Де родовище нафти. Нафтогазоносні провінції. Перспективи нафтовидобувної промисловості у Росії

Західно-Сибірська нафтогазоносна провінція займає територію Західно-Сибірської низовини. Перше газове родовище Березівське було відкрито 1953 року.

Платформа Західно-Сибірської провінції розташована на фундаменті палеозойського віку, представленого піщано-гінистими мезо-кайнозойськими відкладами, потужність яких досягає 4000-5000 м-коду.

До складу Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції входять кілька нафтогазоносних областей:

§ Середньообська;

§ Васюганська;

§ Фролівська;

§ Північно-Тюменська;

§ Березово-Шаїмська.

Середньообська нафтогазоносна область представлена ​​унікальним за запасами нафти Самотлорським родовищем. До найбагатших нафтових родовищ належать також Мамонтовське, Радянське, Усть-Балицьке, Правдинське, Західно-Сургутське.

Нафтогазоносність встановлена ​​в тюменській, васюганській, мегіонській та вартовській свитах. Основні запаси нафти пов'язані з відкладеннями вартівської та верхньої мегіонської почетів. У їхньому розрізі виділяється понад 30 проникних піщаних пластів, з яких майже 20 з доведеною промисловою нафтогазоносністю. Значні скупчення нафти укладено у піщаних та піщано-глинистих пластах групи «А» у покрівельній частині вартовської почту. Їхня потужність мінлива, і часто заміщаються глинами та алевролітами.

В основі осадового чохла залягає тюменська оточення (нижня + середня юра) потужністю 200-300 м. Вона виражена перешаровуванням пісковиків, алевролітів, глин. Верхня юра в межах Сургутського і Нижньовартовського склепінь представлена ​​васюганським і георгіївським почетом, що складаються з пісковиків і аргілітів, що чергуються потужністю 50-110 м.

Мегіонська та вартовська почти (валанжин та готерів-баррем) складені пластами пісковиків, розділених аргілітами потужністю 265-530м.

Нафта Середньообської області має щільність 0,854-0,901 г/см 3 вміст сірки 0,8-1,9%. Найбільший вміст сірки у нафтах родовищ Сургутського району. Усі нафти малопарафіністі 1,9-5,3%.

Північно-Тюменська газонафтоносна область включає більше десяти родовищ, у тому числі найбільші такі як Уренгойське, Заполярне, Ведмеже.

Основні риси геологічної будови. Потужність осадового чохла понад 4000м, але нижня частина розрізу бурінням не вивчена. Нижньо-середньоюрські відкладення представлені чергуванням пісковиків, алевролітів та аргілітів потужністю 220-445 м. Відкладення верхньої юри складені аргілітами потужністю 100-150 м. Верхня частина покурської свити представлена ​​глинистими пісками. Покришкою служать глини турон-палеогенового віку потужністю 1000 м-коду.

Величезні запаси газу зосереджені в пісковиках валанжин-сеноманського віку з добрими колекторськими властивостями (пористість 26-34%, проникність до 3000-6000 мД).

Гази сеноманських покладів складаються переважно з метану 98-99,6%. На більшості родовищ конденсат практично відсутній. Гази воланжинського покладу містять велику кількість важких вуглеводнів до 9,5% та метану до 88,5%.

Уренгойське родовище із запасів газу є найбільшим у світі. Воно присвячене пологій брахіантиклінальній складці, розміри якої 95х25 км. Газова поклад складена пісковиками, що перешаровуються, алевролітами, глинами. Сумарна потужність газонасичених колекторів у склепінній частині структури становить 80-100 м. Пористість колекторів 20-35%, проникність 600-1000 мД.

Контрольні питання:

1. Назвіть колекторські властивості гірських порід.

2. Від чого залежить пористість та проникність порід?

3. Яких видів буває пористість та проникність?

4. Який елементний склад нафти.

5. Розкажіть про фізичні властивості нафти.

6. Якими основними властивостями має природний газ?

7. Гіпотези органічного та неорганічного походження нафти.

8. Характеристика порід – колекторів.

Далекосхідна нафтогазоносна мегапровінція входить у пояс Тихоокеанської складчастості кайнозойського віку, що охоплює на заході Анадир, Камчатку, Курильські острови, Сахалін, Японські острови. До мегапровінції відноситься вся територія Далекого Сходу і прилеглих акваторій арктичних та далекосхідних морів.

Далекосхідна нафтогазоносна мегапровінція включає низку великих нафтогазоносних провінцій, перспективних у нафтогазоносному відношенні провінцій та областей, самостійних нафтогазоносних областей і районів на всій території Далекого Сходу та прилеглих акваторій, у тому числі Охотську НГП, Лаптевську ПНГП, Лаптевську ПНГП, Лаптевську ПНГП, Усть-Індигірську ПНГО, Притихоокеанську НГП, Верхньобуреїнський ПГР.

5.4.1. Охотська нафтогазоносна провінція

Охотська НГП включає акваторії Охотського, частково Японського морів і прилеглі до них землі Сахалінської, Магаданської та Камчатської областей.

Охотська НГП (рис. 249) розташовується у зоні переходу від материка до океану та включає структури різної генетичної природи. Західним обмеженням провінції є Сихоте-Алінський та Охотсько-Чукотський мезозойські вулканогенні пояси, східним - Камчатсько-Курильська кайнозойська складчаста система. На півдні, на акваторії Японського моря, кордон провінції умовно проведено підняття Ямато. У центральній частині провінції знаходиться Охотський середній масив.

Фундамент провінції гетерогенний. Передбачається, що глибина його занурення максимальна у Східно-Сахалінському, Західно-Сахалінському, Охотсько-Колпаківському прогинах (9000 – 10000 м), на підняттях вона становить 1000 – 2000 м і менше.

Осадовий чохол утворений формаціями різного типу: геосинклінального, орогенного, рифтового, епіплатформного. За речовим складом це в основному теригенні та вулкано-генно-осадові утворення пізнемелового, палеогенового, неогенового та пліоцен-четвертичного віку.

У межах Камчатської та Хоккайдо-Сахалінської кайнозойських складчастих систем та Охотської гілки мезозоїд осадові утворення концентруються переважно у негативних структурах та практично відсутні на великих підняттях. На суші найбільші області розвитку осадової товщі приурочені до західного узбережжя Камчатки та північної частини Сахаліну.

На Західній Камчатці осадовий розріз представлений тери-генними породами палеоген-міоценового віку. Потужність порід змінюється від 1 – 3 км в антиклінальних до 4 – 5 км у синклінальних зонах. Ці структури простежуються з суші в суміжні райони акваторії Охотського моря, але далі на захід осадові відкладення моноклінально занурюються до схилу западини Тінро, досягаючи Охотсько-Колпаківського прогину потужності 6 - 8 км.

На Сахаліні (рис. 250), як і на Камчатці, осадові відкладення зім'яті в складки, що утворюють протяжні лінійні анти-

Мал. 249. Охотська нафтогазоносна провінція.

Найбільші тектонічні елементи обрамлення: I – Охотсько-Чукот-ський вулканогенний пояс, II – Сихоте-Алінський вулканогенний пояс, III – Центральнокамчатський мегантиклінорій.

Нафтогазоносні області: А -Північно-Східно-Сахалінська, Б -Південно-Сахалінська, В -Західно-Сахалінська, Г - Західно-Камчатська, Д -Ульянсько-Мареканська, Е -Північно-Охотська, Ж - Центральноохотська, 3 - Південно-Охотська.

Місце народження: 1 - Пільтун-Астохське, 2 - Чайво, 3 Лунське, 4 - Ізільметьевське, !? - Східно-Лугівське, 6 - Середньокунжицьке, 7 - Кшукське, 8 - Нижньокваківське

клінальні та синклінальні зони. Вік відкладів олігоцен-неогеновий. Максимальні (до 11 км) їх потужності приурочені до прогинів у північній та східній частинах острова та на суміжних акваторіях. Основну частину осадової товщі складають верхньоміоценові відкладення.

Осадовий шар у Південно-Охотській глибоководній западині із субокеанічною корою має потужність 2,5 – 4,5 км. Глибини до фундаменту (другого шару) змінюються від 5 до 8 км. Південно-Охотська западина сформувалася внаслідок інтенсивного рифтогенезу, що охопив, головним чином, кору континентальної будови. Досить інтенсивного рифтогенезу зазнала і південно-західна частина галузі розвитку субконтинентальної кори в центрі Охотського моря.

Для Охотської НГП надзвичайно характерне периферійне розміщення основних осадових басейнів, що концентрують більшу частину обсягу осадового чохла. До них відносяться Сахалінські прогини, Західно-і Східно-Дерюгінські, Ульянсько-Лисянський, Північно-Охотський, Західно-Камчатський, Охотсько-Колпаківський, Тінровський та ін, Південно-Охотська глибоководна западина.

У провінції відкрито 72 родовища нафти та газу, з них 60 на о-ві Сахалін, 8 на присахалінському шельфі та 4 на п-ві Камчатка. Видобуток нафти (з 1928 р.) і газу (з 1956 р.) ведеться тільки на острові Сахаліну

За сучасними уявленнями про геологічну будову та умови формування та розміщення родовищ нафти та газу в межах Охотської НГП виділяються 8 нафтогазоносних областей, з яких половина – Північно-Східно-Сахалінська, Південно-Сахалінська, Західно-Сахалінська та Західно-Камчатська – характеризуються доведеною нафтогазовою. інші - Ульянско-Мареканская, Північно-Охотская, Центрально-Охотская і Южно-Охотская - гаданої.

Для всіх областей характерні загальні, можливо нафтогазоносні, і нафтогазоносні комплекси. комплекси. Всі вони складені, в основному, теригенними породами.

Нутівський.

Уйнінсько-Дагінський НГК – головний об'єкт пошуково-розвідувальних робіт на Північному Сахаліні. Смуга розповсюдження глинисто-піщаної та піщано-глинистої літофацій (40 - 70% піщано-алевритових порід) у верхній частині НГК, перекритих глинами низів окобикайської почти, що простягається від акваторії Сахалінського затоки на південний схід через Катанглійсько-Львів. містить 19 родовищ нафти та газу. У Прикордонному районі поклади нафти відкриті у нижній частині НГК. У південній частині острова переважають піщано-глинисті вугленосні відкладення із вмістом пісковиків до 40 – 60%.

На Північному Сахаліні, в центральній та західній частинах, у дагінсько-уйнінському НГК розвинені порові колектори з відкритою пористістю 15 – 30% та проникністю до 1 мкм 2

Окобикайсько-Нутівський НГК об'єднує відкладення окобы-кайського та нутовського горизонтів Північного Сахаліну, а на Південному Сахаліні – курасійського та маруямського горизонтів. Його максимальні потужності (до 7,5 км) характерні для Північно-Східного Сахаліну та суміжного шельфу. Майже повсюдно у низах НГК розвинені морські, переважно глинисті відкладення. Лише Північно-Західному Сахаліні НГК цілком представлений піщаними вугленосними породами.

У межах Північно-Східного узбережжя біля шельфу, де, як відомо, розміщено більшість родовищ нафти і газу, окобикайський розріз складний нерівномірним перешаровуванням піщано-алевритових глинистих різниць (25 - 65% пісковиків) загальною потужністю 660 - 3500 м. На півдні узбережжя кількість піщано-алевритових порід в окобикайських відкладеннях різко зменшується, і цей інтервал розрізу служить регіональним флюїдоупором для підстилаючих пісковиків дагінської почту. У межах північно-східного шельфу Сахаліну нижня частина НГК заміщується кремністо-глинистими породами із пластами пісковика. На півдні Сахаліну, на акваторії Татарської затоки, заток Терпенія та Аніва в низах НГК розвинені кремністо-глинисті породи курасійської почту.

Нутовсько-Маруямська частина НГК майже повсюдно на о. Сахалін складена переважаючими пісковиками лагунно-дельтових та прибережно-морських фацій. На крайньому північному сході острова в районі півострова Шмідта і на північно-східному шельфі в цій частині НГК розвинені піщано-глинисті і глинисто-піщані прибережно-морські і дрібноводно-морські літофації, що чергуються, з оптимальним співвідношенням колекторських і ізолюючих пластів в інтер. 1 км (до нього присвячені продуктивні пласти Одоптинського та Чайвінського родовищ). У східній літо-фаціальній зоні (площа Дагіморі) середня частина НГК переважно глиняста, без хороших колекторів.

В Окобикайсько-Нутівському НГК переважає поровий тип колектора пористістю до 30% та проникністю до 1 мкм 2 . Хорошими колекторськими властивостями характеризуються відкладення комплексу, розвиненого у північній частині острова та суміжного шельфу Охотського моря.

ПІВНІЧНО-СХІДНО-САХАЛІНСЬКА НГО(Мал. 251) площею 67 тис. км 2 (з них 24 тис. км 2 на суші) є найбільш вивченою частиною Охотської НГП. Осадовий чохол представлений пісковиками та алевролітами, що перешаровуються з глинами та кремністо-вулканогенними породами загальною товщиною до 10 км. Виділяються три нафтогазоносні регіональні комплекси.

Нижньоміоценовий (даєхуринський) НГК теригенний, кремністо-глинистий товщиною до 1500 м. Поровово-тріщинні колектори утворені літифікованими крем'янистими породами, покришка – глинами даехуринської почту.

Мал. 251. Схема розташування родовищ нафти та газу:

1 – берегова лінія; 2 – виходи фундаменту на поверхню; 3 – регіональні розриви; 4 – глибина залягання фундаменту, км; 5 – синклінальні зони – основні осередки нафтогазоутворення; 6 - зони або групи зон нафтогазононакопичення з доведеною нафтогазоноснос-тю: I - Лангрийська, II - Астрахановська, III - Гиргиланьї-Глухар-ська, IV - Вовчинсько-Сабінська, V - Еспенберзька, VI - Охіно-Ехабінська, VII - Одоптинська - Паромайська, IX - Чайвінська, X - Східно-Дагінська, XI - Нойська, XII - Конгінська: 7 - 10 - родовища нафти і газу за величиною геологічних запасів (млн т): 7 - великі (більше 100): 12 - Одопту- море, 13 – Пільтун-Астохське, 14 – Аркутун-Дагінське, 15 – Чайво, 22 – Лунське, 23 – Кіринське; 8 - відносно великі (10-100): 1 - Колендо, 2 - Оха, 3 - Ехабі, 4 - Східне Ехабі, 5 - Тунгор, 6 - Вовчинка, 7 - Західне Сабо, 8 - Сабо, 9 - Кидилання, 10 - Мухто, 11 – Паромай, 16 – Усть-Евай, 17 – ім. Р.С. Мірзоєва, 18 - Монгі, 19 - Вуглекути, 20 - Катанглі, 21 - Набіль, 24 - Окружне; 9 - дрібні(1 -10): 10- дуже дрібні(менше 1); 11 - 15 - типи родовищ за фазовим складом: 11 - нафтові, 12 - газонафтові, 13 - нафтогазові, 14 - газові,

15 - газоконденсатні

Нижньо-середньоміоценовий (уйнінсько-дагінський) НГКтерри-генний вугленосний товщиною до 3000 м. Колекторами служать тер-ригенні пласти в шаруватій товщі уйнінської і дагінської світ, регіональною покришкою - глини низів окобикайської почту.

Середньо-верхньоміоценовий (окобікайсько-нутівський) НГК теригенний вугленосний товщиною до 7000 м. У товщі перешаровування колекторами є пісковики, покришками - глини, що їх перекривають.

Можливо, нафтогазоносні донеогенові комплекси характеризуються, як правило, високим ступенем ущільнення порід.

На цей час на північному сході Сахаліну відкрито 64 родовища, у тому числі сім у прибережних зонах шельфу. Дві третини ресурсів вуглеводнів області припадають на окобикайсько-нутівський комплекс. Серед родовищ переважають багатопластові із покладами склепінного типу та елементами тектонічного та літологічного екранування. Глибина покладів змінюється від 50 до 3300 м-коду. рис. 256), Еррі, Тунгорське (рис. 257), Колендинське (рис. 258), Паромайське (рис. 259), Шхунне (рис. 260), Некрасовське (рис. 261), Західно-Сабінське (мал. 262), Східне Ехабі та ін) значною мірою вироблені. Родовища на шельфі відрізняються великими запасами та сприятливішими умовами розробки (Лунське, 1Пільтун-Астохське, Аркутун-Дагінське, Одопту-море та ін.), а в морі гостріше стоять проблеми екології. З подальшим розвитком морських робіт пов'язуються основні перспективи розширення сировинної бази в НУО.

Окружне нафтове родовище (див. рис. 252) приурочено до однойменної брахіантіклінальної складки. Відкрито в1971 р. Розташоване березі Охотського моря: західна його половина знаходиться на території острова, а східна - в водіторії Охотського моря. Звід складки складний породами панськоїсвити. На західному крилі кути падіння 15-30 °, на східному вони дещо крутіше. Крім того, східне крило ускладнене подовжним розривом. Щільність нафти 828,1 кг/м 3 , вміст сірки0,21, парафіну 0,66%.

Східно-Дагинське газонафтове родовище (Див. рис. 253)розташоване в нижній течії нар. Даги і є бра-хіантиклінальну складку, розбиту поряд розривів. Відкрите

Мал. 252. Окружне нафтове родовище:

1 - пошукові свердловини, що дали нафту; 2 - ізогіпси по електрорепер всередині верхньої частини борської почти; 3 – розриви; 4 – нафтоносний горизонт; 5 - борська почет

1970 р., розробляється з 1974 р. Відкрито два поклади: газонефтяна в низах окобикайської почти та нафтова - у верхній частинідагінської почту. Нафта має густину 839,8кг/м. 3 вміст сірки 0,31, парафіну 12,24; пластовий тиск 199,5 кгс/см 2 . Плітність газу 0,5866 кг/м 3 вміст метану 95,8 %.

Мал. 253. Східно-Дагинське газонафтове родовище:

1 - ізогіпси по покрівлі дагінської почту; 2 – розриви; 3 – контур нафтогазоносності; 4, 5, 6 - піщані, глинисті та піщано-глинисті породи; 7 – нафта; 8 - нафта та газ

Охінське нафтове родовище (див. рис. 255) приурочеале до асиметричної, сильно порушеної скидами брахіантік-линяли з крутим східним (30-70 °) і пологим західним (15-20 °)крилами. Амплітуда і площа структури збільшуютьсябіною відповідно від 400 до 600 м та від 10 до 20 км 2 .

Відкрите 1923р., Розробляється з 1923р. Продуктивніпласти характеризуються сильною літологічною мінливістютию. Ефективні потужності змінюються від 1 до 90 м, пористобто 14-30%, проникність становить (1-1500)-10" 15 м 2 . За-

Мал. 254. Східно-Ехабінське нафтове родовище:

А - структурна карта насунутої частини структури по покрівлі XVII пласта, Б -те ж піднасувної частини структури по покрівлі 25-го пласта; 1 - ізогіпси по покрівлі XVII та відповідного йому 25-го пластів; 2 – розриви; контури: 3 - нафтоносності XVII та 25-го пластів, 4 - газоносності 25-го пласта; 5 – нафта; 6 – газ; 7 – глинисті, 8 – піщані породи

лежі пластові, склепіння, тектонічно екрановані. На початку розробки всі поклади характеризувалися режимом розвиткуренного газу, який поступово перейшов у гравітаційний.Нафта важка,густиною 0,91-0,93 г/см 3 , смолиста(акцизнихсмол 20-40%).

Ехабінське нафтове родовище (див. рис. 256) приуроченодо антиклінальної складки,у будові якої приймаютьучасть піщано-глинисті відкладення міоцен-пліоценового віззростаюча. Відкрите 1936р., Розробляється з 1937р. Ехабінськабрахіантиклінальна складка північно-західного простягання маєет довжину 6 км, ширину 2 км і амплітуду пастки 250 м, асимметрічна, з пологим західнимі крутим(до 65 °) східним крилом,ускладненим поздовжнім скидом. Площина останнього наклонена на захід, амплітуда усунення 50-250 м. Складка по окоби-кайським горизонтам має скринькову форму, а по дагінських -гребенеподібну. На родовищі відкрито вісім нафтових залежаків та одна газова. Колекторами для нафти та газу служать пески та пісковики, ефективна пористість яких змінюєтьсяза площею в дуже широких межах - від 3 до 30%; в середньому попластів вона становить 17-18%. Проникність колекторів ззмінюється від 4 до 155 мдарсі. Ефективна потужність чотирьохпластів 12-24 м, інших - не перевищує 9%. Всі поклади пластові склепіння і, за винятком трьох пластів, зрізані разривом на східному крилі.

Тунгорське нафтогазоконденсатне родовище (Див.Мал. 257) присвячено брахиантиклинали меридіонального простирання з кутами падіння східного крила 45", а західного до20 °. Відкрито в 1958 р., розробляється з 1960 р.ному окобикайському горизонту амплітуда складки 130м, площа8 км. Перший промисловий приплив нафти отриманов1957 р.родовищі відкрито 15 покладів: 3 нафтових, 7 газових та 5газоконденсатних, приурочених до піщаних пластів з ефектомтивнийпотужністю від 3до 56 м, відкритою пористістю 16-22% та проникністю (1-140)-10 -1 4 м 2 . Поклади пластові склепінняші, висота від 15 до 95 м. Нафтові поклади характеризуютьсярежимом розчиненого газу з впливом одностороннього напоюра крайових вод, внаслідок чого поклади частково зміщені насхідне крило. Початковий пластовий тиск уXXпласті21,5 МПа, робочі дебіти на початку експлуатації 130-160т/сут,середній газовий фактор 180м 3 /т.

Мал. 256. Ехабінське нафтове родовище:

1 – ізогіпси по покрівлі XIII пласта; 2 – контур нафтоносності; 3 – розриви; 4 – нафта; 5 – газ; 6 - глинисті, 7 - піщані породи

Мал. 257. Тунгорське нафтогазоконденсатне родовище:

а – структурна карта по покрівлі пласта XX; б – геологічний розріз; 1 – ізогіпси покрівлі XX, м; 2 – контур нафтоносності; 3 – нафта; 4 – газ; 5 – покришка; 6 - піщані породи

Мал. 258. Колендинське газонафтове родовище:

1 - ізогіпська - по покрівлі XVII пласта, б - по покрівлі XXI пласта; 2 – розриви; контури: 3 - газоносності XVII пласта, 4 - нафтоносності XVII пласта, 5 - нафтоносності XXI пласта для південної перікліналі; 6 – нафта;

7 – газ; 8, 9 - глинисті та піщані породи відповідно

Колендинське газонафтове родовище (див. рис. 258)присвячено асиметричній брахіантикліналі північно-західного простягання, з кутами падіння західного крила 5-7°, східного 12-15 °. Відкрито 1961 р., розробляється з 1964 р. Нефтегазоносні відкладення дагінської та окобикайської світ середнього та верхнього міоцену. В інтервалі глибин 1000-1600м встановленошість газових покладів та одна газонафтова.Поклади пластовісклепіння. Газ переважно метановий; нафта важка,щільністю0,874-0,927 г/див. 3 містить багато смол (24-48 %) іпарафіну (2%).

Поромайське нафтове родовище (Див. рис.259) приурочено до однойменної антиклінальної складки. Відкрито 1951 р.,розробляється з 1951 р. Розкритий свердловинами розріз складнийпіщано-глинистими відкладеннями, розчленованими на нутовськута окобикайську почту. Паромайська антикліналь має довжину около 20 км і ускладнена декількома дрібнішими складками. Західное крило структури з кутами падіння в привідній частині 60-80 °порушено поздовжнім скиданням, за яким склепіннячастина насунута на відносно пологі західне крило. Плоскістка розриву нахилена на схід, амплітуда зміщення достігає у склепінні 700 м і зменшується на південь. Нафтові поклади приурочені до піднасувної частини структури, розбитої поперечними та діагональними порушеннями (переважно скидного характеру).тера) на численні блоки. Амплітуди скидів змінюються від 10 до 200 м. На родовищі відкрито 12покладів нафти,причому два поклади мають газові шапки. Піщані пласти, що містять нафту та газ, мають ефективну потужністьвід 2 доJ5 м тапористість 27-19%, яка зменшується вниз за розрізом. Усепоклади за типом пасток відносяться допластовим тектонічноекранованим (піднасувним) і, крім того,ускладненим поперечними та діагональними розривами. Нафта родовищавідносно легкі, із щільністю815,7-840,6 кг/м 3 . Містятьпарафіну 0,19-3,48, сірки 0,14-0,31%; вихід легких фракцій (до300 ° С)складає75-84%. Гази метанові, щільністю 0,6553-0,7632 кг/м 3 , звмістом важких вуглеводнів до 10-23%.

Шхунне газонафтове родовище (див. рис. 260) приурочено до найпівнічнішої антиклінальної складки Гиргиланьїнськоїзонинафтогазонакопичення. Відкрите 1964р., розробляєтьсяз 1972р. Структура має широке склепіння, відносно круте (25-30 °) східне крило і пологі (15-20 °) західне. Діагональнимирозривами вона розбита на низку блоків. Найбільшим єрозрив північно-західного простягання, яким опущена північня перікліналь. Амплітуда цього порушення досягає 240 м,площина розриву нахилена на південний захід під кутом близько 60°. народовищі відкрито 4 газові та 5 нафтових покладів. Всі вониприурочені до колекторів нижньоокобікайської підсвіти, мающим, ефективну потужність від 12 до 53 м, пористість 25-26% іпроникність до 433 мдарсі. Глибина залягання промислових

Мал. 259. Паромайське нафтове родовище:

1 – ізогіпси по покрівлі VIII пласта; 2 – розриви; 3 – нафта; 4 – газ; 5 - контур нафтоносності; 6 - піщані, 7 - глинисті породи

скупченьнафти та газу- від 650до 1260 м. Всі поклади нафти та однапоклад газу знаходяться в північному блоці і відносяться до пластовихтектонічно екранованим (на перікліналі). У центральномублоці відкриті поклади газу, які за типом пасток відносяться

Мал. 260. Шхунне газонафтове родовище:

1 – йзогіпси по покрівлі VII пласта; 2 – розриви; 3 - контури: а - нафтоносності; б - газоносності; 4, 5, 6 - піщані, глинисті та піщано-глинисті породи; 7 – нафта; 8 - газ

до пластовихсклепінням, розбитим розривами на блоки. Висота залежаків у склепінні вбирається у 25 м, але в периклинали - 50 м. Нафтародовища важка, із щільністю 928,4-932,8 кг/м 3 ; содержит акцизних смол до 12, сірки -0,21-0,32, парафіну -0,44-0,62%.Газ метановий, густиною 0,5662-0,6233кг/м 3 , зі змістом тяЖелих вуглеводнів до 2,8%.

Некрасівське газонафтове родовище (див. рис. 261)приурочено до брахіантиклінальної асиметричної складки з крутим східним (до 40°) та пологим західним (10-15°) крилами.Відкрите 1957р., Розробляється з 1963р. Будова складки-на глибині (за відкладеннями окобикайської почту) значно вусложнено великою кількістю розривних порушень з ампліту-дамідоЗООм. Відкрито 10 покладів:2 нафтові, 3 газонафтовіі5 газових. Нафти родовища легкі, щільність їх коливаньроків від 775 до 843 кг/м 3 . Вміст сірки становить 0,1-0,3,парафіну – до 2%. Вихід легких фракцій (до 300 ° С) досяглает 70-90%. Встановлено високу розчинність нафти вгазі, наявність конденсату. Початковий газовий фактор досягненнягає 2000 м е /т. Всі поклади відносяться до пластових склепінь,розбитим розривами на блоки.

Колектором для нафти і газу є різнозернистий песчанік з ефективною пористістю близько 18%, проникністюдо 150 м Дарсі. Дебіти нафти змінюються від 10-15до 42т/"добуки, дебіти газу досягають 75-100 тис. м/добу. Нафта легка,густина 797-821,2 кг/м 3 , вміст акцизних смол 6-7, параФіна 1-2, сірки 0,1-0,2%. Вихід легких фракцій 77-94%. Початокний пластовий тиск 242,5 кгс/см 2 , пластова температура84,5 °С. Газовий фактор коливається від 475 до 1600 м 3 /т. В складігазу переважає метан (85,4-90,0%), відзначено великий вміст етану та вищих вуглеводнів (до 10%).

Західно-Сабінське газонафтове родовище (Мал. 262)розташоване на захід від Сабінського і приурочено доантиклінальноїскладці, що ускладнює західне крило антиклінальної зони.Відкрито в 1961 р., розробляється з 1966 р.бій куполоподібне підняття розміром 3,3x5,5 км, порушене багаточисленними скидами з амплітудами від кількох десятківдо 200 м. Кути падіння породи на крилах не перевищують 5-6°. Відкрито 6 покладів: 4 нафтові, одна газонафтова та одна газова.Нафтовий покладVIIIпласта за запасами є найбільшою.Пласт, що залягає на глибині 1263-1407 м, представлений низкою.

ванням тонких піщаних та глинистихпрошарків загальною потужністюдо 39 м. Середня ефективна потужність 11м. Пористість песчаних колекторів становить 20%, проникність в середньому -300 м Дарсі. НафтоносністьVIIIпласта вперше була встановленальона у вкв. 1, при випробуванні якої отримано приплив нафти з дебітом 12 т/добу (через 6-міліметровий штуцер). Пластоветиск у покладі 125,2 кгс/см 2 , Початковий газовий фактор 30-40м 3 /т. Нафта важка (густина 973кг/м 3 ), слабопарафініста (1,8%), безсірчиста. Висота нафтового покладу 110м.

Південно-Охінське газонафтове родовище присвяченодо однойменної куполоподібної складки розміром 2x1,5 км та амплітуди підняття близько 80 м. У північній її частині проходить скидання північно-східного простяганняз амплітудою400 м. Два іншірозриву, але вже північно-західного простягання, з амплітудою 40і 140м, ускладнюють склепіння та південну перікліналь структури. Складка по верхніх горизонтах асиметрична: кути падіння західногокрила 10-15 °, східного до 45 °. Звід складкиз глибиною зміщенняється дона заході на 800-900м. Відкрите 1949р., Розробляєтьсяз 1952 р. На родовищі відкрито 6 покладів: 3 газові, 2 газоши з нафтовими облямівками та одна нафтова. Всі продуктині пласти складені пісками із середньою пористістю 19-27% та ефективною потужністю від 1 до 22м. Газ родовища сухий, метановий, із щільністю 0,575-0,645кг/м 3 . Нафти мають густину 838-852кг/м. 3 , містять акцизних смол до 10, парафіну до6%. Пластові води гідрокарбонатно-натрієві, з мінералізуцією близько 14 г/л.

Північно-Охінське газонафтове родовище приурочеале до невеликої антиклінальної складки, що ускладнює північну перікліналь Охінської структури. Звід її складений глинисто-піщаними опадами нижньонутівської підсвіти, під якими залягають піщано-глинисті відкладення окобикайської почту мощівністю 1100м. Відкрите 1967р., Розробляється з 1967р. Відкрито5 покладів: однагазова, дві нафтові з газовими шапками.ми та дві нафтові. Промислові скупчення залягають на глибинінах 900-1400 м. Ефективна потужність пластів коливається від 8 до 23 м, пористість – від 20 до 23%. Пласти характеризуютьсярізкою літологічною мінливістю. Нафта родовищамають густину від 842,1 до 869,3 кг/м 3 , містять 12-28% акцизних смол та 0,6-2,8% парафіну. Гази метанові,з щільністютю0,5871-0,5945 кг/м 3 , що збільшується вниз по розрізу.

Мухтинське газонафтове родовище є самимвеликим родовищем Паромайської зони нефтегазонакопа-ня. Приурочено до антиклінальної структури. Відкрите 1959р., Розробляється з 1963р. Мухтинська антикліналь відокремлена відПаромайський невеликим сідлоподібним прогином. Кути падіння порід її західного крила в приводовій частині становлять 50-85,східного- 20-30 °. Уздовж західного крила складки проходить регіональний накид з амплітудою 600-800 м, за якимсхідний блок насунуто на західний; крім того, поперечнимиі діагональними розривами типу викидів складка розбита ряд блоків. Відкрито 14 покладів: 3 газонафтові, решта нафтині. На кшталт пасток поклади тектонічно екрановані на периклинали і пластові склепіння, розбиті самостійноні блоки. Ефективна потужність пластів-колекторів змінюючиється зазвичай у межах 5-20 м. Пористість колекторів 21-30 %,проникність - до 500 м Дарсі. Нафти родовища у подружжяех верхніх пластах мають щільність 830-906,6, в нижніх -829,9-874,0 кг/м 3 ; вміст сірки 0,1-0,2, парафіну 0,7-3,2%.Газ метановий, із щільністю 0,5944-0,6232 кг/м 3 та змістомважких вуглеводнів 32-35%. Води гідрокарбонатно-натрі-єві, з мінералізацією 6-28 г/л, що зростає вниз по розрізу.

Вовчинське газонафтове родовище пов'язано з крупної антиклінальної складкою, ускладненою в південній частині більшдрібними локальними структурами. Відкрито в 1963 р., розробникється з 1972р. Родовище багатопластове: у дагінськійсвиті в окремих тектонічних блоках виявлено нафтовіпоклади. На Северинській та Ключевській площах (склепіння та південні пе-риклінальні блоки структури) в окобикайській свиті встановлено 10 газоносних пластів і, крім того, в дагінській свитівиявлено поклад газу. У межах родовища виявлено низкускидів з амплітудами до 200 м, які часто служать тектоними екранами для нафтових і газових скупчень. Колекторами нафти і газу є пачки порід, представлені перешаровуванням піщаних різниць, потужністю до перших десятків.ків метрів, з глинистими та алеврито-глинистими різницями.Відкрита пористість пісковиків становить 20-25%, а проницаемость - 500-600 м Дарсі.

Пільтун-Астохське нафтогазоконденсатне родовища ня розташоване на північно-східному шельфі о. Сахаліна в 67км доЮВ від м. Оха та за 17 км від берега. Відкрито у 1986 р., за запасами

відноситься до категорії великих. Приурочено до Одоптинської антиклінальної зони. Родовище контролюється великою антиклінальною складкою, ускладненою трьома куполами - Пільтун-ським, Південно-Пільтунським та Астохським. Амплітуда кожного - від100 до 200 м. Антикліналь ускладнена скидами амплітудою 20-40 м,які поділяють структуру на ряд блоків та контролюють распростір покладів за площею. Кути падіння шарів на західному крилі 10-12 °, на східному - 8-10 °. Нафтогазоносні територіїгенні відкладення нижньонутівської підсвіти нижнього міоцену. Доказана продуктивність 13 пластів. Глибина покрівлі верхньої 1300м,нижнього - 2334 м. Пористість від 22 до 24%,t- 50,5-73°С. Плітність нафти 0,874-0,876г/см 3 , в'язкість 0,11-0,5МПа-с, вмістня сірки 0,12-0,27%, парафіну 0,21-2,56%, смол та асфальтенів2,5-4,3%. Щільність газу повітрям 0,604-0,638; газ містить метана 94,11-91,75%, вуглекислого газу 0,52%, азоту 0,28-0,84%.

Аркутун-Дагинське нафтогазокондепсатне родовище ня розташоване на північно-східному шельфі о. Сахаліна в 123кмсхідно-південно-схід від р. Оха, за 26 км від берегової лінії. Приурочено до Одоптинської антиклінальної зони. Відкрито 1986 р.,за запасами належить до категорії середніх. Поклади контролераються трьома антиклінальними складками - Аркутунской, Дагінс-кой і Айяшской. Розміри загальної структури 56x10км (покровленіж-ненутовського підгоризонту), амплітуда - до 500 м.ни теригенні відкладення нижньонутівського підгоризонту нижнього міоцену (10 пластів); глибина покрівлі верхньої - 1700 м, нижнянього - 2300 м. Пористість колекторіввсередньому 23%,t - om60 go 71°. Щільність нафти 0,824-0,844 г/см 3 , в'язкість 0,41-0,5 МПа-с,вміст сірки 0,18-0,38%, парафіну 0,15-2,59%, смол та асфальтінів 2,2-5,73%. Щільність газу повітрям 0,614-0,660. Конден-сатний фактор – 108,5. Газ містить метану 94,44-90,85%, вугіллікислого газу 0,23-1,03%, азоту 0,30-0,35%.

Одопту-Море нафтогазоконденсатне родовище розташоване на північно-східному шельфі о. Сахаліна за 6-8 км відбереги та 40-50 км на південь від м. Оха. Відкрито 1977р. Приурочено доОдоптинської антиклінальної зони. По покрівлі нутовської почту(N 1 nt) Розміри 6,5x32 км, амплітуда 200 м. Звід структури осложнен трьома куполами - північним, центральним і південним, розміривід 6 до 12 км. Західне крило складки крутіше, ніж східное, кути падіння шарів 5-17 ° і 3-7 °. Розривних порушень не установлено. Нафтогазоносні відкладення нижньонутівської підпочти нижнього міоцену представлені пісковиками, алевролітом.ми та аргілітами. Встановлено13 продуктивних пластів-колекрів. Глибина покрівлі верхнього шару1250м, нижнього 1972м. заристість колекторів від 19 до 25%, проникністьвсередньому0,56 мкм 2 . Початкові пластові тиски17,1-21,3 МПа, 162-72°С.Початкові дебіти нафти від 10,5 до 90 т/добу. Щільність нафти0,839-0,871 г/см- 3 , в'язкість0,74-1,18МПа-с, вміст сірки 0,2-0,4%, парафіну 0,5-1,3%, смол та асфальтенів 3,91-8,8%. Щільність газу повітрям 0,584-0,636. Газ містить метану 94,85-96,4%, вуглекислого газу 0,12%, азоту 0,51-1,10%.

Лунське-Море нафтогазоконденсатне родовище розташоване на північно-східному шельфі о. Сахаліну за 335 км на південь від р. Охи і 12-15 км від берега. Утектонічному відношенніприурочено доНийській антиклінальній зоні. Відкрито 1984 р.Контролюється великою брахіантиклінальною складкою розміру.ром 8,5x26 км (по покрівлі дагінської почту) та амплітудою 600 м.Структура перетнута серієюскидо-зсувних порушень з амплитудою зміщення від кількох до 200 м.падіння шарів накрилах структури 8-10 °. По верхніх горизонтах складка викладається, кути падіння зменшуються до 3-4 °. Нафтогазоносний комплекс присвячений дагінськійсвиті нижнього-середнього миоцінка, складеної теригенними пісковиками, алевролітами та аргілітами. народовищі встановлено продуктивність 15пластів-колекторів. Це газоконденсатні поклади, нафтовіоблямівки відкритіу 4 з них. Покрівля верхнього шару на глибині2082 м, нижнього – 2843 м. Пористість колекторів від 24 до 26%,t- Від 72 до 82°С. Щільність нафти 0,816 г/см 3 , в'язкість 0,25-0,7 МПа-с, вміст сірки 0,13%, парафіну 1,44-1,79%, смол та асфальтенів 1,2-1,45%. Щільність газу 0621-0630. Газ міститьжит метану 93-92,06%, вуглекислого газу 0,28%, азоту 0,65-1,14%.

Кірійське газоконденсатне родовище розташованона північно-східному, шельфі о. Сахаліну за 65 км на схід від сел.Ноглікита 20 км від берега. У тектонічному відношенні воно приурочено доНийській антиклінальній зоні. Відкрито в 1992 р.,запасів належить до категорії середніх. Поклади газоконденсатуобмежені антиклінальною структурою, що представляє собоювитягнуту складку, ускладненупоперечним скиданням невеликийамплітуди. Розміри складки10x1,5км (покрівлі дагінського горі)парасольки), амплітуда 200 м. Газоносні теригенні відкладення так-гінського горизонту нижнього-середнього міоцену,вяких відкритеmo 4 газоконденсатні пласти. За даними,випробувань приполудається, що у верхніх трьох пластахіснує одна масивнапоклад із єдиним газоводяним контактом. Глибина покрівліго пласта 2820 м, нижнього - 2968 м. Пористість колекторів -18-22%.

Чайво-Море нафтогазоконденсале родовище распокладено на північно-східному шельфі о. Сахаліна за 120 км на південнийна схід від м. Оха і за 12 км від берега. Приурочено до безіменноїсідловині між Чайвінською та Пільтунськоюсинклінальними зонами. Відкрито в1979р. Поклади контролюються брахіантиклі-ною складкою простої будови розміром 4x8 км по покрівлінижньонутівського підгоризонту та амплітудою до 150м. Вісь складки орієнтована на північний захід. Нафтогазоноснінижньоцінові відкладення нижньонутівськогопідгоризонту представленіні пісковиками, алевролітами та аргілітами. Встановлено продуктивність 10 пластів-колекторів. Глибина залягання верхньогопласта 1175 м, нижнього 2787 м. Пористість 19-25%,проникнемість0,163-0,458 мкм 2 (68-87°С. Щільнонафти 0,832-0,913 г/см 3 , в'язкість 0,640-0,642 МПа-с, вміст сірки 0,1-0,4%, парафіну 0,5-1,3%, смол та асфальтенів 5-13,1%. Щільність газуповітрям 0,624-0,673. Газ містить метану 93,6-93,8%, вуглекислий газлого газу 0,3-0,52%, азоту 0,3-0,6%.

ПІВДЕННО-САХАЛІНСЬКА НГОплощею 47,5 тис. км2 (у тому числі перспективна площа суші – 4 тис. км2) відрізняється значно меншими товщинами неогенових відкладень та скороченим розрізом палеогену. Виділяється Макарівський прогин із потужністю кайнозойського осадового чохла 6 - 7 км і розташований на схід Володимирський прогин з потужністю осадових відкладень до 3 - 4 км. Ресурси вуглеводнів пов'язані, в основному, з окобикайсько-нутівським нафтогазоносним комплексом. Відкрито три невеликі родовища газу: Східно-Лугівське, Південно-Лугівське та Золоторибинське. Загальний потенціал НУО оцінюється невисоко.

ЗАХІДНО-САХАЛІНСЬКА НГОплощею 135 тис. км 2 у своїй субаквальній частині приурочена до акваторії Татарської протоки та суміжних районів Японського моря. Перспективна площа акваторії не більше шельфу о. Сахалін складає 23,6 тис; км 2 . Високий ступінь еродованості відкладень на острівній частині області, несприятливий для акумуляції літо-фаціальний склад неогенових відкладень та на більшій частині площі області високий ступінь літофікації палеогенових та верхньокремових відкладень, значно знижує перспективи нафтогазоносності області.

Найбільшою геологічною структурою Західно-Сахалінської НУО є - Західно-Сахалінський прогин, що охоплює акваторію Татарської протоки (північні широти м. Чехова), Амурського лиману та суміжні райони Північно-Західного Сахаліну. В осадовому чохлі потужністю до 4 - 5 км виділяються верхньо-крейдовий, палеоген-середньоміоценовий та верхньоміоценовий комплекси, що відрізняються зміщенням структурних планів. Більш складно влаштована південна частина Західно-Сахалінського прогину, де на східному крилі розвинені великі, досить круті асиметричні брахіантикліналі, порушені значними поздовжніми розривами (Красногорська, Старомаячнинська).

Більшість початкових сумарних ресурсів УВ віднесено до Нутовсько-Окобикайського НГК та Уйнінсько-Дагінського комплексів. Близько 74% початкових сумарних ресурсів становлять нафту та конденсат. Загалом частку Західно-Сахалінської ПНГО припадає лише близько 8% початкових сумарних ресурсів УВ Сахалинського шельфу. У межах ПНГО основні УВ приурочені до глибин до 3 км.

На західному шельфі Сахаліну у відкладах окобикайсько-нутівського комплексу (маруямська оточення) відкрито Ізільметіївське газове родовище.

ЗАХІДНО-КАМЧАТСЬКА НГОплощею 70 тис. км 2 займає прогини західного узбережжя п-ва Камчатка та прилеглої акваторії (Західно-Камчатський, Охотсько-Колпаківський, Воям-польський та ін.). Найбільшою тектонічною структурою області є Західно-Камчатський синклінорний прогин з потужністю осадового чохла 6,5 км. Основна частина розрізу представлена ​​палеоген-неогеновими теригенними та кремністо-глинистими відкладеннями, серед яких розвинені пласти із задовільними ємнісно-фільтраційними властивостями та ізолюючі досить потужні пачки. Нижню частину осадового чохла складають піщано-глинисті верхньокремові відкладення.

Перспективи нафтогазоносності пов'язуються (у порядку спадання) з неогеновими, палеогеновими та верхньокремовими комплексами. Друга велика негативна структура Західно-Камчатської НУО – Охотсько-Колпаківський тиловий прогин – має осадовий чохол потужністю до 8 км. Він практично цілком представлений неогеновими відкладеннями, у верхній частині розрізу яких є потужні пласти добрих порових колекторів.

На суші відкрито чотири невеликі за запасами газоконден-сатні родовища (Кшукське та ін.) на глибині 1200 - 1600 м, приурочених до нижньоміоценового та середньо-верхньоміоценового комплексів; газопрояви зазначені у відкладах еоцену та верхньої крейди.

Кшукське газове родовище - перше родовище,відкрите на Камчатці, розташоване на її південно-західному, бережо і приурочено до антиклінальної складки розміром 8x5 км, замплітудоюблизько100 м. Продуктивнівулканоміктові піщанікикавранської серії (верхній міоцен-пліоцен), що володіють відкритою пористістю 12-32% та проникністю 0,02-0,15мкм 2 ібільше. Глибина залягання продуктивного обрію 1149-1560 м.Дебіти свердловин становлять від 70-207 тис. м 3 /з на штуцері12 мм, до 706 тис. м 3 /с газу на штуцері 27 мм і 4,1 мус газоконденсату.

Загалом, по Західно-Камчатській НУО основна частина прогнозних ресурсів нафти та газу приурочена до неогенових та палеогенових відкладень.

Ульянсько-Мареканська, Північно-Охотська, Центрально-Охотська та Південно-Охотська перспективні нафтогазоносні області виділені в акваторії Охотського моря та на прилеглих ділянках суші за аналогією з областями доведеної нафто-газоносності. За геофізичними та геологічними даними в їх межах передбачаються великі осадові басейни, виконані переважно теригенними, рідше кремністо-вулканогенними породами сумарною товщиною 5000 - 8000 м (Голигинський прогин та ін) палеогенового, неогенового і четвертинного віку.

Родовища Сахаліну переважно приурочені до пасток структурного типу. Найбільш широко розвинені родовища, пов'язані з антиклінальними складками з порушеними склепіннями (Охінське, Вузлове, Сабінське, Катанглінське та ін.). Обмежене поширення мають родовища пов'язані з антиклінальними та брахіантиклінальними складками з непорушеними склепіннями (Прибережне, Тунгорське та ін.) та родовища, приурочені до монокліналів (Паромайське, Північне Колендо). Більшість покладів пластові з ефективною потужністю 5 - 25 м, іноді до 50 - 60 м з відкритою пористістю 13-20%.

Переважна більшість покладів ускладнена розривними порушеннями, літологічним виклинюванням, стратиграфічним зрізанням. Основні запаси нафти 84% приурочені до глибин 0 – 2 км, газу – 1 – 3 км, газоконденсату (90%) – 2 – 3 км.

Перспективні території Далекого Сходу

Орогенічні області у межах Росії вивчені щодо нафтогазоносності вкрай нерівномірно й у цілому слабше, ніж платформні області. Є великі території та ділянки шельфу, про перспективи яких на нафту та газ можна судити з більшою чи меншою впевненістю на підставі загальногеологічних міркувань та аналогії з провінціями та областями, де нафтогазоносність доведена практичними результатами геологорозвідувальних робіт. На суверменній стадії вивченості як перспективні елементи нафтогазогеологічного районування може бути виділений ряд самостійних (не входять до провінції або області) перспективних нафтогазоносних районів (Момо-Зирянський прогин, група далекосхідних западин). Крім того, відомо кілька міжгірських западин (Кузнецька, Північно- та Південно-Минусинська, Селенгінська, Байкальська, Тункінська, Баргузинська), які вже залучені до сфери геологорозвідувальних робіт, але через невизначеність геологічних матеріалів обґрунтованої кількісної оцінки не мають.

Момо-Зирянський прогин входить до складу Верхояно-Колимської складчастої області. Прогин має перспективну площу за мезо-кайнозойськими відкладами близько 50 тис. км 2 . У різних районах прогину відзначалися досить рясні виходи вуглеводневих газів із високим вмістом важких гомологів, і навіть бітуми окремих горизонтах юрського розрізу. В останні роки пробурено кілька свердловин, в одній з них (Індигірська площа) з відкладень неогену отримано слабкий приплив газу дебітом 1,7 тис. м3/добу. Вивченість прогину залишається дуже слабкою, оцінка перспектив нафтогазоносності невизначена.

Самостійний перспективний об'єкт представляють западини та прогини на півдні Далекого Сходу: Зеї-Буреїнська, Середньоамурська, Ханкайська та інші. Вони знаходяться в області поширення мезозойської складчастості, мають мезо-кайнозойський осадовий чохол, що включає відкладення континентального та морського генези. Впадини різні за будовою, розмірами, умовами формування.

Інтерес до південно-далекосхідних западин пов'язаний багато в чому з тим, що в прикордонних з Росією районах Китаю та Монголії континентальні товщі характеризуються регіональною нефтегазоносностио (впадина Сунляо та ін). У Зеї-Буреїнській, Середньонеамурській, Ханкайській, Верхньобуреїнській западинах вже проведено, хоча й у невеликому обсязі, спеціальні роботи нафтового профілю, включаючи розвідувальне буріння.

ВЕРХНЕБУРЕЇНСЬКИЙ ГАЗОНОСНИЙ РАЙОН(площа 10,5 тис. км 2 ) розташована в межах Хабаровського краю і пов'язана з мезозойською западиною, що входить до системи Монголо-Охотського складчастого поясу (рис. 263).

Про геологічну будову западини відомо, головним чином, з робіт, що виробляються у зв'язку з вивченням твердих (насамперед вугілля) корисних копалин. Спеціальні роботи на нафту та газ проведено в невеликому обсязі останніми роками; в результаті відкрито Адніканське газове родовище із запасами 2 млрд м 3 .

Потенціал нафтогазоносності Верхньобуреїнської западини оцінюється в цілому невисоко і пов'язується з мезозойськими відкладеннями, представленими двома комплексами: юрським морським теригенним товщиною до 3000 м і верхньоюрсько-крейдовим континентальним теригенно-вугленосним товщиною до 4000 м. чаники, перекриті алеврито-глинистими породами; поклади, мабуть, є пластовими, тектонічно екранованими. Прогнозні ресурси вуглеводнів зосереджені, переважно, у крейдяному комплексі (62%), інші - у юрському (38%).

Один із цікавих об'єктів пошуків нафти і газу пов'язаний із западинами Прибайкалля та Забайкалля – Тункінської, Гусиноострівської, Байкальської, Баргузинської та Селенгінської. Ці міжгірські западини, що входять до складу Монголо-Охотської складчастої системи, утворюють морфологічно великі грабени, виконані переважно прісноводними відкладеннями мезозою, міоцену і пліоцену. У різні роки у них було пробурено кілька свердловин, які не дали позитивних результатів. Перспективи цих западин в даний час можуть бути оцінені тільки на якісному рівні.

Мал. 263. Верхньобуреїнський нафтогазоносний басейн:

1 – межі басейну; 2 – ізогіпси поверхні фундаменту (палеозою); 3 – тектонічні порушення; 4 – виходи фундаменту на поверхню; 5 - Адніканське газове родовище

Кузнецька, Північно- та Південно-Минусинська западини знаходяться на півдні Західного Сибіру в системі гірських споруд Кузнецького Алатау та Саян. Впадини мають розміри від 10 до 50 тис. км 2 , різко виражені в рельєфі, мають чохол теригенних і карбонатних порід палеозою та мезо-кайнозою завтовшки до 5000 м. Починаючи з 1940-х рр., у западинах ведуться, хоча і з перервами бурові та геофізичні роботи, орієнтовані переважно на девонські та верхньопалеозойські відкладення, внаслідок чого в них встановлено прямі прояви нафти та газу.

Так, у Кузнецькій западині притоки газу, використані для місцевих потреб, були отримані на Плотніковській, Борисівській, Абашівській та інших площах; першою їх спостерігалося виділення світлої нафти.

У Мінусинських западинах невеликі притоки газу з дебітами 2 - 3 тис. м "/добу були отримані на Західно-Тагарській та низці інших площ, а на Бистрянській площі в скв. 1 дебіт газу становив приблизно 180 тис. м 3 /сут, але промисловий характер цього газового скупчення бурінням наступних розвідувальних свердловин але підтвердився.

Незважаючи на тривалість вивчення, достовірна оцінка перспектив нафтогазоносності розглянутих западин відсутня. У світлі нових геолого-геофізичних даних, отриманих у Мінусинських западинах в останні роки, передбачається більша, ніж очікувалася раніше, рольлітологічних факторів у розподілі нафти та газу, що потребує коригування методики ведення пошуково-розвідувальних робіт.

Контрольні питання до розділу 5

Які особливості геологічної будови притаманні провінціям складчастих територій?

Яке значення провінцій складчастих територій у сучасному видобутку нафти та газу?

У яких провінціях складчастих територій відзначено грязьовий вулканізм?

Роль Закавказької провінції у становленні нафтогазовій промисловості світу.

Назвіть нафтогазоносні комплекси Закавказької провінції.

Які нафтогазові родовища Закавказької провінції відкрито на Каспійському шельфі?

Якими є перспективи нафтогазоносності Каспійського шельфу в Західно-Туркменській провінції?

Назвіть нафтогазоносні області, що входять до Тяньшань-Памірської провінції.

Яка роль Сахалінської нафтогазоносної області в Охотській провінції?

Перерахуйте нафтогазоносні комплекси Камчатської нафтогазоносної області Охотської провінції.

Нафтова промисловість - галузь важкої промисловості, куди входять розвідку нафтових і нафтогазових родовищ, буріння свердловин, видобуток нафти й попутного газу, трубопровідний транспорт нафти. За розвіданими запасами нафти 1992 року Росія посідала друге у світі за Саудівської Аравією, біля якої зосереджено третину світових запасів. У тому числі запаси Росії - 20,2 млрд. т. Запаси колишнього СРСР 1991 року становили 23,5 млрд. тонн. Якщо врахувати низьку ступінь підтверджуваності прогнозних запасів і ще більшу частку родовищ з високими витратами освоєння (з усіх запасів нафти лише 55% мають високу продуктивність), загальну забезпеченість Росії нафтовими ресурсами не можна назвати безхмарною.

Навіть у Західному Сибіру, ​​де передбачається основний приріст запасів, близько 40% цього приросту припадатиме на частку низькопродуктивних родовища з дебітом нових свердловин менше 10 т на добу, що в даний час є межею рентабельності для даного регіону Глибока економічна криза, що охопила Росію , не оминув і галузі паливно-енергетичного комплексу, особливо нафтової промисловості. Це виразилося насамперед у скороченні скорочення обсягів видобутку нафти починаючи з 1989 року.

У 1990-2000 pp. стан нафтової промисловості Росії характеризувалося скороченням обсягів приросту промислових запасів нафти, зниженням якості та темпів їх введення, скорочення обсягів розвідувального та експлуатаційного буріння і збільшенням кількості бездіяльних свердловин, повсюдному переході на механізований спосіб видобутку при різкому скороченні фонтанізуючих свердловин, відсутністю коли , необхідністю залучення у промислову експлуатацію родовищ, розташованих у необлаштованих та важкодоступних районах, прогресуючим технічним та технологічним відставанням галузі, недостатньою увагою до питань соціального розвитку та екології. На території Російської Федерації в той період (і до теперішнього часу) знаходилися три великі нафтові бази: Західно-Сибірська, Волго-Уральська та Тімано-Печерська. Основна з них – Західно-Сибірська. Це найбільший нафтогазоносний басейн світу, розташований у межах Західно-Сибірської рівнини на території Тюменської, Омської, Курганської, Томської та частково Свердловської, Челябінської, Новосибірської областей, Красноярського та Алтайського країв, площею близько 3,5 млн. км. Нафтогазоносність басейну пов'язана з відкладеннями юрського та крейдяного віку. Більшість нафтових покладів перебуває на глибині 2000-3000 метрів. Нафта Західно-Сибірського нафтогазоносного басейну характеризується низьким вмістом сірки (до 1,1%) і парафіну (менше 0,5%), вміст бензинових фракцій високий (40-60%), підвищена кількість летких речовин.

У період із 1990 по 2000 гг. біля Західного Сибіру добувалося 70% російської нафти. У Західному Сибіру є кілька десятків великих родовищ. Серед них такі відомі як Самотлор, Мегіон, Усть-Балик, Шаїм, Стрежевой. Більшість їх розташовано Тюменської області - своєрідному ядрі району. У республіканському розподілі праці вона виділяється як головна база Росії із постачання її народногосподарського комплексу нафтою та природним газом. Для нафтової промисловості Тюмені характерним є зниження обсягів видобутку. Досягши максимуму 1988 року 415.1 млн. тонн, до 1990 року нафтовидобуток знизився до 358,4 млн. тонн, тобто на 13.7 відсотка, ця тенденція падіння видобутку зберігалася й у 1994 року.

Переробка попутного нафтового газу Тюмені здійснювалася на Сургутських, Нижньовартовських, Білозерному, Локосівському та Південно-Балицькому газопереробних заводах. На них, однак, використовувалося лише близько 60% цінної нафтохімічної сировини, що видобувається з нафтою, решта спалювалася у смолоскипах, що пояснювалося відставанням введення потужностей газопереробних заводів, недостатніми темпами будівництва газокомпресорних станцій і газозбірних мереж на нафтопромислах.

Друга за значенням нафтова база період 1990-2000 гг. - Волго-Уральська. Вона розташована у східній частині Європейської території Російської Федерації, у межах республік Татарстан, Башкортостан, Удмуртія, а також Пермської, Оренбурзької, Куйбишевської, Саратовської, Волгоградської Кіровської та Ульянівської областей. Нафтові поклади перебувають у глибині від 1600 до 3000 м., т. е., ближче до поверхні проти Західного Сибіру, ​​що дещо знижує видатки буріння. Волго-Уральський район дало 24% нафтовидобутку країни.

Переважну частину нафти та попутного газу (понад 4/5) області давали Татарія, Башкирія, Куйбишевська область. Значна частина нафти, що видобувається на промислах Волго-Уральської нафтогазоносної області, надходила нафтопроводами на місцеві нафтопереробні заводи, розташованим головним чином у Башкирії та Куйбишевській області, а також в інших областях (Пермській, Саратовській, Волгоградській, Оренбурзькій). геологічний нафту газ

Нафта Східного Сибіру відрізняється великою різноманітністю властивостей та складу внаслідок багатопластової структури родовищ. Але загалом вона гірша за нафту Західного Сибіру, ​​т. до., характеризується великим вмістом парафіну і сірки, що призводить до підвищеної амортизації устаткування. Якщо торкнутися особливостей якості, слід виділити республіку Комі, де велася видобуток важкої нафти шахтним способом, і навіть нафта Дагестану, Чечні та Інгушетії з великим вмістом смол, але незначним сірки. У ставропольській нафті багато легких фракцій, аніж вона цінна, хороша нафта і на Далекому Сході.

Третя нафтова база – Тімано-Печерська. Вона розташована в межах Комі, Ненецького автономного округу Архангельської області та частково на прилеглих територіях, що межує з північною частиною Волго-Уральського нафтогазоносного району. Разом з рештою Тімано-Печерська нафтова область давала лише 6% нафти в Російській Федерації (Західний Сибір та Уралоповолжя - 94%).

Видобуток нафти велася на родовищах Усинське, Памгня, Ярега, Нижня Омра, Водійське та інші. Тимано-Печорський район, як Волгоградська та Саратовська області, вважалася досить перспективним. За оцінкою американських фахівців, надра арктичної тундри на той час зберігали 2,5 мільярда тонн нафти. Сьогодні різні компанії вже інвестували в його нафтову промисловість 80 млрд доларів з метою видобути 730 млн тонн нафти, що становить два річні обсяги видобутку Російської Федерації.

Прояви та промислові поклади нафти та газу відомі у породах фундаментів та базальних горизонтів осадових басейнів США, Венесуели, Лівії, Марокко, Єгипту, Австрії, Югославії, Угорщини, країн СНД, Китаю та в надрах інших держав.

Фундаменти тектонотипів платформних областей, крайових та рухомих систем характеризуються різними за складом та віком комплексами порід. Вуглеводневі скупчення виявлені в гнейсах, сланцях, кварцитах та інших метаморфітах, вулканогенних утвореннях і, звичайно, у гранітоїдах та корах їх вивітрювання. Підраховано, що до останніх приурочено близько 40% від числа покладів, відкритих у породах фундаментів, а якщо врахувати їх обсяг, то з гранітоїдами пов'язано понад 3/4 запасів вуглеводнів у фундаментах нафтогазогеологічних об'єктів.

Коли розглядаються питання нафтогазоносності порід фундаменту, супутніх їм кор вивітрювання та базальних горизонтів чохла, зазвичай основна увага зосереджується на ролі зон розломів у формуванні колекторів та покладів УВ. Наводяться приклади різних за будовою родовищ нафти і газу, нафто- та бітумопроявів, виходів горючих газів так чи інакше приурочених до систем глибинних порушень, які закономірно ділять земну кору на різні блоки. У сучасній геологічній структурі планети частина таких блоків позбавлена ​​осадового покриву і на денній поверхні виступає у вигляді щитів і масивів, складених комплексами кристалічних порід, інша частина блоків перекрита опадами різного складу, товщина яких змінюється в залежності від умов їх розвитку та гіпсометричного положення, і на денної поверхні проявляється у вигляді тектонічних елементів різного масштабу та морфології.

Активні гідротермальні та дегазаційні процеси протікають у зонах розломів не тільки континентів, а й у рифтових системах серединно-океанічних хребтів, найчастіше позбавлених осадового шару.

Таким чином, зони глибинних розломів, особливо оновлені сучасними рухами, - "кровоносна система", за якою відбувається флюїдо-і теплообмін у земній корі, що сприяє генерації ПВ та їх подальшому онтогенезу. З розломами багато в чому пов'язані процеси формування зон нафтогазононакопичення, резервуарів та покладів нафти та газу, а також просторове розміщення останніх.

І.М. Шахновський, розглядаючи умови нафтогазоносності порід фундаменту, зазначає, що в блоках фундаменту, перекритих відкладеннями чохла, нафтогазоносність найчастіше приурочена до кори вивітрювання, потужність якої сягає 50-80 м, але зазвичай не перевищує 10-15 м2. Для вторинних колекторів, що тут утворюються, характерні складні химерні обриси і різка мінливість властивостей у просторі. Для резервуарів, що у зонах розломів, характерна лінійна форма. Відповідно колектори в корах вивітрювання поділяються на майданні, лінійні та змішаного типу. Автор наводить характеристики родовищ із покладами нафти та газу в різних за складом, потужністю та глибиною залягання корах вивітрювання молодих та стародавніх фундаментів. Це родовища, відкриті у Центральному Техасі США (Орф та інших.), Венесуелі (Ла-Пас, Мара), Алжирі (Хассі-Мессауд), Казахстані (Оймаші) та інші.

К.Є. Веселов та І.М. Михайлов наводять статистичні дані про родовища нафти і газу, відкритих у породах фундаменту в Австралії, на островах Тихого океану, в Азії, Африці, Європі, Америці. Зазвичай спостерігається планова відповідність нафтогазоносних площ у фундаменті та осадовому чохлі; рідко скупчення УВ виявляються лише у фундаменті. Акцентується увага на теоретичних аспектах пошуків покладів нафти і газу на великих глибинах у породах фундаменту (у фундаменті існують розвинені, постійно оновлювані, горизонтальні та вертикальні системи тріщин, які в межах платформ відображають їхню складну багатопорядкову розломно-тріщинно-блокову структуру). Освіта останньої пояснюється з позицій тектоніки глобального рифтогенезу. У цій концепції гармонійно поєднуються фіксістські та мобілістські уявлення про тектогенез, що дозволяють обґрунтовано розглянути розвиток земної кори та утворення її тріщинно-блокової подільності. Особлива увага приділяється тріщиноутворенню. Залежно від масштабів його прояви системи тріщин можуть поєднувати не лише різні горизонти осадового чохла, а й проникати глибоко в породи фундаменту, сприяти міграції флюїдів та формуванню покладів УВ у геологічному середовищі, яке традиційно вважалося неперспективним. Тріщинно-блокова будова кори призводить до того, що в залежності від розташування одні й ті ж породи можуть бути як монолітно-непроникними, так і хорошими вторинними колекторами, пористість яких визначається тріщинуватістю та дією різних фізико-хімічних процесів. Відомі в породах фундаменту родовища нафти і газу - не випадковість (хоча в переважній більшості своїй відкриті вони випадково!), А прояв певної закономірності, що дозволяє припускати на великих глибинах величезні скупчення УВ. Основними об'єктами пошуків мають стати тріщинно-розломно-блокові структури континентальної кори, які повинні мати великі вертикальні та обмежені горизонтальні розміри. Тріщиноутворення у твердих породах та на великих глибинах – широко поширений геологічний процес, що сприяє нафтогазононакопичення.

В.Л. Шустер наводить відомості (склад порід, запаси та дебіт свердловин, товщина нафтонасиченої частини розрізу, колекторські властивості) про деякі нафтові та газові родовища, відкриті в кристалічних породах на території Лівії, Єгипту, Індії, Бразилії, Венесуели, США та Казахстану. Родовища, як правило, багатопластові, поклади частково або повністю літологічно і (або) тектонічно екрановані, розташовуються в нормально осадових породах і тріщинуватих гнейсах, гранітах, гранодіоритах, гранофірах, порфіритах фундаментів різного віку. Комплекси порід фундаментів Західно-Сибірської плити, Сибірської платформи, на території арктичних та північно-східних морів, Далекого Сходу можуть бути новими перспективними об'єктами пошуків покладів нафти та газу.

Формування скупчень ПВ у межах фундаменту зобов'язане взаємодії двох зустрічних потоків: глибинних пар, газів і тепла, які прагнуть знизу з надр землі та охолодженої органічної мінеральної речовини, що опускається зверху до надра. Міграції флюїдів та виникнення термобаричних умов для утворення ПВ сприяють зони проникності, приурочені до глибинних розломів. Розломи також контролюють утворення різних структур і пов'язаних з ними пасток, перетворення щільних гранітоїдів у тріщинуватість, поширення колекторів і покришок. Ці вимоги відповідають умовам нефтегазонакопления як у кристалічних породах фундаменту, і у відкладеннях чохла. Генезис УВ для промислового використання нафти та газу істотного значення не має.

Нафтові родовища, пов'язані з колекторами в гранітоїдах, відомі у Росії, Казахстані, Лівії, Китаї, Індії, США, Канаді. Переважна більшість їх приурочена до зон вивітрювання невеликої потужності.

На цьому "фоні" показовими є будова та умови нафтоносності родовища Білий Тигр, розташованого в Меконгській (Киулонгській) западині на шельфі Південного В'єтнаму. На родовищі спочатку продуктивним вважався кайнозойський осадовий чохол, у якому нафтоносними є пісковики нижнього олігоцену і нижнього міоцену, поки в 1988 р. в "свіжих" мезозойських гранітоїдів фундаменту не було відкрито унікальну нафтову поклад. Тут зосереджено до 70% початкових геологічних запасів категорій С1+С2. Винятковий обсяг нафтонасичених гранітоїдів - висота покладу понад 1300 м та високі значення фільтраційних властивостей порід, що дозволяє отримувати з них понад 90% загального видобутку нафти. І це при тому, що свердловинами, що пробурені на глибини понад 5000 м, ВНК (у загальноприйнятому тлумаченні) так і не встановлено!

Структура родовища Білий Тигр є горстоподібним підняттям, різновеликі блоки якого утворилися в період активізації палеогенових рухів уздовж конседиментаційних скидів північно-східного простягання. Амплітуда їх на поверхні фундаменту 1500-1600 м і більше, в чохлі вона знижується і у відкладеннях верхнього олігоцену вже не перевищує 400-500 м; Зміщення за іншими скидами рідко досягають 150-200 м. По покрівлі фундаменту підняття чітко ділиться на три основні частини блоку, представлених Південним, Центральним (найбільш піднятим) і Північним склепінням, яким, у свою чергу, властива дрібніша подільність. Розмірність підняття: довжина – кілька десятків кілометрів, ширина та висота – понад 1.5 км, позначка замку – 4650 м (рис. 51).

Мал. 51. Розташування основних родовищ шельфу Південного В'єтнаму та

структурно-тектонічна схема поверхні фундаменту родовища Білий Тигр

1 – межі тектонічних структур; 2 – родовища; 3 – основні розломи; 4 – ізогіпси поверхні фундаменту, км; 5 – свердловини. Родовища: БТ – Білий Тигр, ДХ – Дайхунг, ДР – Дракон, ТД – Тамдао.

Потужність кайнозойського чохла змінюється від 3000 м на піднятих блоках та до 8000 м у межах опущених блоків. Фундамент складений гранітами, гранодіоритами, кварцовими діоритами; коефіцієнти монопородності блоків – 0.73; 0.57 та 0.8. Характерні дайки та лавові покриви (діабази, базальти тощо) над фундаментом.

Ємнісні та фільтраційні властивості обумовлені вторинною пустотністю тріщинного, каверно-тріщинного та блокового типів; на припливність флюїду найбільше впливає тріщинуватість порід.

Нафтовий поклад "розбитий" по блоках фундаменту на різних гіпсометричних рівнях і екранується верхньо-і нижньоолігоценовими глинисто-аргілітовими породами потужністю від 5-20 до 40-60 м, на ділянках, де покришка малопотужна, притоки нафти зазвичай невеликі або відсутні. Тут, можливо, відбувається перетікання УВ з порід фундаменту у відкладення нижнього олігоцену. Максимальна глибина доведеного нафтонасичення – 4350 м, передбачуваного – 4650 м .

Нафтовість порід фундаменту встановлена ​​і на інших структурах Меконгської западини - блоки Дракон, Тамдао, Баден, Біві, великі запаси прогнозуються на родовищі Дайхунг в Південно-Коншонській западині.

О.А. Шнип, розглянувши умови нафтогазоносності фундаментів, пропонує геологічні критерії оцінки перспектив порід фундаменту на нафту та газ:

1. Гранітоїди - найбільш ймовірна група порід фундаменту, здатна акумулювати та зберігати промислові скупчення вуглеводнів.

2. Шляхи міграції флюїдів пов'язані з тріщинувато-розломними зонами та іншими системами пустотного простору, які можуть виникати у фундаменті.

3. Колектори у фундаменті утворюються під впливом розривної тектоніки та гіпергенних впливів, які сприяють утворенню пустотного простору в будь-яких породах.

4. Покришками покладів нафти і газу в фундаменті є горизонти непроникних порід осадового чохла. Ізолюючими комплексами можуть бути і непроникні породи фундаменту.

5. Приуроченість промислових накопичень нафти і до фундаментів осадових басейнів.

6. Розміщення скупчень вуглеводнів у виступах фундаменту, що височіють над його покрівлею на десяти, сотні та більше метрів.

7. Вуглеводневі включення в мінералах гранітоїдів.

8. Глибині залягання порід фундаменту від 3,5 до 4,3 км.

9. Наявність зон нафтогазоутворення на доступній для міграції ПВ відстані.

В.Л. Шустер, Ю.Г. Такаєв, охарактеризувавши будову родовищ нафти та газу в кристалічних утвореннях Америки, Африки, Європи, Австралії, Азії, Китаю, Індонезії та В'єтнаму, також зупиняються на проблемі критеріїв оцінки нафтогазоносності. Посилаючись на відомих авторів, які давно займаються питаннями нафтогазоносності порід фундаментів та давніх товщ. (Е.Р. Алієва та ін., 1987; Є.В. Кучерук, 1991; Б.П. Кабишев, 1991; Р. Шеріфф, 1980, 1987; та ін), вони вказують такі показники нафтогазоносності фундаментів:

Залягання скупчень вуглеводнів у фундаментах нижче регіональних поверхонь незгоди;

Різка розчленованість рельєфу фундаменту;

Глибина залягання або знаходження скупчень ПВ у фундаменті не може перевищувати глибини підошви осадового шару в депресіях басейнів;

Структурний чинник (найперспективніші вали і виступи фундаменту), зокрема. наявність зон розломів;

Гідрогеологічні умови безпеки скупчень нафти та газу;

Наявність порожнечі в кристалічних породах.

Аналіз запропонованих критеріїв і показників оцінки нафтогазоносності порід фундаментів різних тектонотипів показує, що більшість їх принципово не відрізняється від ознак та умов нафтогазоносності та набору тектонічних, літологічних, гідрогеологічних і геохімічних показників і критеріїв нафтогазононакопичення та збереження покладів вуглеводнів. на нафту та газ. І в фундаменті, і в чохлі, зрештою, головне - колектор і покришка! У формуванні пасток вуглеводнів найважливішу роль грають розломно-блокові структури, які зумовили ерозійно-тектонічний рельєф та регіональні поверхні незгоди. І, крім того, розломно-блокові (міжблокові!) системи, безумовно, контролюють розміщення в земній корі левової частки родовищ нафти і газу.

Тектонічний фактор у сукупності процесів, що визначають геологічне середовище та його нафтогазоносність, є провідним. Саме тектогенез обумовлює розвиток різних за масштабом, будовою та віком осадових нафтогазоносних басейнів та їх зональний розподіл у земній корі. Його роль проявляється на всіх рівнях прогнозу та пошуку родовищ нафти та газу. При цьому тектонічний режим, формуючи (шарово-) блокову структуру басейну, контролює утворення та розміщення УВ у розрізі та за площею території. Інтенсивність і спрямованість структуроформуючих рухів прямо чи опосередковано впливають на обстановку та масштаби осадонакопичення, ступінь зміни порід, тип і характер перетворення ОВ, області живлення та розвантаження пластових вод, зміна в часі геотермічного градієнта, регіональні напрями перетікання флюїдів та інші процеси, що супроводжують або визначають нафтогазоносність.

Встановлено факт блокового контролю за формуванням та розміщенням багатьох корисних копалин. Цілком очевидно, що глибинні порушення, що становлять основу міжблокових (граничних) систем, являють собою зони рухомого зчленування блоків, що розділяються ними, і зумовлюють певну їхню автономність і специфіку нафтогазоносності.

Як правило, блокові та міжблокові системи більш контрастно виявляються у структурі фундаменту та нижній частині осадового чохла, ніж у його верхній. На денній поверхні вони часто відображені складчастими (плікативними) структурними формами (вали, прогини і т.п.), які нерідко контролюються конседиментаційними розломами.

У цьому сенсі показово, наприклад, будова східної частини Російської платформи, де на території Башкортостану виділено регіонально протяжні конседиментаційні грабенообразные прогини, що контролюють лінійно виражені зони нафтогазонакопичення (Е.В.Лозін, 1994) (рис. 52).

Мал. 52. Карта ізопахіт киновсько-пашийської товщі опадів

1 - ізопахіти, м; 2 - західний кордон складчастого Уралу; 3,4- межі виклинювання: пашийських (3) та киновських (4) відкладень; 5,6 - зони диз'юнктивів (ГП): встановлених, передбачуваних; 7 - адміністративний кордон

Простежується геохронологічну послідовність та зв'язок механізму утворення грабіноподібних прогинів із давньою рифтовою структурою рифея-венду та вказуються структурні передумови формування можливих зон нафтогазононакопичення, обумовлені блоковими рухами. Ці передумови цілком можуть бути застосовні і до інших платформ, де передбачається нафтогазоносність древніх товщ (рис. 53).

Мал. 53, Структурно-тектонічна схема ейфельсько-ранньофранського поверху

Проблема нафтогазоносності древніх товщ Східно-Європейської (Російської) платформи пов'язується зі структурно-тектонічними умовами, стратиграфією венд-кембрійського комплексу порід, більш вивченого, ніж рифейські відкладення, ознаками нафтогазоносності (притоки докембрійських нафт, отримані в с. на території Удмуртії, Башкортостану, Кіровської та Пермської областей - площі Очер, Сива, Соколовська та ін. колекторами та покришками (відповідно піщані та глинисті пачки венд-кембрійського комплексу в Московській та Мезенській синеклізах; найбільш регіонально витримана покришка - глинисті відкладення редкінської (усть-пінезької) почту), пастками (структурна та літологічна диференціація). Тектонотипом пасток, пов'язаних з блоковою будовою Камсько-Більського, Середньоруського, Московського та інших авлакогенів, можуть бути пастки Юрубчено-Тохомської зони нафтогазононакопичення у рифейських та вендських відкладах Сибірської платформи. Аналіз передумов нафтогазоносності давніх товщ Східноєвропейської (Російської) платформи вказує на наявність усіх критеріїв ймовірної продуктивності, властивих нафтогазоносним басейнам; важливо лише знайти зони їхнього сприятливого поєднання.

Тімано-Печорська НГП характеризується у плані чергуванням дислокованих мобільних зон та відносно просто збудованих стабільних областей. Структури осадового чохла повторюють по розрізу в згладженій формі основні риси будови фундаменту, розчленованого глибинними розломами на блоки. Різні конфігурація, розміри та орієнтування піднятих і пов'язаних з ними опущених блоків зумовили глибоко-блокову будову в стабільних областях та лінійно-блокову в мобільних зонах. Стабільні геоблоки переважно нафтоносні, мобільні - газоносні (рис.54)].

Рис.54. Тімано-Печорська нафтогазоносна провінція.

1-4 – межі структур: 1 – найбільших, 2 – великих, 3 – середніх, 4 – великі структури.

А – Тиманська гряда: I – Східно-Тиманський мегавал, II – Цілемсько-Четласький мегавал, III – Каніно-Північно-Тиманський мегавал. Б - Печорська сінекліза: IV - Омра-Лузька сідловина, V - Іжемська западина, VI - Нерицька монокліналь, VII - Малоземельсько-Колгуєвська монокліналь, VIII - Печоро-Кожвинський мегавал, IX - Денисовський прогин, X - Колвінський мегавал, , XIII - Варандей-Адзьвінська структурна зона В – Передуральський крайовий прогин: XIV – Полюдівське підняття, XV – Верхньопечорська западина, XVI – Середньо-Печорське підняття, XVII – Більшесининська западина, XVIII – підняття Чернишова, XIX – Кос'ю-Роговська западина, XX – підняття Чернова, XXI – Коротаїх XXII - Пайхойське підняття. Г – Уральський кряж.

Безперечно, тектонічна активність блоків впливає на їх нафтогазоносність. І це, звісно, ​​обумовлено двома головними видами показників, групи ознак яких характеризують як структуру власне блоків, і перекривають їх відкладень чохла, у яких перебувають нафтогазоносні об'єкти - НГК різної масштабності.

До тектонічно активних - мобільних блоків приурочено більше половини (56%) виявлених родовищ та покладів (65%). З ними пов'язана значна частина великих та найбільших за геологічними запасами родовищ. Більшість потенційних ресурсів УВ: нафти до 70%, газу близько 90% - зосереджена межах мобільних геоблоків, де концентрація у середньому у 3-3.5 разу вище, ніж у стабільних.

Мобільні мегаблоки характеризуються набором загальних рис нафтогазоносності, хоча за детальному порівнянні їх між собою відзначаються певні відхилення. Показовим як приклад є Предуральський мегаблок, що відрізняється аномальною будовою земної кори. В осадовому чохлі, що перекриває мегаблок, концентрується більше половини прогнозних ресурсів газу НГП. Ця величина може бути обумовлена ​​порівняльною молодістю високоінтенсивних пасток і приурочених до них покладів, що своєю чергою пояснюється своєрідним геодинамічним режимом мегаблоку в заключні стадії розвитку Тимано-Печорського басейну.

У Тімано-Печорському басейни кордону ОНГО в стратиграфічному діапазоні нижнього силуру - нижньої пермі та (або) різкої зміни їхньої продуктивності в цілому також збігаються з межами великих довгоживучих блоків земної кори. При цьому найбільша продуктивність характеризує блоки, що випробували в геологічній історії тривале стійке занурення - незалежно від їх подальшої інверсії - Предуральський прогин, Печоро-Колвінський авлакоген, Варандей-Адз'вінська зона (в останній продуктивність ОНГО дещо менше внаслідок менш послідовного, менш стійкого іноді змінювався підйомом). Розміщення ЗНГН у басейні також в основному підкоряється двом напрямкам, що обмежують основні блоки: субтиманському та субуральському; при цьому ЗНГН, як правило, відповідають або найбільшим лінійним блокам, після тривалого занурення зазнали часткової інверсії (Колвінський мегавал, Лайський вал та інші), або межам великих лінійних блоків (Шапкіно-Юряхський вал, вал Сорокіна та інші).

В результаті аналізу розподілу прогнозних ресурсів нафти і газу встановлені кореляційні залежності між будовою блоків консолідованої земної кори і структурою утворень осадового чохла, що їх перекривають. При прогнозі нафтогазоносності на регіональному, зональному і, частково, на локальному рівнях має враховуватися не тільки будова власне осадового тіла, що становить НГБ та його окремі частини, а й усієї товщі земної кори та процесів, що відбуваються в ній, в тій чи іншій мірі впливають на характер. нафтогазоносності осадової оболонки та стадій онтогенезу УВ, що відбуваються в ній.

У Прикаспійській западині всіх етапах її розвитку простежуються дискретні диференційовані руху блоків фундаменту, відбиті в осадовому чохлі. Успадкованість стародавнього структурного плану доведено бурінням на таких підняттях як Тенгіз та Карачаганак, присвячених піднятим блокам фундаменту. До прикордонних зон блоків западини можуть бути приурочені різнотипні тектонічно екрановані пастки, а також надрозломні та приразломні локальні підняття.

Узагальнення матеріалів, накопичених українськими геологами внаслідок пошуків нафти та газу в Дніпрово-Донецькій западині, Причорномор'ї, Криму, Волино-Поділлі та інших районах України, дозволило їм охарактеризувати роль розломної тектоніки у формуванні нафтогазоносних провінцій (НГП) та областей зон нафтогазононакопичення та родовищ УВ. Вплив блокової складової структури басейну відображено у його нафтогазогеологічному районуванні (рис. 56).

Інтерес до нафтогазоносності кристалічного фундаменту, а, відповідно і до блокової його будови, значно зріс у зв'язку з виявленням «… спочатку на площі Охтирського нафтопромислового району в Сумській області (скв. Хухринська – 1), а потім на ділянці Юльївської зони у Харбківській оюласті в кількох свердловинах було виявлено промислові скупчення нафти й газу, зосереджені у верхніх частинах кристалічного фундаменту глибині понад 250 м від його поверхні» . Примітний висновок про ділянки Дніпрово-Донецької западини, найбільш сприятливі для концентрації нафти і газу, що тяжіють до зон регіональних розломів, що довго живуть, в основному північно-західного (305 0 -315 0) і північно-східного (35 0 -45 0) напрямків і до вузлам їх перетинів.

Мал. 55. Схема нафтогеологічного районування північного борту ДДА по осадовому чохлу та верхній тріщинуватій зоні порід фундаменту (за І.І. Чебаненком, В.Г.Дем'янчуком, В.В. Кротом та ін. (за даними зі спрощеннями автора)).

1 – межа Дніпровсько-Донецької газонафтоносної області по осадовому чохлу (по ізогіпсі – 1 км по поверхні фундаменту); 2 – північне крайове порушення; 3 - тектонічні порушення (а - основні в породах фундаменту, 6 - другорядні); родовища: 4 – нафтові, 5 – нафтогазові, 6 – газові, 7 – параметрична Сотниківська вкв. 499.

Аналіз даних ГСЗ по Західно-Сибірській плиті та ступеня консолідації земної кори в її межах дозволяє виділити блоки, розмежовані глибинними розломами, виявити їх зв'язок з верхньою мантією, розглянути будову чохла осаду і розподіл родовищ нафти і газу в залежності від типу блоку. Більшість родовищ приурочено до блоків, яким відповідають залишки стародавніх складчастих комплексів, мінімальна кількість родовищ розташована в межах блоків, що відповідають положенню грабен-рифтів та зон глибокої тектонічної переробки. Найвиразніше блокова будова виражена в домезозойському підставі плити. Типовим прикладом блокової структури є Малоїцький палеозойський виступ, розташований у Нюрольській западині. Він складається із різних за величиною блоків, розділених розломами. Свердловини, що дали притоки та фонтани нафти, розташовані в різних блоках, переважно найбільш піднятих. Свердловини, що пробурені безпосередньо в зонах розломів, приток зазвичай не дають. Розглядаючи інші подібні приклади, можна дійти невтішного висновку - “... розломи як сприяють проникненню УВ у породи-колектори, а й можуть бути причиною розформування покладів при наступних тектонічних переміщеннях” . Узагальнення матеріалів із Західного Сибіру загалом показало, що з формування скупчень УВ осадових відкладеннях земної кори мають значення переважно тривало що розвивалися “відкриті” глибинні розломи. “Заліковані” розлами, заповнені мінеральною речовиною, було неможливо бути шляхами вертикального переміщення УВ.

Блокова ділимість літосфери – головний контролюючий чинник розміщення з корисними копалинами у земної корі. Цілком імовірно і те, що блокова ділимість літосфери визначає генетичні умови утворення та формування мінеральних та енергетичних корисних копалин.

17. Нетрадиційні види та джерела вуглеводневої сировини та

проблеми їх освоєння

Ресурси УВ у надрах великі, але лише мала їх частина, що належить до традиційним, вивчається. За межами досліджень, пошуку та освоєння залишається резерв ресурсів нетрадиційної ПВ сировини, що за обсягом на 2-3 порядки перевищує традиційний, але все ще мало вивчений. Так, ресурси метану в гідратному стані, розсіяного лише в донних відкладах Світового Океану та шельфів на два порядки (у нафтовому еквіваленті) перевищують традиційні ресурси УВ. Близько 8-104 млрд. т н. е. метану містяться у водорозчинених газах підземної гідросфери, причому лише у зоні обліку ресурсів УВ – до глибин 7 км. Величезні обсяги практично розвіданих ресурсів нафтових пісків – до 800 млрд. т н. е. в окремих регіонах світу - Канада, Венесуела, США та інші.

На відміну від рухомої в надрах, традиційної частини ресурсів нафти і газу, які видобувають сучасні технології, нетрадиційні ресурси погано рухливі або нерухомі в пластових умовах надр. Для їхнього освоєння потрібні нові технології та технічні засоби, які збільшують собівартість їх пошуку, видобутку, транспорту, переробки та утилізації. Не всі види нетрадиційної сировини нині технологічно та економічно доступні до промислового освоєння, але в енергодефіцитних регіонах, а також у басейнах із виснаженими видобутком запасами та розвиненою інфраструктурою окремі види нетрадиційної сировини можуть стати основою сучасного ефективного паливно-енергетичного забезпечення.

Основний приріст традиційних запасів нафти і газу у світі і, особливо, в Росії нині йде на територіях з екстремальними умовами освоєння - Арктика, шельфи, віддалені від споживачів географо-кліматично несприятливі регіони та інше. Витрати їх освоєння настільки великі, що, під час переходу нові сировинні основи, освоєння нетрадиційних резервів сировини, виявиться як неминучим, а й конкурентноспособным .

Важливість всебічного та своєчасного вивчення нетрадиційних ресурсів УВ особливо очевидна, якщо врахувати, що більше половини всіх врахованих, як традиційні, запаси нафти в Росії, представлені їх нетрадиційними видами та джерелами. Отже, не можна вважати коректним той рівень забезпеченості запасами нафтовидобутку в Росії, який нині розглядається на основі суми традиційних та нетрадиційних запасів, оскільки значні їх обсяги не відповідають умовам рентабельного освоєння.

Будь-яка нафтогазоносна провінція під час освоєння підходить до стадії виснаження. Своєчасна підготовка до розробки додаткових резервів як нетрадиційних джерел УВ дозволить тривалий час підтримувати рівень видобутку з рентабельними економічними показниками. В даний час ступінь виробленості більшості великих родовищ, що розробляються в Росії, в основному, перевищує 60% і, приблизно 43% загального видобутку здійснюється з великих родовищ зі ступенем виробленості 60-95%. Сучасна видобуток нафти у Росії ведеться у регіонах із високим ступенем виснаження запасів. Перехід освоєння нових сировинних баз в арктичних і східних акваторіях, вимагає резерву часу і наднормативних капітальних витрат, яких економіка Росії нині готова. Водночас у всіх НДБ, навіть із глибоко виснаженими запасами, є значні резерви нетрадиційних ресурсів УР, раціональне та своєчасне освоєння яких дозволить підтримати рівень видобутку. Досягнутий у світі прогрес у технологіях видобутку нафтогазової сировини припускає освоєння нетрадиційних видів та джерел УВ, зі вартістю еквівалентної вартості сировини на світовому ринку.

Дослідження ВНІГРІ показали значні резерви ресурсів нафти та газу в нетрадиційних джерелах та резервуарах. Їх вивчення та освоєння дозволить заповнити ту неминучу паузу у забезпеченні нафто-, а потім і газовидобування, яка неминуче виникне до введення в освоєння нових сировинних баз в екстремальних за умовами освоєння регіонах. У перспективі нетрадиційні джерела та види УВ стануть основою їхньої сировинної бази (див. «Сланцевий газ»). В даний час обсяги видобутку нетрадиційних УР не перевищують 10% від їх загальносвітового видобутку. Прогнозується, що до 2060 р. вони забезпечуватимуть більше половини всього видобутку УВ.

В даний час першочерговими для освоєння є такі види і джерела нетрадиційної вуглеводневої сировини:

1. Важкі нафти;

2.Горючі «чорні» сланці;

3.Низкопроникні продуктивні колектори та складні нетрадиційні резервуари;

Згадайте

Які корисні копалини ви знаєте?

Існують паливні корисні копалини - торф, вугілля, нафта (осадове походження).

Рудні корисні копалини – руди кольорових та чорних металів (магматичне та метаморфічне походження).

Нерудні корисні копалини – гірничо-хімічна сировина, будівельні матеріали, мінеральні води, лікувальні грязі.

Це я знаю

1. Що таке земельні ресурси? Мінеральні ресурси?

Земельні ресурси - територія, придатна для розселення людей та розміщення об'єктів їхньої господарської діяльності.

Мінеральні ресурси – природні речовини земної кори, придатні отримання енергії, сировини і матеріалів.

2. Яке значення мінеральних ресурсів у житті?

Мінеральні ресурси – основа сучасного господарства. З них одержують паливо, хімічну сировину, метали. Від кількості та якості мінеральних ресурсів найчастіше залежить добробут країни.

3. Чим обумовлено розміщення з корисними копалинами?

Розміщення з корисними копалинами зумовлено їх походженням.

4. Які закономірності можна встановити у розміщенні з корисними копалинами?

Родовища руд чорних та кольорових металів, золота, алмазів присвячені виходам кристалічного фундаменту стародавніх платформ. Родовища нафти, вугілля, природного газу приурочені до потужних осадових чохлів платформ, передгірних прогинів, шельфових зон. Руди кольорових металів також зустрічаються в складчастих областях.

5. Де зосереджено основні нафтогазоносні родовища?

Основні нафтогазоносні райони зосереджені у шельфових зонах - Північне море, Каспійське море, Мексиканська затока, Карибське море; осадових чохлах платформ – Західний Сибір; передгірських прогинах – Анди та Уральські гори.

7. Виберіть відповідь. Корисні копалини осадового походження присвячені переважно: а) до щитів платформ; б) до плит платформ; в) до складчастих областей стародавнього віку.

Б) до плит платформ

Це я можу

8. Використовуючи схему «Утворення гірських порід» (див. рис. 24), поясніть, які перетворення відбуваються з гірськими породами в результаті кругообігу речовин.

В результаті кругообігу речовин, відбувається перетворення одних корисних копалин на інші. Первинними можна вважати магматичні гірські породи. Вони утворилися з магми, що вилилася на поверхню. Під впливом різних чинників магматичні породи руйнуються. Уламкові частки переносяться та осаджуються в інших місцях. Так формуються осадові гірські породи. У складчастих областях відбувається зминання гірських порід у складки. При цьому частина їх занурюються на глибину. Під дією високих температур та тиску вони переплавляються та перетворюються на метаморфічні гірські породи. Після руйнування метаморфічних гірських порід знову утворюються осадові породи.

Це мені цікаво

9. Вважається, що в кам'яному віці майже єдиною корисною копалиною був кремінь, з якого виготовляли наконечники стріл, сокири, списи, рубала. Як, на вашу думку, змінилися з часом уявлення людей про різноманіття корисних копалин?

Уявлення людей про різноманітність корисних копалин із кам'яного віку дуже швидко змінювалися. Після креміння люди дуже швидко знайшли мідь. Настав мідний вік. Однак мідні вироби для використання були неміцними та м'якими. Минуло ще трохи часу, і люди познайомились із новим металом – оловом. Олово – дуже крихкий метал. Ми можемо припустити, що сталося так, що шматочки міді та шматочки олова потрапили у вогонь чи багаття, де вони розплавилися та змішалися. В результаті з'явився сплав, що поєднує в собі найкращі якості як олова, так і міді. Так і було знайдено бронзу. Період бронзової доби - це час, починаючи з кінця четвертого-до початку першого тисячоліття до нашої ери.

Як ми всі знаємо, залізо у чистому вигляді не зустрічається на Землі – його треба видобути з руди. Для цього руду потрібно нагріти до дуже високої температури, і тільки після цього можна виплавити залізо.

Те, що століття були названі на честь корисних копалин, говорить про їхнє величезне значення. Використання нових корисних копалин відкриває для людини нові можливості і може докорінно змінити все господарство.

З тих минуло дуже багато часу і зараз люди використовують величезну кількість мінеральних ресурсів для різних цілей. Розвідка та видобуток мінеральних ресурсів є актуальним завданням для господарства в усі часи.

10. Відомий вітчизняний геолог О.О. Ферсман писав: «Мені хочеться витягти сирий, здавалося б непривабливий матеріал із надр Землі… і зробити його доступним людському споглядання і розуміння». Розкрийте зміст цих слів.

Мінеральні ресурси, при вилученні з них із земної кори найчастіше мають вигляд далекі від зовнішнього вигляду продукту, що з нього одержують. Вони дійсно є непривабливим матеріалом. Але при правильному підході, переробці з цього матеріалу можна отримати багато цінного для людини. Ферсман говорив про цінність надр Землі, про необхідність їх вивчення та розумного підходу до цього.