103.Днепрово-Припятский нгб: изученность, тектоническое районирование, нефтегазоносность. Нефтегазогеологическое районирование. Перспективы поисково-разведочных работ.

Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция расположена в юго-западной части ВЕП и занимает территорию северной и восточной Украины и южной части Белоруссии. Общая площадь провинции 100 тыс. км2.В тектоническом отношении провинция приурочена к Припятско-Днепровско-Донецкому авлакогену — крупной отрицательной структуре на западе ВЕП протяг на 1200 км при ширине 100—180 км.В Днепровско-Припятской провинции выделяются четыре крупных тектонических элемента: Припятская впадина, Черниговско-Брагинский выступ, Днепровский грабен и Преддонецкий передовой прогиб.Фундамент сложен метморф породами AR –PR1. Мак глубина его залегания до 10 –12 км. Макс мощность палеозоя (девон-пермь) достигает 9 км, мезозоя 1,3 км, кайнозоя 0,6 км. Доля морских отложений в разрезе составляет 60, карбонатных - 30%.Докембрийский фундамент на всей территории провинции имеет глыбово-блоковое строение, определяемое продольными и поперечными сбросовыми нарушениями различной амплитуды. Поверхность фундамента имеет разные глубины залегания и степень дислоцированности. В Припятском прогибе глубина залегания поверхности фундамента меняется от 2 до 6 км.выделяются две НГО — Припятская нефтеносная, Днепровско-Донецкая газонефтеносная.Региональными покрышками служат: глинисто-сульфатные и соленосные отложения франского яруса; соленосная толща верхнего фамена; глинистые породы башкирского и московского ярусов; глинистые и соленосные отложения перми; глины верхнего триаса и байоса-бата. Продуктивными, комплексами являются: подсолевой (эйфельско-франский), сложенный терригенно-карбонатными породами; межсолевой (нижнефаменский), сложенный известняками и доломитами; нижне- среднекаменноугольный терригенно-карбонатный; верхнекаменноугольно-нижнепермский, сложенный песчано-алевролитовыми отложениями и трещиноватыми и кавернозными ангидритами и доломитами; верхнепермско-мезозойский, представленный песчано-карбонатными отложениями.ПРИПЯТСКАЯ НЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ приурочена к одноименному прогибу. Основные продуктивные комплексы связаны с подсолевыми и межсолевыми карбонатными отложениями верхнего девона.запасы нефти находится в Северной структурно-тектонической зоне, небольшая часть в Центральной зоне. Большая часть начальных разведанных запасов нефти связана с подсолевыми и межсолевыми карбонатными комплексами. Часть запасов содержится в терригенных подсолевых и верхнесолевых отложениях девона. В области выделяются Северный нефтеносный район и два перспективно нефтегазоносных района — Центральный и Южный. Центральный нефтеносный район приурочен к одноименной структурно-тектонической зоне Припятского прогиба. Здесь открыты нефтяные месторождения с залежами в подсолевых и межсолевых отложениях.Южная структурно-тектоническая зона прогиба относится к перспективным землям Припятской области. Характеризуется относительно спокойным характером тектоники, в межсолевых комплексах увеличивается роль терригенных отложений. Перспективны здесь подсолевые и межсолевые отложения девона.ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКАЯ ГАЗОНЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ расположена в пределах одноименного авлакогена и Преддонецкого передового прогиба. Характеризуется постепенным замещения к юго-востоку нефтяных месторождений на газонефтяные и газовые. Основной объем запасов в C1 и C3-P комплексах.В области выделяют 7 нефтегазоносных районов. Открыто более 150 месторождений: 85 газовых и газоконденсатных, 8 газовых и нефтегазовых, 30 нефтяных, 33 нефтегазоконденсатных.

104 Тимано-Печерский НГБ: НГгеол рай-ие, перспектвы ПРР. Тиманская НГО: промышл НГнос-ть связ со ср-верхD терр компл. М/р Ярегское (высоковязкая, тяж Н), Чибьюсское. Зап-Тэбукское, Войвожское (Г, повыш содерж гелия). Печоро-Кожвинская НГО: соот-т одноим мегавалу, в юж части развед гр Н, ГН, ГК м/р (Сев-Кожвинское, Югидское и др)залежи в поддоманиковых отложениях D.СрD терр и верхD карб (рифогенные) отлож-я=м/рПашшорское, Южно-Юрьяхинское и др – на юге Шапкино-Юрьяхинского вала. В цетр ч-ти – ГН м/р в Р-С отл-х. На севере вала – ГК м/р в Р-С карб и вехрР и Тх терр-х отл-х (Василковское, Кумжинское, Коровинское). Колвинская НГО: соот одноим мегавалу,наиб круп Н м/р в ее южной части – Усинское(зал тяж Н Р-Сх карб отлож-х на глуб 1.1-1.4км, легкой НсрD песч на глуб 2920-3400м), Возейское(легкая Н срD песч, верхD и Р-С карб), Ярейское НГК м/р. Денисовская НГО: впадина м/у Печоро-Кожв и Колвинским мегавалами, Нгносны валы Шапкино-Юрьяхинский, Лайский.М/р Лаявское,Шапкинское,Василковское. Хорейверская НГО: высокодебитные зал в карб S, ниж-врхD, пермо-карбон. Единич зал в О. М/р Верхневозейское, Сандивейско-Баганская гр. На сев-востоке НГО Оленье м/р(глуб зал 4-4.2км нижD). В центр частиДюсушевское, Ардалинское и др м/р (зал в рифогенных отлож верхD на глуб 3.5км. На Ю-В НГО Салюкинское и Среднемакарихинское м/р. Варандей-Адзьвинская НГО круп Н м/р на вале Сорокина(ниж-верхD, Р-С карб, нижР, верхР и Т терр. Н Тго комл тяж), ср на вале Намбурцева. Наиб конц-ей УВ на суше хар-ся Колвинская и Хорейверская НГО с Н и НГ зал. Круп м/р: Усинское, Зап-Тэбукское, Возейское, Ярегское, Варандейское. Наиб конц-ия прогнозных и перспект-х рес Н Хорейвер_Мореюская НГО и акватории Печорского моря, где уже откр круп м/р Приразломное, Песчаноозерское(ГН), Поморское(ГК).

перспектив: поисково-разведочные работы на шельфе печоры.

с-с-в и шельфе зоны.

105.Тимано-Печорский НГБ: Изуч-ть, тект рай-ие, НГнос-ть. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена на крайнем северо-востоке Восточно-Европейской платформы на территории Республики Коми, Ненецкого автономного округа и северной части Пермской области между горными сооружениями Тиманского кряжа (на западе) и Полярного Урала — Пай-Хоя (на востоке) и тектонически приурочена к Печорской синеклизе и шельфу Печорского моря (рис. 34). Площадь материковой части провинции 350 тыс. км2 и 117 тыс. км2 экваториальной. Значительная часть провинции (около 45%) расположена севернее полярного круга. На севере провинции развита вечная мерзлота. В тектоническом отношении провинция, связанная с краевой системой древней Восточно-Европейской платформы, приурочена к восточной части Тиманского поднятия (Восточно-Тиманский мегавал), Печорской синеклизе. С юго-запада, юго-востока и востока территория провинции граничит с Тиманским поднятием и Предуральской провинцией. Образования осадочного чехла залегают на байкальском (средне-верхнерифейском) фундаменте.Глубина залегания рифейского комплекса закономерно увеличивается с запада на восток от десятков и сотен метров в пределах Тиманского кряжа до 10 — 12 км во впадинах Предуральского прогиба.Разрез осадочного чехла почти на 70% сложен осадками морского генезиса. На территории провинции выделяются крупные тектонические элементы разного порядка: Тиманская гряда, Ижма-Печорская впадина, Печоро-Колвинская структурная зона (авлакоген), Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона (авлакоген):Тиманская гряда занимает наиболее приподнятую область залегания фундамента (до 400 м). Его протяженность достигает 1100 км при ширине до 150 км. Системой разломов Тиманская гряда разбита на крупные горстообразные поднятия. Ижма-Печорская впадина расположена между Тиманской грядой на западе, дислокациями Печоро-Колвинского авлакогена на востоке, впадинами Предуральского краевого прогиба на юге. Ижма-Печорская впадина протягивается на 800 км при ширине до 200 км. Мощность осадочных образований в ее пределах увеличивается с севера на юго-восток от 1 до 5 км. Печоро-Колвинская структурная зона (авлакоген) расположена в центре Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. На юге она граничит со структурами Предуральского краевого прогиба, на севере продолжается в акваторию Печорского моря. Эта структура характеризуется северо-западным (Тиманским) простиранием и относится к разряду сложных авлакогенов, его размеры 700х(60— 120) км (в пределах суши). Развивался он на одноименном блоке фундамента, погруженном на глубины от 3 до 8 км.Хорейверская впадина на западе граничит с Колвинским мегавалом, на востоке — с Варандей-Адзьвинской структурной зоной, на юго-востоке — с грядой Чернышева. Ее протяженность — более 300 км при ширине 60—140 км. В юго-восточной части Хорейверской впадины выделяется Макариха-Салюкинская антиклинальная зона, Саняныдская котловина и Цильегорская депрессия. Отличия в структурном плане наблюдаются по триасовым отложениям. Это вызвано изменением регионального наклона слоев в триасовый период с северо-западного на северный. Варандей-Адзьвинская структурная зона (авлакоген) протягивается на 240 км в северо-западном направлении при ширине 60 — 100 км. С запада и востока она ограничена Хорейверской и Короаихинской впадинами, с юга — дислокациями гряды Чернышева. По поверхности фундамента этой зоне, объединяющей валы Сорокина и Гамбурцева, Мореюскую и Верхнеадзьвинскую депрессии, соответствует блок, разбитый многочисленными разнонаправленными тектоническими нарушениями. Нефтегазоносность. К началу 21 в. было открыто 184 месторождения (нефть, газ и смешанные) из них 134 – нефтяные. В Тимано-Печорской НГП в качестве региональных покрышек выделяют 105.продолжение.верхнедевонскую (кыновско-саргаевскую) глинисто-карбонатную и верхнеюрско-нижнемеловую глинистую. С известной условностью можно выделить нижнепермскую (артинско-кунгурскую) сульфатно-карбонатную региональную покрышку. S-D1 НГК мощностью до 2000 м представлен карбонатными отложениями (на западе провинции они отсутствуют). В нижнем девоне залежи нефти установлены на Возейском, Сарембойском и др. месторождениях; в силуре отмечены многочисленные нефтегазопроявления и выявлено несколько залежей УВ в Хорейверской НГО. D2-fr1 НГК мощностью 50 — 2000 м сложен в основном терригенными породами, но на востоке значительно содержание карбонатных пород. Выделяется несколько регионально развитых продуктивных пластов с высокими коллекторскими свойствами, надежно изолированных кыновско-саргаевскими глинами, в которых открыто более 80 залежей нефти, газа и газоконденсата на Усинском, Возейском, Пашнинском, Кыртаельском, Западно-Тэбукском и др. месторождениях. D3 мощностью до 2000 м выражен карбонатными отложениями, различными по литофациальному составу, в которых установлено 15 залежей нефти, связанных с пластовыми ловушками и рифовыми массивами на Западно-Тэбукском, Джъерском и др. месторождениях. C1(турнейско-нижневизейский) НГК мощностью 600 — 800 м представлен терригенными отложениями, в которых в восточной и юго-восточной частях НГП открыты залежи нефти и газоконденсата (Югидское, Наульское и др. месторождения) . Верхневизейско-P1НГК мощностью 100 — 1200 м сложен карбонатными отложениями. Один из основных продуктивных комплексов, с которым связано около 60 залежей углеводородов на Лаявожском, Усинском, Возейском и др. месторождениях. Кунгурско-P2 НГК мощностью 100 — 300 м предстявлен терригенно-карбонатно-галогенными отложениями в нижней части и терригенными — в верхней. Продуктивные горизонты приурочены к многочисленным пластам песчаников, непостоянных по мощности, составу и коллекторским свойствами. Открыто 6 литологически ограниченных залежей нефти в Ижма-Печорской и Печоро-Кожвинской НГО и 15 преимущественно газоконденсатных залежей в Денисовской НГО (Василковское, Кумжинское и др. месторождения).

MZ НГК имеет мощность 300— 1400 м. Коллекторские толщи представлены выдержанными по площади песчаными горизонтами юрского и триасового возраста. Несмотря на низкую разведанность комплекса, в триасовых отложениях открыто 4 залежи нефти и 6 залежей газа на Шапкинском, Южно-Шапкинском,Лаявожском и др. месторождениях. Перспективными НГК являются вендский и ордовикский карбонатно-терригенный красноцветный комплексы. Открыта залежь газа в коре выветривания фундамента в районе Водного Промысла (Тиманская НГО). По величине запасов, свойствам и составу углеводородов, числу нефтегазоносных этажей и залежей, глубине залегания месторождения вышеперечисленные НГК характеризуются большим разнообразием. Наряду с мелкими и средними по запасам месторождениями фактически во всех НГО открыты средние, крупные и крупнейшие месторождения.

106Енисейско-Анабарский НГБ. Анабарская ГНП приурочена к Енисейско-Хатангскому, Лено-Анабарскому прогибам и разделяющей их Анабарско-Хатангской седловине. На севере и востоке она ограничена Таймырской и Верхоянско-Чукотской складчатыми областями, на юге — Сибирской платформой, на западе раскрывается в Западно-Сибирскую НГП.

Осадочный чехол сложен породами от рифея до мезооя. Разрез представлен тремя крупными комплексами отложений: раннепалеозойским карбонатно-терригенным с эвапоритовыми толщами; позднепалеозойским терригенным; мезозойско-кайнозойским терригенным. Енисейско-Хатангский прогиб (развиты солянокупольные поднятия) в осевой зоне выделяется система валов: Рассохинский, Танамо-Малохетский и др.Валы обрамляются прогибами Жданихинским, Туровским и др. Северный борт прогиба осложнен крупными выступами: Таймырским, Янгодо-Горбитским. Лено-Анабарский прогиб осложняют более мелкие прогибы: Нижнеленский и Уэленский, а также Кюсюрско-Куогостахский вал. Анабарско-Хатангская седловина осложнена положительными и отрицательными структурами. Г и ГК м/р: Мессояхское, Зимнее, Балахнинское, Дерябинское, Северо-Соленинское, Кожевниковское и др. В Енисейско-Анабарской ГНП выделяются 3 ГНО: Енисейско-Хатангская, Анабарско-Хатангская и Лено-Анабарская. Промышленная НГносность приурочена к отложениям верхней перми, юры и нижнего мела. Нижне-верхнепермский НГК Основная нефтегазоносность связана с песчаными пластами на границе нижне и верхнекожевниковской свит — Южно-Тигянское м/р. Триасовый НГК сложен терр отложениями — песчаниками, переслаивающимися с алеврито-глинистыми п/ами. Нносен в южной части Анабарско-Хатангской ГНО — Нордвикское м/р. Юрский НГК представлен песчаниками и алевролитами. Во всех юрских горизонтах отмечены нефте- и газопроявления. С верхней юрой связано газовое м/р Нижнехетское, со средней — Балахнинское и Зимнее. Нижнемеловой НГК в терригенном разрезе выделяют апт-альбский и валанжин-готеривский песчаные продуктивные горизонты. С ними связано более 90% разведанных запасов УВ в Енисейско-Хатангской ГНО. Гносен на Мессояхском, Дерябинском, Зимнем, Казанцевском, и др м/р. ЕНИСЕЙСКО-ХАТАНГСКАЯ ГНО является наиболее изученной территорией провинции и включает почти все открытые м/р.

Промышленная НГносность заключена в юрских и меловых отложениях, образующих региональные НГК. Региональная покрышка — аргиллиты верхов суходудинской и дорожковской свит верхнего мела. Наличие локальных и зональных экранов из глинистых пород обусловливает выделение внутри мелового комплекса многочисленных самостоятельных пластов-коллекторов. АНАБАРСКО-ХАТАНГСКАЯ ГНО перспективная по пермо-триасовым отложениям, региональная покрышкф - вулканогенно-глинистая толща, относимая к верхней перми — нижнему триасу. В подстилающих ее породах нижнекожевниковской свиты открыта полупромышленная залежь тяжелой нефти. ЛЕНО-АНАБАРСКАЯ ГНО перспективная по пермо-триасовому комплексу, а также нижележащим палеозойским отложениям (девон, ордовик, кембрий) . Перспективы НГносности подтверждаются приуроченностью к ГНО крупного Оленекского м/р битумов. Перспективы Гносности связаны с юрскими и меловыми терр отложениями Танамско-Малохетского мегавала. Здесь могут быть выявлены газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками. В пределах Анабарско-Хатангской седловины перспективны пермские терр отложения. Перспективны и более древние отложения — палеозойские карбонатно-терригенные и протерозойские терригенно-карбонатные