносной провинции в триасовых отложениях были открыты Мурманское и Северо-Кильдинское газовые месторождения. Однако, основные перспективы газонефтеносности следует связывать с юрскими терригенными отложениями. В 1988 г. в центральной части Баренцева моря было открыто уникальное Штокмановское газоконденсатное месторождение (с запасами около 3 трлн м 3). В юрских отложениях в 1990 г. было открыто крупнейшее Лудловское газовое месторождение.

Наиболее продуктивными являются пласты Ю 0 (келловей), Ю 1 (ааленский-байосский), Ю 2 , (нижняя юра).

Мурманское газовое месторождение имеет сложное многопластовое строение. Всего выделено около 20 продуктивных пластов песчаников ранне-средпетриасового возраста. По запасам месторождение относится к крупным.

Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 г. Месторождение по запасам УВ уникальное. Размеры структуры по замкнутой изогисе-2075 (Ю 3) 48*36 км, амплитуда 295 метров, по замкнутой изогипсе -2470 (Ю 2) - 47*33 км, амплитуда 305 метров. Ловушка пластовая сводовая. Основной газоносный комплекс -- юрские и нижнемеловые отложения, представленные песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Глубина залегания продуктивных пластов в сводовой части структуры 600--2920 м. Продуктивные пласты расположены на глубине 2317 м (I 2 пл. Ю 3), 2237 м (I 2 пл. Ю 2), 2108 м (I 2 пл. Ю 1) и 1814 м (I 3 пл. Ю 0). Максимальные дебиты газа получены из пласта Ю 0 1665 тыс. м 3 /сут.

Значительные объемы осадочного чехла, сосредоточенные в отрицательных структурах, позволяют предполагать высокий нефтегазогенерирующий потенциал провинции, а обширные поднятия, примыкающие к этим очагам генерации и содержащиеся в разрезе региональные коллекторы и покрышки, говорят о больших аккумулирующих возможностях в пределах всей Баренцевоморской провинции, что дает основание рассматривать ее как одну из наиболее перспективных экваториальных провинций России. Особый интерес представляет Штокмановско-Лунинский газонефтеносный район, в который входят Штокмановско-Ледовая, Лудловская и Лунинская седловины. По величине запасов два месторождения района (Штокмановское, Ледовое) относятся к уникальным и одно (Лудловское) -- к крупным.

геологический акватория газонефтеносный

Акватория Каспийского моря

Акватория Каспийского моря (рис. 2) находится в области разновозрастной складчатости. Большой Кавказский хребет разделяет Каспийское море на северную и южную части, которые имеют различную тектонику. В южной части акватории распространена альпийская складчатость. Встречаются такие тектонические структуры, как антиклинорий и межгорная впадина. На севере акватории фундамент имеет герцинский, а чехол -- юрско-неогеновый возраст. Каспийское море состоит из 5 секторов: 1) российский (Ракушечное, Самарское, Хвалынское, Карчагинское и Филоновское месторождения); 2) казахстанский (Кашаганское месторождение); 3) туркменский; 4) азербайджанский (месторождения Азери, Чираг, Генюшли, Шах-Дениз); 5) Иранский.

В северной части акватории на герцинском фундаменте залегают породы юрского возраста. Разрез чехла начинается с отложений средней юры, мощность которой до 350 метров. Выше залегают породы нижнего мела (песчаники, глины, алевролиты, соли, известняки) мощностью до 1750 метров и верхнего мела (трещиноватые известняки, мергели) -- 350 метров. Далее располагаются породы палеогенового возраста палеоценовой (глины, мергели), эоценовой (глины, мергели, известняки) и олигоценовой (глины, сидериты, песчаники, мергели) систем мощностью 735 метров. Выше -- неогеновые отложения нижнего миоценового отдела (глины, мергели, песчаники, прослои известняков) мощностью до 1090 метров, верхнего миоценового отдела (глины, песчаники, оолитовые известняки, ракушечники, мергели) -- 2050 метров и плиоценового отдела (песчаники, глины, конгломераты, туфы, галечники) -- 1220 метров. Далее распространены четвертичные плейстоценовые породы Q1, Q2, Q3 и Q4 (мощность до 350 метров), приуроченные к трансгрессивным циклам Каспийского моря:

бакинская трансгрессия Q1 -- бакинский ярус (глины, алевролиты, пески). Трансгрессия проникала по Малышевскому прогибу в Ставропольский район;

хазаровская трансгрессия Q2 (аллювиальные отложения: зелено-серые пески, глины);

хвалынская трансгрессия Q3 (глины, пески). При ней море достигло наибольших размеров;

новокаспийская трансгрессия Q4 (аллювий, эоловые отложения).

На территории северной части Каспийской акватории находятся месторождения им. Корчагина, Хвалынское, Ракушечное. Продуктивные отложения в юре, меле палеогене и неогене.

Нефтегазоконденсатное месторождение им. Корчагина открыто в 2000 году, разрабатывается с 2009 года, имеет 6 залежей в средней и верхней юре, нижнем меле и палеогене. Глубина моря в районе месторождения 11-13 метров.

Хвалынское месторождение открыто в 2000 году. На месторождении открыты три газоконденсатных залежи в альбских I3, барремских I3 и титонских K1 отложениях и нефтяная залежь в киммериджских K1 отложениях. Продуктивные отложения на глубине 3021-3040 метров. Глубина моря в районе месторождения 25-30 метров.

Ракушечное газовое месторождение имеет три залежи в нижней, верхней юре и нижнем меле (альб).

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области, в 150 км к востоку от г. Уральска. Открыто в 1979 г. Приурочено к крупному поднятию, представленному рифовой постройкой высотой до 1700 м с размерами 16x29 км. Залежь нефтегазоконденсатная, массивная. Высота газоконденсатной части достигает 1420 м, толщина нефтяного слоя равна 200 м. Продуктивными являются биогермные и биоморфно-детритовые иззестняки, доломиты и переходные разности. Возрастной диапазон продуктивных отложений достаточно широкий -- от заволжского горизонта верхнего девона до артинского яруса нижней перми. Среднее значение пористости равно 9,4% для нефтяной и 10,7% для газоконденсатной части месторождения. Средняя проницаемость по газонасыщенной части резервуара равна 0,08 мкм2, нефтенасыщенной -- 0,05 мкм2. Средняя эффективная толщина газонасыщенных коллекторов составляет 200 м, нефтенасыщенных - 45,7 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина достигает 814 м, нефтенасыщенная -- 170 м.

Южная часть Каспийской акватории приурочена к межгорной впадине альпийской складчатости. Южно-Каспийская котловина на западе граничит с Куринской впадиной, на востоке к ней примыкает Западно-Туркменская впадина.

Разрез чехла на территории Куринской впадины начинается с отложений нижней юры (глина, песчаник, слюдистые сланцы) мощностью 3000 метров. Выше залегают среднемеловые отложения (сланцы) -- 1500 метро. Далее терригенные флишоидные отложения верхней юры мощностью 3000 метров. Выше нижний мел (песчаники, глины, конгломераты, туфы, известняки) -- до 4000 метров и верхний мел (глины, конгломераты, туфы, известняки) -- 2200метров. Далее размещаются породы нижнего, среднего палеогена (глины, мергели, песчаники) мощностью 900 метров и верхнего палеогена майкопской серии (глина, алевролит, песчаник) -- 2500 метров. Выше залегают отложения нижнего неогена (флишоидное переслаивание песчаника, глин и мергелей) мощностью до 2000 метров и верхнего неогена (глина, песчаник, конгломераты) 5250 метров. В неогеновой системе начинается орогенез, а в четвертичной происходят трансгрессии аналогичные трансгрессиям в северной части Каспийской акватории. Мощность четвертичных отложений достигает 560 метров. В Центрально-Каспийской котловине такой же тип разреза, что и в Куринской впадине.

Разрез чехла Западно-Туркменской впадины начинается с палеогена. С палеогена по нижний неоген породы представлены глинами, алевролитами, песчаниками. Эти отложения продуктивны (нефтяное месторождение Алегул). Выше залегают породы верхнего неогена, представленные классическим флишем красноцветных пород (глина алевролит, песчаник). В четвертичной системе также происходят трансгрессии аналогичные трансгрессиям в северной части Каспийской акватории и Центрально-Каспийской котловины.

В южной части Каспийской акватории находятся месторождения: Локбата, Нефтяные Камни и Челекен. На месторождении Челекен продуктивны красноцветные флишоидные отложения неогеновой системы плиоценового отдела.

По подсчитанным ресурсам УВ ведущее место в Прикаспийской НГП занимают Астраханско-Калмыцкая ГНО, в которой сосредоточено наибольшее количество газа и нефти, Южно-Эмбинская и Волгоградско-Карачаганакская НГО.

Сопоставление распределения перспективных и прогнозных ресурсов по нефтегазоносным областям и районам показало, что наибольший их процент сосредоточен в нефтегазоносных районах южной части провинции (Астраханско-Актюбинская система поднятий).

Прогнозная часть ресурсов УВ провинции оценена до глубины 7 км.

Основная часть прогнозных ресурсов УВ в провинции приурочена к глубинам от 3 до 5 км.

Значительные перспективы нефтегазоносности связаны с Казахстанским шельфом, где уже открыто крупное нефтяное месторождение Кашаган.

Карская акватория

Акватория Карского моря, перекрывающая одноименный шельф, располагается между архипелагами островов Новой Земли на западе и Северной Земли на востоке, а также полуостровами Пай-Хой и Таймыр. На северо-западе региона Карский шельф отделен от архипелага Земли Франца-Иосифа трогом Святой Анны. Шельф Карского моря является северным продолжением Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Море расположено преимущественно на шельфе; много островов. Преобладают глубины 50--100 метров, наибольшая глубина 620 метров. Два жёлоба -- Святой Анны и Воронина -- прорезают шельф с севера на юг. Восточно-Новоземельский жёлоб с глубинами 200--400 метров идёт вдоль восточных берегов Новой Земли. Мелководное (до 50 метров) Центральное Карское плато расположено между желобами.

Герцинский фундамент Карской аквтории очень схож с Уральским. Он сложен палеозойскими и протерозойскими породами, которые распределены в западной части моря и представлены гранито-гнейсами и сланцами. На востоке, в основном, фундамент гетерогенный. Он состоит из пород герцинского, байкальского и каледонского возраста. В чехле триасовые отложенния (тампейская серия) представлены мелко- и среднезернистыми песчаниками с хорошей сортировкой и шлифовкой материала. Это означает, что образовались они в мелководных условиях и являются хорошим коллектором. Весь разрез терригенный, карбонаты отсутствуют. Триасовые отложения продуктивны. Также чехол представлен зимней свитой (песчаники), левинской (глины), джангодской(песчаники), шараповской (пласт Ю11), китербютской (тогурская пачка), надояхинской(песчаники, пласт Ю10) свитами. Выше залегают породы верхней юры. Это лайдингская (глины), выемская (пласты Ю7-9), малышевская (песчаники, пласты Ю2-4) свиты. Далее - породы даниловской свиты (пласт Ю2, темно-серая не битуминозная глина). Выше располагаются меловые отложения аптской свиты (глины), в основании которой новопортовская толща. Берриас-готеривские породы представлены флишем, который состоит из 25 пластов. Выше пласты Тп1-Тп26. Первые тринадцать из них вмещают залежи газоконденсата. Далее залегают отложения альбского яруса яронгской свиты, представленные глинами (это конец нижнего мела). Выше - марресалинская свита, которая является аналогом уатской свиты. В среднем меле в сеноманском ярусе находятся пласты ПК1-10. Первые четыре из них слагает алеврито-песчанная толща, продуктивная на газ (Харасавейское, Бабаненковское месторождения). Выше - верхнемеловые отложения, представленные кузнецовской, березовской и ганькинской свитами (глины). Ганькинская свита -- это классическая покрышка для газа. Далее залегают нижне-, средне- и верхнепалеогеновые отложения, представленные глинисто-песчаной толщей. В верхнем палеогене новомихайловской свиты существует водоносный горизонт, из которого добывается питьевая вода.

Стратиграфия разреза Карской акватории: N 1 -альпийская складчатость (возраст 35 млн. лет); K2 -мезозоиды (возраст 60 млн. лет); P 2 - герцениды (возраст 300-350 млн.лет); S 2 - каледониды (возраст 400 млн. лет); Є 1 - байкалиды (возраст 570 млн. лет); далее PR.

Практически вся акватория Карского моря входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В ее пределах выделяются Южно-Карская газонефтеносная область с доказанной промышленной газоносностью меловых отложений и две перспективные нефтегазоносные области: Западно-Карская и Притаймырская. Кроме того, в пределы акватории частично заходят выявленные на прилегающей суше Южно-Ямальская и Ямало-Гыданская нефтегазоносные области (рис.). Все перечисленные области соответствуют надпорядковым тектоническим элементам Западно-Сибирской эпигерцинской плиты.

Газоносные комплексы Карской акватории: 1) нижнеюрский комплекс (джангорская свита); 2) среднеюрский комплекс (выемская, малышевская свиты); 3) нижнемеловой неокомский комплекс (новопортовская толща); 4) аптский комплекс (танапчинская свита); 5) сеноманский комплекс (марресалинская свита).

На территории Карской акватории выявлены месторождения: Ленинградское (запасы более 1 трлн м3), Русановское (запасы 780 млрд м3), Белоостровное; на территории сопредельной суши - Бованенковское, Штокмановское, Харасавейское месторождения.

Русановское газоконденсатное месторождение расположено на п-ве Ямал в 230 км северо-западнее от мыса Харасавэй. Открыто в 1989 году. Месторождение по запасам уникальное, имеет 7 продуктивных горизонтов и расположено в Южно-Карской впадине (Русановско-Ленинградский вал). Ловушка пластовая сводовая. Главный газоносный комплекс - меловые терригенные породы, сложенные песчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями углей. Средние значения пористости 20-21%. Максимальный дебит газа на месторождении 529 тыс. м 3 /сут.

Ленинградское газоконденсатное месторождение открыто в альб-сеноманских отложениях, коллекторы которых преимущественно представленыалевритистыми песчаниками с пористостью более 20% и низкой и средней проницаемостью. Месторождение является многозалежным (свыше 10), залежи пластовые сводовые. Газ сухой, конденсат присутствует лишь в аптских отложениях. По предварительным оценкам месторождение относится к уникальным.

В заключение необходимо отметить, что акватория Карского моря обладает огромными потенциальными ресурсами углеводородного сырья, степень ее изученности на современном этапе недостаточна, поэтому, несмотря на неблагоприятные климатические условия освоения этого региона, необходимо ведение широкомасштабных поисково-разведочных работ, которые позволили бы превратить этот регион в крупную нефтегазодобывающую базу на севере России.

Акватория Анадырьского залива

Анадырьский залив -- залив Берингова моря между Чукотским полуостровом и берегом материка Азии. К западу от залива располагается Чукотско-Сихотэ Алинский пояс. Максимальная глубина акватории -- 105 метров. На побережье г. Анадырь. В залив впадает река Анадырь. Кора в акватории океанического типа. Разрез чехла представлен верхним мелом, палеогеном и неогеном. Флишоидные неогеновые толщи продуктивны.

Акватория входит в Анадырско-Навариинскую НГО Притихоокеанской НГП.

На территории акватории около 10 месторождений, 4 из них введены в разработку:

1) Верхнетелекайское нефтегазоконденсатное многопластовое месторождение имеет 4 залежи, которые располагаются в складке размером 2 * 7 километров и амплитудой 200 метров. Продуктивные отложения представлены флишевой формацией (туфо-песчаниками, туфо-вулканическими породами). Дебит нефти составляет 175 тонн в сутки, газа -- 140 тысяч м 3 /сутки.

2) Верхнеэчинское нефтяное месторождение имеет 8 продуктивных пластов, которые находятся в складке размером 12*2 километров и амплитудой 200 метров. Продуктивны отложения нижнего неогена. Дебит нефти 24 тонн в сутки.

3) Западно-Озерное газовое месторождение имеет 14 продуктивных пластов. Дебит газа 250 тысяч м3/сутки.

4) Ольховское нефтяное месторождения имеет две залежи. На месторождении пробурена одна скважина с дебитом нефти 4,2 тонн в сутки.

Перспективы нефтегазоносности Притихоокаенской НГП связаны с кайнозойскими отложениями. Общий потенциал ресурсов УВ невысокий и характеризуется преобладанием (до 70%) газовой составляющей.

Охотская нефтегазоносная провинция

Охотская НГП относится к Дальневосточной нефтегазоносной мегапровинции и включает акватории Охотского, частично Японского морей и примыкающие к ним земли Сахалинской, Магаданской и Камчатской областей. Площадь перспективных земель провинции составляет 730 тыс. км2, в том числе 640 тыс. км2 на акваториях.

Охотская НГП (рис. 2) располагается в зоне перехода от материка к океану и включает структуры разной генетической природы. Западным ограничением провинции являются Сихотэ-Алиньский и Охотско-Чукотский мезозойские вулканогенные пояса, восточным -- Камчатско-Курильская кайнозойская складчатая система. На юге, на акватории Японского моря, граница провинции условно проведена по поднятию Ямато. В центральной части провинции находится Охотский срединный массив.

Фундамент провинции гетерогенен. Осадочный чехол по вещественному составу это в основном терригенные и вулканогенно-осадочные образования позднемелового, палеогенового, неогенового и плиоцен-четвертичного возрастов.

Наиболее обширные области развития осадочной толщи находятся на суше и приурочены к западному побережью Камчатки и северной части Сахалина.

На Западной Камчатке осадочный разрез представлен терригенными породами палеоген-миоценового возраста. Эти структуры прослеживаются с суши в сопредельные районы акватории Охотского моря. На Сахалине (рис. 3), как и на Камчатке, осадочные отложения смяты в складки, образующие линейные протяженные антиклинальные и синклинальные зоны. Основную часть осадочной толщи слагают верхнемиоценовые отложения.

Для Охотской НГП чрезвычайно характерно периферийное размещение основных осадочных бассейнов, концентрирующих большую часть объема осадочного чехла. К их числу относятся Сахалинские прогибы, Западно- и Восточно-Дерюгинские, Ульянско-Лисянский, Северо-Охотский, Западно-Камчатский, Охотско-Колпаковский, Тинровский и др., Южно-Охотская глубоководная впадина.

В провинции открыто 72 месторождения нефти и газа, из них 60 на о-ве Сахалин, 8 на присахалинском шельфе и 4 на п-ве Камчатка. Добыча нефти (с 1928 г.) и газа (с 1956 г.) ведется только на о-ве Сахалин.

По современным представлениям о геологическом строении и условиях формирования и размещения месторождений нефти и газа в пределах Охотской НГП выделяются 8 нефтегазоносных областей, из которых половина - Северо-Восточно-Сахалинская, Южно-Сахалинская, Западно-Сахалинская и Западно-Камчатская - характеризуются доказанной нефтегазоносностью, а остальные Ульянско-Мареканская, Северо-Охотская, Центрально-Охотская и Южно-Охотская -- предполагаемой.

Для всех областей характерны общие нефтегазоносные, которые приурочены к меловым, палеогеновым и неогеновым отложениям. К последним относятся даехуринский (нижний миоцен), уйнинско-дагинский (средний миоцен) и окобыкайско-нутовский (средний миоцен-плиоцен) комплексы. Все они сложены, в основном, терригенными породами. Основными НГК являются Уйнинско-Дагинский и Окобыкайско-Нутовский.

Уйнинско-Дагинский НГК -- главный объект поисково-разведочных работ на Северном Сахалине, содержит 19 месторождений нефти и газа. Окобыкайско-Нутовский НГК находится на Северном и Южном Сахалине. На его территории находятся Изыльметьевское газовое и Одоптинское и Чайвинское нефтегазоконденсатные месторождения. В пределах Северо-Восточного побережья у шельфа размещено большинство месторождений нефти и газа.

К настоящему времени па северо-востоке Сахалина открыто около 100 месторождений, более 30 в прибрежных зонах шельфа. Глубина залежей меняется от 50 до 3300 м. Основные месторождения на суше (Окружное, Восточно-Дагинское, Восточно-Эхабинское, Охинское, Эхабинское, Эрри, Тунгорское, Колендинское, Паромайское, Шхунное, Некрасовское, Западно-Сабинское, Восточное Эхаби и др.) в значительной степени выработаны. Месторождения па шельфе отличаются большими запасами и более благоприятными условиями разработки (Лунское, Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Одопту-море и др.). В Южно-Сахалинской НГО открыты три небольших месторождения газа: Восточно-Луговское, Южно-Луговское и Золоторыбинское.

Оператором проекта «Сахалин-1» является компания «Эксон Нефтегаз Лимитед». В суровых субарктических условиях она ведет освоение трех морских месторождений: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги на северо-восточном шельфе о. Сахалин, расположенных на северо-восточном шельфе о. Сахалин. Объем извлекаемых запасов оценивается в 2,3 млрд баррелей нефти (307 млн тонн) и 17,1 трлн куб. футов природного газа (485 млрд куб. м). Проект «Сахалин-1» останется одним из крупнейших проектов с прямыми иностранными инвестициями в России. Первая скважина, давшая нефть, была пробурена «Сахалинморнефтегазом» на Аркутун-Даги в 1989 году. В январе 2011 нефтяная скважина месторождения Одопту-море, пробуренная под острым углом к поверхности земли, проекта Сахалин-1 с длиной 12 345 метров стала самой длинной скважиной в мир (самая глубокая Кольская сверхглубокая скважина). 28 августа 2012 на Чайвинском месторождении вновь был побит мировой рекорд по протяженности скважины, на данный момент протяженность самой длинной скважины составляет 12 376 метров.

Проект « Сахалин-2» предусматривает разработку двух шельфовых месторождений: Пильтун-Астохского (главным образом нефтяного месторождения с попутным газом) и Лунского (преимущественно газового месторождения с попутным газовым конденсатом и нефтяной оторочкой). «Сахалина-2» уже законтрактован покупателями, в основном в Японии.

В «Сахалин-3» входит четыре блока месторождений: Киринский , Венинский, Айяшский и Восточно-Одоптинский на шельфе Охотского моря . Прогнозные извлекаемые ресурсы превышают 700 млн т нефти и 1,3 трлн м? природного газа.

«Сахалимн-4» -- нефтегазовый проект, созданный для разработки лицензионных участков шельфа острова Сахалин. Лицензионный участок включает структуры (площадки): Медведь, Кролик, Северо-Эспенбергская, Таежная, Южно-Таежная, Тойская.

В 2004 г. на участке проекта «Сахалин-5» была пробурена первая поисково-разведочная скважина, вскрывшая залежь Пела Лейч. В 2005 г. проведено бурение поисково-разведочной скважины Удачная, также вскрывшей продуктивную залежь. Полученные данные подтвердили правильность направлений поиска и высокую перспективность Кайганско-Васюканского участка. В 2006 г. было завершено бурение поисковых скважин на структурах Южно-Васюканская и Савицкая.

Проект «Сахалимн-6» занимает самый крупный блок на сахалинском шельфе. Оценочные запасы составляют около 1 млрд тонн нефти.

Участки недр проекта «Сахалимн-7», перспективные на углеводороды, расположены на южном и юго-восточном шельфе Сахалина, в заливах Анивский и Терпения. По предварительным оценкам месторождения могут содержать до 563 млн тонн нефти.

Проект «Сахалимн-8» находится у юго-западных берегов Сахалина от мыса Крильон до мыса Тык в Александровск-Сахалинском районе. Прогнозные извлекаемые ресурсы составляют 642 и 289 миллионов тонн нефти.

Проект «Сахалимн-9» создан для разработки обширного участка шельфа, расположенного у юго-западных берегов Сахалина. Прогнозные извлекаемые ресурсы составляют соответственно 642 млн т и 289 млн т в нефтяном эквиваленте. Преобладающие глубины моря от 30 до 100 м, при отдельных глубоководных участках (до 500 м).

Эхабинское нефтяное месторождение (рис.4) открыто в 1936 г., разрабатывается с 1937 г. Эхабинская брахиантиклинальная складка имеет длину 6 км, ширину 2 км и амплитуду ловушки 250 м, асимметрична. На месторождении открыто восемь нефтяных залежей и одна газовая. Коллекторами для нефти и газа служат пески и песчаники, эффективная пористость которых в среднем по пластам составляет 17--18%. Проницаемость коллекторов изменяется от 4 до 155 мдарси. Эффективная мощность четырех пластов 12--24 м, остальных -- не превышает 9 %.Все залежи пластовые сводовые и, за исключением трех пластов, срезанные разрывом на восточном крыле.

Чайво-Море нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина. Приурочено к безымянной седловине между Чайвинской и Пильтунской синклинальными зонами. Открыто в 1979г. Залежи контролируются брахиантиклинальной складкой простого строения размером 4x8 км по кровле нижненутовского подгоризонта и амплитудой до 150 м. Нефтегазоносные нижнемиоценовые отложения нижненутовского подгоризонта представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Установлена продуктивность 10 пластов-коллекторов. Глубина залегания верхнего пласта 1175 м, нижнего 2787 м. Пористость 19--25%, проницаемость 0,163-0,458 мкм2 t 68--87°С. Плотность нефти 0,832--0,913 г/см3. Плотность газа по воздуху 0,624-0,673.

Рис.2 Охотская нефтегазоносная провинция. Крупнейшие тектонические элементы обрамления: I - Охотско-Чукот-ский вулканогенный пояс, II -- Сихотэ-Алиньский вулканогенный пояс, III -- Центральнокамчатский мегантиклинорий.

Нефтегазоносные области: А -- Северо-Восточно-Сахалинская, Б -- Южно-Сахалинская, В -- Западно-Сахалинская, Г -- Западно-Камчатская, Д -- Ульянско-Мареканская, Е -- Северо-Охотская, Ж -- Центральноохотская, 3 -- Южно-Охотская.

Месторождения: 1 -- Пильтун-Астохское, 2 -- Чайво, 3 Лунское, 4 -- Изыльметьевское, 5 -- Восточно-Луговское, 6 -- Среднекунжикское, 7 -- Кшукское, 8 -- Нижнеквакчикское.

Рис.3. Обзорная карта размещения кайнозойских нефтегазоносных осадочных бассейнов Сахалина (элементы тектонического районирования по Радюшу В.М., 1998): 1 -- осадочные бассейны: 1 -- Байкальский (Байкальская впадина), 2 -- Валский (Валская впадина), 3 -- Погибинский (Погибинский прогиб), 4 -- Нышско-Тымский (Нышская и Тымская впадина), 5 -- Пильтунский (Пильтунская впадина), 6 -- Чайвинский (Чайвинская впадина), 7 -- Набильский (Набильская впадина), 8 -- Лунский (Лунская впадина), 9 -- Пограничный (Пограничная впадина), 10 -- Макаровский (Макаровский прогиб), 11 -- Дагинский (Дагинское поднятие), 12 -- Западно-Сахалинский (Александровский прогиб, Бошняковское поднятие, Ламанонский прогиб, Красногорское поднятие, Чеховский прогиб, Холмское поднятие, Крильонское поднятие), 13 -- Анивский (Анивский прогиб), 14 -- залив Терпения (прогиб залива Терпения), 15 -- Шмидтовский (Шмидтовское поднятие); 2 -- территория приложения компьютерной технологии прогнозирования в пределах Лунской впадины.

Рис. 4. Эхабинское нефтяное месторождение: 1 - изогипсы по кровле XIII пласта; 2 - контур нефтеносности; 3 - разрывы; 4 - нефть, 5 - газ, 6 - глинистые, 7 - песчаные породы.

Лаптевская перспективная нефтегазоносная провинция

Лаптевская нефтегазоносная провинция занимает большую часть акватории моря Лаптевых и приурочена к одноименной краевой плите. На западе провинция ограничена бесперспективными землями Таймырско-Североземельской складчатой системы, па 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 нижпепротерозойские образования. В то же время высказывается мнение о гетерогенности основания Лаптевского бассейна.

В осадочном чехле провинции 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 мощность осадочного чехла достигает 6 -8 км, в грабене мощность осадочного разреза до 4 км. На каждую из этих структур приходится примерно по 40% извлекаемых суммарных ресурсов области. Рифтогенная природа Усть-Ленского грабена 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.

Акватории Восточно-Сибирского и Чукотского морей

Акватории Восточно-Сибирского и Чукотского морей частично расположены в Восточно-Арктической ПНГП, в Южно-Чукотской ПНГП и в Усть-Индигирской перспективной НГО.

Восточно-Арктическая перспективная нефтегазоносная провинция

Восточно-Арктической ПНГП 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 ПНГО, 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. Средний комплекс (верхнепалеозойско-нижнемеловой) сложен морскими терригенными и терригенно-карбонатными отложениями. Верхний комплекс (верхнемеловой-палеогеновый) терригенный.

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

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).

Значительную часть Северо-Чукотской ПНГО занимает Восточно-Сибирская область поднятий, которая в связи со слабой изученностыо оценена качественно. Предполагаотся, что осадочный чехол ее залегает па байкальском фундаменте, а перспективными в его разрезе могут быть верхнепалеозойсно-нижнемеловые отложения. Основная часть ресурсов прогнозируется в Северо-Чукотском прогибе и Восточной впадине, мощность осадочного чехла в которых достигает 6 -- 8 км. Перспективы нефтегазоносности связываются со всеми тремя комплексами, при этом основным (более 50% ресурсов) предполагается верхнепалеозойско-нижнемеловой.

Южно-Чукотская перспективная нефтегазоносная провинция

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 разрезе мегапрогиба нефтегазоносность связывается с нижне-меловым и верхнемеловыми - палеогеновым комплексами. Основной объем последнего составляют палеогеновые отложения.

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

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-Индигирсксй ПНГО, 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 сравнительно невысоко.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.

курсовая работа , добавлен 17.11.2016


Определение провинции. Их виды по месту расположения и тектоническим признакам. Характеристика нефтегазовых провинций РФ и стран СНГ. Объём залежей нефти и газа, количество добычи, крупнейшие месторождения, время их эксплуатации, геологическое строение.

реферат , добавлен 12.02.2015


Характеристика Сосновского нефтяного месторождения в Беларуси. Количество запасов, сбор и транспорт нефти и газа. Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.

реферат , добавлен 29.12.2010


Геологическое строение и нефтегазоносность района. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза. Подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения.

курсовая работа , добавлен 15.01.2014


Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника, общая гидрогеологическая обстановка, нефтегазоносность, физико-химическая характеристика нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин, состояния выработки запасов пласта, величины нефтеотдачи.

дипломная работа , добавлен 19.09.2011


Геологическое строение месторождения Акинген. Запасы нефти и растворенного газа. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и их продуктивности. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности.

дипломная работа , добавлен 08.02.2015


Первомайское нефтяное месторождение. Геологическое строение района работ. Литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта. Гранулометрический и петрографический составы. Свойства пластового флюида. Запасы нефти и растворенного газа.

дипломная работа , добавлен 14.09.2014


Геолого-физическая изученность месторождения. Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение месторождения. Геологическое обоснование доразведки залежей и постановки дополнительных разведочных работ. Степень изученности залежей.

отчет по практике , добавлен 26.04.2012


Геологическое строение месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника и газоносноть. Физико-химическая характеристика газа. Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения. Основные проектные показатели.

курсовая работа , добавлен 23.11.2013


Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.

Дальневосточная нефтегазоносная мегапровинция входит в пояс Тихоокеанской складчатости кайнозойского возра­ста, охватывающей на западе Анадырь, Камчатку, Курильские о-ва, Сахалин, Японские о-ва. К мегапровинции относится вся тер­ритория Дальнего Востока и примыкающих акваторий арктичес­ких и дальневосточных морей.

Дальневосточная нефтегазоносная мегапровинция включает ряд крупных нефтегазоносных провинций, перспективных в неф­тегазоносном отношении провинций и областей, самостоятельных нефтегазоносных областей и районов на всей территории Даль­него Востока и прилегающих акваторий, в том числе Охотскую НГП, Лаптевскую ПНГП, Восточно-Арктическую ПНГП, Южно-Чукотскую ПНГП, Усть-Индигирскую ПНГО, Притихоокеанскую НГП, Верхнебуреинский ПГР.

5.4.1. Охотская нефтегазоносная провинция

Охотская НГП включает акватории Охотского, частично Японского морей и примыкающие к ним земли Сахалинской, Ма­гаданской и Камчатской областей.«Площадь перспективных зе­мель провинции составляет 730 тыс. км 2 , в том числе 640 тыс. км 2 на акваториях.

Охотская НГП (рис. 249) располагается в зоне перехода от ма­терика к океану и включает структуры разной генетической при­роды. Западным ограничением провинции являются Сихотэ-Алиньский и Охотско-Чукотский мезозойские вулканогенные пояса, восточным - Камчатско-Курильская кайнозойская склад­чатая система. На юге, на акватории Японского моря, граница про­винции условно проведена по поднятию Ямато. В центральной ча­сти провинции находится Охотский срединный массив.

Фундамент провинции гетерогенен. Предполагается, что глу­бина его погружения максимальна в Восточно-Сахалинском, За­падно-Сахалинском, Охотско-Колпаковском прогибах (9000 - 10000 м), на поднятиях она составляет 1000 - 2000 м и менее.

Осадочный чехол образован формациями разного типа: гео­синклинального, орогенного, рифтового, эпиплатформенного. По вещественному составу это в основном терригенные и вулкано-генно-осадочные образования позднемелового, палеогенового, неогенового и плиоцен-четвертичного возрастов.

В пределах Камчатской и Хоккайдо-Сахалинской кайнозой­ских складчатых систем и Охотской ветви мезозоид осадочные образования концентрируются преимущественно в отрицатель­ных структурах и практически отсутствуют на крупных подня­тиях. На суше наиболее обширные области развития осадочной толщи приурочены к западному побережью Камчатки и север­ной части Сахалина.

На Западной Камчатке осадочный разрез представлен терри-генными породами палеоген-миоценового возраста. Мощность по­род меняется от 1 - 3 км в антиклинальных до 4 - 5 км в синклиналь­ных зонах. Эти структуры прослеживаются с суши в сопредельные районы акватории Охотского моря, но далее к западу осадочные отложения моноклинально погружаются к склону впадины Тинро, достигая в Охотско-Колпаковском прогибе мощности 6 - 8 км.

На Сахалине (рис. 250), как и на Камчатке, осадочные отложе­ния смяты в складки, образующие линейные протяженные анти-

Рис. 249. Охотская нефтегазоносная провинция.

Крупнейшие тектонические элементы обрамления: I - Охотско-Чукот-ский вулканогенный пояс, II - Сихотэ-Алиньский вулканогенный пояс, III - Центральнокамчатский мегантиклинорий.

Нефтегазоносные области: А - Северо-Восточно-Сахалинская, Б - Южно-Сахалинская, В - Западно-Сахалинская, Г - Западно-Камчатс­кая, Д - Ульянско-Мареканская, Е - Северо-Охотская, Ж - Централь-ноохотская, 3 - Южно-Охотская.

Месторождения: 1 - Пильтун-Астохское, 2 - Чайво, 3 Лунское, 4 - Изыльметьевское, !? - Восточно-Луговское, 6 - Среднекунжикское, 7 - Кшукское, 8 - Нижнеквакчикское

Рис. 250. Обзорная карта размеще­ ния кайнозойских нефтегазоносных осадочных бассейнов Сахалина (элементы тектонического райони­ рования по Радюшу В.М., 1998): 1 - осадочные бассейны: 1 - Бай­кальский (Байкальская впадина), 2 - Валский (Валская впадина), 3 - По-гибинский (Погибинский прогиб), 4 - Нышско-Тымский (Нышская и Тымская впадина), 5 - Пильтунский (Пильтунская впадина), 6 - Чайвин-ский (Чайвинская впадина), 7 - На-бильский (Набильская впадина), 8 - Лунский (Лунская впадина), 9 - По­граничный (Пограничная впадина), 10 - Макаровский (Макаровский прогиб) ,11- Дагинский (Дагинское поднятие), 12 - Западно-Сахалинс­кий (Александровский прогиб, Бош-няковское поднятие, Ламанонский прогиб, Красногорское поднятие, Чеховский прогиб, Холмское подня­тие, Крильонское поднятие), 13 - Анивский (Анивский прогиб), 14 - залив Терпения (прогиб залива Тер­пения), 15 - Шмидтовский (Шмид-товское поднятие); 2 - территория приложения компьютерной техно­логии прогнозирования в пределах Лунской впадины

клинальные и синклинальные зоны. Возраст отложений олигоцен-неогеновый. Максимальные (до 11 км) их мощности приурочены к прогибам в северной и восточной частях острова и на смежных акваториях. Основную часть осадочной толщи слагают верхнеми­оценовые отложения.

Осадочный слой в Южно-Охотской глубоководной впадине с субокеанической корой имеет мощность 2,5 - 4,5 км. Глубины до поверхности фундамента (второго слоя) меняются от 5 до 8 км. Южно-Охотская впадина сформировалась в результате интенсив­ного рифтогенеза, охватившего, главным образом, кору континен­тального строения. Довольно интенсивному рифтогенезу подвер­глась и юго-западная часть области развития субконтинентальной коры в центре Охотского моря.

Для Охотской НГП чрезвычайно характерно периферийное размещение основных осадочных бассейнов, концентрирующих большую часть объема осадочного чехла. К их числу относятся Сахалинские прогибы, Западно- и Восточно-Дерюгинские, Ульянско-Лисянский, Северо-Охотский, Западно-Камчатский, Охотско-Колпаковский, Тинровский и др., Южно-Охотская глубоководная впадина.

В провинции открыто 72 месторождения нефти и газа, из них 60 на о-ве Сахалин, 8 на присахалинском шельфе и 4 на п-вё Кам­чатка. Добыча нефти (с 1928 г.) и газа (с 1956 г.) ведется только на о-ве Сахалину

По современным представлениям о геологическом строении и условиях формирования и размещения месторождений нефти и газа в пределах Охотской НГП выделяются 8 нефтегазоносных областей, из которых половина - Северо-Восточно-Сахалинская, Южно-Сахалинская, Западно-Сахалинская и Западно-Камчатс­кая - характеризуются доказанной нефтегазоносностью, а ос­тальные - Ульянско-Мареканская, Северо-Охотская, Централь­но-Охотская и Южно-Охотская - предполагаемой.

" Для всех областей характерны общие, возможно нефтегазо­носные, и нефтегазоносные комплексы. Первые приурочены к меловым и палеогеновым отложениям, ко вторым относятся дае-хуринский (нижний миоцен), уйнинско-дагинский (средний мио­цен) и окобыкайско-нутовский (средний миоцен-плиоцен) комп­лексы. Все они сложены, в основном, терригенными породами. Основными НГК являются Уйнинско-Дагинский и Окобыкайско-

Нутовский.

Уйнинско-Дагинский НГК - главный объект поисково-разве­дочных работ на Северном Сахалине. Полоса распространения гли­нисто-песчаной и песчано-глинистой литофаций (40 - 70% песчано-алевритовых пород) в верхней части НГК, перекрытых глинами ни­зов окобыкайской свиты, протягивающаяся от акватории Сахалин­ского залива на юго-восток через Катанглийско-Луньский район на шельф Охотского моря, содержит 19 месторождений нефти и газа. В Пограничном районе залежи нефти открыты в нижней части НГК. В южной части острова преобладают песчано-глинистые угленос­ные отложения с содержанием песчаников до 40 - 60%.

На Северном Сахалине, в центральной и западной частях, в дагинско-уйнинском НГК развиты поровые коллекторы с откры­той пористостью 15 - 30% и проницаемостью до 1 мкм 2

Окобыкайско-Нутовский НГК объединяет отложения окобы-кайского и нутовского горизонтов Северного Сахалина, а на Юж­ном Сахалине - курасийского и маруямского горизонтов. Его максимальные мощности (до 7,5 км) характерны для Северо-Во­сточного Сахалина и сопредельного шельфа. Почти повсеместно в низах НГК развиты морские, преимущественно глинистые от­ложения. Лишь на Северо-Западном Сахалине НГК целиком представлен песчаными угленосными породами.

В пределах Северо-Восточного побережья у шельфа, где, как известно, размещено большинство месторождений нефти и газа, окобыкайский разрез сложен неравномерным переслаиванием песчано-алевритовых глинистых разностей (25 - 65% песчаников) общей мощностью 660 - 3500 м. На юге северо-восточного побе­режья количество песчано-алевритовых пород в окобыкайских от­ложениях резко уменьшается, и этот интервал разреза служит ре­гиональным флюидоупором для подстилающих песчаников дагин-ской свиты. В пределах северо-восточного шельфа Сахалина ниж­няя часть НГК замещается кремнисто-глинистыми породами с пла­стами песчаника. На юге Сахалина, на акватории Татарского за­лива, заливов Терпения и Анива в низах НГК развиты кремнисто-глинистые породы курасийской свиты.

Нутовско-Маруямская часть НГК почти повсеместно на о. Сахалин сложена преобладающими песчаниками лагунно-дельтовых и прибрежно-морских фаций. На крайнем северо-востоке острова в районе п-ова Шмидта и на северо-восточном шельфе в этой части НГК развиты чередующиеся песчано-глинистые и гли­нисто-песчаные прибрежно-морские и мелководно-морские литофации с оптимальным соотношением коллекторских и изолирую­щих пластов в интервале мощностью до 1 км (к нему приурочены продуктивные пласты Одоптинского и Чайвинского месторожде­ний) . В самой восточной лито-фациальной зоне (площадь Дагиморе) средняя часть НГК преимущественно глинистая, без хоро­ших коллекторов.

В Окобыкайско-Нутовском НГК преобладает поровый тип кол­лектора пористостью до 30% и проницаемостью до 1 мкм 2 . Хоро­шими коллекторскими свойствами характеризуются отложения комплекса, развитого в северной части острова и смежного шель­фа Охотского моря.

СЕВЕРО-ВОСТОЧНО-САХАЛИНСКАЯ НГО (рис. 251) площа­дью 67 тыс. км 2 (из них 24 тыс. км 2 на суше) является наиболее изу­ченной частью Охотской НГП. Осадочный чехол представлен пес­чаниками и алевролитами, переслаивающимися с глинами и крем­нисто-вулканогенными породами общей толщиной до 10 км. Вы­деляются три нефтегазоносных региональных комплекса.

Нижнемиоценовый (даехуринский) НГК терригенный, крем­нисто-глинистый толщиной до 1500 м. Порово-трещинные коллек­торы образованы литифицированными кремнистыми породами, покрышка - глинами даехуринской свиты.

Рис. 251. Схема расположения месторождений нефти и газа :

1 - береговая линия; 2 - выходы фундамента на поверхность; 3 - ре­гиональные разрывы; 4 - глубина залегания фундамента, км; 5 - синк­линальные зоны - основные очаги нефтегазообразования; 6 - зоны или группы зон нефтегазонакопления с доказанной нефтегазоноснос-тью: I - Лангрыйская, II - Астрахановская, III - Гыргыланьи-Глухар-ская, IV - Волчинско-Сабинская, V - Эспенбергская, VI - Охино-Эхабинская, VII - Одоптинская, VIII - Паромайская, IX - Чайвинская, X - Восточно-Дагинская, XI - Ныйская, XII - Конгинская: 7 - 10 - ме­сторождения нефти и газа по величине геологических запасов (млн т): 7 - крупные (более 100): 12 - Одопту-море, 13 - Пильтун-Астохское, 14 - Аркутун-Дагинское, 15 - Чайво, 22 - Лунское, 23 - Киринское; 8 - относительно крупные (10- 100): 1 - Колендо, 2 - Оха, 3 - Эхаби, 4 - Восточное Эхаби, 5 - Тунгор, 6 - Волчинка, 7 - Западное Сабо, 8 - Сабо, 9 - Кыдыланьи, 10 - Мухто, 11 - Паромай, 16 - Усть-Эвай, 17 - им. Р.С. Мирзоева, 18 - Монги, 19 - Углекуты, 20 - Катангли, 21 - Набиль, 24 - Окружное; 9 - мелкие (1 -10): 10- очень мелкие (менее 1); 11 - 15 - типы месторождений по фазовому составу: 11 - нефтяные, 12 - газонефтяные, 13 - нефтегазовые, 14 - газовые,

15 - газоконденсатные

Нижне-среднемиоценовый (уйнинско-дагинский) НГКтерри-генный угленосный толщиной до 3000 м. Коллекторами служат тер-ригенные пласты в слоистой толще уйнинской и дагинской свит, региональной покрышкой - глины низов окобыкайской свиты.

Средне-верхнемиоценовый (окобыкайско-нутовский) НГК терригенный угленосный толщиной до 7000 м. В толще пересла­ивания коллекторами являются песчаники, покрышками - пе­рекрывающие их глины.

Возможно нефтегазоносные донеогеновые комплексы харак­теризуются, как правило, высокой степенью уплотнения пород.

К настоящему времени на северо-востоке Сахалина открыто 64 месторождения, в том числе семь в прибрежных зонах шельфа. Две трети ресурсов углеводородов области приходятся на окобы­кайско-нутовский комплекс. Среди месторождений преобладают многопластовые с залежами сводового типа и элементами текто­нического и литологического экранирования. Глубина залежей меняется от 50 до 3300 м. Основные месторождения на суше (Ок­ружное (рис. 252), Восточно-Дагинское (рис. 253), Восточно-Эха-бинское (рис. 254), Охинское (рис. 255), Эхабинское (рис. 256), Эрри, Тунгорское (рис. 257), Колендинское (рис. 258), Паромайс-кое (рис. 259), Шхунное (рис. 260), Некрасовское (рис. 261), Запад­но-Сабинское (рис. 262), Восточное Эхаби и др.) в значительной степени выработаны. Месторождения на шельфе отличаются боль­шими запасами и более благоприятными условиями разработки (Лунское, 1Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Одопту-море и др.), а в море острее стоят проблемы экологии. С дальнейшим развитием морских работ связываются основные перспективы расширения сырьевой базы в рассматриваемой НГО.

Окружное нефтяное месторождение (см. рис. 252) приуро­чено к одноименной брахиантиклинальной складке. Открыто в 1971 г. Расположено на берегу Охотского моря: западная его поло­ вина находится на территории острова, а восточная - в аква­ тории Охотского моря. Свод складки сложен породами барской свиты. На западном крыле углы падения 15-30°, на восточном они несколько круче. Кроме того, восточное крыло осложнено продоль­ ным разрывом. Плотность нефти 828,1 кг/м 3 , содержание серы 0,21, парафина 0,66%.

Восточно-Дагинское газонефтяное месторождение (см. рис. 253) расположено в нижнем течении р. Даги и представляет собой бра- хиантиклинальную складку, разбитую рядом разрывов. Открытое

Рис. 252. Окружное нефтяное месторождение :

1 - поисковые скважины, давшие нефть; 2 - изогипсы по электрорепе­ру внутри верхней части борской свиты; 3 - разрывы; 4 - нефтеносный горизонт; 5 - борская свита

1970 г., разрабатывается с 1974 г. Открыты две залежи: газонеф­ тяная в низах окобыкайской свиты и нефтяная - в верхней части дагинской свиты. Нефть имеет плотность 839,8кг/м 3 , содержание серы 0,31, парафина 12,24; пластовое давление 199,5 кгс/см 2 . Плот­ ность газа 0,5866 кг/м 3 , содержание метана 95,8 %.

Рис. 253. Восточно-Дагинское газонефтяное месторождение :

1 - изогипсы по кровле дагинской свиты; 2 - разрывы; 3 - контур нефтегазоносности; 4, 5, 6 - песчаные, глинистые и песчано-глинистые по­роды; 7 - нефть; 8 - нефть и газ

Охинское нефтяное месторождение (см. рис. 255) приуроче­ но к асимметричной, сильно нарушенной сбросами брахиантик- линали с крутым восточным (30-70°) и пологим западным (15-20°) крыльями. Амплитуда и площадь структуры увеличиваются с глу­ биной соответственно от 400 до 600 м и от 10 до 20 км 2 .

Открытое 1923г., разрабатывается с 1923г. Продуктивные пласты характеризуются сильной литологической изменчивос­ тью. Эффективные мощности их меняются от 1 до 90 м, порис­ тость 14-30%, проницаемость составляет (1-1500)-10" 15 м 2 . За-

Рис. 254. Восточно-Эхабинское нефтяное месторождение :

А - структурная карта надвинутой части структуры по кровле XVII пласта, Б - то же поднадвиговой части структуры по кровле 25-го пласта; 1 - изогипсы по кровле XVII и соответствующего ему 25-го пластов; 2 - разрывы; контуры: 3 - нефтеносности XVII и 25-го пластов, 4 - газоносно­сти 25-го пласта; 5 - нефть; 6 - газ; 7 - глинистые, 8 - песчаные породы

лежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. В на­чале разработки все залежи характеризовались режимом раство­ ренного газа, который постепенно перешел в гравитационный. Нефть тяжелая, плотностью 0,91-0,93 г/см 3 , смолистая (акциз­ ных смол 20-40 %).

Эхабинское нефтяное месторождение (см. рис. 256) приуро­ чено к антиклинальной складке, в строении которой принимают участие песчано-глинистые отложения миоцен-плиоценового воз­ раста. Открытое 1936г., разрабатывается с 1937г. Эхабинская брахиантиклиналъная складка северо-западного простирания име­ ет длину 6 км, ширину 2 км и амплитуду ловушки 250 м, асиммет­ рична, с пологим западным и крутым (до 65°) восточным крылом, осложненным продольным взбросом. Плоскость последнего накло­ нена на запад, амплитуда смещения 50-250 м. Складка по окобы- кайским горизонтам имеет сундучную форму, а по дагинским - гребневидную. На месторождении открыто восемь нефтяных за­ лежей и одна газовая. Коллекторами для нефти и газа служат пес­ ки и песчаники, эффективная пористость которых изменяется по площади в очень широких пределах - от 3 до 30%; в среднем по пластам она составляет 17-18%. Проницаемость коллекторов из­ меняется от 4 до 155 мдарси. Эффективная мощность четырех пластов 12-24 м, остальных - не превышает 9 % .Все залежи пла­ стовые сводовые и, за исключением трех пластов, срезанные раз­ рывом на восточном крыле.

Тунгорское нефтегазоконденсатное месторождение (см. рис. 257) приурочено к брахиантиклинали меридионального про­ стирания с углами падения восточного крыла 45", а западного до 20°. Открыто в 1958 г., разрабатывается с 1960 г. По продуктив­ ному окобыкайскому горизонту амплитуда складки 130м, площадь 8 км. Первый промышленный приток нефти получен в 1957 г. На месторождении открыто 15 залежей: 3 нефтяных, 7 газовых и 5 газоконденсатных, приуроченных к песчаным пластам с эффек­ тивной мощностью от 3 до 56 м, открытой пористостью 16- 22% и проницаемостью (1-140)-10 -1 4 м 2 . Залежи пластовые сводо­ вые, высота от 15 до 95 м. Нефтяные залежи характеризуются режимом растворенного газа с влиянием одностороннего напо­ ра краевых вод, вследствие чего залежи частично смещены на восточное крыло. Начальное пластовое давление в XX пласте 21,5 МПа, рабочие дебиты в начале эксплуатации 130-160т/сут, средний газовый фактор 180 м 3 /т.

Рис. 256. Эхабинское нефтяное месторождение :

1 - изогипсы по кровле XIII пласта; 2 - контур нефтеносности; 3 - разрывы; 4 - нефть; 5 - газ; 6 - глинистые, 7 - песчаные породы

Рис. 257. Тунгорское нефтегазоконденсатное месторождение :

а - структурная карта по кровле пласта XX; б - геологический разрез; 1 - изогипсы кровли XX, м; 2 - контур нефтеносности; 3 - нефть; 4 - газ; 5 - покрышка; 6 - песчаные породы

Рис. 258. Колендинское газонефтяное месторождение :

1 - изогипськ а - по кровле XVII пласта, б - по кровле XXI пласта; 2 - разрывы; контуры: 3 - газоносности XVII пласта, 4 - нефтеносности XVII пласта, 5 - нефтеносности XXI пласта для южной периклинали; 6 - нефть;

7 - газ; 8, 9 - глинистые и песчаные породы соответственно

Колендинское газонефтяное месторождение (см.. рис. 258) приурочено к асимметричной брахиантиклинали северо-западно­ го простирания, с углами падения западного крыла 5-7°, восточ­ ного 12-15°. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1964 г. Неф­ тегазоносны отложения дагинской и окобыкайской свит среднего и верхнего миоцена. В интервале глубин 1000-1600м установлено шесть газовых залежей и одна газонефтяная. Залежи пластовые сводовые. Газ преимущественно метановый; нефть тяжелая, плотностью 0,874-0,927 г/см. 3 , содержит много смол (24-48 %) и парафина (2 %).

Паромайское нефтяное месторождение (см. рис. 259) приуро­ чено к одноименной антиклинальной складке. Открыто в 1951 г., разрабатывается с 1951 г. Вскрытый скважинами разрез сложен песчано-глинистыми отложениями, расчлененными на нутовскую и окобыкайскую свиты. Паромайская антиклиналь имеет длину око­ ло 20 км и осложнена несколькими более мелкими складками. Запад­ ное крыло структуры с углами падения в присводовой части 60-80° нарушено продольным взбросо-надвигом, по которому сводовая часть надвинута на относительно пологое западное крыло. Плос­ кость разрыва наклонена на восток, амплитуда смещения дости­ гает в своде 700 м и уменьшается к югу. Нефтяные залежи приуро­ чены к поднадвиговой части структуры, разбитой поперечными и диагональными нарушениями (преимущественно сбросового харак­ тера) на многочисленные блоки. Амплитуды сбросов изменяются от 10 до 200 м. На месторождении открыты 12 залежей нефти, причем две залежи имеют газовые шапки. Песчаные пласты, содер­жащие нефть и газ, имеют эффективную мощность от 2 до J 5 м и пористость 27-19%, которая уменьшается вниз по разрезу. Все залежи по типу ловушек относятся к пластовым тектонически экранированным (поднадвиговым) и, кроме того, осложненным по­ перечными и диагональными разрывами. Нефти месторождения относительно легкие, с плотностью 815,7-840,6 кг/м 3 . Содержат парафина 0,19-3,48, серы 0,14-0,31 %; выход легких фракций (до 300°С) составляет 75-84 %. Газы метановые, плотностью 0,6553- 0,7632 кг/м 3 , с содержанием тяжелых углеводородов до 10-23 %.

Шхунное газонефтяное месторождение (см. рис. 260) приуро­ чено к самой северной антиклинальной складке Гыргыланьинской зонынефтегазонакопления. Открытое 1964г., разрабатывается с 1972г. Структура имеет широкий свод, относительно крутое (25- 30°) восточное крыло и пологое (15-20°) западное. Диагональными разрывами она разбита на ряд блоков. Наиболее крупным является разрыв северо-западного простирания, по которому опущена север­ ная периклиналь. Амплитуда этого нарушения достигает 240 м, плоскость разрыва наклонена на юго-запад под углом около 60°. На месторождении открыто 4 газовые и 5 нефтяных залежей. Все они приурочены к коллекторам нижнеокобыкайской подсвиты, имею­ щим, эффективную мощность от 12 до 53 м, пористость 25-26 % и проницаемость до 433 мдарси. Глубина залегания промышленных

Рис. 259. Паромайское нефтяное месторождение :

1 - изогипсы по кровле VIII пласта; 2 - разрывы; 3 - нефть; 4 - газ; 5 - контур нефтеносности; 6 - песчаные, 7 - глинистые породы

скоплений нефти и газа - от 650 до 1260 м.Все залежи нефти и одна залежь газа находятся в северном блоке и относятся к пластовым тектонически экранированным (на периклинали). В центральном блоке открыты залежи газа, которые по типу ловушек относятся

Рис. 260. Шхунное газонефтяное месторождение :

1 - йзогипсы по кровле VII пласта; 2 - разрывы; 3 - контуры: а - неф­теносности, б - газоносности; 4, 5, 6 - песчаные, глинистые и песчано-глинистые породы; 7 - нефть; 8 - газ

к пластовым сводовым, разбитым разрывами на блоки. Высота за­ лежей в своде не превышает 25 м, а на периклинали - 50 м. Нефть месторождения тяжелая, с плотностью 928,4-932,8 кг/м 3 ; содер­ жит акцизных смол до 12, серы -0,21-0,32, парафина -0,44-0,62%. Газ метановый, плотностью 0,5662-0,6233кг/м 3 , с содержанием тя­ желых углеводородов до 2,8%.

Некрасовское газонефтяное месторождение (см. рис. 261) приурочено к брахиантиклинальной асимметричной складке с кру­тым восточным (до 40°) и пологим западным (10-15°) крыльями. Открытое 1957г., разрабатывается с 1963г. Строение складки- на глубине (по отложениям окобыкайской свиты) значительно ус­ ложнено большим количеством разрывных нарушений с амплиту- дамидоЗООм. Открыто 10 залежей:2 нефтяные, 3 газонефтяные и 5 газовых. Нефти месторождения легкие, плотность их колеб­ лется от 775 до 843 кг/м 3 . Содержание серы составляет 0,1-0,3, парафина - до 2%. Выход легких фракций (до 300° С) достига­ ет 70-90%. Установлена высокая растворимость нефти в газе, наличие конденсата. Начальный газовый фактор дости­ гает 2000 м э /т. Все залежи относятся к пластовым сводовым, разбитым разрывами на блоки.

Коллектором для нефти и газа служит разнозернистый пес­ чаник с эффективной пористостью около 18 %, проницаемостью до 150 мДарси. Дебиты нефти изменяются от 10-15до 42т/"сут­ ки, дебиты газа достигают 75-100 тыс. м/сутки. Нефтьлегкая, плотность 797-821,2 кг/м 3 , содержание акцизных смол 6-7, пара­ фина 1-2, серы 0,1-0,2 %. Выход легких фракций 77-94 %. Началь­ ное пластовое давление 242,5 кгс/см 2 , пластовая температура 84,5°С. Газовый фактор колеблется от 475 до 1600 м 3 /т. В составе газа преобладает метан (85,4-90,0%), отмечено большое содер­жание этана и высших углеводородов (до 10%).

Западно-Сабинское газонефтяное месторождение (рис. 262) расположено западнее Сабинского и приурочено к антиклиналь­ ной складке, осложняющей западное крыло антиклинальной зоны. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1966 г. Представляет со­ бой куполовидное поднятие размером 3,3x5,5 км, нарушенное мно­ гочисленными сбросами с амплитудами от нескольких десятков до 200 м. Углы падения породна крыльях не превышают 5-6°. От­крыто 6 залежей: 4 нефтяные, одна газонефтяная и одна газовая. Нефтяная залежь VIII пласта по запасам является наибольшей. Пласт, залегающий на глубине 1263-1407 м, представлен череда-

ванием тонких песчаных и глинистых прослоев общей мощностью до 39 м. Средняя эффективная мощность 11м. Пористость пес­ чаных коллекторов составляет 20 %, проницаемость в среднем - 300 мДарси. Нефтеносность VIII пласта впервые была установ­ лена в скв. 1, при испытании которой получен приток нефти с де­ битом 12 т/сутки (через 6-миллиметровый штуцер). Пластовое давление в залежи 125,2 кгс/см 2 , начальный газовый фактор 30- 40м 3 /т. Нефть тяжелая (плотность 973кг/м 3 ), слабопарафинис-тая (1,8 %), бессернистая. Высота нефтяной залежи 110м.

Южно-Охинское газонефтяное месторождение приурочено к одноименной куполовидной складке размером 2x1,5 км и ампли­ тудой поднятия около 80 м. В северной ее части проходит сброс северо-восточного простирания с амплитудой 400 м. Два других разрыва, но уже северо-западного простирания, с амплитудой 40 и 140м, осложняют свод и южную периклиналь структуры. Склад­ ка по верхним горизонтам асимметрична: углы падения западного крыла 10-15°, восточного до 45°. Свод складки с глубиной смеща­ ется к западу на 800-900м. Открытое 1949г., разрабатывается с 1952 г. На месторождении открыто 6 залежей: 3 газовые, 2 газо­ вые с нефтяными оторочками и одна нефтяная. Все продуктив­ ные пласты сложены песками со средней пористостью 19-27 % и эффективной мощностью от 1 до 22м. Газ месторождения сухой, метановый, с плотностью 0,575-0,645кг/м 3 . Нефти имеют плот­ность 838-852кг/м 3 , содержат акцизных смол до 10, парафина до 6 %. Пластовые воды гидрокарбонатно-натриевые, с минерализа­ цией около 14 г/л.

Северо-Охинское газонефтяное месторождение приуроче­ но к небольшой антиклинальной складке, осложняющей северную периклиналь Охинской структуры. Свод ее сложен глинисто-пес­чаными осадками нижненутовской подсвиты, под которыми за­ легают песчано-глинистые отложения окобыкайской свиты мощ­ ностью 1100м. Открытое 1967г., разрабатывается с 1967г. От­крыто 5 залежей: одна газовая, две нефтяные с газовыми шапка­ ми и две нефтяные. Промышленные скопления залегают на глуби­ нах 900-1400 м. Эффективная мощность пластов колеблется от 8 до 23 м, пористость - от 20 до 23%. Пласты характеризуются резкой литологической изменчивостью. Нефти месторождения имеют плотность от 842,1 до 869,3 кг/м 3 , содержат 12-28% ак­ цизных смол и 0,6-2,8% парафина. Газы метановые, с плотнос­ тью 0,5871-0,5945 кг/м 3 , увеличивающейся вниз по разрезу.

Мухтинское газонефтяное месторождение является самым крупным месторождением Паромайской зоны нефтегазонакопле- ния. Приурочено к антиклинальной структуре. Открытое 1959г., разрабатывается с 1963г. Мухтинская антиклиналь отделена от Паромайской небольшим седловидным прогибом. Углы падения по­ род ее западного крыла в присводовой части составляют 50-85, восточного - 20-30°. Вдоль западного крыла складки проходит ре­ гиональный взбросо-надвиг с амплитудой 600-800 м, по которому восточный блок надвинут на западный; кроме того, поперечными и диагональными разрывами типа взбросов складка разбита на ряд блоков. Открыто 14 залежей: 3 газонефтяные, остальные нефтя­ ные. По типу ловушек залежи тектонически экранированные на периклинали и пластовые сводовые, разбитые на самостоятель­ ные блоки. Эффективная мощность пластов-коллекторов изменя­ ется обычно в пределах 5-20 м. Пористость коллекторов 21-30 %, проницаемость - до 500 мДарси. Нефти месторождения в четы­ рех верхних пластах имеют плотность 830-906,6, в нижних - 829,9-874,0 кг/м 3 ; содержание серы 0,1-0,2, парафина 0,7-3,2%. Газ метановый, с плотностью 0,5944-0,6232 кг/м 3 и содержанием тяжелых углеводородов 3,2-3,5 %. Воды гидрокарбонатно-натри- евые, с минерализацией 6-28 г/л, возрастающей вниз по разрезу.

Волчинское газонефтяное месторождение связано с круп­ ной антиклинальной складкой, осложненной в южной части более мелкими локальными структурами. Открыто в 1963 г., разраба­ тывается с 1972г. Месторождение многопластовое: в дагинской свите в отдельных тектонических блоках выявлены нефтяные залежи. На Северинской и Ключевской площадях (свод и южные пе- риклинальные блоки структуры) в окобыкайской свите установ­лено 10 газоносных пластов и, кроме того, в дагинской свите об­ наружена залежь газа. В пределах месторождения выявлен ряд сбросов с амплитудами до 200 м, которые часто служат текто­ ническими экранами для нефтяных и газовых скоплений. Коллек­ торами нефти и газа являются пачки пород, представленные пе­реслаиванием песчаных разностей, мощностью до первых десят­ ков метров, с глинистыми и алеврито-глинистыми разностями. Открытая пористость песчаников составляет 20-25 %, а прони­ цаемость - 500-600 мДарси.

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторожде­ ние расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 67км к ЮВ от г. Оха и в 17 км от берега. Открыто в 1986 г., по запасам

относится к категории крупных. Приурочено к Одоптинской ан­ тиклинальной зоне. Месторождение контролируется крупной ан­ тиклинальной складкой, осложненной тремя куполами - Пильтун- ским, Южно-Пильтунским и Астохским. Амплитуда каждого - от 100 до 200 м. Антиклиналь осложнена сбросами амплитудой 20-40 м, которые разделяют структуру на ряд блоков и контролируют рас­ пространение залежей по площади. Углы падения слоев на запад­ ном крыле 10-12°, на восточном - 8-10°. Нефтегазоносны терри- генные отложения нижненутовской подсвиты нижнего миоцена. До­ казана продуктивность 13 пластов. Глубина кровли верхнего 1300м, нижнего - 2334 м. Пористость от 22 до 24%, t - 50,5- 73°С. Плот­ ность нефти 0,874-0,876г/см 3 , вязкость 0,11-0,5МПа-с, содержа­ ние серы 0,12-0,27%, парафина 0,21-2,56%, смол и асфальтенов 2,5-4,3 %. Плотность газа по воздуху 0,604-0,638; газ содержит ме­ тана 94,11-91,75 %, углекислого газа 0,52 %, азота 0,28-0,84 %.

Аркутун-Дагинское нефтегазокондепсатное месторожде­ ние расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 123км восточно-юго-восточнее от г. Оха, в 26 км от береговой линии. При­ урочено к Одоптинской антиклинальной зоне. Открыто в 1986 г., по запасам относится к категории средних. Залежи контролиру­ ются тремя антиклинальными складками - Аркутунской, Дагинс- кой иАйяшской. Размеры общей структуры 56x10км (покровлениж- ненутовскогоподгоризонта), амплитуда - до 500 м. Нефтегазонос­ ны терригенные отложения нижненутовского подгоризонта ниж­него миоцена (10 пластов); глубина кровли верхнего - 1700 м, ниж­ него - 2300 м. Пористость коллекторов в среднем 23%, t - om 60 go 71 °. Плотность нефти 0,824-0,844 г/см 3 , вязкость 0,41-0,5 МПа-с, содержание серы 0,18-0,38 %, парафина 0,15-2,59 %, смол и асфаль­ тенов 2,2-5,73 %. Плотность газа по воздуху 0,614-0,660. Конден- сатный фактор - 108,5. Газ содержит метана 94,44-90,85 %, угле­ кислого газа 0,23-1,03 %, азота 0,30-0,35 %.

Одопту-Море нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 6-8 км от берега и 40-50 км к югу от г. Оха. Открыто в 1977г. Приурочено к Одоптинской антиклинальной зоне. По кровле нутовской свиты (N 1 nt ) размеры 6,5x32 км, амплитуда 200 м. Свод структуры ослож­ нен тремя куполами - северным, центральным и южным, размеры от 6 до 12 км. Западное крыло складки более крутое, чем восточ­ ное, углы падения слоев 5-17° и 3-7°. Разрывных нарушений не ус­ тановлено. Нефтегазоносные отложения нижненутовской под свиты нижнего миоцена представлены песчаниками, алевролита­ ми и аргиллитами. Установлено 13 продуктивных пластов-коллек­ торов. Глубина кровли верхнего пласта 1250м, нижнего 1972м. По­ ристость коллекторов от 19 до 25%, проницаемость в среднем 0,56 мкм 2 . Начальные пластовые давления 17,1-21,3 МПа, 162-72°С. Начальные дебиты нефти от 10,5 до 90 т/сут. Плотность нефти 0,839-0,871 г/см- 3 , вязкость 0,74-1,18МПа-с, содержание серы 0,2- 0,4%, парафина 0,5-1,3%, смол и асфальтенов 3,91-8,8%. Плот­ность газа по воздуху 0,584-0,636. Газ содержит метана 94,85- 96,4 %, углекислого газа 0,12%, азота 0,51-1,10 %.

Лунское-Море нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 335 км к югу от г. Охи и 12-15 км от берега. В тектоническом отношении приурочено к Ныйской антиклинальной зоне. Открыто в 1984 г. Контролируется крупной брахиантиклинальной складкой разме­ ром 8,5x26 км (по кровле дагинской свиты) и амплитудой 600 м. Структура пересечена серией сбросо-сдвиговых нарушений с ам­ плитудой смещения от нескольких до 200 м. Углы падения слоев на крыльях структуры 8-10°. По верхним горизонтам складка выпо-лаживается, углы падения уменьшаются до 3-4°. Нефтегазонос­ ный комплекс приурочен к дагинской свите нижнего-среднего ми­ оцена, сложенной терригенными песчаниками, алевролитами и ар­ гиллитами. На месторождении установлена продуктивность 15 пластов-коллекторов. Это газоконденсатные залежи, нефтяные оторочки открыты в 4 из них. Кровля верхнего пласта на глубине 2082 м, нижнего - 2843 м. Пористость коллекторов от 24 до 26%, t - от 72 до 82°С. Плотность нефти 0,816 г/см 3 , вязкость 0,25- 0,7 МПа-с, содержание серы 0,13%, парафина 1,44-1,79%, смол и асфальтенов 1,2-1,45%. Плотность газа 0,621-0,630. Газ содер­ жит метана 93-92,06 %, углекислого газа 0,28 %, азота 0,65-1,14 %.

Кирийское газоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном, шельфе о. Сахалина в 65 км к востоку от пос. Ноглики и 20 км от берега. В тектоническом отношении оно при­ урочено к Ныйской антиклинальной зоне. Открыто в 1992 г., по запасам относится к категории средних. Залежи газоконденсата ограничены антиклинальной структурой, представляющей собой вытянутую складку, осложненную поперечным сбросом небольшой амплитуды. Размеры складки 10x1,5км (покровле дагинскогогори­ зонта), амплитуда 200 м. Газоносны терригенные отложения да- гинского горизонта нижнего-среднего миоцена, в которых откры mo 4 газоконденсатных пласта. По данным, испытаний предпола­ гается, что в верхних трех пластах существует одна массивная залежь с единым газоводяным контактом. Глубина кровли верхне­ го пласта 2820 м, нижнего - 2968 м. Пористость коллекторов - 18-22%.

Чайво-Море нефтегазоконденсалшое месторождение рас­ положено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 120 км к юго- востоку от г. Оха и в 12 км от берега. Приурочено к безымянной седловине между Чайвинской и Пильтунской синклинальными зо­ нами. Открыто в 1979г. Залежи контролируются брахиантикли-нальной складкой простого строения размером 4x8 км по кровле нижненутовского подгоризонта и амплитудой до 150м. Ось склад­ ки ориентирована на северо-запад. Нефтегазоносные нижнемио­ ценовые отложения нижненутовского подгоризонта представле­ ны песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Установлена про­ дуктивность 10 пластов-коллекторов. Глубина залегания верхнего пласта 1175 м, нижнего 2787 м. Пористость 19-25%, проницае­ мость 0,163-0,458 мкм 2 (68-87°С.Плотностънефти 0,832-0,913 г/ см 3 , вязкость 0,640-0,642 МПа-с, содержание серы 0,1-0,4%, па­ рафина 0,5-1,3%, смол и асфальтенов 5-13,1%. Плотность газа по воздуху 0,624-0,673. Газ содержит метана 93,6-93,8 %, углекис­ лого газа 0,3-0,52 %, азота 0,3-0,6 %.

ЮЖНО-САХАЛИНСКАЯ НГО площадью 47,5 тыс. км 2 (в том числе перспективная площадь суши - 4 тыс. км 2) отличается зна­чительно меньшими толщинами неогеновых отложений и сокра­щенным разрезом палеогена. Выделяется Макаровский прогиб с мощностью кайнозойского осадочного чехла 6 - 7 км и располо­женный к востоку Владимирский прогиб с мощностью осадочных отложений до 3 - 4 км. Ресурсы углеводородов связаны, в основ­ном, с окобыкайско-нутовским нефтегазоносным комплексом. От­крыты три небольших месторождения газа: Восточно-Луговское, Южно-Луговское и Золоторыбинское. Общий потенциал НГО оце­нивается невысоко.

ЗАПАДНО-САХАЛИНСКАЯ НГО площадью 135 тыс. км 2 в сво­ей субаквальной части приурочена к акватории Татарского про­лива и смежных районов Японского моря. Перспективная площадь акватории в пределах шельфа о. Сахалин составляет 23,6 тыс;, км 2 . Высокая степень эродированности отложений на островной час­ти области, неблагоприятный для аккумуляции лито-фациальный состав неогеновых отложений и на большей части площади области высокая степень литофикации палеогеновых и верхнемеловых отложений, значительно снижает перспективы нефтегазоносности области.

Крупнейшей геологической структурой Западно-Сахалинской НГО является - Западно-Сахалинский прогиб, охватывающий акваторию Татарского пролива (северные широты г. Чехова), Амурского лимана и смежные районы Северо-Западного Саха­лина. В осадочном чехле мощностью до 4 - 5 км выделяются верхне-меловой, палеоген-среднемиоценовый и верхнемиоценовый комплексы, отличающиеся смещением структурных планов. Бо­лее сложно устроена южная часть Западно-Сахалинского проги­ба, где на восточном крыле развиты крупные, довольно крутые асимметричные брахиантиклинали, нарушенные значительными продольными разрывами (Красногорская, Старомаячнинская).

Большая часть начальных суммарных ресурсов УВ отнесена к Нутовско-Окобыкайскому НГК и уйнинско-дагинскому комплек­сам. Около 74% начальных суммарных ресурсов составляют нефть и конденсат. В целом на долю Западно-Сахалинской ПНГО прихо­дится лишь около 8% начальных суммарных ресурсов УВ Сахалин­ского шельфа. В пределах ПНГО основные УВ приурочены к глу­бинам до 3 км.

На западном шельфе Сахалина в отложениях окобыкайско-нутовского комплекса (маруямская свита) открыто Изыльметьевское газовое месторождение.

ЗАПАДНО-КАМЧАТСКАЯ НГО площадью 70 тыс. км 2 занима­ет прогибы западного побережья п-ва Камчатка и прилегающей акватории (Западно-Камчатский, Охотско-Колпаковский, Воям-польский и др.). Крупнейшая тектоническая структура области является Западно-Камчатский синклинорный прогиб с мощностью осадочного чехла 6,5 км. Основная часть разреза представлена па­леоген-неогеновыми терригенными и кремнисто-глинистыми от­ложениями, среди которых развиты пласты с удовлетворительны­ми емкостно-фильтрационными свойствами и изолирующие дос­таточно мощные пачки. Нижнюю часть осадочного чехла слагают песчано-глинистые верхнемеловые отложения.

Перспективы нефтегазоносности связываются (в порядке убывания) с неогеновыми, палеогеновыми и верхнемеловыми комплексами. Вторая крупная отрицательная структура Западно-Камчатской НГО - Охотско-Колпаковский тыловой прогиб - имеет осадочный чехол мощностью до 8 км. Он практически целиком представлен неогеновыми отложениями, в верхней части разреза которых имеются мощные пласты хороших поровых кол­лекторов.

На суше открыто четыре небольших по запасам газоконден-сатных месторождения (Кшукское и др.) на глубине 1200 - 1600 м, приуроченных к нижнемиоценовому и средне-верхнемиоценово­му комплексам; газопроявления отмечены в отложениях эоцена и верхнего мела.

Кшукское газовое месторождение - первое месторождение, открытое на Камчатке, расположено на ее юго-западном, побере­ жье и приурочено к антиклинальной складке размером 8x5 км, с амплитудой около 100 м. Продуктивны вулканомиктовые песча­ ники кавранской серии (верхний миоцен-плиоцен), обладающие от­ крытой пористостью 12-32 % и проницаемостью 0,02-0,15мкм 2 и более. Глубина залегания продуктивного горизонта 1149-1560 м. Дебиты скважин составляют от 70-207 тыс. м 3 /с на штуцере 12 мм, до 706 тыс. м 3 /с газа на штуцере 27 мм и 4,1 мУс газокон­ денсата.

В целом, по Западно-Камчатской НГО основная часть прогноз­ных ресурсов нефти и газа приурочена к неогеновым и палеоге­новым отложениям.

Ульянско-Мареканская, Северо-Охотская, Центрально-Охотская и Южно-Охотская перспективные нефтегазоносные области выделены в акватории Охотского моря и на прилегаю­щих участках суши по аналогии с областями доказанной нефте-газоносности. По геофизическим и геологическим данным в их пределах предполагаются крупные осадочные бассейны, выпол­ненные преимущественно терригенными, реже кремнисто- вул­каногенными породами суммарной толщиной 5000 - 8000 м (Го-лыгинский прогиб и др.) палеогенового, неогенового и четвертич­ного возрастов.

Месторождения Сахалина в основном приурочены к ловуш­кам структурного типа. Наиболее широко развиты месторожде­ния, связанные с антиклинальными складками с нарушенными сводами (Охинское, Узловое, Сабинское, Катанглинское и др.). Ограниченное распространение имеют месторождения связан­ные с антиклинальными и брахиантиклинальными складками с ненарушенными сводами (Прибрежное, Тунгорскоеидр.) и мес­торождения, приуроченные к моноклиналям (Паромайское, Се­верное Колендо). Большая часть залежей пластовые с эффективной мощностью 5 - 25 м, иногда до 50 - 60 м с открытой пористо­стью 13-20%.

Подавляющее большинство залежей осложнено разрывными нарушениями, литологическим выклиниванием, стратиграфичес­ким срезанием. Основные запасы нефти 84% приурочены к глу­бинам 0 - 2 км, газа - 1 - 3 км, газоконденсата (90%) - 2 - 3 км.

Перспективные территории Дальнего Востока

Орогенические области в пределах России изучены в отноше­нии нефтегазоносности крайне неравномерно и в целом слабее, чем платформенные области. Имеются крупные территории и участки шельфа, о перспективах которых на нефть и газ можно судить с большей или меньшей уверенностью на основании общегеологи­ческих соображений и аналогии с провинциями и областями, где нефтегазоносность доказана практическими результатами геолого­разведочных работ. На соверменной стадии изученности в качестве перспективных элементов нефтегазогеологического районирова­ния может быть выделен ряд самостоятельных (не входящих в про­винции или области) перспективных нефтегазоносных районов (Момо-Зырянский прогиб, группа дальневосточных впадин). Кро­ме того, известно несколько межгорных впадин (Кузнецкая, Северо- и Южно-Минусинская, Селенгинская, Байкальская, Тункинская, Баргузинская), которые уже вовлечены в сферу геологоразведоч­ных работ, но из-за неопределенности геологических материалов обоснованной количественной оценки не имеют.

Момо-Зырянский прогиб входит в состав Верхояно-Колымской складчатой области. Прогиб имеет перспективную площадь по мезо-кайнозойским отложениям около 50 тыс. км 2 . В разных рай­онах прогиба отмечались довольно обильные выходы углеводород­ных газов с высоким содержанием тяжелых гомологов, а также битумы в отдельных горизонтах юрского разреза. В последние годы пробурено несколько скважин, в одной из них (Индигирская пло­щадь) из отложений неогена получен слабый приток газа дебитом 1,7 тыс. м 3 /сут. Изученность прогиба остается крайне слабой, оцен­ка перспектив нефтегазоносности неопределенная.

Самостоятельный перспективный объект представляют впа­дины и прогибы на юге Дальнего Востока: Зее-Буреинская, Среднеамурская, Ханкайская и другие. Они находятся в области рас­пространения мезозойской складчатости, имеют мезо-кайнозой- ский осадочный чехол, включающий отложения континентально­го и морского генезиса. Впадины различны по строению, разме­рам, условиям формирования.

Интерес к южно-дальневосточным впадинам связан во мно­гом с тем, что в приграничных с Россией районах Китая и Монго­лии континентальные толщи характеризуются региональной неф-тегазоносностыо (впадина Сунляо и др.). В Зее-Буреинской, Сред-неамурской, Ханкайской, Верхнебуреинской впадинах уже про­ведены, хотя и в небольшом объеме, специальные работы нефтя­ного профиля, включая разведочное бурение.

ВЕРХНЕБУРЕИНСКИЙ ГАЗОНОСНЫЙ РАЙОН (площадь 10,5 тыс. км 2) расположен в пределах Хабаровского края и связан с ме­зозойской впадиной, входящей в систему Монголо-Охотского складчатого пояса (рис. 263).

О геологическом строении впадины известно, главным обра­зом, по работам, производимым в связи с изучением твердых (в первую очередь угля) полезных ископаемых. Специальные рабо­ты на нефть и газ проведены в небольшом объеме в последние годы; в результате открыто Адниканское газовое месторождение с за­пасами 2 млрд м 3 .

Потенциал нефтегазоносности Верхнебуреинской впадины оценивается в целом невысоко и связывается с мезозойскими от­ложениями, представленными двумя комплексами: юрским морс­ким терригенным толщиной до 3000 м и верхнеюрско-меловым кон­тинентальным терригенно-угленосным толщиной до 4000 м. На Адниканском месторождении продуктивны меловые (кындальская свита) песчаники, перекрытые алеврито-глинистыми породами; залежи, по-видимому, являются пластовыми, тектонически экрани­рованными. Прогнозные ресурсы углеводородов сосредоточены, в основном, в меловом комплексе (62%), остальные - в юрском (38%).

Один из интересных объектов поисков нефти и газа связан с впадинами Прибайкалья и Забайкалья - Тункинской, Гусиноостровской, Байкальской, Баргузинской и Селенгинской. Эти меж­горные впадины, входящие в состав Монголо-Охотской складча­той системы, морфологически образуют крупные грабены, выпол­ненные преимущественно пресноводными отложениями мезозоя, миоцена и плиоцена. В разные годы в них было пробурено несколь­ко скважин, не давших положительных результатов. Перспекти­вы этих впадин в настоящее время могут быть оценены только на предположительном качественном уровне.

Рис. 263. Верхнебуреинский нефтегазоносный бассейн :

1 - границы бассейна; 2 - изогипсы поверхности фундамента (палео­зоя); 3 - тектонические нарушения; 4 - выходы фундамента на поверх­ность; 5 - Адниканское газовое месторождение

Кузнецкая, Северо- и Южно-Минусинская впадины находят­ся на юге Западной Сибири в системе горных сооружений Куз­нецкого Алатау и Саян. Впадины имеют размеры от 10 до 50 тыс. км 2 , резко выражены в рельефе, имеют чехол терригенных и кар­бонатных пород палеозоя и мезо-кайнозоя толщиной до 5000 м. Начиная с 1940-х гг., во впадинах ведутся, хотя и с перерывами, буровые и геофизические работы, ориентированные преимуще­ственно на девонские и верхнепалеозойские отложения, в резуль­тате чего в них установлены прямые проявления нефти и газа.

Так, в Кузнецкой впадине притоки газа, использованные для местных нужд, были получены на Плотниковской, Борисовской, Абашевской и других площадях; на первой из них наблюдалось выделение светлой нефти.

В Минусинских впадинах небольшие притоки газа с дебитами 2 - 3 тыс. м"/сут были получены на Западно-Тагарской и ряде других площадей, а на Быстрянской площади в скв. 1 дебит газа составил примерно 180 тыс. м 3 /сут, но промышленный характер этого газового скопления бурением последующих разведочных скважин но подтвердился. На Алтайской, Сользаводской площа­дях были получены притоки нефти по 10 - 20 л/сут.

Несмотря на продолжительность изучения, достоверная оцен­ка перспектив нефтегазоносности рассмотренных впадин отсут­ствует. В свете новых геолого-геофизических данных, полученных в Минусинских впадинах в последние годы, предполагается боль­шая, чем ожидалась раньше, рольлитологических факторов в рас­пределении нефти и газа, что требует корректировки методики ведения поисково-разведочных работ.

Контрольные вопросы к главе 5

Какие особенности геологического строения характерны для провинций складчатых территорий?

Каково значение провинций складчатых территорий в со­временной добыче нефти и газа?

В каких провинциях складчатых территорий отмечен гря­зевой вулканизм?

Роль Закавказской провинции в становлении нефтегазовойпромышленности мира.

Назовите нефтегазоносные комплексы Закавказской про­винции.

Какие нефтегазовые месторождения Закавказской провин­ции открыты на Каспийском шельфе?

Каковы перспективы нефтегазоносности Каспийского шельфа в Западно-Туркменской провинции?

Назовите нефтегазоносные области, входящие в Тяньшань-Памирскую провинцию.

Какова роль Сахалинской нефтегазоносной области в Охот­ской провинции?

Перечислите нефтегазоносные комплексы Камчатской неф­тегазоносной области Охотской провинции.

Нефтегазоносные комплексы (НГК) представляют собой комплексы пород осадочного чехла и верхней части фундамента нефтегазоносных провинций, имеющие относительно единые условия формирования и преобразования пород, ОВ и месторождений нефти и газа, а также единые гидродинамические условия.

НГК характеризуются следующими показателями:

1) литологическим составом и возрастом пород;

2) толщиной и площадью распространения (объёмом);

3) соотношением коллекторов и флюидоупоров, нефтегазопроизводящих и продуктивных пород;

4) гидрогеологическими условиями;

5) генетическими и морфологическими типами ловушек;

6) условиями залегания и закономерностями размещения залежей нефти и газа.

По литолого-стратиграфическому объёму НГК охватывают одну-две или три смежные формации или являются их частью.

Классификации нефтегазоносных комплексов . Э.А. Бакиров классифицировал НГК по генетическому и геотектоническому признакам. В основе генетического признака лежит характер соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород, а в основе геотектонического признака - характер пространственного распространения НГК.

По характеру соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород или признаку первичной и вторичной нефтегазоносности НГК разделяются на первично-нефтегазоносные, вторично-нефтегазоносные и смешанные.

Первично-нефтегазоносные, или сингенетичные, НГК состоят из нефтегазопроизводящих пород, пород-коллекторов и перекрывающих их региональных флюидоупоров. Снизу такие комплексы изолированы покрышкой нижележащего регионального нефтегазоносного комплекса или породами фундамента.

Во вторично-нефтегазоносных, или эпигенетичных, НГК нефтегазопроизводящие породы отсутствуют, обладают малой продуктивностью или ещё не достигли главной зоны нефтеобразования. УВ поступают в них из сингенетичных комплексов в результате вертикальной миграции по проницаемым зонам. Масштаб нефтегазоносности эпигенетичных НГК находится в прямой зависимости от производящего потенциала нижележащего сингенетичного комплекса и экранирующих свойств его покрышки.

В смешанных, или эписингенетичных, НГК залежи содержат как сингенетичные УВ, так и УВ мигрировавшие из других комплексов.

По масштабам распространения НГК разделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные. Региональные НГК принимаются в этой классификации в трактовке А.А. Бакирова, впервые выделившего их в 1959 году, как литолого-стратиграфические подразделения, содержащие скопления нефти и газа в пределах обширных территорий, соответствующих НГП или большим их частям. К субрегиональным НГК относятся комплексы пород, содержащие скопления нефти и газа только в пределах одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Комплекс пород, продуктивный в пределах зоны нефтегазонакопления, выделяется как зональный НГК . Локальные НГК продуктивны в пределах одного или нескольких месторождений, не связанных общими признаками.

Строение проницаемой части НГК . Проницаемая или внутренняя часть НГК по объёму соответствует водоносному комплексу ГГБ - проницаемой толще пород, заключённой между двумя региональными водоупорами (покрышками). По внутреннему строению проницаемой части НГК можно разделить на четыре типа.

К первому типу относятся НГК, в которых основную часть разреза составляют гидродинамически связанные проницаемые породы. Внутри таких комплексов могут быть лишь локальные, бессистемно расположенные флюидоупоры. В комплексах этого типа крупные залежи нефти и газа, как правило, приурочены к кровле пород-коллекторов и связаны с массивными и массивно-пластовыми природными резервуарами.

Ко второму типу относятся НГК, в которых относительно выдержанные породы-коллекторы и флюидоупоры чередуются между собой. Поэтому залежи нефти и газа здесь могут формироваться по всему разрезу комплекса в природных резервуарах пластового и пластово-массивного типа. Многопластовые месторождения относятся к сводовому и дизъюнктивно экранированному типам структурного класса, а также к литологически экранированному типу литологического класса. Количество продуктивных пластов в месторождении может достигать сорока и более.

К третьему типу относятся НГК, в составе которых преобладают непроницаемые породы. Здесь развиты литологически ограниченные природные резервуары и ловушки, которые приурочены к отдельным линзовидным телам проницаемых пород. Природные резервуары пластового типа имеют подчиненное положение. Залежи нефти и газа в таких комплексах могут быть встречены по всему разрезу НГК. Этот тип НГК широко распространён в дельтовых комплексах и отложениях материковых подножий (турбидитах).

К четвертому типу НГК относится особый тип сингенетичных комплексов, связанный с глинистыми породами типа баженитов и доманикитов, а также – с некоторыми карбонатными разностями пород. В этих НГК нефтегазопроизводящие породы одновременно являются и нефтегазосодержащими. Продуктивность НГК данного типа во многом связана с высоким содержанием ОВ и зонами новейшей тектонической активизации.

В пределах малоизученных территорий, а также в нижних частях разреза осадочного чехла старых НГП выделяют перспективно нефтегазоносные комплексы . Это части разреза, в которых скопления нефти и газа ещё не выявлены, но имеются фактические данные для их обнаружения – это наличие: пород-коллекторов; флюидоупоров; органического вещества в концентрациях, превышающих 0,1-0,2 % для карбонатных пород и 0,4-0,5 % для глинистых пород; пластовых температур, характерных для главной зоны нефтеобразования или главной зоны газообразования; тектонической дислоцированности комплекса; ловушек и других. Например, в Предкавказье, где большая часть осадочного чехла изучена относительно хорошо, таким перспективным НГК является палеозойский комплекс пород.

В настоящее время установлена региональная нефтегазоносность фундамента на всех континентах, исключая Антарктиду и в большинстве акваторий Земли. В связи с этим породы фундамента нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных провинций следует относить к перспективно нефтегазоносным комплексам, независимо от представлений об образовании нефти и газа.

В разрезе нефтегазоносных провинций выделяется не менее двух региональных НГК. Их общая толщина, вместе с перекрывающим флюидоупором, обычно лежит в пределах от 2 до 4 км. Над верхним НГК, выше самого верхнего регионального флюидоупора, выделяется аконсервационная зона , в которой залежи нефти и газа уже не могут сформироваться из-за гидродинамической открытости разреза.

Многоэтажное распределение скоплений УВ в разрезе земной коры связано с периодичностью тектонического развития крупных геоструктурных элементов земной коры, их расслоенностью на породы-коллекторы, флюидоупоры и, соответственно, с периодичностью процессов накопления ОВ, нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Таким образом, для формирования и существования нефтегазоносных комплексов необходимы следующие важные условия:

1) относительное единство условий формирования и преобразования пород-коллекторов и флюидоупоров, ОВ, ловушек, нефтяных и газовых месторождений;

2) наличие единых главных источников УВ;

3) относительная гидродинамическая изолированность НГК и гидродинамическая взаимосвязь его проницаемой части;

4) определённая степень тектонической дислоцированности от которой зависит образование структурных ловушек и размещение залежей нефти и газа по разрезу и площади;

5) определённые палеотектонические и палеогеографические условия формирования, от которых зависит развитие ловушек литологического и стратиграфического типа.

Данные свойства позволяют использовать в пределах выявленных НГК единую методику поисково-разведочных работ и широко применять геологические аналогии.