Геология и геохимия нефти и газа

подтипа – островодужный и орогенный.
Для бассейнов этого типа характерна относительная

краткость существования, отсутствие унаследованности в развитии бассейнов. Это бассейны современного активного развития.
Для них следующие характерные особенности:
1) сложная структура месторождений, их нарушенность разрывами разного типа, углы падения крыльев структур – десятки градусов (до опрокинутого залегания);
2) развитие терригенных коллекторов;
3) преобладание линейных сводовых и тектонически экранированных залежей, нередко связанных с диапирами и грязевыми вулканами.

развития
I — островодужная: а — тылодуговой,
б — междуговой, в

— преддуговой);

II — орогенная (г — окраинно-
континентальный);

региона и связаны с историей возникновения островных дуг и окраинных

морей.
Развиваются на коре океанического и субокеанического типа.
Включает преддуговые, междуговые и тыльнодуговые.
Характерно развитие мощного кайнозоя до 10 км, в котором и находятся залежи нефти и газа.
Преддуговые НГБ (25) располагаются на стыке островной дуги и глубоководным желобом океанского ложа, по внешней периферии островных дуг. Располагаются на периферии островных дуг на западе и севере Тихого океана, у Зондских островов (Индийский) и Антильской дуги (Атлантический). Отвечают самым ранним стадиям становления НГБ подвижных поясов, сложены отложениями (флишевого облика и карбонатно-обломочного типа) Pg , N (до 5 км). Пример, вдоль Большой Зондской дуги – Никобарский, Ниа, Ментана, Южно-Яванский и Ломбок. Почти все НГБ относятся к перспективным. Например? газовое месторождение на шельфе Суматры.

островными дугами, располагаются между цепями островных дуг с-з и запада

Тихоокеанского пояса, в Беринговом море, в Индонезийско-Филлипинском регионе (самый крупный НГБ – Сулу-Палаванский Pg , N до 6-8 км). НГБ ограничиваются поднятиями островных дуг и в значительной части покрыты водами глубоких морей. Разрез представлен вулканогенно-осадочными глинисто-кремнистыми, карбонатными отложениями Kz мощностью до 4-5 км. Газовые и нефтяные месторождения.

1 — вода, 2 — N-Q отложения. 3 — Pg и K2 слои,
4 — вулканогенный Mz, 5— складчатый Mz. 6 — Pz метаморфический комплекс,
7 — N субвулканические тела, S — «базальтовый» слой, 9 — мантия, 10 — разломы

Схематические разрезы междугового бассейна

дуг и окраинами континентов и отвечают глубоководным частям окраинных морей
Располагаются

по западной периферии Тихого океана и в Карибском регионе. Большинство связано со зрелыми островными дугами, где прошла складчатость.
В пределах современных геосинклинальных областей, зонах переходных от океана к континенту и занимают глубоководные части окраинных морей.
Пример, Южно-Охотский (Охотское море), Хонсю и Южно-Японский (Японское море). Мощные толщи (более 10 км), кайнозойские и иногда часть мезозойского разреза. Крупные в Южно-Китайском море, а также - Калимантанский и Западно-Палаванский, располагающиеся между массивом Наньша и Mz-Kz складчатой зоной о.Калимантан.

2 — Западно-Палаванский ВНГБ,
3 — Саравакский НГБ,
4 — Восточно-Калимантанскпй НГБ,
5 — Сиамский НГБ,
7 — Центральносуматринский НГБ,
8 — Южно-Суматринский
9 — Северо-Яванский НГБ,

сравнению с островодужными следующую стадию развития подвижных поясов.
Распространены по

обе стороны Тихого океана и в Индонезийском регионе.
Включает 5 классов:
1. окраинно-континентально-орогенный;
2. межконтинентально-орогенный;
3. периконтинентально-океанический орогенный;
4. внутриконтинентально-орогенный;
5. периконтинентально-орогенный.

располагается в области мезозойской и кайнозойской складчатости на востоке и

юго-востоке Азии, на севере Южной Америки, на западе Аляски и периферии Новой Зеландии, НГБ Свердруп (север Сев.Америки).
Обрамление НГБ морфологически выражено отмелями, гирляндами небольших островов, слабо всхолмленными и относительно невысокими горными хребтами. В целом бассейны имеют синклинорное строение, а обрамление – антиклинорными невысокие горные хребты. Большая часть находится в море.
Пример, Сахалино-Охотский (терригенные и кремнисто-терригенные образования эоцен-плиоцен) – 70 месторождений , из них 5 крупных на шельфе Охотского моря (Лунское, Одоптинское и др.). Центрально-Суматринский (палеоген-неоген, более 6 км) – месторождение нефтяной гигант –Минас.

1944 г. первую скважину пробурили японцы, которые захватили Суматру,
вторая

скважина была пробурена только в 1950 г.
Залежь нефти имеет длину 28 км, ширину – 7-10 км. высоту – 130 м.
Нефтегазоносны песчаники нижнего плиоцена и миоцена на глубине 500-2000 м.
Начальные извлекаемые запасы нефти- 993 млн.т.
Нефти миоценовой залежи на глубине 700 метров высококачественные - легкие (плотность 0,861), малосернистые (0,1) с высоким содержанием бензиновых фракций – до 20%.

Минас

Схема расположения месторождений
нефти в Центральносуматринском НГБ

Минас

и Западно-Камчатская.
Выделяются 3 НГК:
Нижнемиоценовый (даехуринский) НГК терригенный, кремнисто-
глинистый толщиной до

1500 м. Порово-трещинные коллекторы
образованы литифицировапными кремнистыми породами,
покрышка — глинами даехурииской свиты.
Нижне-среднемиоценовый (уйшшско-дагинский) НГК терригенный
угленосный толщиной до 3000 м. Коллекторами служат терригенные
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.

Большинство месторождений Сахалина, расположено в пределах восточной части Северо-Сахалинского
прогиба., причем вдоль восточного побережья концентрируются нефтяные скопления, которые к западу
замещаются нефтегазовыми и газовыми.

- средне-верхнемиоценовый. Основные разведанные запасы нефти (75,8 %) и газа

((37,5 %) сосредоточены в окобыкайском горизонте
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, Восточню-Дагинское, Восточно-Эхабинское, Охинское, Эхабинское, Эрри, Тунгорское, Колендинское (рис. 258), Паромайское, Шхунное, Некрасовское, Западно-Сабинское, Восточное Эхаби и др.) в значительной степени выработаны.
Месторождения на шельфе отличаются большими запасами и более благоприятными условиями разработки (Лунское, Пильтун-Астохское, Аркутуп-Дагинское, Одопту-море и др.)

Нефти сахалинских месторождений сильно изменчивы по физико-химическим свойствам и групповому углеводородному составу.
Плотность их уменьшается с глубиной и колеблется от 0,800 до 0.920 г/см3. Содержание легких фракций изменяется в пределах от 25 до 75 %, а парафина, — от 5 до 10 %. Нефти малосернистые, содержание асфальтово-смолистых веществ не превышает 20 %.

нефтяное месторождение


а — структурная карта по

кровле пласта 3;
б- геологический разрез;
1 — пески и песчаники;
2 - изогипсы кровли пласта, м;
3 - разрывные нарушения;
4 - нефтеносные горизонты:
5 - выход пласта на поверхность;
6 - контур нефтеносности.

Эхабинское нефтяное месторождение
1 — изогипсы по кровле XIII пласта;
2 — контур нефтеносности;
3 — разрывы; 4 — нефть; 5 — газ;
6 — глинистые, 7 — песчаные породи

и герцинид) орогенных поясов.
Формирование происходило на фоне положительных вертикальных

движений обрамляющих сооружений и отрицательных самих бассейнов.
Это приводит к накоплению очень мощных молассовых толщ, образующей верхний этаж и, следовательно погружение на большие глубины отложений среднего и нижнего этажа..
Широко распространенны в пределах альпийских эпигеосинклинальных складчатых поясов в Евразии, Африки и в тихоокеанском складчатом поясе.
Бассейны представляют межгорные и тыловые прогибы на базе опущенных срединных массивов – Паннонский , Маракаибский, НГБ Марокко, Испании и Ирана.
Пример, наибольшая нефтеносность Южно-Каспийский НГБ, охватывающий акваторию Южного Каспия и сопряженные с ней Куринскую и Западно-Туркменскую межгорные впадины. 20 км Mz и Kz, из них 10 км неоген и Q.
Основная нефтеносность – средний и верхний плиоцен.

в пределах Азербайджана, Грузии, Дагестана, Ставрополья, центральная - под водами

Каспийского моря, а восточная в западной части Туркмении.

Обзорная карта месторождений
нефти и газа Азербайджана.

Основными структурными элементами, определяющими
характер строения Южно-Каспийского НГБ,
являются восточные окончания мегаантиклинориев
Большого и Малого Кавказа и разделяющий их Куринский
мегасинклинорий. Эти структуры к юго-востоку погружаются
в сторону глубочайшей Южно-Каспийской впадины.
Осадочный чехол Южно-Каспийской впадины имеет з
начительную мощность,достигая на отдельных участках 10-23 км,
и сложен породами мезозоя и кайнозоя. Наиболее изучены
бурением терригенные отложения Pg и N, с которыми связаны
известные месторождения нефти и газа Азербайджана.

несогласия, выклинивающиеся.
Нефтяное месторождение Зых
Брахиантиклиналь, осложненное грязевым
вулканом
Нефтегазоконденсатное месторождение

Нефтяные Камни
1 — разрывные нарушения;
2 — нефть; 3 — газ;
4 — брекчированные породы

Южно-Каспийски НГБ

Месторождения Кумдаг.
Кумдаг
Небитдаг
Вся добыча нефти в Западной Туркмении производится

из
плиоценовых отложений, в разрезе которых основная роль
принадлежит красноцветной толще основному
нефтегазоносному комплексу этой территории.
Выявленные залежи нефти и газа залегают на глубинах
от 100 до 5000 м. Большинство их сосредоточено на
глубинах 2 - 3 км.

горного складчатого сооружения Кордильер и Анд и открывающиеся в сторону

океана.
НГБ располагаются на коре континентального типа и формируются в контрастных условиях резкого воздымания горного сооружения и опускания океанского ложа.
В Центральной и Южной Америке Гватемальский, Западно-Перуанский, Южно-Чилийский. Гуаякильский НГБ, приуроченный к впадине в зоне сочленения Северных и Центральных Анд и открывающийся в сторону океана, сложен карбонатами нижнего мела, терригенными образованиям верхнего мела и кайнозоя, мощностью 6-9 км. Около 30 месторождений.
В Калифорнии в пределах окраины Северо-Американских Кордильер располагаются небольшие НГБ (15) с высокой плотностью запасов – Санта-Мария, Вентурв, Санта-Барбара.
Имеют структуру грабенов с четко выраженным горным либо подводно-грядовым обрамлением.
Сложены песчано-глинистыми, осадочно-вулканогенными и кремнистыми отложениями мела, палеогена и неогена до 10-15 км мощности, верхняя часть синхронно горообразованию.
Присущи высокие тепловые потоки, вулканизм. Включают около 300 месторождений

межконтинентальным (Центрально-Азиатский пояс) или субдукционным окраинно-континентальным (Скалистые горы Северной Америки),

сосредоточены в основном в Азии и в Скалистых горах, в Китае.
Образуются во время активизации тектонических движений, приводящих к сокращению площади НГБ и возникновению одностороннего или всестороннего горного обрамления.
В СНГ наиболее продуктивны – Ферганский и Таджикская часть Афгано-Таджикского НГБ. Платформенный этап отвечает мезозою и палеогену, орогенный – конец палеогена, неоген, когда было сформировано горное обрамление.
Одной из характерных черт является то, что нефтегазоносность сформировалась в доорогенный этап или в начале орогенного.
В 10 НГБ Скалистых гор открыто около 1100 нефтяных и 450 газовых месторождений. Развитие НГБ в два этапа: платформенный с формированием осадочного чехла и орогенный с образованием крупных поднятий и межгорных впадин, на которые часть этих поднятий надвинута.
Цайдамский НГБ имеет всестороннее горное обрамление, сложен отложениями мезозоя и кайнозоя, 18 месторождений в олигоценовых и неогеновых отложениях.

полосу вдоль Европы и Западной Азии протяженностью свыше 4000 км

и шириной от 100 до 700 км на востоке. Поскольку они находятся на окраинах платформ, то могут рассматриваться как окраинно-платформенные, но в них орогенный этап сыграл ведущую роль в формировании как структуры, так и нефтегазоносности.
НГБ Каракумский, Предкарпатский и Предальпийский. Типичными являются Азово-Кубанский, Терско-Каспийский, в них выделяются платформенные и складчатые борта. Сложные структуры складчатых бортов надвинуты на погруженные края молодой Скифской платформы. Месторождения как в платформенной части (Старо- и Новогрозненское), и складчатым.

К этой же категории относится Оринокский НГБ на севере Южной Америки (Венесуэла) ОН расположен на погружении края Южно-Американской платформы, на который надвинуты с севера структуры Береговых хребтов. Продуктивны отложения олигоцена, миоцена и плиоцена. Крупнейшее месторождение Кирикири. В южной части НГБ протягивается полоса выходов на поверхность крупнейших скоплений нафтидов – мальт, асфальтов, их запасы измеряются миллиардами тонн.

.

II — Оринокского НГБ,
III — НГБ Баринас-Апуре,

IV— НГВ Токуйо-Бонайре,
V — Западно-Парагуанского ВНГБ,
VI — ВНГБ Туй-Кариако,
VII — НГБ Шельфа Маргариты;

Месторождении острова Тринидад большей частью находятся в
пределах Оринокского нефтегазоносного бассейна (НГБ), с
еверная часть и шельф приурочен к НГБ Шельфа Маргариты.

На юго-западе Тринидада, разрабатывается
крупное уникальное месторождение природного
высококачественного асфальта Питч-Лейк
(запасы 9 млн. т). Использование человеком
этих асфальтов известно с 1595 года.
Залежь занимает площадь 40 гектар, ее толщина 75 м.

или эпирифтовую природу.
С ними связано от 70 до 95%

потенциальных и установленных запасов нефти и газа.
При этом преобладающая доля запасов приурочена к бассейнам пассивных окраин континентов, современных или древних

description.

в процессе которого сформировалось тело осадочных пород и установились условия

для генерации, аккумуляции и сохранности скоплений нефти и газа.

НГБ является осадочным бассейном или палеобассейном (в некоторых случаях его частью).

Нефтегазоносный бассейн подразделяется на элементы районирования более низких категорий: нефтегазоносные области (или суббасейны), зоны нефтегазонакопления и ареалы этих зон.

Нефтегазоносная область (суббасейн) выделяется в пределах крупного структурно обособленного тектонического элемента, в пределах которого обычно имеется (или имелся) собственный очаг генерации и который отличается по геологическому строению и особенностям формирования скоплений УВ от других частей НГБ.

Зоны нефтегазонакопления - характеризуются генетическим единством содержащихся в них ловушек и резервуаров. Их также уместно приурочивать к самостоятельным структурным элементам.