Классификация залежей нефти и газа по их приуроченности к различным тектонотипам На территории России и континентальном шельфе

В нефтегазоносных бассейнах России выделяются залежи нефти и газа разных типов. Нефтегазоносные бассейны (осадочно-породные бассейны) контролируются определенными тектоническими структурами земной коры – тектонотипами.

Тектонотип - термин для обозначения самостоятельного типа структур земной коры, имеющие только им присущие особенности тектонического развития и современного строения. Разные тектонотипы характеризуются различными масштабами нефтегазоносности, составом залежей, вертикальным диапазоном их распространения и другими особенностями нефтегазоносности. Непрерывный ряд геоструктур земной коры, выделяемых в качестве тектонотипов, от наиболее стабильных до наиболее подвижных выглядит следующим образом:

1) платформенные области (древние, молодые, авлакогены);

2) краевые системы (с разновидностями: полная краевая система, редуцированная,

краевые системы перед герцинидами, альпидами);

3) подвижные области (межгорные впадины, внутренние впадины и прогибы, синклинории, фронтальные и тыловые прогибы, современные геосинклинали).

Уровень удельных запасов углеводородов наиболее высок в объектах, связанных с подвижными областями (36 тыс. т/км³), наименьший – во внутриплатформенных бассейнах (9,8 тыс. т/км³) и в бассейнах эпиплатформенных орогенов (9,6 тыс. т/км³), средними удельными запасами располагают краевые системы [24].

 

 

Классификация месторождений нефти и газа по стратиграфическому

Распределению продуктивных горизонтов в разрезе нефтегазоносных бассейнов России

 

В России залежи нефти и газа встречены в стратиграфическом диапазоне чехла от рифея до неогена включительно – нигде в Мире подобного распределения продуктивных горизонтов углеводородов не наблюдается. Вообще масштаб нефтегазоносности существенно связан с возрастом осадочных образований: основная доля выявленных ресурсов в России, как и во всем Мире, приурочена к мезозойским отложениям. В границах бывшего СССР распределение углеводородов по крупным стратиграфическим комплексам таково, %:

* кайнозой – 5,6;

* мезозой – 71,2;

* средний-верхний палеозой – 21,9;

* рифей-венд – нижний кембрий – 1,3.

 

 

Примеры месторождения нефти и газа на территории и континентальном шельфе России

 

Рис.5. Нефтегазогеологическое районирование территории и акваторий

Российской Федерации

 

Римские цифры в квадратах – нефтегазоносные провинции (НГП): I -Тимано-Печорская НГП, II- Волго-Уральская НГП, III- Прикаспийская НГП, IV - Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП, V- Западно-Сибирская НГП, VI -Хатангско-Вилюйская НГП, VII -Лено-Тунгусская НГП, VIII- Охотская НГП, IX- Притихоокеанская НГП, X- Восточно-Арктическая НГП,

XI- Лаптевская НГП, XII- Баренцево-Карская НГП.

Арабские цифры в кружках - отдельные перспективные нефтегазоносные (ПНГО) и нефтеносные области (НО): 1- Балтийская НО, 2- Мезенская ПНГО, 3- Московская ПНГО, 4 - Момо-Зырянская ПНГО, 5- Южно-Чукотская ПНГО.

 

3-1. Баренцевоморская нефтегазоносная провинция. Штокмановское газоконденсатное месторождение контролируется крупной куполовидной брахиантиклинальной складкой, осложненной несколькими малоамплитудными тектоническими разломами. Рис.6. Структурная карта кровли Ю₀ (СМНГ) [ВНИИГАЗ, 2007].

Рис. 6

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция.

3-2-1. Тиманская нефтегазоносная область. Ярегское титано-нефтяное месторождение контролируется брахиантиклинальной складкой, входящей в состав Ухто-Ижемского вала Тиманской гряды. Брахиантиклиналь осложнена несколькими куполовидными поднятиями [4]. Рис.7. Геологический разрез продуктивных девонских отложений по линии скважин 703-704-734-705-706 (Турчанинов и др., 1987 г.) [8].

Рис. 7

3-2-2. Печоро-Колвинская нефтегазоносная область. Усинское нефтяное месторождение (по А.Я. Кремсу, Б.Я. Вассерману, Н.Д. Матвиевской, 1974 г.) контролируется брахиантиклиналью с более пологим западным и крутым флексурообразным восточным крыльями, приуроченным к региональному разлому, ограничивающему Колвинский мегавал. Открыто шесть залежей. Залежи нефти в отложениях среднего девона комбинированные - антиклинальные стратиграфически ограниченные. Рис. 8. а – структурная карта по подошве верхнего девона; б – геологический профиль по линии I-I. 1 – граница распространения среднедевонских отложений; 2 – изогипсы продуктивного горизонта; 3 – контур нефтеносности; 4 – нефть [4].

Рис. 8

3-2-3. Хорейверская нефтегазоносная область. Сандивейское нефтяное месторождение приурочено к куполовидному поднятию, осложненному локальными структурами. Открыты две залежи нефти. Залежь нефти в верхнекаменноугольных органогенно-детритовых известняках сводовая, массивная. Рис. 9. Залежь нефти в нижнепермских отложениях локализована в пределах двух участков: А (пластовая, литологически экранированная) и В (неполнопластовая, литологически экранированная). Геологический разрез продуктивных отложений нижней перми-карбона [4].

 

Рис. 9

3-2-4. Северо-Предуральская нефтегазоносная область. Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение контролируется крупной антиклинальной складкой в пределах северной части внутреннего борта Предуральского прогиба, приуроченной к Вуктыльской тектонической пластине. В своде антиклиналь осложнена тремя куполовидными поднятиями. Западное крыло более крутое (50 – 60⁰), чем восточное (20 – 25⁰), и осложнено взбросом. Открыто шесть залежей – газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой на южной периклинали, два нефтяных скопления на Северо-Вуктыльском и Подчеремском участках и залежь газа в южной части месторождения; выделены две нефтяные залежи. Залежь месторождения преимущественно газоконденсатная массивная, пластовая. Рис.10. Геологический разрез (по В.В.Шелгунову) [4, 8].

 

Рис.10