Къде е нефтеното поле? Нефтени и газови провинции. Перспективи за петролната индустрия в Русия

Западносибирската нефтена и газова провинция заема територията на Западносибирската низина. Първото газово находище Березовское е открито през 1953 г.

Платформата на Западносибирската провинция е разположена върху основа от палеозойска възраст, представена от пясъчно-гинови мезо-кайнозойски отлагания, чиято дебелина достига 4000-5000 m.

Западносибирската нефтена и газова провинция включва няколко нефтени и газови района:

§ Среднеобская;

§ Васюганская;

§ Фроловская;

§ Северен Тюмен;

§ Березово-Шаимская.

Нефтогазоносен район на Средна Об е представено от находището Самотлор, което е уникално по запаси от нефт. Най-богатите нефтени находища също включват Мамонтовское, Советское, Усть-Балыкское, Правдинское и Западно-Сургутское.

Потенциалът за нефт и газ е установен в формациите Тюмен, Васюган, Мегион и Вартов. Основните петролни запаси са свързани с находищата на формациите Vartovskaya и Upper Megion. В разреза им се разграничават повече от 30 пропускливи пясъчни пласта, от които почти 20 са с доказан промишлен нефтен и газов потенциал. Значителни петролни натрупвания се съдържат в пясъчни и песъчливо-глинести образувания от група „А” в горната част на Вартовската формация. Дебелината им е променлива и често се заместват от глини и алевролити.

В основата на седиментната обвивка лежи тюменската свита (долна + средна юра) с мощност 200-300 m, изразяваща се с напластяване на пясъчници, алевролити и глини. Горната юра в рамките на Сургутската и Нижневартовската дъга е представена от васюганската и георгиевската свита, състояща се от редуващи се пясъчници и калници с дебелина 50-110 m.

Мегионската и вартовската свита (валанжин и готерив-барем) са съставени от пластове пясъчник, разделени от кални камъни с дебелина 265-530 m.

Нефтът от района на Средна Об е с плътност 0,854-0,901 g/cm 3 и съдържание на сяра 0,8-1,9%. Най-високо е съдържанието на сяра в маслата от находища в района на Сургут. Всички масла са нископарафинови 1,9-5,3%.

Северен Тюменски газов и нефтен регион включва повече от десет полета, включително най-големите като Urengoyskoye, Zapolarnoye, Medvezhye.

Основни характеристики на геоложкия строеж. Дебелината на седиментната покривка е повече от 4000 m, но долната част на разреза не е сондажно изследвана. Долно-средноюрските отлагания са представени от редуващи се пясъчници, алевролити и аргилинисти с дебелина 220-445 m. Горната част на покурската свита е представена от глини пясъци. Покритието е турон-палеогенска глина с дебелина 1000 m.

Огромни газови запаси са съсредоточени в пясъчници от валангинско-сеноманска възраст с добри резервоарни свойства (порьозност 26-34%, пропускливост до 3000-6000 mD).

Газовете на сеноманските отлагания се състоят главно от метан 98-99,6%. В повечето полета практически няма кондензат. Газовете от валанжинското находище съдържат големи количества тежки въглеводороди до 9,5% и метан до 88,5%.

Уренгойското находище е най-голямото в света по запаси от газ. Ограничава се до полегата брахиантиклинална гънка, чиито размери са 95x25 km. Газовият резервоар е съставен от слоести пясъчници, алевролити и глини. Общата дебелина на газонаситените резервоари в покрива на конструкцията е 80-100 m, порьозността на резервоарите е 20-35%, пропускливостта е 600-1000 mD.

Контролни въпроси:

1. Назовете резервоарните свойства на скалите.

2. Какво определя порьозността и пропускливостта на скалите?

3. Какви видове порьозност и пропускливост има?

4. Какъв е елементният състав на маслото.

5. Разкажете ни за физичните свойства на маслото.

6. Какви са основните свойства на природния газ?

7. Хипотези за органичен и неорганичен произход на нефта.

8. Характеристики на резервоарните скали.

Далекоизточната нефтена и газова мегапровинция е част от Тихоокеанския гънков пояс от кайнозойската епоха, обхващащ Анадир, Камчатка, Курилските острови, Сахалин и Японските острови на запад. Мегапровинцията включва цялата територия на Далечния изток и прилежащите води на арктическите и далекоизточните морета.

Далекоизточната нефтена и газова мегапровинция включва редица големи нефтени и газови провинции, нефтени и газови перспективни провинции и региони, независими петролни и газови региони и области в Далечния изток и прилежащите води, включително Охотската нефтена и газова провинция, Лаптев Географски генератор за нефт и газ, Географски регион за нефт и газ в Източна Арктика, Географски район за нефт и газ на Южна Чукотка, Уст-Индигирск PNGO, Тихоокеанска нефтена и газова станция, Верхнебуреински PGR.

5.4.1. Охотска нефтена и газова провинция

Охотският запас от нефт и газ включва водите на Охотско море, частично Японско море и прилежащите земи на регионите Сахалин, Магадан и Камчатка „Площта на перспективните земи в провинцията е 730 хиляди km 2, включително 640 хиляди km 2 във водни площи.

Охотският нефтен и газов резерв (фиг. 249) се намира в зоната на преход от континента към океана и включва структури с различен генетичен характер. Западната граница на провинцията е Сихоте-Алинският и Охотско-Чукотският мезозойски вулканогенен пояс, а източната граница е Камчатско-Курилската кайнозойска гънкова система. На юг, в Японско море, границата на провинцията е условно начертана по издигането на Ямато. В централната част на провинцията се намира Средният Охотски масив.

Основата на провинцията е разнородна. Предполага се, че дълбочината на неговото потапяне е максимална в Източен Сахалин, Западен Сахалин, Охотск-Колпаковски падини (9000 - 10 000 m), на издигания е 1000 - 2000 m или по-малко.

Седиментната покривка се формира от образувания от различен тип: геосинклинални, орогенни, рифтови, епиплатформени. По материален състав това са предимно теригенни и вулкано-седиментни образувания от късна креда, палеоген, неоген и плиоцен-кватернер.

В кайнозойските гънкови системи на Камчатка и Хокайдо-Сахалин и Охотския клон на мезозоида седиментните образувания са концентрирани предимно в отрицателни структури и практически липсват при големи издигания. На сушата най-обширните области на развитие на седиментни слоеве са ограничени до западното крайбрежие на Камчатка и северната част на Сахалин.

В Западна Камчатка седиментният участък е представен от теригенни скали от палеоген-миоценска възраст. Дебелината на скалите варира от 1 - 3 km в антиклиналните зони до 4 - 5 km в синклиналните зони. Тези структури могат да бъдат проследени от сушата до съседните райони на Охотско море, но по-нататък на запад седиментните отлагания се спускат моноклинално към склона на падината Тинро, достигайки дебелина от 6 - 8 km в Охотско-Колпаковския падин .

На Сахалин (фиг. 250), както и на Камчатка, седиментните отлагания са нагънати в гънки, които образуват линейни разширени анти-

Ориз. 249. Охотска нефтена и газова провинция.

Най-големите тектонски рамкиращи елементи: I - Охотско-Чукотски вулканогенен пояс, II - Сихоте-Алински вулканогенен пояс, III - Централнокамчатски мегантиклинорий.

Нефтоносни и газоносни райони: А -Североизточен Сахалин, Б -Южно-Сахалинская, В -Западна Сахалинская, G - Западна Камчатка, Д -Улянско-Мареканская, Е -Северна Охотская, Ж - Централна Ноохотская, 3 - Южен Охотск.

Място на раждане: 1 - Пилтун-Астохское, 2 - Чайво, 3 Лунское, 4 - Изилметьевское, !? - Източно-Луговское, 6 - Среднекунжикское, 7 - Кшукское, 8 - Нижнеквакчикское

клинални и синклинални зони. Възрастта на отлаганията е олигоцен-неоген. Максималната им дебелина (до 11 km) е ограничена до падините в северната и източната част на острова и в прилежащите акватории. Основната част от седиментната последователност се състои от отлагания от горния миоцен.

Седиментният слой в Южноохотския дълбоководен басейн със субокеанска кора е с дебелина 2,5 - 4,5 km. Дълбочините до повърхността на основата (втори слой) варират от 5 до 8 km. Южноохотската депресия се е образувала в резултат на интензивен рифтинг, който засяга главно континенталната кора. Югозападната част на зоната на развитие на субконтиненталната кора в центъра на Охотско море също претърпя доста интензивен рифтинг.

Охотският нефт и газ се характеризира изключително с периферното разположение на основните седиментни басейни, концентриращи по-голямата част от обема на седиментната покривка. Те включват Сахалинските котловини, Западна и Източна Дерюгински, Улянск-Лисянска, Северна Охотска, Западна Камчатка, Охотско-Колпаковска, Тинровска и други, както и Южна Охотска дълбоководна депресия.

В провинцията са открити 72 нефтени и газови находища, от които 60 са на остров Сахалин, 8 в шелфа на Сахалин и 4 на полуостров Камчатка. Добивът на нефт (от 1928 г.) и газ (от 1956 г.) се извършва само на остров Сахалин

Според съвременните представи за геоложкия строеж и условията за образуване и местоположение на нефтени и газови находища в рамките на Охотското нефтено и газово находище се разграничават 8 нефтени и газови района, половината от които - Североизточен Сахалин, Южен Сахалин, Западен Сахалин и Западна Камчатка - се характеризират с доказан нефтен и газов потенциал, а останалите - Улянско-Мареканская, Северно-Охотска, Централно-Охотска и Южно-Охотска - се предполагат.

„Всички райони се характеризират с общи, вероятно нефтени и газоносни и нефтени и газови комплекси. Първите са ограничени до отлагания от креда и палеоген, вторите включват Dae-Khurinsky (долен миоцен), Uininsky-Daginsky (Средномиоценски) и Окобикайско-Нутовски (Средномиоценско-плиоценски) комплекси. Всички те са съставени главно от теригенни скали.

Нутовски.

Уинински-Дагинският нефтен и газов комплекс е основният обект на търсене и проучване в Северен Сахалин. Ивицата на разпространение на глинесто-песъчливи и песъчливо-глинести литофациеси (40 - 70% пясъчно-глинести скали) в горната част на нефтения и газов комплекс, покрита с глини от долната формация Okobykai, простираща се от водите на Сахалинския залив на югоизток през Катанглийско-Лунския район до шелфа на Охотско море, съдържа 19 нефтени и газови находища. В района на Погранични са открити петролни залежи в долната част на нефтения и газов комплекс. В южната част на острова преобладават песъчливо-глинести въглищни отлагания със съдържание на пясъчник до 40 - 60%.

В Северен Сахалин, в централната и западната част, в Дагински-Уининския нефтен и газов комплекс са разработени порови резервоари с отворена порьозност 15 - 30% и пропускливост до 1 µm 2

Нефтено-газовият комплекс Okobykai-Nutovsky съчетава находища на хоризонтите Okoby-Kai и Nutovsky на Северен Сахалин, а в Южен Сахалин - хоризонтите Kurasisky и Maruyama. Максималната му дебелина (до 7,5 km) е характерна за Североизточен Сахалин и прилежащия шелф. Морските, предимно глинести седименти са развити почти навсякъде в ниските части на нефтогазоносния комплекс. Само в Северозападен Сахалин нефтеният и газов комплекс е изцяло представен от песъчливи въглищни скали.

В рамките на североизточното крайбрежие близо до шелфа, където, както е известно, се намират повечето нефтени и газови находища, участъкът Okobykai е съставен от неравномерно наслояване на пясъчно-наносови глинести разновидности (25 - 65% пясъчници) с обща дебелина от 660 - 3500 м. В южната част на североизточния бряг количеството на песъчливо-глинестите скали в отлаганията на Окобикай рязко намалява и този участък служи като регионално флуидно уплътнение за подстилащите пясъчници на Дагинската свита. В рамките на североизточния шелф на Сахалин долната част на нефтения и газов комплекс е заменена от силикатно-глинести скали с пясъчни слоеве. В южната част на Сахалин, във водите на Татарския залив, заливите Терпения и Анива в долните части на нефтения и газовия комплекс, се развиват силикатно-глинести скали от формацията Курасийск.

Частта Нутово-Маруяма от нефтения и газовия комплекс е почти навсякъде на острова. Сахалин е изграден от преобладаващи пясъчници от лагунно-делтов и крайбрежно-морски фациес. В крайния североизток на острова в района на полуостров Шмид и на североизточния шелф в тази част на нефтения и газовия комплекс са развити редуващи се пясъчно-глинести и глинесто-песъчливи крайбрежно-морски и плиткоморски литофациеси с оптимално съотношение на резервоара и изолационните слоеве в интервала с дебелина до 1 km (до него са ограничени продуктивни образувания на Odoptinskoye и Chayvinskoye полета). В най-източната лито-фациална зона (област Дагимор) средната част на нефтения и газов комплекс е предимно глинеста, без добри резервоари.

Окобикайско-Нутовският нефтен и газов комплекс е доминиран от порен тип резервоар с порьозност до 30% и пропускливост до 1 μm 2. Отлаганията на комплекса, разработени в северната част на острова и прилежащия шелф на Охотско море, се характеризират с добри резервоарни свойства.

НПО СЕВЕРОИЗТОЧЕН САХАЛИН(Фиг. 251) с площ от 67 хил. км 2 (от които 24 хил. км 2 са на сушата) е най-проучената част от Охотския нефт и газ. Седиментната покривка е представена от пясъчници и алевролити, прослоени от глини и силикатно-вулканогенни скали с обща мощност до 10 km. Разграничават се три нефтогазоносни регионални комплекса.

Долномиоценският (Daekhuri) нефтен и газов комплекс е теригенен, силикатно-глинест с дебелина до 1500 m, образуван от литифицирани силициеви скали, шапката е образувана от глини на формацията Daekhurin.

Ориз. 251. Разположение на нефтени и газови находища:

1 - брегова линия; 2 - фундаментни изходи на повърхността; 3 - регионални пропуски; 4 - дълбочина на основата, km; 5 - синклинални зони - основните центрове на образуване на нефт и газ; 6 - зони или групи от зони за натрупване на нефт и газ с доказан нефтен и газов потенциал: I - Langryskaya, II - Astrakhanovskaya, III - Gyrgylanyi-Glukharskaya, IV - Volchinsko-Sabinskaya, V - Espenbergskaya, VI - Okhino-Ekhabinskaya, VII - Odoptinskaya, VIII - Paromaiskaya, IX - Chayvinskaya, X - East Daginskaya, XI - Nyiskaya, XII - Konginskaya: 7 - 10 - нефтени и газови находища по размер на геоложките резерви (милиони тона): 7 - големи (повече от 100): 12 - Одоптско море, 13 - Пилтун-Астохское, 14 - Аркутун-Дагинское, 15 - Чайво, 22 - Лунское, 23 - Киринское; 8 - сравнително голям (10-100): 1 - Колендо, 2 - Оха, 3 - Ехаби, 4 - Източен Ехаби, 5 - Тунгор, 6 - Волчинка, 7 - Западен Сабо, 8 - Сабо, 9 - Кидилани, 10 - Мухто, 11 - Паромай, 16 - Уст-Евай, 17 - кръстен след. Р.С. Мирзоева, 18 - Монги, 19 - Углекути, 20 - Катангли, 21 - Набил, 24 - Окружное; 9 - малък(1 -10): 10- много малък(по-малко от 1); 11 - 15 - видове находища по фазов състав: 11 - нефт, 12 - газ-нефт, 13 - нефт и газ, 14 - газ,

15 - газов кондензат

Долно-среден миоцен (Uininsky-Daginsky) NGK теригенни въглища с дебелина до 3000 m Резервоарите са теригенни слоеве в слоестите слоеве на формациите Uininsky и Daginsky, регионалното покритие е глината на долната формация Okobykai.

Средно-горномиоценският (Окобикай-Нутовски) нефтен и газов комплекс е теригенен, въгленосен, с дебелина до 7000 m, резервоарите са пясъчници, а покривните глини са шапките.

Вероятно нефтено-газоносните преднеогенски комплекси се характеризират като правило с висока степен на уплътняване на скалите.

Към днешна дата в североизточната част на Сахалин са открити 64 находища, включително седем в крайбрежните шелфови зони. Две трети от въглеводородните ресурси на региона идват от Окобикайско-Нутовския комплекс. Наслагите са доминирани от многослойни отложения с дъговидни отлагания и елементи на тектонско и литоложко пресяване. Дълбочината на залежите варира от 50 до 3300 m. Основните залежи са на сушата (Окръжное (фиг. 252), Източно-Дагинское (фиг. 253), Източно-Ехабинское (фиг. 254), Охинское (фиг. 255) , Ехабинское (фиг. 256), Ери, Тунгорское (фиг. 257), Колендинское (фиг. 258), Паромайское (фиг. 259), Шхунное (фиг. 260), Некрасовское (фиг. 261), Западно Сабинское (фиг. 262), източни ехаби и др.) са до голяма степен развити. Депозитите на шелфа се отличават с големи запаси и по-благоприятни условия за развитие (Lunskoye, 1Piltun-Astokhskoye, Arkutun-Daginskoye, Odoptu-Sea и др.), Докато екологичните проблеми са по-остри в морето. Основните перспективи за разширяване на суровинната база в разглеждания нефтен и газов регион са свързани с по-нататъшното развитие на офшорната работа.

Нефтено поле Окружное (виж Фиг. 252) се ограничава до брахиантиклиналната гънка със същото име. Отвори в1971 г. Намира се на брега на Охотско море: западната му частвино се намира на територията на острова, а източната е във водататория на Охотско море. Арката на гънката е изградена от благородни скалисвита. На западното крило ъглите на падане са 15-30°, на източното са малко по-стръмни. Освен това източното крило е усложнено надлъжноny gap. Плътност на маслото 828,1 kg/m 3 , съдържание на сяра0,21, парафин 0,66%.

Източно Дагинское газово и нефтено находище (виж Фиг. 253)разположени в долното течение на реката. Даги е сутиен-хиантиклинна гънка, прекъсната от поредица от разломи. Отворете

Ориз. 252. Петролно находище на Окръг:

1 - проучвателни кладенци, които произвеждат нефт; 2 - изохипси по електрическата референция вътре в горната част на борската свита; 3 - прекъсвания; 4 - нефтен хоризонт; 5 - Бор апартамент

1970 гр., разработвана от 1974 г. Разкрити са две находища: газ навtyanaya в долните части на формацията Okobykai и масло - в горната частДагинска сюита. Маслото има плътност 839,8 kg/m 3 , съдържание на сяра 0,31, парафин 12,24; налягане в резервоара 199,5 kgf/cm 2 . СалПлътност на газа 0,5866 kg/m 3 , съдържание на метан 95,8%.

Ориз. 253. Източно Дагинско газово и петролно находище:

1 - изохипси по покрива на Дагинската формация; 2 - прекъсвания; 3 - контур на съдържанието на нефт и газ; 4, 5, 6 - пясъчни, глинести и песъчливо-глинести скали; 7 - масло; 8 - нефт и газ

Нефтено находище Оха (виж Фиг. 255) с времено до асиметричен, силно нарушен от брахиантични разломилинали със стръмен източен (30-70°) и полегат западен (15-20°)крила. Амплитудата и площта на структурата се увеличават с дълбочинаbinoy съответно от 400 до 600 м и от 10 до 20 км 2 .

Отворен през 1923 г., разработен от 1923 г. Продуктивенслоевете се характеризират със силна литоложка променливостtew. Ефективните им дебелини варират от 1 до 90 m, поридебелина 14-30%, пропускливостта е (1-1500)-10" 15 м 2 . зад-

Ориз. 254. Източно Ехабинско нефтено поле:

A - структурна карта на напорната част на конструкцията по протежение на покрива на XVII слой, Б -същото за поднапорната част на конструкцията по покрива на 25-ти слой; 1 - изохипси по протежение на покрива на XVII и съответните 25-ти пластове; 2 - прекъсвания; контури: 3 - нефтено съдържание на XVII и 25-ти пласт, 4 - газово съдържание на 25-ти слой; 5 - масло; 6 - газ; 7 - глинести, 8 - песъчливи скали

Леглата са пластови, куполни, тектонично екранирани. В началото на разработката всички находища се характеризират с режим на разтварянеренного газ, който постепенно се превърна в гравитационен.Маслото е тежкоплътност 0,91-0,93 g/cm 3 , смолист(акцизnykhсмоли 20-40%).

Ехабинское нефтено находище (виж Фиг. 256)некъм антиклиналната гънка,в структурата на която заематучастие на песъчливо-глинести отлагания от миоцен-плиоценската ераРаста. Отворен през 1936 г., разработен от 1937 г. Ехабинскаябрахиантиклинална гънка на северозападно простираниеИма дължина 6 km, ширина 2 km и амплитуда на капана 250 m, асиметричнабогат, с нежен уестърни готино(до 65°) източно крило,усложнен от надлъжен реверс. Равнината на последния наклоннасочена на запад, амплитудата на преместване обикновено е 50-250 mв кайанските хоризонти има гръдна форма, а в дагинските – гръдна.гребеновидна. В находището са открити осем нефтени находища.лежи и една газ. Кучетата служат като резервоари за нефт и газскали и пясъчници, чиято ефективна порьозност варирапо площ в много широк диапазон - от 3 до 30%; среднона слоеве е 17-18%. Пропускливост на резервоари отварира от 4 до 155 mdarcy. Ефективна мощност на четирипластове 12-24 m, останалите - не надвишават 9%.стоманени сводести и, с изключение на три слоя, изрязани веднъжров на източното крило.

Тунгорское нефтено и газово кондензатно находище (см.ориз. 257) е ограничено до брахиантиклиналата на меридионалната прозаличаване с ъгли на падане на източното крило 45", а западното крило до20°. Отворен през 1958 г., развива се от 1960 г. Продуктивностдо хоризонта Okobykai, амплитудата на гънката е 130 m, площта8 километра. Получен е първият промишлен поток петролV1957 НаВ находището са открити 15 находища: 3 нефтени, 7 газови и 5газов кондензат, ограничен до пясъчни слоеве с ефективнитивмощност от 3до 56 m, отворена порьозност 16-22% и пропускливост (1-140)-10 -1 4 м 2 . Резервоарни находищависок, височина от 15 до 95 m се характеризират с нефтрежим на разтворен газ с влияние на едностранно наляганера на регионалните води, в резултат на което отлаганията са частично изместени отизточно крило. Първоначално налягане в резервоараXXслой21,5 MPa, работни дебити в началото на работа 130-160t/ден,среден газов фактор 180м 3 /T.

Ориз. 256. Ехабинское петролно поле:

1 - изохипса по протежение на покрива на XIII слой; 2 - маслодаен контур; 3 - прекъсвания; 4 - масло; 5 - газ; 6 - глинести, 7 - песъчливи скали

Ориз. 257. Тунгорское нефтено и газово кондензатно находище:

а - структурна карта на покрива на пласт XX; б - геоложки разрез; 1 - покривни изохипси XX, m; 2 - маслодаен контур; 3 - масло; 4 - газ; 5 - гума; 6 - пясъчни скали

Ориз. 258. Колендинское нефтено и газово находище:

1 - изохипса a - по протежение на покрива на XVII слой, b - по протежение на покрива на XXI слой; 2 - прекъсвания; контури: 3 - газоносност на XVII свита, 4 - нефтеност на XVII свита, 5 - нефтеност на XXI свита за южната периклина; 6 - масло;

7 - газ; 8, 9 - съответно глинести и песъчливи скали

Колендинское газово и петролно находище (виж Фиг. 258)ограничена до асиметричната брахиантиклинала на северозападпростирене, с ъгли на падане на западното крило 5-7°, изток12-15°. Отворен през 1961 г., в процес на разработка от 1964 г. NaveОтлаганията на формациите Daginskaya и Okobykai от средния и горния миоцен са газоносни. В дълбочина 1000-1600м е установеншест находища на газ и едно находище на нефт.Резервоарни находищасводест. Газът е предимно метан; тежко масло,плътност0,874-0,927 g/cm. 3 , съдържа много смоли (24-48%) ипарафин (2%).

Паромайское нефтено находище (вижте фиг.259) приуроСвързан е с едноименната антиклинална гънка. Отворен през 1951гразработва се от 1951 г. Разкритият от кладенци участък е сложенпясъчно-глинести отлагания, разделени на Nutovskayaи формация Okobykai. Паромайската антиклинала е с дължина околоДълга 20 км и усложнена от няколко по-малки гънки. западново крило на конструкцията с ъгли на наклон в сводовата част 60-80°прекъсната от надлъжен обратен навлак, по който архчаст е избутана върху относително плоското западно крило. Плоскостта на фрактурата е наклонена на изток, амплитудата на изместване достигасе простира на 700 m в дъгата и намалява на юг. Нефтени залежи предиса свързани с поднавлачната част на структурата, разкъсана от напречни и диагонални разломи (главно разломниtera) на множество блокове. Амплитудите на разломите варират от 10 до 200 mнефтени залежи,Освен това две находища имат газови шапки. Пясъчните образувания, съдържащи нефт и газ, имат ефективна дебелинаот 2 доДж5 м ипорьозността е 27-19%, която намалява надолу по разреза. всичкодепозитите от тип капан се класифицират катонаслоени тектоничноекраниран (ниска тяга) и в допълнение,усложнява се отпипер и диагонални прекъсвания. Нефтени полетаотносително лек, с плътност815,7-840,6 kg/m 3 . Съдържатпарафин 0,19-3,48, сяра 0,14-0,31%; добив на леки фракции (до300°C)възлиза на75-84%. Метанови газове, плътност 0,6553-0,7632 кг/м 3 , Ссъдържание на тежки въглеводороди до 10-23%.

Шхуна газово и нефтено находище (виж Фиг. 260)ченно до най-северната антиклинална гънка на Гъргюланинскатазони за натрупване на нефт и газ. Отворен през 1964 г., в процес на разработкаот 1972 г Конструкцията е с широк свод, сравнително стръмен (25-30°) източно крило и плоско (15-20°) западно. Диагоналтой е разделен на няколко блока чрез прекъсвания. Най-големият еразкъсване на северозападно простирание, по което северът е пониженная периклинална. Амплитудата на това смущение достига 240 m,равнината на разкъсване е наклонена на югозапад под ъгъл около 60°. НаВ находището са открити 4 находища на газ и 5 находища на нефт. Всички тяхса ограничени до резервоарите на подформацията Долен Кобикай, имамдебелина, ефективна дебелина от 12 до 53 m, порьозност 25-26% ипропускливост до 433 mdarcy. Дълбочина на промишлеността

Ориз. 259. Паромайское нефтено находище:

1 - изохипса по покрива на VIII слой; 2 - прекъсвания; 3 - масло; 4 - газ; 5 - маслодаен контур; 6 - пясъчни, 7 - глинести скали

клъстеринефт и газ- от 650до 1260 м. Всички находища на нефт и единнаходищата на газ се намират в северния блок и принадлежат към резервоаратектонично екраниран (на периклиналата). В централнатав блока са разкрити находища на газ, които по вид на уловителите са

Ориз. 260. Шхуна газово и нефтено находище:

1 - йозогипс върху покрива на пласт VII; 2 - прекъсвания; 3 - контури: а - съдържание на нефт, b - съдържание на газ; 4, 5, 6 - пясъчни, глинести и песъчливо-глинести скали; 7 - масло; 8 - газ

към резервоарсводест, разбит от блокове. Височина залеглата в дъгата не надвишават 25 m, а на периклиналата - 50 mотлаганията са тежки, с плътност 928,4-932,8 kg/m 3 ; съдържаживот на акцизни смоли до 12, сяра -0,21-0,32, парафин -0,44-0,62%.Газ метан, плътност 0,5662-0,6233 kg/m 3 , със съдържаниежълти въглеводороди до 2,8%.

Некрасовское газово и нефтено находище (виж Фиг. 261)ограничена до брахиантиклинална асиметрична гънка със стръмни източни (до 40°) и полегати западни (10-15°) крайници.Отворен през 1957 г., разработен от 1963 г. Структурата на гънкатана дълбочина (според седиментите на формацията Okobykai) значителнофалшиво причинени от голям брой прекъснати нарушения с амплитудаdamidoZOOm. Отворете 10 депозити:2 масло, 3 газ и нефтИ5 газ. Нефтените залежи са леки, плътността им вариралети от 775 до 843 кг/м 3 . Съдържанието на сяра е 0,1-0,3,парафин - до 2%. Достига се добив на леки фракции (до 300° C).70-90%. Висока разтворимост на маслото вгаз, наличие на кондензат. Достигнат първоначален GOR2000 м ъъъ /T. Всички отлагания се класифицират като пластови покривни отлагания,разбити на блокове чрез прекъсвания.

Смесено зърнесто куче служи като резервоар за нефт и газяма с ефективна порьозност около 18%, пропускливостдо 150 mDarcy. Дебитът на нефт варира от 10-15 до 42 t/денki, дебитът на газ достига 75-100 хиляди m3/ден. леко масло,плътност 797-821,2 kg/m 3 , съдържание на акцизна смола 6-7, чифтперка 1-2, сяра 0,1-0,2%. Добивът на леки фракции е 77-94%. Започнетеново налягане в резервоара 242,5 kgf/cm 2 , температура на резервоара84,5°С. GOR варира от 475 до 1600 m 3 /T. Включенигазът преобладава метан (85,4-90,0%), отбелязва се високо съдържание на етан и по-високи въглеводороди (до 10%).

Западно Сабинское газово и нефтено находище (Фиг. 262)разположен западно от Сабински и ограничен доантиклиналаНоагънка, усложняваща западния фланг на антиклиналната зона.Открит през 1961 г., развива се от 1966 г. Представлявабойно куполно възвишение с размери 3,3x5,5 км, нарушено от мнозинамножество разломи с амплитуди от няколко десеткидо 200 m ъгли на наклон на крилата не надвишават 5-6°. Разкрити са 6 находища: 4 нефтени, едно газонефтено и едно газово.Нефтено находищеVIIIЯзовирът е най-големият по запаси.Слоят, който лежи на дълбочина 1263-1407 m, е представен от последователност от

образуване на тънки песъчливи и глинестимеждинни слоеве с обща дебелинадо 39 м. Средна ефективна дебелина 11м. Порьозно кучена парните резервоари е 20%, средната пропускливост е300 мДарси. Съдържание на маслоVIIIформация е инсталирана за първи пътЛена в сондажа 1, при изпитването на който е получен приток на масло от дебит 12 т/ден (през фитинг 6 мм). Резервоарналягане в депозита 125,2 kgf/cm 2 , начален газов фактор 30-40м 3 /T. Тежко масло (плътност 973 kg/m 3 ), слабо парафиново (1,8%), без сяра. Височината на нефтеното находище е 110м.

Южно-Охско газово и нефтено находище времедо едноименната куполообразна гънка с размери 2х1,5 км иима издигане от около 80 m. В северната му част има разлом на североизточно простираниес амплитуда400 м. Други дверазрив, но вече на северозападен удар, с амплитуда 40и 140м, усложняват свода и южната периклинала на конструкцията. Складka по горните хоризонти е асиметричен: ъглите на падане на западниякрило 10-15°, източно до 45°. Арка гънкас дълбочина на изместванеотивана запад на 800-900м. Отворен през 1949 г., в процес на разработкаот 1952 г. На находището са открити 6 находища: 3 газови, 2 газовивисоко с маслени джанти и една маслена джанта. Всичко е продуктивноТези слоеве са съставени от пясъци със средна порьозност 19-27% и ефективна дебелина от 1 до 22 m. Газът от находището е сух, метан, с плътност 0,575-0,645 kg/m 3 . Маслата имат плътност 838-852 kg/m 3 , съдържат акцизни смоли до 10, парафин до6%. Язовирните води са хидрокарбонатно-натриеви, с минерализацияоколо 14 g/l.

Газово и нефтено находище Северо-Оха случайноно до малка антиклинална гънка, усложняваща северната периклина на структурата Okha. Сводът му е изграден от глинесто-песъчливи седименти на Нижненутовската подсвита, под коитопокрити с песъчливо-глинести отлагания на формацията Okobykaiобщо 1100м. Отворен през 1967 г., разработен от 1967 г. Отворете5 депозита: едингаз, две нафта с газова капачками и две олио. Индустриалните клъстери лежат в дълбинитеmax 900-1400 m ефективна дебелина на пластовете от 8 до 23 m, порьозност - от 20 до 23%. Характеризират се слоеветерязка литоложка променливост. Нефтени полетаимат плътност от 842,1 до 869,3 kg/m 3 , съдържат 12-28% акцис смоли и 0,6-2,8% парафин. Метанови газове,с плътностtew0,5871-0,5945 kg/m 3 , увеличавайки се надолу по секцията.

Газово и нефтено находище Мухта е найголямо находище на зоната за натрупване на нефт и газ Паромайскниа. Свързан с антиклинална структура. Отворен през 1959 г., разработен от 1963 г. Антиклиналата Мухта се отделя отПаромайская с малко седловидно корито. Ъгли на паданесемейството на западното му крило в сводовата част е 50-85 г.източен- 20-30°. Покрай западното крило на гънката има ререгионален обратен навлак с амплитуда 600-800 m, по койтоизточният блок се натиска върху западния; освен това, напречнои диагонални разломи, като обратни разломи, гънката е разделена на няколко блока. Открити са 14 находища: 3 газови и нефт, останалите нефтнов Според вида на траповете отлаганията са тектонично екранирани на периклинали и куполообразни пластове, разделени на самостоятелниny блокове. Ефективната мощност на пластовете на резервоара варираобикновено е в диапазона 5-20 m. Порьозността на резервоара е 21-30%.пропускливост - до 500 mDarcy. Петролни полета на четириТрите горни слоя имат плътност 830-906,6, в долните -829,9-874,0 kg/m 3 ; съдържание на сяра 0,1-0,2, парафин 0,7-3,2%.Газ метан, с плътност 0,5944-0,6232 kg/m 3 и съдържаниетежки въглеводороди 3,2-3,5%. Натриево-бикарбонатни водиводниста, с минерализация 6-28 g/l, нарастваща надолу по разреза.

Волчинское газово и нефтено находище свързани с крупанова антиклинална гънка, усложнена в южната част с повечемалки местни структури. Открит през 1963 г., развитработи от 1972 г. Многослойно находище: в Дагинскаяобразуване в отделни тектонични блокове са установени петролни находищадепозити. На Северинската и Ключевската площади (арка и южна пе-риклинални блокове на структурата) 10 газоносни пласта са установени във формацията Okobykai и освен това в формацията Dagin околоОткрито е находище на газ. В рамките на депозита, редицаразломи с амплитуда до 200 m, които често служат за тектоник екрани за нефт и газови натрупвания. Колекнефтените и газовите торове са скални пакети, представени от вложени пясъчни разновидности с дебелина до няколко десеткиков метра, с глинести и тинесто-глинести разновидности.Отворената порьозност на пясъчниците е 20-25%, а пенетрациятастойност - 500-600 mDarcy.

Пилтун-Астохское нефтено и газово кондензатно находище ция разположен на североизточния шелф на острова. Сахалин 67 км доЮИ от град Оха и на 17 км от брега. Открит през 1986 г., според резервите

принадлежи към голямата категория. Посветен на Одоптинската антиклинална зона. Депозитът се контролира от голяма компаниятиклинална гънка, усложнена от три купола - Piltun-Ски, Южен Пилтун и Астох. Амплитудата на всеки е от100 до 200 m е усложнена от разломи с амплитуда 20-40 m.които разделят структурата на няколко блока и контролни расиразпределение на находищата по площ. Ъгли на наклон на слоевете на западна северното крило 10-12°, на източното крило - 8-10°. Нефтоносни и газоносни териториигенетични отлагания на нижненутовската подформация от долния миоцен. Предипоказана е производителността на 13 слоя. Дълбочината на горния покрив е 1300 м,долна - 2334 m Порьозност от 22 до 24%,T- 50,5-73°С. Салплътност на маслото 0,874-0,876 g/cm 3 , вискозитет 0,11-0,5 MPa-s, съдържащнамаляване на сярата 0,12-0,27%, парафин 0,21-2,56%, смоли и асфалтени2,5-4,3%. Плътност на газа във въздуха 0,604-0,638; газът ме съдържатен 94,11-91,75%, въглероден диоксид 0,52%, азот 0,28-0,84%.

Аркутун-Дагинское петролно-газокондензатно находище ция разположен на североизточния шелф на острова. Сахалин 123 кмизток-югоизток от град Оха, на 26 км от бреговата линия. Когалокализиран в Одоптинската антиклинална зона. Отворен през 1986 г.,По запаси попада в средната категория. Депозитите се контролиратса образувани от три антиклинални гънки - Аркутунская, ДагинскаКой и Аяшская. Размери на цялостната конструкция 56х10км (покр.Ненутовски подхоризонт), амплитуда - до 500 m нефт и газИмаме теригенни отлагания на долния Нутовски подхоризонт на долния миоцен (10 слоя); дълбочина на покрива на горния - 1700 м, долнияпорьозността на резервоара е 2300 mVсредно 23%,T - ом60 отивам 71°. Плътност на маслото 0,824-0,844 g/cm 3 , вискозитет 0,41-0,5 MPa-s,съдържание на сяра 0,18-0,38%, парафин 0,15-2,59%, смоли и асфалттенов 2,2-5,73%. Плътността на газа във въздуха е 0,614-0,660. Кондензиранфактор на ситост - 108.5. Газът съдържа 94,44-90,85% метан, въглищакиселинен газ 0,23-1,03%, азот 0,30-0,35%.

Нефтено и газово кондензатно находище Одопту-Море разположен на североизточния шелф на острова. Сахалин на 6-8 км отбряг и 40-50 км южно от Оха. Отворен през 1977г Временно съвпада сОдоптинская антиклинална зона. По покрива на Нутовската формация(н 1 nt) размери 6,5х32 км, амплитуда 200 м свода на конструкциятапокрита с три купола - северен, централен и южен, размериот 6 до 12 км. Западното крило на гънката е по-стръмно от източнотоне, ъглите на падане на слоевете са 5-17° и 3-7°. Няма прекъснати нарушенияtannovlenno. Нефтоносни и газоносни находища на Нижненутовската земяДолномиоценските образувания са представени от пясъчници, алевролитими и кални камъни. Инсталиран13 продуктивни резервоариторов. Дълбочина на покрива на горния слой1250м, долна 1972м. отпорьозност на резервоара от 19 до 25%, пропускливостVсредно аритметично0,56 µm 2 . Първоначално налягане в резервоара17.1-21.3 MPa, 162-72°C.Началните дебити на нефт са от 10,5 до 90 тона/ден. Плътност на маслото0,839-0,871 g/cm- 3 , вискозитет0,74-1,18 MPa-s, съдържание на сяра 0,2-0,4%, парафин 0,5-1,3%, смоли и асфалтени 3,91-8,8%. Плътността на газа във въздуха е 0,584-0,636. Газът съдържа метан 94,85-96,4%, въглероден диоксид 0,12%, азот 0,51-1,10%.

Лунское-Море нефт и газово кондензатно находище разположен на североизточния шелф на острова. Сахалин, на 335 км южно от Оха и на 12-15 км от брега. INтектоничнопосветенантиклинална зона Nyi. Отворен през 1984гКонтролиран от голяма брахиантиклинална гънкаром 8,5х26 км (по покрива на Дагинската свита) и амплитуда 600м.Структура, пресечена от серииfault-slip разломи с amденивелация от няколко до 200 mпадащи слоеве върхуструктура на крилата 8-10°. По горните хоризонти гънката се изравнява, а ъглите на наклона намаляват до 3-4°. Нефт и газ превозвачТози комплекс е ограничен до Daginskayaсвита на долни-средни миоценка, съставена от теригенни пясъчници, алевролити и арЖилити. Наполето е с продуктивност 15пластове на резервоара. Това са газови кондензатни залежи, нефтръбовете са отворенив 4 от тях. Покривът на горния слой на дълбочина2082 m, долна - 2843 m Порьозност на резервоара от 24 до 26%.T- от 72 до 82°C. Плътност на маслото 0,816 g/cm 3 , вискозитет 0,25-0,7 MPa-s, съдържание на сяра 0,13%, парафин 1,44-1,79%, смоли и асфалтени 1,2-1,45%. Плътност на газа 0,621-0,630. Съдържа газживот на метан 93-92,06%, въглероден диоксид 0,28%, азот 0,65-1,14%.

Кирийское газово кондензно поле разположенна североизточния шелф на о. Сахалин, на 65 км източно от селото.Ногликии на 20 км от брега. Тектонично е такавреме заантиклинална зона Nyi. Отворен през 1992гзапасите се класифицират като средни. Отлагания на газов кондензограничена от антиклинална структура, която еудължена гънка, сложенмалък напречен разломамплитуди. Размери на сгъване10x1,5 км (покриването на планината Дагинскичадър), с амплитуда 200 m са газоносни теригенни отлаганияГински хоризонт от долен-среден миоцен,Vкоито са отворенимес 4 газови кондензатни образувания. Според,тестване преди подаИзглежда, че в горните три слояима един масивендепозит с един контакт газ-вода. Дълбочина на горния покривпърви слой 2820 m, долен слой - 2968 m Порьозност на резервоара -.18-22%.

Нефт и газов кондензат в Морско море Чайво поле състезанияположен на североизточния шелф на о. Сахалин на 120 км южноизточно от град Оха и на 12 км от брега. Посветено на неназованитеседловина между Чайва и Пилтунсинклинални зонинас. Отвори в1979 г Отлаганията се контролират от брахиантиклинална гънка с проста структура с размери 4x8 km по дължината на покриваНижненутовски подхоризонт и амплитуда до 150 m. Ос складки е ориентиран на северозапад. Нефт и газlowermioцена депозити на Nizhnenutovskyе представен подхоризонтТе са пясъчници, алевролити и калници. Инсталиран пропроизводителност на 10 пласта резервоар. Дълбочина на горната частслой 1175 m, долен 2787 m Порьозност 19-25%,.пропускливмост0,163-0,458 микрона 2 (68-87°C. Плътност на маслото 0,832-0,913 g/см 3 , вискозитет 0.640-0.642 MPa-s, съдържание на сяра 0.1-0.4%, paрафинерия 0,5-1,3%, смоли и асфалтени 5-13,1%. Плътност на газапо въздух 0,624-0,673. Газът съдържа 93,6-93,8% метан, въглероден диоксидлог газ 0,3-0,52%, азот 0,3-0,6%.

ЮЖНО-САХАЛИНСКА НПОс площ от 47,5 хил. km 2 (включително обещаваща площ от 4 хил. km 2) се отличава със значително по-малки дебелини на неогенски отлагания и намалена палеогенска секция. Открояват се Макаровският пад с дебелина на кайнозойската седиментна обвивка от 6 - 7 km и разположеният на изток Владимирски пад с дебелина на седиментните отлагания до 3 - 4 km. Въглеводородните ресурси са свързани главно с Окобикайско-Нутовския нефтен и газов комплекс. Открити са три малки газови находища: Восточно-Луговское, Южно-Луговское и Золоторибинское. Общият потенциал на НПО се оценява като нисък.

НПО ЗАПАДЕН САХАЛИНс площ от 135 хил. km 2 в подводната си част, тя е ограничена до водите на Татарския пролив и прилежащите райони на Японско море. Перспективна акватория в рамките на шелфа на о. Сахалин е 23,6 хиляди км 2; Високата степен на ерозия на седиментите в островната част на района, неблагоприятният за натрупване лито-фациален състав на неогенските седименти и в по-голямата част от района високата степен на литификация на палеогенските и горнокредните седименти значително намаляват нефтен и газов потенциал на региона.

Най-голямата геоложка структура на петролния и газов регион на Западен Сахалин е западносахалинският падин, обхващащ водите на Татарския пролив (северните ширини на Чехов), устието на Амур и прилежащите райони на Северозападен Сахалин. В седиментната покривка с дебелина до 4 - 5 km се разграничават горнокредни, палеоген-средномиоценски и горномиоценски комплекси, характеризиращи се с изместване на структурните планове. По-сложна е южната част на падината на Западен Сахалин, където на източния фланг са развити големи, доста стръмни асиметрични брахиантиклинали, нарушени от значителни надлъжни разломи (Красногорская, Старомаячнинская).

Повечето от първоначалните общи въглеводородни ресурси се приписват на Нутовско-Окобикайския нефтен и газов комплекс и комплексите Уинински-Дагински. Около 74% от първоначалните общи ресурси са нефт и кондензат. Като цяло Западносахалинската PNGO представлява само около 8% от първоначалните общи въглеводородни ресурси на шелфа на Сахалин. В рамките на PNGO основните въглеводороди са ограничени до дълбочини до 3 km.

На западния шелф на Сахалин, в седиментите на Окобикай-Нутовския комплекс (формация Маруяма), е открито газовото находище Изилметиевское.

НПО ЗАПАДНА КАМЧАТКАс площ от 70 хил. km2, заема коритата на западния бряг на полуостров Камчатка и прилежащата акватория (Западна Камчатка, Охотск-Колпаковски, Воям-Полски и др.). Най-голямата тектонска структура в района е Западно-Камчатският синклинорен падин с дебелина на седиментната покривка 6,5 km. Основната част от разреза е представена от палеоген-неогенски теригенни и силикатно-глинести отложения, сред които има пластове със задоволителни капацитивно-филтрационни свойства и изолиращи сравнително дебели пластове. Долната част на седиментната покривка е изградена от песъчливо-глинести горнокредни наслаги.

Перспективите за нефт и газ са свързани (в низходящ ред) с неогенски, палеогенски и горнокредни комплекси. Втората голяма отрицателна структура на нефтения и газов район на Западна Камчатка - Охотск-Колпаковският заден корит - има седиментна обвивка с дебелина до 8 km. Представен е почти изцяло от неогенски седименти, в горната част на които има дебели слоеве от добри порови резервоари.

На сушата са открити четири малки газови кондензатни находища (Кшукское и други) на дълбочина 1200 - 1600 m, ограничени до долномиоценските и средно-горномиоценските комплекси; газови прояви са отбелязани в седименти от еоцен и горна креда.

Газово находище Кшук - първи депозит,открити в Камчатка, разположени на нейния югозападен брягжив и ограничен до антиклинална гънка с размери 8x5 km, самплитудаблизо до100 м. Продуктивенвулканичен пясъкпрякориКавранска серия (горен миоцен-плиоцен), имаща отпокрита порьозност 12-32% и пропускливост 0,02-0,15 микрона 2 ИПовече ▼. Дълбочината на продуктивния хоризонт е 1149-1560 m.Дебитът на кладенеца варира от 70-207 хиляди m 3 /s на фитинга12 mm, до 706 хиляди m 3 / с газ на фитинг 27 мм и 4.1 mUs газконденсата.

Като цяло в региона на нефт и газ в Западна Камчатка основната част от прогнозираните ресурси на нефт и газ са ограничени до неогенски и палеогенски находища.

Улянско-Мареканската, Северно-Охотска, Централно-Охотска и Южно-Охотска перспективни петролни и газови зони са идентифицирани в Охотско море и в съседните земни зони по аналогия с райони с доказан нефтен и газов потенциал. Според геофизични и геоложки данни в техните граници се предполагат големи седиментни басейни, запълнени предимно с теригенни, по-рядко силикатно-вулканогенни скали с обща дебелина 5000 - 8000 m (Голигински трог и др.) от палеогенска, неогенска и кватернерна възраст. .

Сахалинските находища са ограничени главно до уловители от структурен тип. Най-широко разработените находища са свързани с антиклинални гънки със счупени арки (Охинское, Узловое, Сабинское, Катанглинское и др.). Отлаганията, свързани с антиклинални и брахиантиклинални гънки с непрекъснати дъги (Прибрежное, Тунгорское и др.) и отлаганията, свързани с моноклинали (Паромайское, Северное Колендо), имат ограничено разпространение. Повечето от находищата са наслоени с ефективна дебелина 5 - 25 m, понякога до 50 - 60 m с открита порьозност 13-20%.

По-голямата част от находищата са усложнени от разломи, литоложки защипвания и стратиграфски разрези. Основните запаси на нефт, 84%, са ограничени до дълбочини 0 - 2 km, газ - 1 - 3 km, газов кондензат (90%) - 2 - 3 km.

Обещаващи територии на Далечния изток

Орогенните зони в Русия са изследвани по отношение на нефтения и газовия потенциал изключително неравномерно и като цяло по-слабо от платформените райони. Има големи територии и области на шелфа, перспективите за нефт и газ, които могат да бъдат оценени с повече или по-малко увереност въз основа на общи геоложки съображения и аналогия с провинции и региони, където потенциалът на нефт и газ е доказан с практически резултати на геоложки проучвания. На настоящия етап на изследване редица независими (невключени в провинции или региони) обещаващи петролни и газови райони (Момо-Зирянска корита, група от далекоизточни депресии) могат да бъдат идентифицирани като обещаващи елементи на нефтено и газово геоложко зониране . Освен това са известни няколко междупланински депресии (Кузнецка, Северна и Южна Минусинская, Селенгинская, Байкалска, Тункинская, Баргузинская), които вече са включени в обхвата на геоложките проучвания, но поради несигурността на геоложките материали нямат разумно количествено Оценяване.

Момо-Зирянската корита е част от Верхоянск-Колимската сгъната област. Коритото има обещаваща площ, базирана на мезо-кайнозойски отлагания от около 50 хиляди km 2. В различни области на падината са отбелязани доста обилни изходи на въглеводородни газове с високо съдържание на тежки хомолози, както и битум в някои хоризонти на юрския участък. През последните години бяха пробити няколко кладенци, в един от тях (район Индигирская) беше получен слаб приток на газ с дебит от 1,7 хиляди m 3 / ден от неогенски отлагания. Познаването на падината остава изключително слабо, а оценката на нефтения и газовия потенциал е несигурна.

Самостоятелен обещаващ обект представляват депресии и падини в южната част на Далечния изток: Зее-Буреинская, Среднеамурская, Ханкайская и др. Те са разположени в областта на мезозойското нагъване и имат мезозойско-кайнозойска седиментна покривка, включваща седименти от континентален и морски произход. Вдлъбнатините се различават по структура, размер и условия на образуване.

Интересът към южните далекоизточни депресии до голяма степен се дължи на факта, че в районите на Китай и Монголия, граничещи с Русия, континенталните слоеве се характеризират с регионално съдържание на нефт и газ (депресия Сонляо и др.). В депресиите Зее-Буреинская, Средно-Амурская, Ханкайская и Верхнебуреинская вече са извършени, макар и в малка степен, специални работи, свързани с нефт, включително проучвателни сондажи.

ВЕРХНЕБУРЕИНСКИ ГАЗОНОСЕН РАЙОН(площ 10,5 хил. км 2) се намира в рамките на Хабаровска територия и е свързана с мезозойската депресия, която е част от системата на монголо-охотския гънков пояс (фиг. 263).

Геоложката структура на падината е известна главно от работата, извършена във връзка с изследването на твърди (предимно въглищни) минерали. Специална работа по нефта и газа е извършена в малка степен през последните години; в резултат на това е открито газовото находище Адниканское с запаси от 2 милиарда м3.

Нефтогазоносният потенциал на Верхнебурейската депресия се оценява като цяло нисък и се свързва с мезозойски седименти, представени от два комплекса: юрски морски теригенен с дебелина до 3000 m и горноюрско-креден континентален теригенно-въглероден с дебелина до 4000 m , В находището Adnikanskoye продуктивните кредни (Kyndal Formation) пясъчници са покрити с тинесто-глинести скали; Отлаганията изглеждат като пластове, тектонично екранирани. Предполагаемите въглеводородни ресурси са концентрирани главно в кредния комплекс (62%), а останалите в юрския (38%).

Един от интересните обекти за проучване на нефт и газ е свързан с басейните на района на Байкал и Забайкалието - Тункинска, Гусиноостровска, Байкалска, Баргузинская и Селенгинская. Тези междупланински котловини, които са част от Монголо-Охотската гънкова система, морфологично образуват големи грабени, запълнени предимно със сладководни седименти от мезозоя, миоцена и плиоцена. През годините в тях са направени няколко сондажа, но те не са дали положителни резултати. Понастоящем перспективите за тези депресии могат да бъдат оценени само на условно качествено ниво.

Ориз. 263. Верхнебурейски нефтен и газов басейн:

1 - граници на басейна; 2 - изохипса на повърхността на основата (палеозой); 3 - тектонски смущения; 4 - фундаментни изходи на повърхността; 5 - газово находище Адниканское

Кузнецката, Северната и Южната Минусинска котловина се намират в южната част на Западен Сибир в системата от планински структури на Кузнецкия Алатау и Саяните. Депресиите са с размери от 10 до 50 хиляди km 2, имат рязко изразен релеф, имат покритие от теригенни и карбонатни скали от палеозоя и мезозоя-кайнозой с дебелина до 5000 m. От 40-те години на миналия век в депресиите има извършват, макар и с прекъсвания, сондажни и геофизични работи, насочени предимно към девонски и горнопалеозойски отлагания, в резултат на което в тях се установяват преки прояви на нефт и газ.

По този начин в Кузнецката депресия са получени притоци на газ, използвани за местни нужди в районите Плотниковская, Борисовская, Абашевская и други; При първия от тях се наблюдава изпускане на светъл петрол.

В Минусинските падини са получени малки притоци на газ с дебит от 2 - 3 хил. м3/ден в Западна Тагарска и редица други райони, а в Быстрянска зона в сондаж 1 дебитът на газ е приблизително 180 хил. м3/ден. ден, но промишлен Природата на това натрупване на газ беше потвърдено чрез сондиране на последващи проучвателни кладенци от 10 - 20 l/ден, получени в района на Алтай и Солзаводская.

Въпреки продължителността на изследването, няма надеждна оценка на нефтения и газовия потенциал на разглежданите падини. В светлината на новите геоложки и геофизични данни, получени в Минусинските падини през последните години, се предполага, че ролята на литоложките фактори в разпределението на нефт и газ е по-голяма от очакваното, което изисква корекции в методологията на проучването.

Тестове въпроси към глава 5

Какви характеристики на геоложката структура са характерни за провинциите на сгънатите територии?

Какво е значението на сгънатите провинции в съвременния добив на нефт и газ?

В кои провинции на нагънати територии е регистриран кален вулканизъм?

Ролята на Закавказката провинция в развитието на петролната и газовата индустрия в света.

Посочете нефтените и газовите комплекси на Закавказката провинция.

Какви петролни и газови находища на Закавказката провинция са открити на каспийския шелф?

Какви са перспективите за нефтения и газовия потенциал на каспийския шелф в западнотуркменската провинция?

Посочете петролните и газоносните райони, включени в провинция Тиен Шан-Памир.

Каква е ролята на Сахалинския нефтен и газов район в Охотска област?

Избройте нефтените и газови комплекси на Камчатския нефтен и газов район на Охотска област.

Петролната промишленост е клон на тежката промишленост, включително проучване на петролни и нефтени и газови находища, сондажни кладенци, производство на нефт и свързан газ и тръбопроводен транспорт на нефт. По доказани петролни запаси през 1992 г. Русия е на второ място в света след Саудитска Арабия, на чиято територия са съсредоточени една трета от световните запаси. От тях запасите на Русия са 20,2 милиарда тона, а резервите на бившия СССР през 1991 г. са били 23,5 милиарда тона. Ако вземем предвид ниската степен на потвърждение на прогнозните запаси и още по-големия дял на находища с високи разходи за разработка (от всички петролни запаси само 55% имат висока производителност), тогава общото предлагане на петролни ресурси на Русия не може да се нарече безоблачно.

Дори в Западен Сибир, където се очаква основното увеличение на запасите, около 40% от това увеличение ще се дължи на нископродуктивни полета с дебит на нови кладенци под 10 тона на ден, което в момента е границата на рентабилност за тази дълбока икономическа криза, обхванала Русия, не заобиколи горивно-енергийния комплекс, особено петролната индустрия. Това се изразява преди всичко в ускоряващия се спад в производството на петрол от 1989 г.

През 1990-2000г Състоянието на руската петролна промишленост се характеризира с намаляване на растежа на промишлените петролни запаси, намаляване на качеството и скоростта на тяхното въвеждане, намаляване на обема на проучвателните и производствените сондажи и увеличаване на броя на неактивните кладенци , широко разпространен преход към механизирано производство с рязко намаляване на течащите кладенци и липса на значителни запаси от големи полета, необходимостта от включване в промишлената експлоатация на находища, разположени в неразработени и труднодостъпни райони, прогресивно техническо и технологично изоставане. на индустрията и недостатъчно внимание към въпросите на социалното развитие и екологията. На територията на Руската федерация по това време (и до наши дни) имаше три големи петролни бази: Западносибирска, Волго-Уралска и Тимано-Печерска. Основният е западносибирският. Това е най-големият нефтен и газов басейн в света, разположен в Западносибирската равнина в Тюменска, Омска, Курганска, Томска и частично Свердловска, Челябинска, Новосибирска области, Красноярска и Алтайска територия, с площ от около 3,5 милиона км. Нефтогазоносният потенциал на басейна е свързан със седименти от юрска и кредна възраст. По-голямата част от нефтените находища се намират на дълбочина 2000-3000 метра. Нефтът от Западносибирския нефтен и газов басейн се характеризира с ниско съдържание на сяра (до 1,1%) и парафин (по-малко от 0,5%), високо съдържание на бензинови фракции (40-60%) и повишено количество на летливи вещества.

Между 1990 и 2000г 70% от руския нефт е добиван в Западен Сибир. В Западен Сибир има няколко десетки големи находища. Сред тях са такива известни като Самотлор, Мегион, Уст-Балък, Шаим, Стрежевой. Повечето от тях се намират в Тюменска област - своеобразно ядро ​​на региона. В републиканското разделение на труда той се откроява като основна база на Русия за снабдяване на нейния национален икономически комплекс с нефт и природен газ. Петролната индустрия на Тюмен се характеризира със спад в обемите на производство. Достигайки максимум от 415,1 милиона тона през 1988 г., до 1990 г. производството на петрол намалява до 358,4 милиона тона, т.е. с 13,7%; тази тенденция на спад в производството продължава и през 1994 г.

Тюменският свързан петролен газ се преработва в газопреработвателните заводи в Сургут, Нижневартовск, Белозерни, Локосовски и Южно-Балъкски. Те обаче използваха само около 60% от най-ценните нефтохимически суровини, извлечени от нефта; останалата част беше изгорена във факли, което се обясняваше със забавянето на пускането в експлоатация на мощностите на газопреработвателните заводи и недостатъчното темпо на изграждане на газокомпресорни станции. и мрежи за събиране на газ в нефтени полета.

Втора по големина петролна база в периода 1990-2000г. - Волга-Урал. Намира се в източната част на европейската територия на Руската федерация, в рамките на републиките Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, както и Пермска, Оренбургска, Куйбишевска, Саратовска, Волгоградска, Кировска и Уляновска области. Нефтените залежи се намират на дълбочина от 1600 до 3000 m, т.е. по-близо до повърхността в сравнение със Западен Сибир, което донякъде намалява разходите за сондиране. Волго-Уралският регион осигурява 24% от производството на нефт в страната.

По-голямата част от нефта и свързания с него газ (повече от 4/5) от региона се осигуряват от Татария, Башкирия, Куйбишевска област. Значителна част от петрола, добит в находищата на Волго-Уралския нефтен и газов регион, се доставя по нефтопроводи до местни петролни рафинерии, разположени главно в Башкирия и Куйбишевския регион, както и в други региони (Перм, Саратов, Волгоград, Оренбург). геоложки нефтен газ

Маслото от Източен Сибир се отличава с голямо разнообразие от свойства и състав поради многослойната структура на находищата. Но като цяло той е по-лош от западносибирския петрол, тъй като се характеризира с високо съдържание на парафин и сяра, което води до повишена амортизация на оборудването. Ако се докоснем до качествените характеристики, трябва да подчертаем Република Коми, където тежкият нефт се добива по метода на шахтата, както и нефт от Дагестан, Чечня и Ингушетия с голямо съдържание на смоли, но малко сяра. Ставрополският петрол има много леки фракции, което го прави ценен; в Далечния изток има добро масло.

Третата нефтена база е Тиман-Печерская. Намира се в рамките на Коми, Ненецкия автономен окръг на Архангелска област и отчасти в съседни територии, граничещи със северната част на Волго-Уралския нефтен и газов регион. Заедно с останалата част Тимано-Печерският нефтен район осигуряваше само 6% от петрола в Руската федерация (Западен Сибир и Уралско-Поволжкият регион - 94%).

Добивът на петрол се извършва в находищата Усинское, Памгня, Ярега, Нижняя Омра, Водейское и други. Районът на Тиман-Печора, подобно на регионите на Волгоград и Саратов, се смяташе за доста обещаващ. Според американски експерти в дълбините на арктическата тундра по това време са се съхранявали 2,5 милиарда тона нефт. Днес различни компании вече са инвестирали 80 милиарда долара в петролната индустрия с цел извличане на 730 милиона тона петрол, което е два пъти повече от годишното производство на Руската федерация.

Известни са прояви и търговски находища на нефт и газ в фундаментните скали и базалните хоризонти на седиментни басейни на САЩ, Венецуела, Либия, Мароко, Египет, Австрия, Югославия, Унгария, страните от ОНД, Китай и в дълбините на други страни .

Основите на тектонотипите на платформените области, крайните и подвижните системи се характеризират със скални комплекси с различен състав и възраст. Натрупвания на въглеводороди са идентифицирани в гнайси, шисти, кварцити и други метаморфити, вулканогенни образувания и, разбира се, в гранитоиди и техните кори на изветряне. Смята се, че около 40% от броя на находищата, открити в фундаментните скали, са ограничени до последните, а ако вземем предвид техния обем, тогава повече от 3/4 от запасите на въглеводороди в основите на нефтени и газови геоложки обекти са свързани с гранитоиди.

Когато се разглеждат въпросите за нефтения и газовия потенциал на фундаментните скали, съпътстващите ги изветрителни кори и базалните хоризонти на покритието, основното внимание обикновено се фокусира върху ролята на разломните зони при образуването на резервоари и въглеводородни находища. Дадени са примери за находища на нефт и газ с различна структура, нефтени и битумни прояви и изходи на запалими газове, по един или друг начин ограничени до системи от дълбоки разломи, които естествено разделят земната кора на блокове с различни размери. В съвременната геоложка структура на планетата някои от тези блокове са лишени от седиментна обвивка и се появяват на дневната повърхност под формата на щитове и масиви, съставени от комплекси от кристални скали, другата част от блоковете е покрита с различни седименти състав, чиято дебелина варира в зависимост от условията на тяхното развитие и хипсометричното им положение, а от Повърхността на деня се проявява под формата на тектонични елементи с различни мащаби и морфологии.

Активни хидротермални и дегазационни процеси протичат в разломните зони не само на континентите, но и в рифтовите системи на средноокеанските хребети, най-често лишени от седиментни слоеве.

По този начин зоните на дълбоки разломи, особено тези, актуализирани от съвременните движения, са „циркулационна система“, чрез която се извършва обмен на течности и топлина в земната кора, допринасяйки за генерирането на въглеводороди и последващата им онтогенеза. Разломите са до голяма степен свързани с процесите на образуване на зони за натрупване на нефт и газ, резервоари и находища на нефт и газ, както и с пространственото им разпределение.

ТЯХ. Шахновски, разглеждайки условията за нефтения и газовия потенциал на фундаментните скали, отбелязва, че в фундаментните блокове, покрити със седименти на покритието, съдържанието на нефт и газ най-често се ограничава до кората на изветряне, чиято дебелина достига 50-80 m, но обикновено не надвишава 10-15 m. Формираните тук вторични резервоари се характеризират със сложни, причудливи очертания и рязка променливост на свойствата в пространството. Резервоарите, образувани в разломните зони, се характеризират с линейна форма. Съответно резервоарите в кората на изветряне се разделят на ареален, линеен и смесен тип. Авторът дава характеристика на находища с нефт и газ в кората на изветряне на млади и древни основи с различен състав, дебелина и дълбочина. Това са находища, открити в Централен Тексас, САЩ (Орф и др.), Венецуела (Ла Пас, Мара), Алжир (Хаси-Месауд), Казахстан (Оимаши) и др.

К.Е. Веселов и И.Н. Михайлов предоставя статистически данни за нефтени и газови находища, открити в фундаментни скали в Австралия, Тихоокеанските острови, Азия, Африка, Европа и Америка. Обикновено има планирано съответствие между петролни и газоносни зони в сутерена и в седиментната покривка; рядко въглеводородни натрупвания се срещат само в основата. Вниманието е фокусирано върху теоретичните аспекти на търсенето на находища на нефт и газ на голяма дълбочина в фундаментните скали (в фундамента има развити, постоянно обновяващи се хоризонтални и вертикални системи от пукнатини, които в рамките на платформите отразяват техния сложен разлом от много порядъци -пукнатино-блокова структура). Образуването на последния се обяснява от гледна точка на тектониката на глобалния рифтинг. Тази концепция хармонично съчетава фиксистки и мобилистки идеи за тектогенезата, което ни позволява разумно да разгледаме развитието на земната кора и формирането на нейната пукнатинно-блокова делимост. Особено внимание се обръща на образуването на пукнатини. В зависимост от мащаба на проявлението си, системите от фрактури могат да свързват не само различни хоризонти на седиментната обвивка, но и да проникват дълбоко в фундаментните скали, да допринасят за миграцията на течности и образуването на въглеводородни находища в геоложка среда, която традиционно се счита за необещаваща . Напуканата блокова структура на кората води до факта, че в зависимост от местоположението едни и същи скали могат да бъдат както монолитно непропускливи, така и добри вторични резервоари, чиято порьозност се определя от раздробяването и действието на различни физикохимични процеси. Отлаганията на нефт и газ, известни в фундаментните скали, не са случайност (въпреки че по-голямата част от тях са открити случайно!), а проява на определен модел, който ни позволява да приемем огромни натрупвания на въглеводороди на големи дълбочини. Основните обекти на търсене трябва да бъдат пукнатинно-разломно-блокови структури на континенталната кора, които трябва да имат големи вертикални и ограничени хоризонтални размери. Образуването на пукнатини в твърди скали и на големи дълбочини е широко разпространен геоложки процес, който допринася за натрупването на нефт и газ.

В.Л. Шустер предоставя информация (скален състав, запаси и дебит на сондажа, дебелина на наситената с нефт част от участъка, свойства на резервоара) за някои нефтени и газови находища, открити в кристални скали в Либия, Египет, Индия, Бразилия, Венецуела, САЩ и Казахстан. Отлаганията, като правило, са многослойни, отлаганията са частично или напълно литоложки и (или) тектонично екранирани, разположени в нормални седиментни скали и в напукани гнайси, гранити, гранодиорити, граноффири, порфирити на основи от различни възрасти. Комплекси от фундаментни скали на Западносибирската плоча, Сибирската платформа, в Арктика и североизточните морета и Далечния изток могат да бъдат нови обещаващи цели за търсене на находища на нефт и газ.

Образуването на въглеводородни натрупвания в основата се дължи на взаимодействието на два насрещни потока: дълбоки изпарения, газове и топлина, нахлуващи отдолу от недрата на земята, и охладена органична минерална материя, спускаща се отгоре в недрата. Миграцията на течности и появата на термобарични условия за образуване на въглеводороди се улесняват от зони на пропускливост, ограничени до дълбоки разломи. Разломите също така контролират образуването на различни структури и свързаните с тях уловки, трансформацията на плътни гранитоиди в счупени и разпространението на резервоари и уплътнения. Тези изисквания отговарят на условията за натрупване на нефт и газ както в кристалните фундаментни скали, така и в седиментите на покривката. Генезисът на въглеводородите за промишлено използване на нефт и газ не е значителен.

Нефтени полета, свързани с резервоари в гранитоиди, са известни в Русия, Казахстан, Либия, Китай, Индия, САЩ и Канада. По-голямата част от тях са ограничени до зони на изветряне с ниска дебелина.

На този „фон“ структурата и нефтоносните условия на находището „Белият тигър“, разположено в басейна на Меконг (Ку Лонг) на шелфа на Южен Виетнам, са показателни. Кайнозойската седиментна обвивка, в която пясъчниците от долния олигоцен и долния миоцен са нефтоносни, първоначално се смяташе за продуктивна в находището, докато през 1988 г. не беше открито уникално нефтено находище в „свежите“ мезозойски гранитоиди на основата. Тук са концентрирани до 70% от първоначалните геоложки запаси от категории С 1 + С 2. Обемът на наситените с нефт гранитоиди е изключителен - височината на находището е над 1300 m, а филтрационните свойства на скалите са високи, което позволява да се получат повече от 90% от общия добив на нефт от тях. И това въпреки факта, че при кладенци, пробити на дълбочина над 5000 m, OWC (в общоприетата интерпретация) никога не е установен!

Структурата на находището White Tiger е подобно на хорст издигане, блокове с различни размери, образувани през периода на активиране на палеогенските движения по синседиментни разломи със североизточна тенденция. Тяхната амплитуда по повърхността на фундамента е 1500-1600 m и повече в покривката намалява и в горноолигоценските отлагания вече не надвишава 400-500 m; преместванията по други разломи рядко достигат 150-200 m. По протежение на покрива на фундамента издигането е ясно разделено на три основни части на блока, представени от южната, централната (най-издигнатата) и северната дъга, които от своя страна. се характеризират с по-дробна делимост. Размери на възвишението: дължина - няколко десетки километра, ширина и височина - повече от 1,5 km, надморска височина на замъка - 4650 m (фиг. 51).

Ориз. 51. Местоположение на основните офшорни полета на Южен Виетнам и

структурно-тектонска схема на фундаментната повърхност на находището Бял тигър

1 - граници на тектонски структури; 2 - депозити; 3 - основни грешки; 4 – изохипси на повърхността на основата, km; 5 - кладенци. Депозити: BT - White Tiger, DH - Daihung, DR - Dragon, TD - Tamdao.

Дебелината на кайнозойската покривка варира от 3000 m върху повдигнатите блокове до 8000 m в рамките на повдигнатите блокове. Основата е изградена от гранити, гранодиорити и кварцови диорити; блокови монопородни коефициенти - 0,73; 0,57 и 0,8. Характерни са дигите и лавовите покривки (диабази, базалти и др.) над сутерена.

Капацитивните и филтрационни свойства се дължат на вторични кухини от пукнатини, каверно-пукнатини и блокови типове; Притокът на флуид е най-силно повлиян от разрушаването на скалите.

Находището на нефт е „разбито” на фундаментни блокове на различни хипсометрични нива и е екранирано от горно- и долноолигоценски глинесто-аргилитни скали с мощност от 5-20 до 40-60 m, в райони, където уплътнението е слабо, има притоци на нефт обикновено малки или липсващи. Тук може би има поток от въглеводороди от фундаментните скали в седиментите от долния олигоцен. Максималната дълбочина на доказана нефтена наситеност е 4350 m, прогнозна - 4650 m.

Масленото съдържание на фундаментните скали е установено и в други структури на басейна на Меконг - блоковете Dragon, Tamdao, Baden, Biwi се прогнозират за големи запаси в находището Dai Hung в басейна South Con Son.

О.А. Shnip, като разгледа условията на нефт и газ на основите, предлага геоложки критерии за оценка на перспективите на фундаментните скали за нефт и газ:

1. Гранитоидите са най-вероятната група фундаментни скали, способни да натрупват и съхраняват промишлени натрупвания на въглеводороди.

2. Пътищата на миграцията на флуида са свързани със зони с фрактурирани разломи и други системи с празно пространство, които могат да възникнат в сутерена.

3. Колекторите в сутерена се образуват под въздействието на прекъсната тектоника и супергенни влияния, които допринасят за образуването на празно пространство във всякакви скали.

4. Уплътненията на находищата на нефт и газ в основата са хоризонтите на непроходими скали на седиментната покривка. Непроходимите фундаментни скали могат да служат и като изолационни комплекси.

5. Ограничаване на промишлените натрупвания на нефт и газ до основите на седиментни басейни.

6. Поставяне на въглеводородни натрупвания в издатините на фундамента, издигащи се на десет, стотици и повече метра над покрива му.

7. Въглеводородни включвания в гранитоидни минерали.

8. Дълбочини на фундаментни скали от 3,5 до 4,3 km.

9. Наличие на нефтени и газообразуващи зони на разстояние, достъпно за миграция на въглеводороди.

В.Л. Шустер, Ю.Г. Такаев, характеризиращ структурата на находищата на нефт и газ в кристални образувания на Америка, Африка, Европа, Австралия, Азия, Китай, Индонезия и Виетнам, също се спира на проблема с критериите за оценка на съдържанието на нефт и газ. Позовавайки се на известни автори, които отдавна се занимават с проблемите на нефтения и газовия потенциал на фундаментни скали и древни пластове. (E.R. Alieva et al., 1987; E.V. Kucheruk, 1991; B.P. Kabyshev, 1991; R. Sheriff, 1980, 1987 и др.), Те посочват следните показатели за съдържание на нефт и газ в основите:

Поява на въглеводородни натрупвания в мазета под повърхности на регионално несъответствие;

Рязко разчленяване на релефа на основата;

Дълбочината на поява или местоположението на натрупванията на въглеводороди в основата не може да надвишава дълбочината на дъното на седиментния слой в депресиите на басейна;

Конструктивен фактор (най-перспективни са шахтите и издатините на фундамента), вкл. наличие на разломни зони;

Хидрогеоложки условия за запазване на залежи от нефт и газ;

Наличието на кухини в кристалните скали.

Анализът на предложените критерии и показатели за оценка на нефтения и газовия потенциал на фундаментни скали от различни тектонотипове показва, че повечето от тях не се различават фундаментално от признаците и условията на нефтения и газовия потенциал и набор от тектонски, литоложки, хидрогеоложки и геохимични индикатори и критерии за натрупване на нефт и газ и запазване на въглеводородни находища, обикновено използвани за оценка на перспективите на седиментни басейни за нефт и газ. И в основата, и в капака, в крайна сметка основното е колекторът и гумата! При формирането на въглеводородни капани най-важна роля играят разломно-блоковите структури, които определят ерозионно-тектонския релеф и повърхностите на регионалните несъгласия. И в допълнение, разломно-блоковите (междублокови!) системи със сигурност контролират местоположението на лъвския дял от нефтените и газовите находища в земната кора.

Тектонският фактор в съвкупността от процеси, определящи геоложката среда и нейния нефтен и газов потенциал е водещ. Тектогенезата определя развитието на седиментни нефтени и газови басейни с различен мащаб, структура и възраст и тяхното зонално разпределение в земната кора. Ролята му се проявява на всички нива на прогнозиране и търсене на нефтени и газови находища. В същото време тектонският режим, формиращ (слоесто-)блоковия строеж на басейна, контролира формирането и разположението на въглеводородите в разреза и над площта на територията. Интензитетът и посоката на структурообразуващите движения пряко или косвено влияят върху ситуацията и мащаба на седиментацията, степента на промяна на скалите, вида и характера на трансформацията на ОМ, областите на презареждане и изтичане на формационните води, промените във времето на геотермалния градиент , регионални посоки на флуидния поток и други процеси, съпътстващи или определящи потенциала на нефта и газа.

Установен е фактът на блоков контрол върху формирането и разполагането на много минерали. Съвсем очевидно е, че дълбоките смущения, които са в основата на междублоковите (граничните) системи, са зони на подвижно съчленяване на разделящите ги блокове и определят тяхната определена автономност и специфичен нефтен и газов потенциал.

По правило блоковите и междублоковите системи се проявяват по-контрастно в структурата на основата и долната част на седиментната покривка, отколкото в горната му част. На повърхността те често се отразяват от нагънати (пликативни) структурни форми (подути, падини и др.), често контролирани от синседиментни разломи.

В този смисъл е показателна например структурата на източната част на Руската платформа, където на територията на Башкортостан са идентифицирани регионално разширени отлагателни грабеновидни падини, контролиращи линейно изразени зони на натрупване на нефт и газ (E.V. Lozin). , 1994) (фиг. 52).

Ориз. 52. Изопахова карта на седиментната последователност Кънов-Паший

1 - изопахи, m; 2 - западната граница на сгънатия Урал; 3,4- граници на защипване: Пашийски (3) и Къновски (4) находища; 5,6 - дизюнктивни зони (ДП): установени, предполагаеми; 7 - административна граница

Проследява се геохронологичната последователност и връзката между механизма на образуване на грабеновидните падини и древната рифейско-вендска рифтова структура и се посочват структурните предпоставки за формирането на възможни зони на нефто- и газонатрупване, причинени от блокови движения. Тези предположения могат да бъдат приложими и за други платформи, където се очаква нефтеният и газовият потенциал на древните пластове (фиг. 53).

Ориз. 53, Структурно-тектонска схема на айфелско-раннофранския подетап

Проблемът за нефтения и газовия потенциал на древните слоеве на Източноевропейската (Руската) платформа е свързан със структурни и тектонични условия, стратиграфията на скалния комплекс Венд-Камбрий, който е по-изучен от рифейските отлагания, признаци на нефт и газов потенциал (притоци на докамбрийски нефт, получени в кладенците на Даниловската област в централната част на Московската синеклиза, на територията на Удмуртия, Башкортостан, Кировска и Пермска област - райони Очер, Сива, Соколовская и др.), нефт изходни скали (потенциал на нефтоизточник и време на неговото реализиране; черни кални камъни - „вендски доманик“ и тъмно оцветени глини, обогатени с битум, Московска синеклиза), резервоари и уплътнения (съответно пясъчни и глинести членове на вендско-камбрийския комплекс в Московска и Мезенска синеклиза; най-регионално последователен печат са глинестите отлагания на формацията Redkinsky (Ust-Pinezh), трапове (структурна и литоложка диференциация на древни пластове предполага образуването на трапове от различни типове). Тектонотипът на капаните, свързани с блоковата структура на Кама-Белски, Средноруски, Московски и други авлакогени, може да бъде капаните на Юрубчено-Тохомската зона за натрупване на нефт и газ в рифейските и вендските отлагания на Сибирската платформа. Анализът на предпоставките за нефтения и газовия потенциал на древните пластове на Източноевропейската (Руската) платформа показва наличието на всички критерии за вероятна продуктивност, присъщи на нефтените и газови басейни; важно е само да се намерят области на тяхната благоприятна комбинация.

Тимано-Печорският запас от нефт и газ се характеризира в план с редуване на разместени подвижни зони и сравнително просто изградени стабилни зони. Структурите на седиментната обвивка повтарят участъка в изгладена форма основните характеристики на структурата на основата, разчленена от дълбоки разломи на блокове. Различните конфигурации, размери и ориентации на повдигнатите и свързаните спуснати блокове определят структурата блок-блок в стабилни зони и структурата на линейни блокове в подвижни зони. Стабилните геоблокове са предимно нефтоносни, подвижните са газоносни (фиг. 54)].

Фиг.54. Тимано-Печорска нефтена и газова провинция.

1-4 - граници на структури: 1 - най-големи, 2 - големи, 3 - средни, 4 - големи структури.

А - Тимански хребет: I - Източнотимански мегаклад, II - Цилемско-Четлашки мегаклад, III - Канино-Севернотимански мегаклад. B - Печорска синеклиза: IV - Омра-Лужска седловина, V - Ижемска депресия, VI - Нерицкая моноклинала, VII - Малоземелско-Колгуевска моноклинала, VIII - Печора-Кожвински мегаклад, IX - Денисовски пад, X - Колвински мегаклад, XII - Лодминска седловина , XIII - Варандей-Адзвинская структурна зона. B - Предуралски краен падин: XIV - Полюдовско издигане, XV - Горна Печорска депресия, XVI - Средно Печорско издигане, XVII - Болшесининска падина, XVIII - Чернишевско издигане, XIX - Косю-Роговска падина, XX - Черновско издигане, XXI - Коротаиха депресия, XXII - повдигане Paikhoi. G - Уралски хребет.

Несъмнено тектонската активност на блоковете влияе върху нефтения и газовия им потенциал. И това, разбира се, се дължи на два основни типа индикатори, чиито групи от характеристики характеризират както структурата на самите блокове, така и покриващите седименти на покритието, в които са разположени нефтени и газоносни обекти - нефтени и газови комплекси с различни размери.

Повече от половината (56%) от идентифицираните полета и находища (65%) са ограничени до тектонично активни подвижни блокове. С тях са свързани значителна част от големите и големи по геоложки запаси находища. Повечето от потенциалните въглеводородни ресурси: нефт до 70%, газ около 90% - са концентрирани в мобилни геоблокове, където концентрацията е средно 3-3,5 пъти по-висока, отколкото в стабилните.

Мобилните мегаблокове се характеризират с набор от общи характеристики на съдържанието на нефт и газ, въпреки че при подробното им сравняване се отбелязват някои отклонения. Показателен пример е Предуралският мегаблок, характеризиращ се с аномалната структура на земната кора. Повече от половината от прогнозните газови ресурси на нефто- и газопровода са концентрирани в седиментната обвивка над мегаблока. Тази стойност може да се дължи на сравнителната младост на високоинтензивните капани и свързаните с тях отлагания, което от своя страна се обяснява с особения геодинамичен режим на мегаблока в крайните етапи на развитие на Тимано-Печорския басейн.

В Тиман-Печорските басейни границите на ONGO в стратиграфския диапазон на долния силур - долния перм и (или) рязка промяна в тяхната производителност като цяло също съвпадат с границите на големи дълготрайни блокове на земната кора. В същото време най-голямата производителност се характеризира с блокове, които са претърпели дългосрочно стабилно потъване в геоложката история - независимо от последващата им инверсия - Предуралската корита, Печора-Колвински авлакоген, Варандей-Адзвинска зона (в при последното, производителността на ONGO е малко по-ниска поради по-малко последователно, по-малко стабилно слягане, което понякога отстъпва на покачване). Разпределението на ZNGN в басейна също следва основно две посоки, които ограничават основните блокове: субтиман и субуралиан; в този случай ZNGN, като правило, съответства или на най-големите линейни блокове, които след дълго потъване са претърпели частична инверсия (Колвински megaswell, Laisky swell и други), или на границите на големи линейни блокове (Shapkino-Yuryahsky подуване, подуване на Сорокин и други).

В резултат на анализа на разпределението на прогнозните ресурси на нефт и газ са установени корелации между структурата на блоковете на консолидираната земна кора и структурата на залегналите образувания на седиментната покривка. При прогнозиране на съдържанието на нефт и газ на регионално, зонално и частично локално ниво трябва да се вземе предвид не само структурата на самото седиментно тяло, съставляващо нефтения и газовия басейн и неговите отделни части, но и цялата дебелина на земната кора и протичащите в нея процеси, които в една или друга степен влияят върху естеството на нефтения и газовия потенциал на седиментната обвивка и протичащите в нея етапи на въглеводородна онтогенеза.

В Каспийския басейн на всички етапи от неговото развитие могат да се проследят дискретни диференцирани движения на фундаментните блокове, отразени в седиментната покривка. Наследството на древния структурен план е доказано чрез сондиране на такива възвишения като Тенгиз и Карачаганак, ограничени до издигнати фундаментни блокове. Различни видове тектонично защитени капани, както и надразломни и близки до разломи локални повдигания могат да бъдат ограничени до граничните зони на депресионните блокове.

Обобщението на материалите, натрупани от украинските геолози в резултат на проучването на нефт и газ в Днепър-Донецката депресия, Черноморския регион, Крим, Волин-Подолия и други региони на Украйна, им позволи да характеризират ролята на тектониката на разломите в формиране на нефтени и газови провинции (OGP) и региони (OGO), зони за натрупване на нефт и газ и въглеводородни находища. Влиянието на блоковия компонент на структурата на басейна се отразява в нефтено-газоложкото му райониране (фиг. 56).

Интересът към нефтения и газовия потенциал на кристалния фундамент и съответно към блоковата му структура се е увеличил значително поради откритието „... първо в района на петролното находище Ахтирски в района на Суми (кладенец Khukhrinskaya - 1), а след това в Юлиевската зона в района на Харбковски в няколко кладенци са открити промишлени натрупвания на нефт и газ, концентрирани директно в горните части на кристалния фундамент на дълбочина повече от 250 m от повърхността му. Трябва да се отбележи, че участъците на Днепър-Донецката депресия са най-благоприятни за концентрацията на нефт и газ, гравитиращи към зони на дълготрайни регионални разломи, главно в северозападната (305 0 -315 0) и североизточната (35 0 - 45 0) направления и до възлите на техните пресечки.

Ориз. 55. Схема на нефтено геоложко зониране на северната страна на DDA въз основа на седиментната обвивка и горната фрактурирана зона на фундаментните скали (според I.I. Chebanenko, V.G. Demyanchuk, V.V. Krot и други (според данни с опростявания от автора )).

1 - граница на Днепър-Донецкия газов и нефтен регион по седиментната покривка (по изохипсата - 1 km по повърхността на основата); 2 - северно регионално смущение; 3 - тектонски смущения (а - основни в скалите на основата, 6 - незначителни); находища: 4 - нефт, 5 - нефт и газ, 6 - газ, 7 - параметричен кладенец Sotnikovskaya. 499.

Анализът на данните от DSS за Западносибирската плоча и степента на консолидация на земната кора в нейните граници ни позволява да идентифицираме блокове, ограничени от дълбоки разломи, да идентифицираме връзката им с горната мантия, да разгледаме структурата на седиментната обвивка и разпределението на нефтени и газови находища в зависимост от вида на блока. Повечето от отлаганията са ограничени до блокове, които съответстват на останките от древни нагънати комплекси; минималният брой отлагания е разположен в блокове, съответстващи на положението на грабенови разриви и зони на дълбока тектонична обработка. Блоковата структура е най-ясно изразена в предмезозойската основа на плочата. Типичен пример за блокова структура е Малоичският палеозойски ръб, разположен в падината Нюрол. Състои се от блокове с различни размери, разделени от разломи. Сондажите, които произвеждат петролни притоци и фонтани, са разположени в различни блокове, предимно най-високите. Кладенци, пробити директно в разломните зони, обикновено не произвеждат притоци. Имайки предвид други подобни примери, можем да заключим, че „... разломите не само улесняват проникването на въглеводороди в резервоарни скали, но могат също да бъдат причина за разпадането на отлагания по време на последващи тектонични движения.“ Обобщението на материалите за Западен Сибир като цяло показа, че за образуването на въглеводородни натрупвания в седиментни отлагания на земната кора са важни предимно дългосрочни „отворени“ дълбоки разломи. „Заздравените“ разломи, запълнени с минерална материя, не могат да бъдат пътища за вертикално движение на въглеводороди.

Блоковата делимост на литосферата е основният контролиращ фактор при разположението на минералите в земната кора. Също така е вероятно блоковата делимост на литосферата да определя генетичните условия за образуване и образуване на минерални и енергийни минерали.

17. Неконвенционални видове и източници на въглеводородни суровини и

проблеми на тяхното развитие

Въглеводородните ресурси в недрата са огромни, но само малка част от тях, класифицирани като традиционни, се изучават. Извън изследванията, търсенето и развитието остава резерв от ресурси от нетрадиционни въглеводородни суровини, обемът на които е с 2-3 порядъка по-голям от традиционния, но все още е малко проучен. По този начин ресурсите на метан в хидратирано състояние, разпръснати само в дънните седименти на Световния океан и шелфовете, са с два порядъка (в петролен еквивалент) по-високи от традиционните въглеводородни ресурси. Около 8-10 4 милиарда тона нефт. д. метанът се съдържа в разтворените във вода газове на подземната хидросфера и само в зоната на отчитане на въглеводородните ресурси - до дълбочина от 7 km. Обемите на практически проучените ресурси на нефтени пясъци са огромни - до 800 милиарда тона нефтен еквивалент. д. в определени региони на света – Канада, Венецуела, САЩ и др.

За разлика от традиционната част от нефтените и газовите ресурси, които са подвижни в недрата и се добиват чрез съвременни технологии, неконвенционалните ресурси са слабо подвижни или неподвижни в резервоарните условия на недрата. Развитието им изисква нови технологии и технически средства, които оскъпяват тяхното търсене, добив, транспорт, преработка и обезвреждане. Не всички видове нетрадиционни суровини сега са технологично и икономически достъпни за промишлено развитие, но в райони с енергиен дефицит, както и в басейни с изчерпани запаси и развита инфраструктура, някои видове нетрадиционни суровини могат да станат основа на съвременно ефективно снабдяване с гориво и енергия.

Основното увеличение на традиционните запаси от нефт и газ в света и особено в Русия сега се извършва в територии с екстремни условия за развитие - Арктика, шелфове, географски и климатично неблагоприятни региони, отдалечени от потребителите и др. Разходите за тяхното развитие са толкова високи, че по време на прехода към нови суровинни бази разработването на неконвенционални запаси от суровини ще бъде не само неизбежно, но и конкурентноспособно.

Значението на цялостното и своевременно проучване на неконвенционалните въглеводородни ресурси е особено очевидно, ако вземем предвид, че повече от половината от всички петролни запаси, регистрирани като традиционни в Русия, са представени от техните неконвенционални видове и източници. Следователно нивото на обезпеченост с нефтени запаси в Русия, което в момента се разглежда въз основа на сумата от традиционни и неконвенционални запаси, не може да се счита за правилно, тъй като значителни количества от тях не отговарят на условията за рентабилно развитие.

По време на разработката всяка нефтена и газова провинция се доближава до етапа на изчерпване. Навременната подготовка за разработване на допълнителни резерви под формата на неконвенционални източници на въглеводороди ще даде възможност за дълго време да се поддържат нива на производство с печеливши икономически показатели. Понастоящем процентът на изчерпване на повечето големи разработени находища в Русия обикновено надхвърля 60% и приблизително 43% от общия добив идва от големи находища с процент на изчерпване от 60-95%. Съвременният добив на нефт в Русия се извършва в региони с висока степен на изчерпване на запасите. Преходът към разработването на нови суровинни бази в Арктика и източните води изисква резерв от време и излишни капиталови разходи, за които руската икономика в момента не е готова. В същото време във всички нефтени и газови басейни, дори и с дълбоко изчерпани запаси, има значителни запаси от неконвенционални въглеводородни ресурси, чието рационално и навременно развитие ще спомогне за поддържане на нивата на производство. Напредъкът, постигнат в света в технологиите за добив на нефт и газ, позволява разработването на неконвенционални видове и източници на въглеводороди, чиято цена е еквивалентна на цената на суровините на световния пазар.

Проучванията на VNIGRI показват значителни запаси от нефт и газ в неконвенционални източници и резервоари. Тяхното проучване и развитие ще позволи да се запълни неизбежната пауза в осигуряването на добив на нефт, а след това и на газ, която неизбежно ще възникне преди развитието на нови суровинни бази в райони с екстремни условия на развитие. В бъдеще неконвенционалните източници и видове въглеводороди ще станат основата на тяхната суровинна база (виж „Шистов газ“). В момента обемите на производство на неконвенционални въглеводороди не надвишават 10% от световното им производство. Прогнозите са, че до 2060 г. те ще осигуряват повече от половината от цялото производство на въглеводороди.

В момента следните видове и източници на неконвенционални въглеводородни суровини изглеждат приоритетни за развитие:

1. Тежки масла;

2. Горими „черни” шисти;

3. Нископропускливи продуктивни находища и сложни неконвенционални находища;

Помня

Какви минерали познавате?

Има горивни минерали - торф, въглища, нефт (седиментен произход).

Рудни полезни изкопаеми - руди на цветни и черни метали (магматичен и метаморфен произход).

Неметални полезни изкопаеми – миннохимически суровини, строителни материали, минерални води, лечебна кал.

Това знам

1. Какво представляват поземлените ресурси? Минерални ресурси?

Земните ресурси са територия, подходяща за заселване на хора и разполагане на обекти на тяхната стопанска дейност.

Минералните ресурси са природни вещества на земната кора, подходящи за получаване на енергия, суровини и материали.

2. Какво е значението на минералните ресурси в човешкия живот?

Минералните ресурси са в основата на съвременната икономика. От тях се получават гориво, химически суровини и метали. Благосъстоянието на страната най-често зависи от количеството и качеството на минералните ресурси.

3. Какво определя разположението на минералните ресурси?

Разположението на минералите се определя от техния произход.

4. Какви закономерности могат да се установят в разпространението на полезни изкопаеми?

Депозитите на руди на черни и цветни метали, злато и диаманти са ограничени до разкритията на кристалния фундамент на древни платформи. Залежите от нефт, въглища и природен газ са ограничени до дебели седиментни покривки на платформи, подножия на планини и шелфови зони. Рудите на цветните метали също се намират в нагънатите области.

5. Къде са съсредоточени основните находища на нефт и газ?

Основните нефтени и газоносни зони са съсредоточени в шелфовите зони - Северно море, Каспийско море, Мексиканския залив, Карибско море; седиментни покривки на платформи – Западен Сибир; предпланински падини - Андите и Уралските планини.

7. Изберете верния отговор. Минералите от седиментен произход са ограничени главно до: а) платформени щитове; б) към платформени плочи; в) до нагънати области от древна епоха.

Б) към платформените плочи

мога да го направя

8. Използвайки диаграмата „Образуване на скали“ (виж фиг. 24), обяснете какви трансформации се случват в скалите в резултат на цикъла на веществата.

В резултат на кръговрата на веществата се получава превръщането на едни минерали в други. Магматични скали могат да се считат за първични. Те са образувани от магма, която се излива на повърхността. Под въздействието на различни фактори магмените скали се разрушават. Частиците от отломки се транспортират и отлагат другаде. Така се образуват седиментните скали. В нагънатите области скалите се натрошават на гънки. В същото време някои от тях се гмуркат на дълбочина. Под въздействието на високи температури и налягане те се топят и се превръщат в метаморфни скали. След разрушаването на метаморфните скали отново се образуват седиментни скали.

Това ми е интересно

9. Смята се, че в каменната ера почти единственият минерал е бил кремъкът, от който са направени върхове на стрели, брадви, копия и брадви. Как смятате, че представите на хората за минералното разнообразие са се променили с времето?

Представите на хората за разнообразието от минерали са се променили много бързо от каменната ера насам. След кремъка хората много бързо намериха мед. Настъпи медната епоха. Въпреки това медните продукти за употреба бяха слаби и меки. Мина още малко време и хората се запознаха с нов метал - калай. Калайът е много чуплив метал. Можем да предположим, че това, което се е случило, е, че парчета мед и парчета калай са паднали в огъня или огъня, където са се стопили и смесили. Резултатът беше сплав, която съчетава най-добрите качества както на калай, така и на мед. Така е намерен бронз. Бронзовата епоха е времето от края на четвъртото до началото на първото хилядолетие пр.н.е.

Както всички знаем, желязото в чиста форма не се среща на Земята - то трябва да се извлича от руда. За целта рудата трябва да се нагрее до много висока температура и едва тогава от нея може да се топи желязо.

Това, че векове са били кръстени на минерали, говори за огромното им значение. Използването на все нови минерални ресурси разкрива нови възможности за хората и може коренно да промени цялата икономика.

Оттогава е минало много време и сега хората използват огромно количество минерални ресурси за различни цели. Проучването и добивът на минерални ресурси е неотложна задача за икономиката по всяко време.

10. Известният местен геолог E.A. Ферсман пише: „Искам да извлека суров, на пръв поглед неприятен материал от недрата на Земята... и да го направя достъпен за човешкото съзерцание и разбиране.“ Разкрийте значението на тези думи.

Минералните ресурси, когато се извличат от земната кора, най-често имат външен вид, далеч от вида на продукта, който се получава от тях. Те наистина са грозни неща. Но с правилния подход и обработка от този материал може да се извлече много стойност за хората. Ферсман говори за ценността на земните недра, необходимостта от изучаването им и разумния подход към това.