Нефтегазоносные провинции. Нефтегазоносные месторождения россии

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

Общая информация

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

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

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

Немного о классификации нефтяных месторождений

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

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

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

Месторождение нефти в России

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

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

Основные месторождения нефти на территории РФ

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

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

Туймазинское месторождение нефти

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

Ковыктинское и Ванкорское месторождения

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

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

Месторождения «черного золота» в различных странах мира

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

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

Кое-что еще о нефти

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

Заключение

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

Для любой страны очень важны ресурсы, находящиеся в недрах земли, от этого зависит, прежде всего, экономика и финансовое благополучие населения. Пожалуй, на первом месте по своей значимости находятся и газ. Стоит заметить, что газовая промышленность наиболее молода по сравнению с остальными отраслями, кроме того, добыча газа в два раза дешевле, чем добыча нефти и в несколько раз дешевле добычи угля.

Считается, что на территории России располагается примерно 1/3 от всех известных мировых запасов природного газа, которые оцениваются более чем в 150 триллионов метров кубических. Причем в европейской части сосредоточено 11,5% запасов, а на Восточной почти 85%, все остальное приходится на шельф внутренних морей.

Крупнейшие месторождения

Более 90% газа добывается в Западной Сибири, из них на Ямало-Ненецкий Автономный Округ приходится 85%. Именно в этих регионах расположены крупнейшие месторождения:

• Уренгойское- второе по величине месторождение в мире. Впервые месторождение было открыто в 1966 году, но добыча началась только в 1978 году. Объемы газа в этом месторождении превышают 10 триллионов кубических метров.

• Заполярное – уникальное месторождение, находящееся в 220 км от Нового Уренгоя. Уникально оно по объему запасов – более 3 триллионов кубических метров. Главным отличием от остальных месторождения является то, что Заполярное расположено очень компактно. Его площадь 8745 гектар, что позволяет осуществлять разработку при помощи всего трех установок.

• Медвежье является типичным для Западной Сибири месторождением, представляющее собой сеноманскую газовую залежь, правда, вытянутой по размеру. Проблемой данного месторождения является подошвенная вода по всей площади. Проще говоря, вода, залегающая глубоко в пластах земли, вторгается в газовую залежь, что значительно увеличивает стоимость добычи.

• Ямбургское месторождение. Примечательно, что открытие данного месторождения было подготовлено геологами на пике Великой Отечественной Войны, но только в 1961 году началась работа по бурению скважины №1. В Ямбургском месторождении находится 8,2 триллиона кубометров природного газа.

Кроме того, добыча газа осуществляется на Урале, в Северных районах страны, в Нижнем Поволжье, но наиболее перспективными считаются шельфы Арктики и Охотского моря, а в Баренцевом и Карском морях были открыты огромнейшие залежи газа:

• Ленинградское
• Штокмановское
• Русановское

Для разработки подобных месторождений требуется немало финансовых и временных затрат, так как месторождения расположены глубоко под морями потребуется не один год, чтобы начать их разработку, несмотря на это в итоге государство получит огромную .

Для транспортировки газа используются специально разработанная система газоснабжения, она насчитывает более 143 тысяч километров газопроводов, подземных хранилищ, компрессорных станций и различных необходимых установок. По уникальнейшим системам газ доставляется во все уголки огромной страны, в том числе доставляется и продается в другие государства.

Нефтяная промышленность России

Ее основная задача добыча и транспортировка нефти, кроме того попутно добывается газ в тех же самых месторождениях. Россия занимает шестое место в мире по имеющимся в ней ресурсам, в процентном соотношении это 8% от мировых запасов.

Больше всего нефтяных запасов располагается в Западной Сибири:

Помимо указанных месторождений продолжается разработка крупнейших месторождений Тимано-Печорской базы. Именно здесь осуществляется добыча так называемой тяжелой нефти, которая служит сырьем для производства низкотемпературных масел. Добывают такую нефть в шахтах, в тяжелейших условиях. Новые месторождения нефти обнаружены на Северном Кавказе, на острове Сахалин, в шельфах Баренцева, Охотского, Карского, Каспийского морей. Конечно, потребуется много времени для их подготовки и разработки, однако, объемы добычи будут колоссальными.

Всего в России существует три нефтеносных провинции, которые совместно дают более 9/10 всей нефти России. Изначально все они разрабатывались государством, однако, сегодня нефтяные компании получили возможность использовать данные объекты. Всего в России насчитывают более 15 крупных компаний по добыче нефти и газа, среди них всем известные «Газпром», «Луккойл», «Сургутнефтегаз», «Роснефть».

Будьте в курсе всех важных событий United Traders - подписывайтесь на наш

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.

Залежь

Ловушки

По Леверсену ловушка обуславливает способность остановить движение флюидов и обеспечить накопление нефти и газа.

Окнова под ловушкой УВ предлагает понимать, часть природного резервуара, в котором благодаря наличию проницаемого коллектора и непроницаемой покрышки создаются благоприятные условия для улавливания,скопления и сохранения УВ.

Классификация ловушек по Бакирову (на генетической основе):

1 класс – структурные ловушки, образованные в результате изгиба слоев или разрыва их сплошности.

2 класс – стратиграфические ловушки, сформированые в результате эрозии пластов коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрывающие их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания.

Поверхность, определяющая эти толщи, от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия.

3-ий класс – литологические ловушки.

Они образованы в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.

4-ый класс – рифогенные ловушки.

Они сформированы в результате отмирания организмов «рифостроителей» (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела и последующего его перекрытия непроницаемыми породами.

Залежь – скопление УВ в ловушке, все части которой гидродинамически связаны.

Классификация залежей по Броду.

1.пластовые

1.1.сводовые

а) не нарушенные

б) слабонарушенные

в) разбитые на блоки

1.2.экранированные

а) тектонически

б) стратиграфически

в) литологически

г) гидравлически

2.массивные в выступах:

а) структурных

б) эрозионных

в) биогенных (рифогенных)

3.ограниченные со всех сторон

б) непроницаемыми породами

в) водой и не проницаемыми породами

Классификация залежей по составу флюида:

1.чисто нефтяные

2.нефтяные с газовой шапкой

3.нефтегазовые

4.газовые с нефтяной оторочкой

5.газоконденсатные

6.газоконденсатно-нефтяные

7.чисто газовые

Классификация залежей нефти и газа по их запасам:

Отличия между классификациями:

1.В США технически более доступное и совершенное оборудование для добычи нефти и газа, более низкий уровень добычи оказывается рентабельным.

2.В РФ отмечается пренебрежительное отношение к мелким залежам, погоня только за крупным экономическим или политическим эффектом.

Классификация залежей по значениям рабочих дебитов (по Конторовичу).

По сложности геологического строения выделяются залежи:

Простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабо нарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

Сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;

Очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Для разработки залежи большое значение имеет режим пласта, в котором находится залежь.

Режим пласта определяется энергией, обеспечивающей продвижение нефти или газа к забоям скважин. Оно может осуществляться за счет:

1.силы тяжести нефти, газа и конденсата

2.упругого напора газовой залежи или шапки

3.расширения растворенного газа

4.расширения сжатой нефти

5.расширения сжатой воды

6.упругих релаксаций пород

7.напора законтурных вод.

Пять из семи энергетических источников (2-6) связаны с упругими силами, проявляющимися через сжатие флюидов и пород, а два источника (1 и 7)своим происхождением обязаны гравитации.

Долгое время, как в вопросе разработки, так и в вопросах формирования залежей отдавалось предпочтение влиянию гравитационных сил. При этом упускалось из виду, что любое проявление сил гравитации в земной коре неизбежно сопровождается упругими явлениями. Как правило, в пласте действуют все эти силы, поэтому наиболее распространены смешанные режимы. Можно говорить лишь о преобладающем влиянии того или иного источника силы, в пределах залежи или отдельных ее частях. Практически наибольшее значение имеют водонапорные режимы и упругого напора свободного и растворенного газа.

Пересечение газонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур газоносности .

Пересечение газонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур газоносности.

Пересечение водонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур нефтеносности.

Пересечение водонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур нефтеносности.

Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо и нефтеносности.

Составными частями бассейнов являются нефтегазоносные комплексы.

Нефтегазоносным комплексом – называют часть разреза осадочного бассейна, содержащую скопления нефти и газа и, характеризующуюся относительным единством: условий накопления пород, формирования коллекторов, флюидоупоров, накопления и преобразования органического вещества, формирования гидродинамической системы.

Основными характеристиками нефтегазоносного комплекса являются:

Возраст и условия накопления пород;

Объем комплекса (толщина, площадь распространения)

Литологический состав разреза;

Сочетание коллекторов и флюидоупоров;

Условия залегания и размещения нефти и газа;

Соотношение нефтепроизводных и нефтеносных толщ;

Морфологические и генетические типы ловушек.

Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природные систем, обладающие различными способами, прежде всего, аккумулятировать УВ, а иногда и генерировать.

Комплексы состоят из главных элементов:

1.порода-коллектор слагает природный резервуар;

2.порода-флюидоупор

3. не всегда нефтематеринская порода.

По масштабам распространения нефтегазоносные комплексы подразделены Бакировым на:

1.региональные

2.субрегиональные

3.зональные

4.локальные.

Осадочные бассейны и их части могут включать один или несколько нефтегазоносных комплекса различных порядков. Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятельными объектами поисков и разведки.

Ниже приведены примеры регионально нефтегазоносных комплексов.

Продуктивная толща Апшеронского полуострова, Прикуринской низменно­сти и Гобустана в Азербайджане и красноцветная толща Юго-Западной Туркме­нии, объединяющиеся в акватории Южного Каспия, - это генетически единый терригенный комплекс среднего плиоцена. Толщина его более 3 км, сложен чере­дованием песков, песчаников и глин, накопившихся в мелководном опресненном бассейне. Коллекторы - мелко- и среднезернистые пески различной толщины (от долей метра до 20-30 м). Сверху комплекс ограничен преимущественно глини­стыми отложениями верхнего плиоцена, а подстилается преимущественно глини­стыми отложениями понтического яруса (нижний плиоцен), миоцена и палеогена. Комплекс регионально нефтегазоносен на большей части площади и в разных ча­стях разреза - от кровли до подошвы, залежи расположены крайне неравно­мерно.

В Западно-Сибирском НГБ регионально нефтегазоносен терригенный песчано-глинистый комплекс мела - юры. На площади, превышающей 1,5 млн.км 2 , он характеризуется общностью условий тектонического развития, осадконакопления, структурных форм осадочного чехла и закономерностей распределе­ния нефти и газа. Все залежи заключены в терригенных коллекторах. С юга на север расширяется стратиграфический диапазон нефтегазоносности: на юге ре­гиона нефтеносны юра и доюрский комплекс (мелкие залежи в выступах палео­зоя); в Среднем Приобье нефтеносны юрские и нижнемеловые отложения, верх­немеловые - газоносные; на севере бассейна, между реками Пур и Таз, на п-ове Ямал в юре (там, где она вскрыта) установлены нефтяные залежи или нефтегазопроявления, в нижнем мелу - газоконденсатные залежи с нефтяными отороч­ками, в верхнему мелу - гигантские газовые залежи. Определяющий тип лову­шек - пластовые сводовые; во многих случаях из-за несовершенства локальных экранов пласты гидродинамически объединяются в массивные залежи. Рассмот­ренный нефтегазоносный комплекс нередко делят на части: верхняя (апт - сеноман)-газоносная, средняя (нижний мел) - газонефтеносная (нефть преобла­дает), нижняя (юра) -нефтеносная.

Надсолевые и подсолевые отложения Прикаспийской впадины образуют два самостоятельных комплекса по условиям залегания, характеру скоплений нефти и газа, типам коллекторов. Верхний - надсолевой - представлен терригенными отложениями верхней перми, триаса, юры и мела. Залежи контролируются соля­ными куполами кунгурского яруса нижней перми, над которыми в мезозойских отложениях формируются ловушки; встречаются залежи, экранированные соля­ными штоками. Подсолевой комплекс отделен от надсолевого мощной толщей соли и ангидритов кунгурского яруса нижней перми и сложен карбонатными и терригенными нижнепермскими, каменноугольными и девонскими породами. Для его характерны крупные массивы известняков, в которых заключены газоконден­сатные и нефтегазоконденсатные залежи.

Регионально газоносный верхнеюрский комплекс Западного Узбекистана и Восточной Туркмении сложен известняками, часть которых представлена погре­бенными рифами, содержащими основные скопления газа. Комплекс перекрывает верхнеюрская же соляно-ангидритная пачка - региональный флюидоупор. Ниже залегает терригенный газонефтеносный комплекс нижней- средней юры, он пока слабо изучен, однако есть основания ожидать в нем залежи.

В приведенных примерах рассмотрены крупные по объему регионально нефтегазоносные комплексы. Во многих районах выделяются комплексы, харак­теризующиеся меньшим объемом, например:

терригенные отложения среднего и низов верхнего девона в Волго-Уральском и Тимано-Печорском НГБ;

карбонатные породы карбона - нижней перми в этих же бассейнах;

терригенные отложения миоцена - олигоцена в Предкавказье;

карбонатные породы миоцена - олигоцена (свита Асмари) в Месопотамской впадине и др.

Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятель­ными объектами поисков и разведки, в связи с этим необходимы разные методики их изучения и зачастую разное буровое оборудование и геофизическая аппаратура.

Нефтегазоносность и характеристика отдельных крупнейших место­рождений. Выполненные к настоящему времени поисково-разведочные работы показывают, что залежи нефти и газа в пределах Северного моря имеют достаточно широкий стратиграфический диапазон. Промышленные скопления углеводородов установлены в отложениях от нижнепермских до третичных. Существуют представления, что нефть и газ могут быть встречены и в более древних породах, в частности в девоне.

Наиболее древними отложениями, в которых в настоящее время встречены промышленные залежи газа, являются ротлигендесовые отложения перми. С ними связаны основные запасы газа в Англо-Германском бассейне. Коллекторы ротлигендеса перекрываются эвапоритами цехштейна, имеющими значительную мощность и в силу этого являющимися почти идеальной покрышкой. Песчаники ротлигендеса и карбонаты цехштейна нефтеносны в Норвежском бассейне.

Газоносность триасовых отложений установлена пока лишь на месторождении Хьюитт, где залежи связаны с нижнетриасовыми песчаниками. Небольшие запасы газа известны также здесь в карбонатах цехштейна. Нефть из триасовых песчаников получена на месторождении Джозефин.

Основные залежи нефти и газа в юрских отложениях встречены в Восточно-Шетландском бассейне. Коллекторами здесь являются преимущественно среднеюрские песчаники. Глубина залегания коллекторов составляет 2 600–3 200 м, а их мощность – около 100 м. В юрских залежах встречается растворенный газ в количестве от 40 до 300 м 3 /т.

Нефтегазоносность верхнемеловых (датских) отложений установлена на месторождениях группы Экофиск (Норвежский бассейн), где нефть приурочена к карбонатным коллекторам.

В третичных отложениях нефть и газ приурочены к палеоценовым песчаникам, которые обладают высокой пористостью и проницаемостью. Эти отложения нефтегазоносны в пределах Норвежского бассейна и южной части Восточно-Шетландского.

В соответствии с геологическим строением, возрастом продуктивных горизонтов и распределением нефтегазоносных скоплений в пределах Северного моря можно выделить три нефтегазоносные области: Южную (Англо-Германскую), Норвежскую (Цернтральносевероморскую) и Восточно-Шетландскую (Северную). Помимо этого, в Северном море открыто несколько отдельных месторождений (рис. 2.7).

Южная нефтегазоносная область является преимущественно газоносной. В геологическом отношении она совпадает с Англо-Германским бассейном Северного моря. Основным газоносным горизонтом здесь, за исключением месторождения Хьюитт , являются песчаники ротлигендеса. Этот продуктивный горизонт залегает на глубинах 1 800–4 000 м, его мощность достигает 250 м. Пористость песчаника составляет 10–20 %, а проницаемость относительно невысокая (1–10 мД) из-за процессов вторичной цементации. Общие извлекаемые запасы газа Южной газоносной области составляют около 1,2 трлн м 3 . По составу газ является главным образом метаном с примесью азота и тяжелых углеводородов. Месторождения связаны с антиклинальными складками.

В Южной области к настоящему времени выявлено несколько крупных газовых месторождений, из которых месторождение Леман является одним из наиболее крупных морских газовых месторождений мира.

Рис. 2.7. Газовые месторождения и скважины, давшие притоки газа в южной части Северного моря. Месторождения: 1 – Раф, 2 – Вест-Соул, 3 – Аметайст, 4 – Сварт-Бэнк, 5 – Эни,
6 – Викинг-Норт, 7 – Вайш-Саут, 8 – Индифайтигейбл, 9 – Броукен-Бэнк, 10 – Хьюитт-Норт, 11 – Дебора, 12 – Леман, 13 – Сеан, 14 – Хьюитт, 15 – Дотти, 16 – Пласид, 17 – Гронинген
Месторождение Леман – крупнейшее газовое месторождение на шельфе южной части Северного моря; его размеры составляют около 28,8 км в длину и 12,8 км в ширину. Месторождение представляет собой пологую антиклиналь северо-западного простирания, параллельного доминирующему простиранию герцинских структур. Антиклиналь нарушена несколькими разломами или системами разломов. Она находится на юго-восточном борту трога Вест-Соул, испытавшего погружение в течение триасового, юрского и раннемелового времени, а затем быстрое воздымание, инверсию и эрозию в конце мелового периода. Об этих движениях можно судить по эрозионному срезу верхнемелового писчего мела. Писчий мел отсутствует в северо-западной части структуры. Территория месторождения Леман, особенно его юго-восточная часть, вероятно, подвергалась также воздействию позднекиммерийского поднятия и эрозии, результатом чего явилось отсутствие юрских и верхнетриасовых отложений. Наложение ларамийской эрозии на киммерийскую фазу затрудняет восстановление точной истории тектонического развития месторождения. Месторождение открыто в 1966 г. скважиной 49/26-1; продуктивный горизонт – песчаники ротлигендес, мощность 236 м; пористость аквальных песчаников 11–20 %, проницаемость 0,5–30 мД; пористость эоловых песчаников 11–23 %, проницаемость 10–100 мД; пористость песчаников временных потоков (вади) 7–18 %, проницаемость 1–30 мД; извлекаемые запасы 330 млрд м 3 ; добыча – шесть платформ, каждая с 12–14 эксплуатационными скважинами; транспортировка – трубопровод протяженностью 41 км, диаметром 76 см до Бэктона.

Месторождение Индифайтигейбл -Викинг представляет собой серию ограниченных разломами структур, в совокупности представляющих собой антиклиналь северо-западного простирания. Площадь Индифайтигейбл имеет общую длину около 19 км, а каждый блок около 3,2 км в ширину. Размер месторождения Викинг-Норт 16×4,8 км. Площади Индифайтигейбл и Викинг подвергались интенсивному воздыманию в киммерийскую эпоху. Поднятие, по-видимому, было наиболее интенсивным на юго-востоке. Результатом размыва явилось залегание нижнемеловых отложений на кейпере, мушелькальке и бунтере (триас). В позднемеловое время блоковые движения проявлялись мягче и, по-видимому, имели противоположное направление. Постепенное прогибание в юго-восточном направлении (т. е. к трогу Брод-Фортинс) выразилось в увеличении мощности верхнемелового писчего мела в этом направлении. Продуктивный горизонт ротлигендеса интенсивно нарушен сбросами в результате позднеюрских (киммерийских) тектонических движений, причем амплитуда сбросов часто достигает нескольких сотен метров. Эти смещения превосходят мощность продуктивного горизонта ротлигендеса (46 м), в результате чего отдельные блоки часто имеют разные газоводяные контакты. В общем амплитуда сбросов и глубина газоводяного контакта в северо-западном направлении постепенно увеличиваются. Месторождение Индифайтигейбл открыто в 1966 г. скважиной 49/18-1; продуктивный горизонт – песчаники ротлигендес; мощность 16–35 м; добыча – три платформы, каждая с восемью скважинами; транспортировка – трубопровод протяженностью 135 км, диаметром 76 см до Бэктона через месторождение Леман. Месторождение Викинг-Норт открыто в 1968 г. скважиной 49/12-2; продуктивный горизонт – песчаники ротлигендеса общей мощностью 150 м, эффективной 99–135 м, извлекаемые запасы – 140 млрд м 3 ; добыча – одна платформа с десятью скважинами; транспортировка – трубопровод протяженностью 98 км, диаметром 71 см до Тедлеторна (Линкольншир).

Наиболее характерным для Южной области является месторождение Уэст Соул , приуроченное к антиклинальной складке, вытянутой с северо-запада на юго-восток по отложениям нижней перми. Последние лежат с несогласием на верхнекарбоновых породах. По своим особенностям газовая залежь может быть отнесена к типу массивных. Основной продуктивный горизонт связан с песчаниками ротлигендеса, залегающими на глубине около 3 000 м. Покрышкой служат верхнепермские – цехштейновые соленосные породы. Они образуют соляной купол, который смещен на северо-восток по отношению к нижнепермскому поднятию на 5 км. Нарушения, видимо, юрского возраста затронули карбон, ротлигендес и цехштейн, причем целостность последнего оказалась ненарушенной. Месторождение Вест-Соул открыто в декабре 1965 г. скважиной 48/6-1, извлекаемые запасы газа – 67 млрд м 3 , приток при опробовании 0,3 млн м 3 /сут; добыча из зон трещиноватости и локальной проницаемости; четыре стационарные платформы, каждая с пятью или шестью эксплуатационными скважинами; транспортировка – трубопровод длиной 64 км и диаметром 40 см до Изингтона на Йоркширском побережье.

Перечисленные месторождения лежат на юго-западе Южной области и находятся в британском секторе Северного моря. В этой же области в 100 км восточнее месторождения Индефатигейбл в нидерландском секторе было открыто месторождение L/10 (Пласид). Продуктивный горизонт месторождения L/10 – песчаники ротлигендеса; они залегают на глубине около 4 000 м. Залежь газа приурочена к крупной пологой складке, ориентированной в направлении, близком к меридиональному. Ее запасы не менее 150 млрд м 3 .

Месторождение Хьюитт несколько отличается от описанных. Оно связано с вытянутой в северо-западном направлении антиклинальной складкой, расположенной в непосредственной близости от месторождения Леман. На месторождении Хьюитт имеется три продуктивных горизонта, нижний из которых приурочен к доломитам цехштейна и залегает на глубине 1 400 м. Два основных газоносных пласта находятся в нижнем триасе и залегают соответственно на глубинах 1 250 и 900 м. Триасовые коллекторы представлены песчаниками с хорошими коллекторскими свойствами – пористостью 25 % и проницаемостью 1 000 мД. Скопление газа в триасовых отложениях этого месторождения объясняется тем, что оно лежит за пределами развития соленосных пород цехштейна, которые «гасят» дизъюнктивные нарушения, поэтому наличие разломов способствовало вертикальной миграции газа вверх через толщу пермских пород. Верхняя газовая залежь характеризуется примесью сероводорода. Месторождение открыто 20 октября 1966 г. скважиной 48/29-1; извлекаемые запасы газа – 98 млрд м 3 , добыча – четыре стационарные платформы, каждая с восемью скважинами; транспортировка – трубопровод длиной 29 км и диаметром 76 см до Бэкстона на Норфолкском побережье.

Интерес нефтяных компаний к шельфу Северного моря непосредственно связан с открытием месторождения Гронинген в северо-восточной части Нидерландов в 1959 г. скважиной 1 Слохтерен. Мощные нижнепермские газоносные песчаники, вскрытые скважиной-открывательницей, были отмечены также в скважине 1 Дельфциель, пробуренной, как полагали, на отдельной структуре. Впоследствии она оказалась частью одного большого газового месторождения. Интервалы третичных отложений и верхнемелового писчего мела изменчивы по мощности вследствие главным образом соляной тектоники цехштейна; юрские и верхнетриасовые породы отсутствуют, вероятно, благодаря позднекиммерийскому размыву. Цехштейн, представленный четырьмя полными эвапоритовыми циклами, изменяется по мощности вследствие проявления соляной тектоники. Тем не менее, он имеет минимальную мощность около 600 м и служит весьма эффективной покрышкой для нижележащего газосодержащего коллектора. Крупные сбросы, секущие ротлигендес и более древние породы, затухают в пластичных соляных пластах и, следовательно, не служат путями миграции накопившегося газа.

Пачка слохтерен – основной газоносный горизонт месторождения Гронинген – постепенно увеличивается в мощности от 82 м на юге до 201 м на севере. В нижней части обычно присутствуют конгломераты; перекрывающие их дюнные песчаники часто рыхлые, плохо уплотненные, с великолепными пористостью и проницаемостью. Однако переслаивающиеся с ними пласты отложений временных потоков обладают менее благоприятными коллекторскими свойствами. Ротлигендес подстилается дельтовыми песчаниками, сланцами и углями верхнего карбона, являющимися газопроводящими отложениями. Структура газового месторождения Гронинген контролируется разломами. Преобладает северо-западное простирание позднекиммерийских (поздняя юра) разломов с амплитудой, превышающей 300 м. Некоторые из этих разломов, возможно, имели более древнее заложение и активизировались в позднекиммерийскую тектоническую фазу. Есть указания на то, что структура месторождения Гронинген к тому времени уже была частично сформирована, но несомненно, что позднекиммерийские движения изменили ее, придав более или менее современный вид, а последующим размывом были уничтожены отложения юрского и верхнетриасового возраста. Впоследствии структура была погребена под меловыми породами, и ларамийская и альпийская фазы движений земной коры оказали на нее незначительное воздействие.

Характеристика месторождения Гронинген: пористость 15–20 %; проницаемость – обычно от 100 до 1 000 мД; состав газа – метан 81 %, азот – 14 %, двуокись углерода – 1 %; доказанные запасы газа 2 трлн м 3 .

Примечательно, что открытие этого месторождения произошло после бурения 200 безрезультатных поисковых скважин. Весьма интересна история формирования месторождения. По мнению специалистов, первоначально содержавшийся в антиклинальной ловушке газ ушел в атмосферу. Потребовался дополнительный источник углеводородного газа. Таким источником стала толща каменноугольных отложений, лежащих значительно ниже продуктивных горизонтов. По разломам земной коры в кайнозойскую эру новые порции газа стали поступать в антиклинальную ловушку до тех пор, пока не сформировалось уникальное месторождение Слохтерен. На этом примере видно, как важно уметь правильно расшифровать историю развития геологических объектов.

На востоке Южной области были обнаружены также нефтяные непромышленные залежи, связанные с юрскими отложениями. Непромышленный характер залежей обусловлен тем, что они залегают неглубоко от поверхности, а содержащие их отложения эродированы на большей части Южной области.

Норвежская нефтегазоносная область в геологическом отношении совпадает с Норвежским бассейном. Она расположена между Южной областью на юге и Восточно-Шетландской на севере. Как указано выше, в геологическом отношении рассматриваемая область представляет собой крупный третичный прогиб. Для него характерен широкий диапазон нефтегазоносности: от перми до третичных осадков. В настоящее время здесь известно 22 нефтяных и 5 газовых месторождений. Наиболее крупные нефтяные месторождения: Фортис, Экофиск, Пайпер, Монтроз и др. Месторождения связаны с крупными пологими брахиантиклинальными складками. Тип коллектора как терригенный, так и карбонатный.

Месторождение Фортис является самым крупным в описываемой зоне, оно расположено в центральной части Норвежского бассейна. В структурном отношении Фортис представляет собой крупную пологую складку, вытянутую в широтном направлении. По отложениям палеоцена ее размер 16×8 км, при соотношении ширины и длины 1:2. Площадь складки по наиболее нижней замкнутой изолинии 90 км 2 , а ее амплитуда 155 м. Восточная периклиналь складки осложнена сбросом небольшой амплитуды. Поднятие в третичных отложениях располагается согласно над поднятием в меловых отложениях, которые перекрывают выступ изверженных пород, сложенных базальтами. В отложениях, перекрывающих палеоценовые, складка постепенно выполаживается; она не фиксируется по верхнемиоценовым и плиоценовым породам, имеющим моноклинальное падение в юго-восточном направлении.

Анализ геологической истории месторождения Фортис показывает, что в раннетретичное время его структура была относительно приподнятой, это способствовало ранней миграции углеводородов. Основной продуктивный горизонт данного месторождения – палеогеновые песчаники, покрышкой служат палеоценовые глины и аргиллиты, карбонатность которых меняется по площади. Мощность палеоценовых пород-покрышек составляет около 50 м. В нижней части они сложены темно-серой алевритистой глиной, а вверху – зеленовато-серым слабокарбонатным аргиллитом. Продуктивный пласт не является однородным по всей площади месторождения, а характеризуется фациальной изменчивостью. На юге и востоке структуры песчаники замещаются зелеными и серыми глинами и алевролитами. Однако основная часть продуктивного пласта сложена пачкой песчаников мощностью 35–80 м с редкими глинистыми прослоями; на отдельных участках развита карбонатная цементация. Наблюдаются также галечниковые прослои. Сортировка песчаников – от плохой до средней, однако коллекторские свойства их хорошие: пористость 25–30 %, проницаемость до 3 900 мД.

Залежь нефти на месторождении Фортис массивная, высота залежи 155 м. Нефть залегает в интервале глубин 2 100–2 200 м и характеризуется низким содержанием серы и парафина. Газовая шапка на месторождении отсутствует; содержание растворенного газа относительно невысокое (около 70 м 3 /т). Геологические запасы месторождения составляют окола 700 млн т, а извлекаемые (при коэффициенте нефтеотдачи 40 %) – около 280 млн т.

Экофиск – второе по величине нефтяное месторождение Норвежской нефтегазоносной области. Оно находится в погруженной части Норвежской впадины и является наиболее крупным из установленных в данном районе месторождений, являющихся его «спутниками». В структурном отношении Экофиск – двухвершинное куполовидное поднятие по верхнемеловым отложениям. Оно находится над соляным куполом в отложениях перми. Структура ориентирована в меридиональном направлении и имеет размеры 12×7 км; площадь – 55 км 2 .

Нефтегазоносными являются карбонатные породы датского яруса верхнего мела, а покрышками – глины палеоцена и вышележащих отложений. Мощность продуктивного горизонта составляет 120 м, а эффективная мощность – 119 м. Он залегает в среднем на глубине 3 000 м. Залежь пластового типа, ее высота – 190 м. Коллекторские свойства пласта-коллектора не очень хорошие: при высокой пористости (30–40 %) мелоподобные породы датского яруса Северного моря имеют невысокую проницаемость (до 1 мД). Однако на месторождении Экофиск в силу тектонической трещиноватости, обусловленной ростом соляного купола, проницаемость карбонатов датского яруса в среднем составляет 10–12 мД. Запасы нефти месторождения 600 млн т, а извлекаемые – 150 млн т при коэффициенте нефтеотдачи 25 %; запасы растворенного газа составляют 100 млрд м 3 .

Предполагают, что месторождение в дальнейшем будет снабжать нефтью Великобританию и другие страны Западной Европы. Потенциальная годовая добыча 90 млн т нефти.

Западноевропейские специалисты большие перспективы связывают с дальнейшими поисками месторождений в акватории Северного моря. Даже огромные затраты не охлаждают пыл поисковиков. Французский экономист Ж. Шевалье оценивает освоение нефтяного месторождения в наиболее «обжитой» части моря в 250 млн фунтов стерлингов (т. е. примерно 375 млн долл.), что соответствует стоимости одного путешествия на Луну. Освоение газового гиганта Тролль в северной части моря обойдется уже в 10 млрд долл.

Месторождение Тролль открыто в 1979 г. и расположено в 65 км от побережья Норвегии (терминал Коллснесс). Извлекаемые запасы газа месторождения составляют порядка 1,3 трлн м 3 , газового конденсата – 31,6 млн т. Ежегодная добыча составляет в среднем порядка 26,4 млрд м 3 газа и 0,55 млн т газового конденсата. Пока что на месторождении пробурено 106 эксплуатационных скважин; из них 36 – мультилатеральные. Скважина, вскрывшая новую залежь, пробурена при глубине моря 341 м до конечной глубины 2 055 м от уровня морского дна.

Месторождение Монтроз было первым нефтяным месторождением, открытым в Британском секторе. Первая скважина была пробурена в конце 1969 г. Нефтяная продуктивная зона месторождения относительно маломощная, и сначала возникли сомнения относительно его промышленной ценности. Сейчас на месторождении пробурены три скважины, и идет подготовка его к эксплуатации.

Месторождение Монтроз приурочено к антиклинали, осложненной тремя куполами. Нефтяной коллектор сложен мощными пористыми песчаниками палеоцена, т. е. возраст продуктивного горизонта тот же, что и на более крупном месторождении Фортис, находящемся северо-западнее. Средняя глубина водонефтяного контакта – 2 520 м ниже уровня моря, на 281 м глубже, чем на месторождении Фортис. Структура месторождения Монтроз, по-видимому, представляет собой компенсированный осадками погребенный блок, который, может быть, является юго-восточным продолжением блока месторождения Фортис. Неясно, являются ли продуктивные песчаники месторождения Монтроз мелководными дельтовыми образованиями, как на месторождении Фортис, или это более глубоководные песчаники, отложенные турбидитовыми потоками.

Характеристика месторождения: открыто 28 декабря 1969 г. скважиной 28/8-1; продуктивный горизонт – палеоценовые песчаники максимальной мощностью 57 м.

Помимо месторождений Экофиск и Монтроз, в данном районе Норвежского бассейна установлены более мелкие месторождения, которые в геологическом отношении подобны Экофиску, т. е. имеют тот же нефтегазоносный горизонт, близкие по особенностям геологического строения структуры, но значительно меньшие размеры и, соответственно, меньшие запасы. Это месторождения Западный Экофиск, Торфельт, Еда, Альбусткель и др. Суммарные извлекаемые запасы всей группы месторождений, включая и Экофиск, составляют 350–400 млн т.

На юге Норвежской области в датском секторе Северного моря было открыто три месторождения, из которых наиболее крупным является Дан . По строению и нефтегазоносности оно напоминает место рождения группы Экофиск. Здесь также продуктивны известняки датского возраста, которые залегают на глубине 1 830–2 000 м. Высота нефтяной залежи 90 м, а газовой шапки – 75 м. Однако при разработке месторождения наблюдалось резкое сокращение дебита скважин, что ставит вопрос о целесообразности его дальнейшей эксплуатации.

В непосредственной близости от группы месторождений Экофиск в осевой зоне Норвежской впадины находятся месторождения Джозефин, Ок и Арджил . Они относительно небольшие, с запасами нефти от 10 до 30 млн т, отличаются от описанной выше группы более древним возрастом продуктивных горизонтов (песчаники нижней перми, карбонаты цехштейна и песчаники мезозоя). На месторождении Джозефин нефть получена из песчаников триаса с глубины 3 600–3 700 м. Нефть этих месторождений, по-видимому, мигрировала из юрских отложений осевой части впадины. В геологическом отношении эти месторождения представляют собой приразломные антиклинальные складки, сформированные над приподнятыми блоками фундамента. На этих блоках наблюдается несогласное налегание меловых отложений на более древние в результате предмеловых движений и размыва.

Севернее месторождения Монтроз находится месторождение Морин, приуроченное к осевой зоне Норвежской впадины. Как и в Монтрозе, продуктивные горизонты здесь связаны с песчаниками палеоцена. Извлекаемые запасы этого месторождения оцениваются в несколько десятков миллионов тонн.

И, наконец, последним крупным нефтяным месторождением Норвежского бассейна, расположенным в северо-западной краевой части одноименной впадины, является месторождение Пайпер . Это относительно небольшая структура типа структурного носа площадью около 25 км 2 . По строению она несколько напоминает складку месторождения Фортис. На месторождении имеются два продуктивных горизонта, связанных с юрскими песчаниками. Основной продуктивный пласт минимальной мощностью 90 м залегает на глубине 2 440 м. На 300 м ниже этого горизонта залегает второй, мощностью 15 м. Извлекаемые запасы месторождения составляют 120 млн т, полностью оно пока не оконтурено.

В этом же районе находится месторождение Клеймор , расположенное в 24 км западнее.

Весьма ограниченными запасами обладают месторождения Брим и Бристлинг , расположенные на востоке Норвежской впадины в норвежском секторе. Продуктивные горизонты в них залегают на глубинах более 4 км.

Помимо нефтяных и нефтегазовых месторождений в Норвежской нефтегазоносной области известно газоконденсатное месторождение Код, газовое Ломонд и др. Они имеют залежи в нижнетретичных отложениях и являются относительно небольшими по размерам.

Восточно-Шетландская нефтегазоносная область является наиболее северной в Северном море и открыта в 1972–1973 гг. Она совпадает с Восточно-Шетландским трогом. По площади эта область значительно меньше описанных, но имеет наибольшие запасы нефти и газа. В настоящее время здесь открыто более 15 месторождений нефти и газа, продуктивные горизонты которых находятся в cpeднeюрских и палеоценовых отложениях. Наибольшее число крупных месторождений расположено в северной части Восточно-Шетландского трога; они образуют группу месторождений Брент, приуроченную к платформенному блоку одноименного названия. На этом участке, расположенном к восток-северо-востоку от Шетландских островов, известно 10 месторождений нефти, общие извлекаемые запасы которых составляют около 1,5 млрд т. Все они, за исключением месторождения Статфиорд, находятся в британском секторе Северного моря. Открытые месторождения в этом районе расположены буквально одно возле другого, и зачастую неясно, являются ли месторождения самостоятельными или представляют собой единую залежь.

Рассматриваемую область в настоящее время нельзя считать полностью изученной. В начальной стадии находится разведка норвежского сектора, а в британском еще несколько структур не введено в разведку. Несмотря на суровые климатические условия, в этом районе ведутся весьма активные поиски нефти.

Одним из наиболее крупных месторождений Северного моря является месторождение Брент . В структурном отношении оно размером 20×8 км. Эта складка выражена в третичных и меловых породах, а по юрским и нижележащим отложениям представляет собой приподнятый блок, ограниченный с запада и востока разрывными нарушениями. Меловые отложения залегают несогласно на юрских породах в результате размыва, имевшего место в киммерийское время. Основные коллекторы представлены юрскими песчаниками. Эти отложения залегают на глубине 3–3,5 км. В юре имеется несколько горизонтов. Кроме того, предполагаются залежи углеводородов в отложениях от девона до карбона. Извлекаемые запасы нефти в юрских отложениях составляют около 350 млн т. Месторождение открыто в июне 1971 г. скважиной 211/29-1, которую долго не испытывали вследствие предстоявшего «четвертого раунда» выдачи лицензий; продуктивный горизонт – среднеюрские песчаники (брент) мощностью приблизительно 240 м, пористостью 7–37 %, проницаемостью до 8 Д, нижнеюрские – рэтские песчаники (статфиорд) мощностью 176 м, пористостью до 26 %. Песчаники «брент» содержат газ (этаж – 76 м) и нефть (этаж – 144 м); плотность нефти – 0,83 г/см 3 , газовый фактор 300 м 3 /т; песчаники «статфьорд»: этаж газоносности – 150 м; этаж нефтеносности – 130 м; плотность нефти – 0,85 г/см 3 , газовый фактор 600 м 3 /т.

В непосредственной близости находится месторождение Найниан , напоминающее по своему строению месторождение Брент. Здесь также наблюдается складка в третичных отложениях над приподнятым блоком фундамента, тот же продуктивный горизонт – среднеюрские песчаники; глубина их залегания около 3 км. Доказанные извлекаемые запасы этого горизонта – 180–270 млн т.

Месторождения Данлин и Тистл расположены непосредственно к северу от месторождения Брент. Они имеют сложное строение и, помимо продольных разломов, осложнены поперечными нарушениями, разбивающими единые структуры на ряд блоков. Продуктивным горизонтом здесь, как и на месторождении Брент, являются среднеюрские песчаники, эффективная мощность которых составляет 100–120 м. Основной нефтегазоносный горизонт залегает на глубине 2 700 м. Два других прослоя песчаника, залегающие в интервале 2 805–2 865 м, насыщены в основном водой с небольшим количеством нефти. Извлекаемые запасы месторождения Данлин – 100–150 млн т; приблизительно столько же сосредоточено на месторождении Тистл.

Неподалеку от месторождения Брент в 1974 г. было открыто месторождение Статфиорд (рис. 2.8) в норвежском секторе Восточно-Шетландского трога. Это гигантское месторождение на шельфе Северного моря находится в разработке уже более 30 лет. По строению оно напоминает месторождение Брент. Здесь продуктивны средне- и нижнеюрские песчаники. Первая нефть была добыта 24 ноября 1979 г. Остаточные извлекаемые запасы хотя и невелики по сравнению с начальными запасами месторождения, но в сравнении с вновь открываемыми залежами на шельфе Северного моря выглядят впечатляюще.

Вследствие работ по ремонту скважин, дополнительному разбуриванию месторождения и применению метода попеременной закачки воды и газа нефтеотдача в целом по месторождению повысилась с запланированных ранее 48 % до текущих 66 %. Эксплутация месторождения Статфиорд будет продолжаться вплоть до 2020 г., несмотря на некоторые сложности.

В пределах северной части Восточно-Шетландской впадины известны и более мелкие месторождения – Корморант, Алвин, Магнус и др. Их извлекаемые запасы меньше запасов описанных месторождений (за исключением месторождения Корморант), оценка которых колеблется от 13 до 100 млн т. Эти месторождения также связаны со среднеюрскими отложениями, а складки имеют блоковое строение. В южной части Восточно-Шетландского прогиба находится крупное газоконденсатное месторождение Фригг. Это большое куполовидное поднятие дотретичных пород площадью 175 км 2 . Продуктивным горизонтом являются песчаники палеоцена,

Рис. 2.8. Схема строения месторождения Статфиорд
коллекторские свойства которых близки коллекторским свойствам палеоценовых отложений месторождения Фортис. Глубина залегания продук тивного горизонта в своде структуры 1 800 м. Эффективная мощность палеоценовых отложений 130 м. Запасы газа около 300 млрд м 3 , газоконденсата 100 млн т. Не совсем ясно, почему в Восточно-Шетландском прогибе одни структуры являются газонасыщенными, а другие нефтенасыщенными. Возможно, газоносность поднятия Фригг обусловлена тем, что газовое месторождение расположено над зоной развития мезозойских отложений, имеющих значительную мощность и глубину погружения. Благодаря этому здесь углеводороды образуются в зоне высокого давления и находятся в газообразном состоянии. При миграции вверх они не меняют фазового состояния.

В 2004 г. добыча газа на североморском месторождении Фригг прекращена. За 26 лет эксплуатации месторождения добыто 190 млрд м 3 . Истощение месторождения предсказывали еще в конце 1980-х гг., но внедрение более совершенной технологии добычи помогло продлить срок жизни месторождения. Непосредственно южнее расположено месторождение Хеймдал с продуктивными горизонтами в палеоцене. Глубина залегания продуктивного горизонта – 1 800–2 130 м, его мощность – около 180 м. Промышленные притоки газа были получены непосредственно к северу и востоку от месторождения Фригг. Таким образом, в этом районе можно ожидать открытия нескольких газовых и газоконденсатных месторождений.

В южной части Восточно-Шетландского прогиба кроме газоконденсатных открыты нефтяные месторождения. К их числу относится месторождение Берил с извлекаемыми запасами 70–80 млн т и блок 2/5 с запасами 50–70 млн т, расположенные в британском секторе. Притоки нефти были получены также в блоке 2/5 норвежского сектора, непосредственно к югу от месторождения Хеймдал.

Изложенные данные свидетельствуют, что Северное море является довольно крупной нефтегазоносной провинцией (табл. 2.3). Разведанные геологические запасы оценивались в 9,6 млрд т условного топлива (с использованием коэффициентов пересчета по угольному эквиваленту). Извлекаемые запасы составляли более 25 трлн м 3 газа и около 3 млрд т нефти и конденсата. Как уже указывалось, эти ресурсы сосредоточены в широком стратиграфическом диапазоне – от перми до палеогена. Стратиграфическое распределение запасов показывает, что около половины разведанных геологических запасов приурочено к юрским отложениям, приблизительно по 20 % – к пермским (ротлигендес) и палеоценовым, а остальные запасы – к верхнемеловым (датский ярус) и триасовым. Если рассмотреть распределние по площади, то видно, что более 50 % запасов нефти (геологических и извлекаемых) сосредоточено в Восточно-Шетландской впадине, наложенной на древнюю погребенную зону поднятий каледонского возраста. Около 50 % запасов газа приурочено к отложениям ротлигендеса и сосредоточено в Англо-Германской впадине. Здесь основные наиболее крупные месторождения связаны с бортовой зоной Англо-Брабантского массива. К настоящему времени большая часть разведанных запасов углеводородов находится в британском секторе Северного моря. На него приходится около 80 % разведанных извлекаемых запасов нефти и более половины запасов газа. Затем большие темпы были достигнуты в Норвежском секторе Северного моря.