Региональные нефтегазоносные комплексы. Нефтегазоносные комплексы

Нефтегазоносные комплексы

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

НГК характеризуются следующими показателями:

1) литологическим составом и возрастом пород;

2) толщиной и площадью распространения (объёмом);

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

4) гидрогеологическими условиями;

5) генетическими и морфологическими типами ловушек;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, для формирования и существования нефтегазоносных комплексов необходимы следующие важные условия:

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

2) наличие единых главных источников УВ;

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

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

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

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

Нефтегазоносные комплексы - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Нефтегазоносные комплексы" 2017, 2018.

06.08.2016

Еще со времен И.М. Губкина стало известно, что процессы нефтегазообразования и формирования скоплений нефти и газа не являются уникальными геологическими явлениями, связанными с каким-либо одним из геологических периодов развития нашей планеты и проявлялись в пределах различных территорий мира (табл. 10.1).
Из таблицы следует, что скопления нефти и газа открыты практически во всех геологических системах, начиная с докембрийских и заканчивая отложениями современного возраста. Во многих случаях в распределении скоплений углеводородов в разрезе литосферы наблюдается многоэтажность, обусловленная периодичностью процесса образования углеводородов в ходе истории геологического развития той или иной территории.
Установлено, что в пределах любой нефтегазоносной провинции в региональном плане основные скопления нефти и газа приурочены к строго определенным литолого-стратиграфическим комплексам, которые, как правило, включают нефтегазопродуцирующие свиты и природные резервуары.

Эта закономерность была изучена А.А. Бакировым, который предложил подобные литолого-стратиграфические комплексы называть регионально нефтегазоносными, а также классифицировать их по масштабам распространения, подразделяя на региональные и субрегиональные и по соотношению с нефтегазопродуцирующими отложениями. По этому принципу выделяются сингенетичные регионально нефтегазоносные комплексы, в разрезе которых нефтегазопродуцирующие отложения реализовали свой нефтегазоматеринский потенциал, эпигенетичные, в которых содержится нефть и газ, образовавшиеся в других осадочных формациях, а также смешанные (эписингенетичные) нефтегазоносные комплексы, в которых содержится нефть и газ как сингенетичные, так и эпигенетичные этому нефтегазоносному комплексу.
Таким образом, регионально нефтегазоносный комплекс - это своеобразная природная система, состоящая из трех основных компонентов, включающая: нефтегазоматеринскую толщу, обеспечивающую при благоприятных геологических, геохимических, гидрогеологических и тектонических условиях генерацию нефти и газа; нефтегазосодержащую толщу, представленную породами-коллекторами, обладающими способностью аккумулировать углеводороды и впоследствии отдавать их в процессе разработки месторождения; а также толщу слабопроницаемых пород-покрышек, перекрывающую коллекторы и обеспечивающую сохранность месторождений.
Региональные нефтегазоносные комплексы, содержащие природные резервуары различных типов, могут неодинаково соотноситься с осадочными формациями.
В одних случаях они могут полностью совпадать с формациями, и тогда формация будет являться, по сути, регионально нефтегазоносным комплексом,
В других случаях регионально нефтегазоносный комплекс может являться частью одной формации или включать в себя даже несколько осадочных формаций.
Поэтому выделение регионально нефтегазоносных комплексов является весьма важным этапом в изучении вопросов формирования и закономерностей размещения скоплений углеводородов и решении проблем оценки перспектив нефтегазоносности территорий.
Для того чтобы лучше разобраться в этом вопросе давайте рассмотрим примеры распространения регионально нефтегазоносных комплексов в пределах различных нефтегазоносных территорий. Так, например, в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции регионально нефтегазоносные комплексы приурочены к терригенным отложениям живетского и франского ярусов и карбонатным породам фаменского яруса девона, терригенным образованиям визейского яруса и верейского горизонта нижнемосковского яруса, карбонатным толщам турнейского, намюрского и башкирского ярусов.
На территории Предкавказской и Туранской нефтегазоносных провинций (Скифская плита Предкавказья и Туранская плита Средней Азии) регионально нефтегазоносные комплексы приурочены к терригенным отложениям средней юры, карбонатным породам келловея-оксфорда, терригенным толщам неокома, апта и альба.
В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции регионально нефтегазоносные комплексы открыты в терригенных отложения средней и верхней юры, а также нижнего и верхнего мела.
В Азербайджане и Западной Туркмении регионально нефтегазоносными являются соответственно плиоценовая продуктивная и красноцветная толщи, которые между собой являются стратиграфическими аналогами.
На Северном Кавказе регионально нефтегазонеосные комплексы приурочены к песчаным породам миоцена-олигоцена (караган, чокрак, майкоп, хадум), а также к карбонатной толще верхнего мела.
В богатейших нефтью странах Ближнего и Среднего Востока регионально нефтегазоносны карбонатные отложения оксфорда-кимериджа (свиты Джубейла, Хадрия и Араб), терригенные толщи неокома-апта и альба-сеномана (свиты Зубейр, Бурган, Вара и др.), расположенные в краевой части погружения Аравийской платформы. Карбонатные отложения миоцена-олигоцена (свита Асмари) в Месопотамской впадине.
На Северо-Американской платформе регионально нефтегазоносны карбонатные отложения ордовика (свиты Элленбергер, Трентон), силура (свиты Ниагара и Хантон), девона (свиты Траверс и Кориферус), терригенные и карбонатные толщи карбона (свиты Честер, Чероки), нижней перми (свйты Сан-Андреас, Клирфорк, Гуадалупе) и песчаные толщи мела (свиты Вудбайн, Игл-Форд).
В Примексиканской впадине это - песчаные породы палеогена-неогена (свиты Фрио, Кокфилд, Нигура, Уилкокс).
Во впадине Альберта регионально нефтегазоносными являются карбонатные толщи верхнего девона, а также песчаные отложения мела (свиты Кардиум и Викинг).
В некоторых регионах регионально нефтегазоносные комплексы встречаются и в континентальных отложениях. Например, в Китае регионально нефтегазоносными являются континентальные отложения мезозойского и палеоген-неогенового возраста. В Скалистых горах США это палеогеновые континентальные отложения, а на острове Кенай (США, Аляска) -эоценовые. В районе Офисина в Венесуэле континентальными регионально нефтегазоносными являются неогеновые отложения. В районах Сальта и Кампо-Дуран (Аргентина) - пермские (свита Тариха).
В районе Веласкес (Колумбия) континентальные регионально нефтегазоносные отложения имеют палеогеновый возраст, в штате Байя, Бразилия, свита Сержи - отложения мелового возраста. В Западной Европе - угленосные отложения карбона, и породы красного лежня (нижняя пермь).
Таким образом, регионально нефтегазоносные комплексы в литолого-фациальном отношении весьма разнообразны: они могут быть как терригенными, так и карбонатными породами и представлять собой образования морского, прибрежного и континентального происхождения.
В то же время для всех региональных и субрегиональных нефтегазоносных комплексов, независимо от их литологии и палеогеографических условий накопления, характерна одна из основных их диагностических особенностей. Их объединяет то, что все они сформировались в субаквальной среде в анаэробной (восстановительной или слабовосстановительной) геохимической обстановке, на фоне устойчивого погружения.
В несколько иных условиях могут образоваться регионально газоносные отложения. Как показывает сравнительный анализ имеющихся геологических материалов, регионально газоносные толщи могут быть сформированы не только в субаквальной анаэробной среде, но и в континентальных условиях при накоплении угленосных отложений.
Примером этого является уникальное месторождение Слохтерен (Нидерланды) с извлекаемыми запасами газа 1,8 трлн м3, а также некоторые другие месторождения, обнаруженные в акватории Северного моря (шельфовая зона Нидерландов и ФРГ).
Как показывают многочисленные исследования, формирование этих месторождений произошло благодаря миграции газа из нижележащих угленосных отложений вестфальского яруса карбона, которые в этом регионе являются газопродуцирующими.
Установлено, что большинство регионально нефтегазоносных комплексов сингенетичны по отношению к вмещающим их крупным стратиграфическим подразделениям, что подтверждается сходством углеводородного состава нефтей и битумоидов, рассеянных во вмещающих их отложениях.
Изучение закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре показывает, что в регионально нефтегазоносных комплексах скопления углеводородов образуются не повсеместно. Этот процесс для каждого нефтегазоносного комплекса контролируется своими палеогеографическими, литолого-фациальными и палеотектоническими условиями недр. При этом ведущую роль играет режим и направленность региональных тектонических движений в течение каждого отрезка геологической истории, а именно, относительно устойчивое прогибание с амплитудой, достаточной для возникновения термобарических условий, необходимых для протекания процессов нефтегазообразования.
Таким образом, в пределах каждой нефтегазоносной провинции образование регионально нефтегазоносных комплексов (в большинстве случаев сингенетичных) связано с фазами нисходящих тектонических движений, при наличии благоприятных литолого-фациальных, в том числе геохимических условий.
В фазы активизации и дифференциации колебательных движений крупных геоструктурных элементов усиливалась региональная (как внутрирезервуарная, так и вертикальная) миграция флюидов и формировались зоны регионального нефтегазонакопления различных генетических типов.
Местами в эти отрезки времени происходило перераспределение ранее образовавшихся скоплений нефти и газа. И, наконец, в фазы развития преимущественного воздымания, когда рассматриваемая область попадала в зону активного водообмена, процессов аэрации и химической денудации, ранее образовавшиеся скопления подвергались разрушению.
Поэтому, как установлено А.А. Бакировым, В.И. Ермолкиным ареалы нефтегазоносности для отложений различных геологических эпох и периодов могут территориально как совпадать, так и смещаться относительно друг друга.
Пространственное совпадение ареалов нефтегазоносности в отложениях различных нефтегазоносных комплексов обычно наблюдается в тех случаях, когда общая направленность и режим тектонических движений крупных геотектонических элементов, к которым приурочены исследуемые нефтегазоносные комплексы, в течение рассматриваемых периодов были близки, как например, палеозой Волго-Уральской провинции и мезозой эпигерцинской платформы. И, наоборот, при разной направленности колебательных движений крупных геотектонических элементов в течение отдельных геологических периодов отмечается несовпадение ареалов нефтегазоносности в отложениях нефтегазоносных комплексов осадочного чехла, что наблюдается, например, при сопоставлении ареалов концентрации основных ресурсов нефти и газа в юрских и меловых нефтегазоносных комплексах в восточных областях Аравийской платформы.
В ходе геологического развития многих нефтегазоносных провинций с наступлением новых этапов тектогенеза их структурные планы нередко претерпевали существенные изменения. Это приводило к палеогеографическим перестройкам, в том числе и к изменению очертаний, а иногда и пространственного расположения бассейнов седиментации и областей сноса. В соответствии с этими процессами перемещались в пространстве и во времени области нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Таким образом, характер пространственного размещения нефтегазоносности в конечном итоге определялся режимом и направленностью региональных тектонических движений в течение каждого периода истории геологического развития территорий.
Число эпох регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления в пределах отдельных нефтегазоносных провинций не одинаково и тесно связано с режимом и направленностью волнообразно-колебательных движений крупных структурных элементов в каждый рассматриваемый отрезок геологического времени. Периодичность и региональный характер процесса нефтегазообразования и нефтегазонакопления в каждой нефтегазоносной провинции обусловливают наличие в разрезе осадочных образований нескольких самостоятельных регионально нефтегазоносных комплексов, разделенных толщами нефтегазонепроницаемых пород-покрышек. Продуктивность (нефтегазоносность) регионально нефтегазоносных комплексов отдельных стратиграфических подразделений зависит от амплитуды прогибания бассейна седиментации в течение соответствующего отрезка геологического времени.
Региональная нефтегазоносность литолого-стратиграфических комплексов, как правило, связана с территориями, испытавшими в течение соответствующего отрезка геологического времени нисходящие движения с более или менее значительной амплитудой.
Подытоживая сказанное, можно сформулировать, что ареалы нефтегазоносности отложений отдельных стратиграфических подразделений, как правило, приурочены к территориям, в которых:
- осадки накапливались в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой в фазы развития движений прогибания, при этом амплитуды прогибания в периоды накопления осадков рассматриваемого комплекса или в последующие эпохи были достаточно большими для возникновения условий, необходимых для образования и последующей миграции нефтяных углеводородов из нефтематеринских отложений в коллекторы;
- в фазы развития восходящих движений, последовавших за стадией прогибания, рассматриваемая часть разреза не попадала в зону активного водообмена и аэрации.
Установленные связи пространственного размещения регионально нефтегазоносных комплексов с определенными палеогеографическими и палеотектоническими условиями характерны для всех нефтегазоносных провинций нашей планеты. Поэтому при прогнозировании нефтегазоносности недр и для обеспечения на этой основе высокой эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ необходимо комплексное изучение факторов, определяющих закономерности размещения регионально нефтегазоносных комплексов, в их взаимосвязи и взаимообусловленности.

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

НГК характеризуются следующими показателями:

1) литологическим составом и возрастом пород;

2) толщиной и площадью распространения (объёмом);

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

4) гидрогеологическими условиями;

5) генетическими и морфологическими типами ловушек;

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

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

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

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

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

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

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

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

2) наличие единых главных источников УВ;

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

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

5.4.1. Охотская нефтегазоносная провинция

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 249. Охотская нефтегазоносная провинция.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Нутовский.

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 251. Схема расположения месторождений нефти и газа :

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

15 - газоконденсатные

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

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

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

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

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

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

Рис. 252. Окружное нефтяное месторождение :

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

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

Рис. 253. Восточно-Дагинское газонефтяное месторождение :

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

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

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

Рис. 254. Восточно-Эхабинское нефтяное месторождение :

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

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

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

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

Рис. 256. Эхабинское нефтяное месторождение :

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

Рис. 257. Тунгорское нефтегазоконденсатное месторождение :

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

Рис. 258. Колендинское газонефтяное месторождение :

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

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

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

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

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

Рис. 259. Паромайское нефтяное месторождение :

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

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

Рис. 260. Шхунное газонефтяное месторождение :

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Перспективные территории Дальнего Востока

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 263. Верхнебуреинский нефтегазоносный бассейн :

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

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

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

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

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

Контрольные вопросы к главе 5

Какие особенности геологического строения характерны для провинций складчатых территорий?

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

В каких провинциях складчатых территорий отмечен грязевой вулканизм?

Роль Закавказской провинции в становлении нефтегазовойпромышленности мира.

Назовите нефтегазоносные комплексы Закавказской провинции.

Какие нефтегазовые месторождения Закавказской провинции открыты на Каспийском шельфе?

Каковы перспективы нефтегазоносности Каспийского шельфа в Западно-Туркменской провинции?

Назовите нефтегазоносные области, входящие в Тяньшань-Памирскую провинцию.

Какова роль Сахалинской нефтегазоносной области в Охотской провинции?

Перечислите нефтегазоносные комплексы Камчатской нефтегазоносной области Охотской провинции.

Нефтегазоносные формации содержат скопления нефти и газа в разрезе и латерально не повсюду. В их составе выделяются определенные литологические комплексы, отличающиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных территорий, охватывающих, как правило, несколько крупных геоструктурных элементов. Если в целостной нефтегазовой геологической мегасистеме каждого региона объектом территориального прогноза являются нефтегазоносные области и зоны нефтегазонакопления, а также составляющие их местоскопления и залежи, то объектом прогноза нефтегазоносности разреза литосферы являются регионально нефтегазоносные комплексы (РНГК).

Рассматривая закономерности размещения скоплений УВ в литосфере, А.А.Бакиров предложил выделить регионально нефтегазоносные комплексы (РНГК) , представляющие собой определенные литолого-стратиграфические подразделения, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширнейших территорий, охватывающих несколько крупных геоструктурных элементов рассматриваемой провинции.

В литологическом отношении РНГК могут быть сложены различными породами: терригенными, карбонатными и смешанными. B фациальном отношении они могут быть морского, прибрежного, лагунного и даже континентального происхождения. Общей объединяющей, а следовательно, и диагностической их особенностью является накопление в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой на фоне относительно устойчивого прогибания рассматриваемой части бассейна седиментации.

В разрезе нефтегазоносных формаций обычно встречается несколько РНГК, разделенных толщей флюидоупоров. При этом большая их часть является сингенетичной по отношению к вмещающим их стратиграфическим подразделениям. Сказанное подтверждает одно из основных положений теории биогенного происхождения нефти о периодичности процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления и тесной генетической связи их с цикличностью литогенеза и тектогенеза.

Э.А.Бакиров предложил классификацию нефтегазосодержащих отложений, которые в зависимости от площади распространения скоплений нефти и газа подразделяются на комплексы: региональные (РНГК), субрегиональные, зональные и локальные.

Региональные нефтегазоносные комплексы обычно развиты в пределах нефтегазоносной провинции или большей ее части. Субрегиональные комплексы пород содержат скопления нефти и газа в одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Зональные комплексы – отложения, продуктивные в пределах района или зоны нефтегазонакопления. Локальные комплексы – толщи пород, продуктивные лишь в пределах одиночных местоскоплений.

В составе РНГК, как правило, выделяются: нефтегазоматеринские и нефтегазопродуцирующие толщи, коллекторы и флюидоупоры (покрышки). Сочетание этих толщ в РНГК может быть различно. В одних случаях выделяются все три толщи, а в других одна толща выполняет две функции. Например , баженовская свита, являющаяся нефтепродуцирующей и нефтесодержащей, и тогда РНГК состоит из двух толщ пород.

Иногда в разрезе отложений наблюдается частое чередование пород-коллекторов и слабопроницаемых пород (покрышек). В ряде случаев породы-коллекторы заключены в слабопроницаемые породы, которые на определенных этапах развития были нефтепродуцирующими, а затем стали выполнять роль покрышек. Высокое содержание органики, благоприятные геохимические и палеотектонические условия вызвали процессы генерации нефти, которая накапливалась в микротрещинах и по плоскости наслоения.

Нефтегазоматеринские и нефтегазопродуцирующие толщи. Распределение зон нефтегазонакопления, их масштабы, физический и химический состав приуроченных к ним УВ в значительной степени определяются особенностями формирования отложений, в которых происходит накопление ОВ (потенциально нефтегазоматеринских отложений), и условиями, при которых они становятся нефте- и газопродуцирующими.

Правильно рассматривать в качестве нефте- и газоматеринской не какую-либо толщу сравнительно однородных образований, а целый литолого-фациальный комплекс отложений, в строении которых могут участвовать породы различного литологического состава.

При всем разнообразии состава и литолого-фациальных условий накопления нефтегазоматеринских отложений общими объединяющими диагностическими их особенностями являются: 1) накопление в субаквальной среде с анаэробной обстановкой; 2) накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации в течение рассматриваемого отрезка геологического времени; 3) наличие в этих отложениях признаков возникновения и развития процессов нефтегазообразования, что может проявляться в относительно повышенном содержании УВ нефтяного ряда в битумной части ОВ, содержащегося в породах.

Указанные особенности являются основными критериями при прогнозировании пространственного размещения РНГК в пределах исследуемых территорий.

Система геоструктурных, литологических и стратиграфических объектов, контролирующих нефтегазонакопление в литосфере

Геотектоническое районирование. Принципы выделения и классификация геоструктурных элементов

Нефтегазогеологическое районирование должно основываться прежде всего на геотектоническом районировании исследуемых территорий с выделением различных по геологическому строению и особенностям геологической истории геоструктурных элементов разного ранга.

Условия нефтегазонакопления в отложениях отдельных геоструктурных этажей в пределах крупных геотектонических элементов, расположенных даже в одной и той же геологической провинции, могут быть неодинаковы. Следовательно, для правильного, т.е. научно обоснованного, прогнозирования перспектив нефтегазоносности отдельных крупных элементов необходимо знать не только современные черты его строения, но и все особенности его формирования в течение отдельных отрезков времени геологической истории.

Нефтегазоносные области приурочены лишь к определенным генетическим типам геоструктурных элементов и связанных с ними формаций. При этом в формировании нефтегазоносных областей первостепенная роль принадлежит режиму геотектонического развития указанных крупных геоструктурных элементов.

Таким образом, выделение крупных геоструктурных элементов при геотектоническом районировании для целей прогнозирования нефтегазоносности недр должно производиться по генетическому принципу с учетом особенностей геотектонического режима формирования и развития каждого из выделяемых типов в течение отдельных этапов геологической истории, т.е. на палеотектонической основе.

Рассмотрим на платформенных, складчатых и переходных территориях наиболее крупные геоструктурные элементы, которые выделяются с целью нефтегеологического районирования.

Платформенные территории

Для данных территорий характерны следующие наиболее крупные геоструктурные элементы.

Щиты – обширные области поднятий крупных массивов складчатого фундамента в пределах платформ, характеризующиеся относительной устойчивостью с тенденцией к развитию преимущественно восходящих вертикальных колебательных движений в течение нескольких геологических периодов и вследствие этого отсутствием коренных осадочных образований платформенного покрова на большей части их поверхности. Типичные примеры щитов: Балтийский, Украинский.

Плиты – обширные области платформ, в пределах которых складчатый фундамент погружен на различные глубины и перекрыт нормальными осадочными образованиями платформенного покрова, характеризующиеся тенденцией к развитию преимущественно нисходящих движений в течение нескольких геологических периодов. Примеры плит: Туранская, Скифская, Западно-Сибирская.

Сегменты , являющиеся частью плит, – крупные территории, разделенные глубинными разломами, значительно отличающиеся по геотектоническому режиму развития и типу слагающих их геоструктурных элементов меньшего порядка.

Выступы складчатого фундамента – области поднятых крупных массивов складчатого кристаллического фундамента в пределах платформенной плиты, на территории которых кристаллические породы местами выходят на дневную поверхность. Геотектонический режим развития выступов характеризуется чередованием нисходящих и восходящих движений с преобладанием последних при сравнительно небольших амплитудах и скоростях этих движений. Области выступов фундамента вследствие этих особенностей характеризуются значительным сокращением (по сравнению с прилегающими впадинами) разреза и мощностей осадочных образований, сопровождающимся выпадением ряда ярусов, отделов, а иногда и целых систем.

Мегантеклизы и антеклизы – обширные территории платформ, обычно изометрических очертаний, измеряемые тысячами и сотнями километров в поперечнике, представляющие собой ассоциацию крупных структурных элементов (сводовых поднятий и впадин), в целом характеризовавшихся значительно меньшими по сравнению с прилегающими к ним территориями синеклиз амплитудами прогибания в течение платформенного этапа их развития. Вследствие указанных особенностей территории антеклиз характеризуются существенно сокращенными мощностями осадочных образований платформенного покрова, выпадением из разреза ряда ярусов и отделов, а иногда и целых систем, развитых в соседних синеклизах.

Мегасинеклизы и синеклизы (гомологи антеклиз и мегантеклиз) – обширные территории платформ обычно изометрических форм, измеряемые тысячами и сотнями километров в поперечнике, представляющие собой в целом ассоциации крупных структурных элементов (сводовых поднятий и впадин), характеризовавшихся значительно большими по сравнению с прилегающими к ним территориями антеклиз амплитудами прогибания в течение платформенного этапа развития. Вследствие этого территории синеклиз характеризуются значительно большими мощностями осадочных образований платформенного покрова и полнотой разреза.

Сводовые поднятия – крупные положительные структурные элементы антиклинального строения с приподнятым залеганием складчатого фундамента под платформенным покровом, характеризующиеся различным геотектоническим режимом в начальных и последующих этапах платформенного развития, с тенденцией к развитию преимущественно восходящих движений в начальных этапах и чередованием восходящих и нисходящих движений (с преобладанием последних) в последующих этапах тектогенеза. Вследствие этого для сводовых поднятий характерны региональное несогласие верхних и нижних структурных этажей осадочного комплекса платформенного покрова и значительное сокращение разреза и мощностей нижней его части по сравнению с прилегающими областями внутриплатформенных впадин. Для них показательно также относительно более замедленное прогибание, чем в прилегающих областях впадин, даже в фазы регионального развития движений всеобщего прогибания. Поэтому области сводовых поднятий характеризуются сокращением мощностей отдельных стратиграфических подразделений по сравнению с прилегающими впадинами.

Среди сводовых поднятий выделяются поднятия унаследованного развития и инверсионного происхождения. Значение их в процессах формирования скоплений нефти и газа в разрезе осадочных образований платформенного покрова различно.

Внутриплатформенные впадины – крупные отрицательные структурные элементы синклинального строения, в пределах которых складчатый фундамент погружен на более значительную глубину по сравнению со сводовыми поднятиями. Геотектонический режим их развития отличается тенденцией преимущественно к погружению в течение нескольких геологических периодов, а иногда и эр, а также сравнительно большими (по сравнению со сводовыми поднятиями) амплитудами нисходящих движений. Вследствие этого Внутриплатформенные впадин характеризуются большими мощностями осадочных образований платформенного покрова и полнотой их разреза.

Среди внутриплатформенных выделяются впадины унаследованного развития, инверсионного происхождения и наложенные.

Мегавалы – области развития крупных линейных форм валоподобных поднятий, простирающихся на несколько сотен километров при ширине от нескольких десятков до сотен километров. Примеры – кряж Карпинского.

Геотектонический режим областей линейно вытянутых поднятий в течение платформенного этапа развития характеризуется неоднократным чередованием восходящих и нисходящих движений с преобладанием последних. Однако общее прогибание происходит более замедленно и с меньшими амплитудами по сравнению с прилегающими областями впадин, в результате чего разрез осадочных образований платформенного покрова имеет меньшие мощности отдельных литолого-стратиграфических комплексов, чем в соседних впадинах, причем местами ряд свит, а иногда и ярусов, развитых в прилегающих впадинах, выпадает.

Выделяются линейно вытянутые поднятия унаследованного развития и инверсионного происхождения.

Линейно вытянутые грабенообразные впадины (авлакогены) – линейно вытянутые области прогибания складчатого фундамента грабенообразного происхождения протяженностью несколько сотен километров при ширине от нескольких десятков до сотен километров.

Образование этих впадин обычно связано с интенсивным прогибанием отдельных районов платформы вдоль системы крупных региональных разрывных нарушений в течение длительных отрезков времени геологической истории. Вследствие этого для территорий авлакогенов характерны значительные мощности осадочных образований платформенного покрова по сравнению с прилегающими районами.

Краевые мегасинеклизы (области перикратонных опусканий) – обширные, в несколько сотен, а иногда и тысяч километров в поперечнике, окраинные территории значительного прогибания платформ обычно" изометрических очертаний. В их пределах складчатый фундамент погружен на значительно большую глубину по сравнению с остальными областями платформы.

Краевые мегасинеклизы по геологическому строению и условиям формирования существенно отличаются от внутриплатформенных большей мобильностью, большими амплитудами и скоростями нисходящих движений, а также значительным увеличением мощностей осадочных образований платформенного покрова, развитием соляной тектоники и др. Они представляют собой промежуточные (переходные) области между платформенными и геосинклинальными территориями. От прилегающих областей платформ краевые впадины обычно отделяются системами флексур или региональных разрывных нарушений. Пример: Прикаспийская на Русской платформе.

Региональные моноклинали – области пологого моноклинального залегания слоев на платформах, обычно нарушенные дополнительными изгибами (флексурами, структурными террасами и т.п.).

Валоподобные поднятия – относительно узкие вытянутые зоны региональных весьма пологих поднятий антиклинального строения, состоящие из ряда локальных структур и осложняющие строение крупных структурных элементов платформ (сводовых поднятий, впадин, авлакогенов и др.). Размеры валоподобных поднятий колеблются в широких пределах, иногда достигая 300–350 км в длину и 30– 40 км в ширину. Среди валоподобных поднятий выделяются унаследованные и инверсионные.

Прогибы – вытянутые обычно вдоль валоподобных поднятий зоны региональных погружений. Прогибы подразделяются на унаследованные и инверсионные.

5.4.1. Охотская нефтегазоносная провинция

Популярное