INSÄTTNINGAR OCH PÅLÄGGNINGAR AV OLJA OCH GAS

AA Bakirov delar in olje- och gasansamlingar i två kategorier: lokal och regional. Han syftar på det lokala

1) fyndigheter av olja och gas;

2) olje- och gasfält.

A. A. Bakirov och andra forskare delar upp regionala ansamlingar av olja och gas i:

1) olje- och gasansamlingszoner;

2) olje- och gasfält;

3) oljeförande provinser eller bälten.

Klassificeringen av fyndigheter för prospektering och prospektering baseras på följande egenskaper:

1) förhållandet mellan gas, olja och vatten i dem;

fällform.

Klassificering av avlagringar efter fassammansättning

En olje- och gasfyndighet är en naturlig lokal (enskild) ansamling av olja och gas i en fälla. En ansamling bildas i den del av reservoaren där en jämvikt upprättas mellan de krafter som gör att olja och gas rör sig i en naturlig reservoar, och de krafter som hindrar det.

Gas, olja och vatten finns i reservoarzonen:

q gas, som den lättaste, upptar takdelen av den naturliga reservoaren, under locket;

q nedanför porutrymmet är fyllt med olja,

q ännu lägre - med vatten.

Beroende på övervikten av vätskefasen över gasen (eller vice versa) är avlagringar uppdelade i:

q en fas - olja, gas, gaskondensat

q tvåfas - gas och olja, olja och gas.

Enligt fasförhållandena för kolvätena som finns i fyndigheten särskiljs 6 typer av ackumuleringar:

gas,

gaskondensat,

olje- och gaskondensat,

olja och gas,

gas och olja,

olja.

gasfyndighet(Fig. 7.1) innehåller huvudsakligen metan och dess homologer (etan, propan, etc.).

Ris. 7.1. System av gasfyndigheter

I ett antal regioner innehåller gasavlagringar, förutom kolvätekomponenter, vätesulfid, koldioxid, kväve, helium samt små mängder inerta gaser (argon, neon, krypton).

När man visuellt inspekterar kärnan av oljefältens produktiva horisonter kan man se fläckar och inneslutningar av olja i bergets porer och sprickor. I rena gasfält skiljer sig inte kärnan från produktiva skikt från prover tagna från de överliggande eller underliggande fyndigheterna. De kan särskiljas först omedelbart efter att de lyfts från brunnen genom lukten av bensin, som snabbt försvinner och efter en kort tid bär kärnan inte längre några spår av kolväten. I detta avseende måste borrningen av brunnar i gasförande områden vara under konstant geologisk kontroll och måste åtföljas av gasloggning.

Gaskondensatavlagringar(Fig. 7.2) är ansamlingar av fettgas och tyngre kolväten lösta i den (C 5 H 12 och högre).

Ris. 7.2. Schema för gaskondensatavsättning

Deras koncentration vid en hög avlagringshöjd ökar nedför sektionen av de produktiva skikten.

Exempel inkluderar sådana största gaskondensatfält i termer av reserver som Astrakhanskoye, Vuktylskoye, Shurtanskoye, Zapadno-Krestishinskoye, Yablonevskoye. Gasfraktionerna i dessa avlagringar innehåller förutom kolväten också de mest värdefulla associerade komponenterna. Utöver metan (40–50 %) och tunga kolväten (10–13 %) innehåller således gassammansättningen i Astrakhanfältet 22–23 % svavelväte och 20–25 % koldioxid. Halten av stabilt kondensat i kolvätegasen från samma Astrakhanfält varierar enligt tillgängliga data över området från 130 till 350 cm 3 /m 3 .

Vid beräkning av reserver, tillsammans med kolvätegas och kondensat, måste även dessa komponenter beaktas.

Olje- och gaskondensatavlagringar(Fig. 7.3) skiljer sig från de tidigare genom närvaron av flytande kolväten i den nedre delen av det produktiva skiktet, som är lätt olja.

Ris. 7.3. Schema för olje- och gaskondensatdeponering

Ett exempel är Karachaganakfältet. Höjden på den massiva avlagringen i detta fält överstiger 1,5 km. Från topp till botten ökar mängden kondensat gradvis och cirka 200 m av den nedre delen av det produktiva skiktet fylls med olja.

Olje- och gasavlagring innehåller en ansamling av gas som ligger under olja (över hela området eller delvis), vars geologiska reserver inte överstiger hälften av de totala kolvätereserverna i fyndigheten som helhet. Den dominerande gasen är vanligtvis fet, d.v.s. förutom metan innehåller den en viss mängd tunga kolväten.

Beroende på typen av reservoar och typen av fyllning av fällan kan oljedelen se ut som antingen en oljekant eller en oljekudde (fig. 7.4).

Ris. 7.4. Diagram över en olje- och gasfyndighet

Om en avlagring finns i en reservoar , då kommer oljedelen av avsättningen att placeras längs fällans periferi, och i detta fall finns det kontinuerliga externa och interna oljebärande konturer och externa och interna gasbärande konturer. Inom den inre gasförande konturen penetrerar brunnarna den rena gasdelen av fyndigheten, mellan den yttre och inre gasförande konturen – den gas- och oljedelen, och utanför den yttre gasförande konturen – den rent olja resp. vatten-olja del av fyndigheten.

På grund av geologiska (reservoarbyte) eller hydrodynamiska (regionala vattenhöjd) skäl kan en oljefälg flyttas mot bättre behållare eller lägre vattentryck och framstå som en ensidig fälg .

I en massiv och ofullständig reservoar är oljedelen i form av en oljekudde placerad genom hela fällans del eller kan, som i föregående fall, delvis flyttas till sin periferi .

Bildandet av fälgen kan uppstå på grund av förskjutningen av olja av gasen som kom in i fällan efter bildandet av oljeavlagringen. En indikator på detta ursprung för fyndigheten är närvaron av kvarvarande, associerad olja i hela sektionen av det produktiva skiktet. Närvaron av en oljekant kan också bero på flödet av olja in i fällan efter bildandet av en gasavlagring. I detta fall finns inga spår av olja i den gasmättade delen av formationen.

Olika förhållanden mellan gas- och oljedelarna i fyndigheten ses tydligt i Urengoyfältet som ett exempel. Detta fält i de Cenomanska fyndigheterna innehåller en ren gasreservoar, i den nedre krita-gaskondensatet, olje- och gaskondensatavlagringar och i Callovian-Oxfordian - olja. I vissa produktiva horisonter ligger olja under hela gaskondensatreservoaren. I andra är oljekanten förskjuten till den norra periklinala delen av strukturen.

Olje- och gasavlagringär en oljeansamling med gaslock (fig. 7.5) .

Ris. 7.5. Olje- och gasavlagring

Geologiska oljereserver överstiger hälften av fyndighetens totala kolvätereserver. Denna typ av fyndigheter finns i många olje- och gasprovinser i världen.

Bildandet av ett gaslock kan ske antingen på grund av frigöring av gas från olja på grund av att fällan stiger i de sista stadierna av dess utveckling och följaktligen en minskning av reservoartrycket, eller som ett resultat av gasinflöde efter bildandet av en oljefyndighet.

oljefyndighet innehåller en ansamling av olja med gas löst i den (fig. 7.6) .

Ris. 7.6. oljefyndighet

Fasförhållandena för kolväten i avlagringar av alla typer, utom för rena gaser, bestäms av de termobariska förekomstförhållandena. Under utvecklingsprocessen förändras dessa förhållanden, balansen i det naturliga systemet rubbas. Så, i processen att utveckla en oljeavsättning i en naturlig regim, minskar reservoartrycket, och om det blir lägre än mättnadstrycket, frigörs fri gas i reservoaren och ett gaslock bildas; i gaskondensatbehållaren. tvärtom faller flytande kolväten ut. Med andra ord, när reservoaren påverkas ändras dess jämviktstillstånd och i något skede övergår den till en ny kvalitet.

Övergången av det aktuella naturliga systemet till ett nytt kvalitativt tillstånd beror å ena sidan på arten av dess inbördes samband med naturliga system av högre hierarkiska nivåer (regional bakgrund), å andra sidan på graden av teknogenisk påverkan på Det.

Beroende på komplexiteten i den geologiska strukturen för produktiva horisonter är avsättningar indelade i två huvudgrupper:

A) enkel struktur - produktiva horisonter kännetecknas av en relativ konsistens av litologisk sammansättning, reservoaregenskaper och produktivitet genom hela avsättningens volym;

b) komplex struktur - uppdelad av tektoniska störningar i ett antal isolerade block och zoner, eller avlagringar med varierande karaktär av produktiva horisonter.

Fjärran österns olje- och gasmegaprovins ingår i det kenozoiska Stillahavsbältet, som täcker Anadyr, Kamchatka, Kurilöarna, Sakhalin och de japanska öarna i väster. Mega-provinsen omfattar hela territoriet i Fjärran Östern och angränsande vattenområden i Arktis och Fjärran Östern.

Fjärran Östern olje- och gas-megaprovinsen inkluderar ett antal stora olje- och gasprovinser, lovande olje- och gasprovinser och regioner, oberoende olje- och gasregioner och regioner i hela Fjärran Östern och angränsande vattenområden, inklusive Okhotsk olje- och gasfält , Laptev olje- och gasfält, East Arctic olje- och gasfält, South Chukotka olje- och gasfält, Ust-Indigirskaya PNGO, Pacific OGP, Verkhnebureinsky PGR.

5.4.1. Okhotsk olje- och gasprovins

Okhotsk NGP inkluderar vattnet i Okhotskhavet, delvis Japanska havet och de angränsande länderna i regionerna Sakhalin, Magadan och Kamchatka.

Okhotsk OGP (Fig. 249) ligger i övergångszonen från fastlandet till havet och inkluderar strukturer av olika genetisk natur. Provinsens västra gräns är Sikhote-Alin och Okhotsk-Chukotka mesozoiska vulkaniska bälten, den östra är Kamchatka-Kuril Cenozoic vikta system. I söder, i vattnen i Japanska havet, dras gränsen för provinsen konventionellt längs Yamato Rise. I den centrala delen av provinsen finns Okhotsk medianmassivet.

Provinsens grund är heterogen. Det antas att djupet av dess sättningar är maximalt i östra Sakhalin, Västra Sakhalin, Okhotsk-Kolpakovsky-trågen (9000 - 10000 m), på höjder är det 1000 - 2000 m eller mindre.

Det sedimentära täcket bildas av formationer av olika typer: geosynklinal, orogenisk, spricka, epiplattform. Enligt materialsammansättningen är dessa huvudsakligen terrigena och vulkaniska-sedimentära formationer från sen krita, paleogen, neogen och pliocen-kvartärålder.

Inom Kamchatka och Hokkaido-Sakhalin Cenozoic vecksystem och Okhotsk-grenen av mesozoiderna är sedimentära formationer koncentrerade huvudsakligen i negativa strukturer och är praktiskt taget frånvarande vid stora landhöjningar. På land är de mest omfattande utvecklingsområdena för de sedimentära skikten begränsade till den västra kusten av Kamchatka och den norra delen av Sakhalin.

I västra Kamchatka representeras den sedimentära sektionen av fruktansvärda bergarter från paleogen-miocenåldern. Tjockleken på stenarna varierar från 1 - 3 km i antikliner till 4 - 5 km i synklinala zoner. Dessa strukturer kan spåras från land till de intilliggande områdena av Okhotskhavet, men längre västerut störtar sedimentära avlagringar monoklint till sluttningen av Tinro Basin och når en tjocklek av 6–8 km i Okhotsk-Kolpakovskii. tråg.

På Sakhalin (fig. 250), såväl som på Kamchatka, är sedimentära avlagringar skrynkliga till veck, vilket bildar linjärt utsträckt anti-

Ris. 249. Okhotsk olje- och gasprovins.

De största tektoniska inramningselementen: I - Okhotsk-Chukotka vulkaniskt bälte, II - Sikhote-Alin vulkaniskt bälte, III - Central Kamchatka meganticlinorium.

Olje- och gasfält: MEN - nordöstra Sakhalinskaya, B - Yuzhno-Sakhalinskaya, AT - Västra Sakhalin, G - Västra Kamchatka, D - Ulyansko-Marekanskaya, E - Severo-Okhotskaya, Zh - Centrala Nookhotskaya, 3 - Södra Okhotsk.

Födelseort: 1 - Piltun-Astokhskoye, 2 - Chayvo, 3 Lunskoye, 4 - Izylmetyevskoye, !? - Vostochno-Lugovskoe, 6 - Srednekunzhikskoe, 7 - Kshukskoe, 8 - Nizhnekvakchikskoe

Ris. 250. Översiktskarta över platsenav kenozoisk olja och gassedimentära bassänger i Sakhalin(element av tektoniskt områdeenligt Radyush V.M., 1998): 1 - sedimentära bassänger: 1 - Baikal (Baikal depression), 2 - Val (Val depression), 3 - Po-gibinsk (Pogibinsk tråg), 4 - Nysh-Tymsk (Nysh och Tym depression), 5 - Piltun (Piltun depression) , 6 - Chaivinsky (Chayvinskaya depression), 7 - Nabilsky (Nabilskaya depression), 8 - Lunsky (Lunskaya depression), 9 - Border (Border depression), 10 - Makarovsky (Makarovsky dal), 11 - Daginsky (Daginsky upplyft), 12 - Västra Sakhalin (Alexander-tråg, Boshnyakovo-höjningen, Lamanon-tråget, Krasnogorsk-höjningen, Tjechov-tråget, Kholmskoye-höjningen, Krillon-höjningen), 13 - Anivsky (Aniva-tråget), 14 - Patience Bay (tråget i Patience Bay) , 15 - Shmidtovsky lyfta); 2 - territoriet för tillämpning av datorprognosteknik inom Lunskoy-depressionen

kliniska och synklinala zoner. Avlagringarnas ålder är oligocen-neogen. Deras maximala (upp till 11 km) tjocklek är förknippad med tråg i de norra och östra delarna av ön och i angränsande vattenområden. Huvuddelen av den sedimentära sekvensen består av övre miocenavlagringar.

Det sedimentära lagret i södra Okhotsk djuphavsbassäng med suboceanisk skorpa har en tjocklek på 2,5 - 4,5 km. Djup till källarytan (andra lagret) varierar från 5 till 8 km. South Okhotsk-depressionen bildades som ett resultat av intensiv riftning, som huvudsakligen täckte jordskorpan på den kontinentala strukturen. Den sydvästra delen av utvecklingsområdet för den subkontinentala skorpan i mitten av Okhotskhavet genomgick också ganska intensiv sprickning.

Det perifera läget för de huvudsakliga sedimentära bassängerna, som koncentrerar det mesta av volymen av det sedimentära täcket, är extremt karakteristiskt för Okhotsks olje- och gasfält. Dessa inkluderar Sakhalin-trågen, västra och östra Deryuginsky, Ulyansko-Lisyansky, North Okhotsk, West Kamchatka, Okhotsko-Kolpakovsky, Tinrovsky och andra, djuphavsbassängen i Södra Okhotsk.

72 olje- och gasfält har upptäckts i provinsen, varav 60 finns på ön Sakhalin, 8 på Sakhalin-hyllan och 4 på halvön Kamchatka. Olje (sedan 1928) och gas (sedan 1956) produktion sker endast på Sakhalin Island

Enligt moderna idéer om den geologiska strukturen och villkoren för bildandet och placeringen av olje- och gasfält inom olje- och gasfältet Okhotsk urskiljs 8 olje- och gasförande områden, varav hälften - nordöstra Sakhalin, södra Sakhalin, västra Sakhalin och Västra Kamchatka - kännetecknas av bevisad olje- och gaspotential, och resten - Ulyansko-Marekanskaya, Severo-Okhotskaya, Centrala Okhotskaya och Yuzhno-Okhotskaya - förmodas.

"Alla områden kännetecknas av vanliga, möjligen olja och gas, och olje- och gaskomplex. De första är begränsade till krita- och paleogenavlagringarna, den andra inkluderar Dae-Khurinsky (Nedre miocen), Uininsky-Daga (Mellanmiocen) och Okobykaysko -Nutovsky-komplex (Mellanmiocen-Pliocen), som alla består huvudsakligen av hemska bergarter.

Nutovsky.

Olje- och gaskomplexet Uininsko-Daginsky är huvudobjektet för prospekterings- och prospekteringsarbete i norra Sakhalin. Ett spridningsband av leriga-sandiga och sandiga-leriga litofacies (40 - 70 % av sandig-siltig sten) i den övre delen av olje- och gaskomplexet, överlappat av leror från botten av Okobykayskaya-sviten, som sträcker sig från vattnet området av Sakhalinbukten i sydost genom Katangli-Lunsky-regionen till hyllan av Okhotskhavet, innehåller 19 olje- och gasfält. I Pogranichny-regionen upptäcktes oljefyndigheter i den nedre delen av olje- och gaskomplexet. Den södra delen av ön domineras av kolhaltiga avlagringar med sandstenar på upp till 40 - 60 %.

På norra Sakhalin, i de centrala och västra delarna, i Daginsko-Uininskoye olje- och gaskomplex, porösa reservoarer med en öppen porositet på 15 - 30 % och en permeabilitet på upp till 1 mikron 2

Okobykai-Nutovsky olje- och gaskomplex kombinerar fyndigheter från Okoby-Kai och Nutovsky horisonterna i norra Sakhalin, och i södra Sakhalin - Kurasiska och Maruyamsky horisonterna. Dess maximala tjocklek (upp till 7,5 km) är karakteristisk för nordöstra Sakhalin och den intilliggande hyllan. Nästan överallt i den nedre delen av olje- och gaskomplexet utvecklas marina, huvudsakligen leriga avlagringar. Bara i nordvästra Sakhalin representeras olje- och gaskomplexet helt och hållet av sandiga kolhaltiga stenar.

Inom den nordöstra kusten nära hyllan, där, som bekant, de flesta olje- och gasfält är belägna, består Okobykay-sektionen av ojämna mellanbäddar av sandig-siltig lersorter (25 - 65% av sandstenar) med en total tjocklek på 660 - 3500 m. I södra delen av den nordöstra kusten minskar mängden sandig-siltig sten i Okobykay-avlagringarna kraftigt, och detta intervall av sektionen fungerar som en regional tätning för de underliggande sandstenarna i Daginskaya-formationen. Inom den nordöstra hyllan av Sakhalin är den nedre delen av olje- och gaskomplexet ersatt av kiselhaltiga bergarter med sandstenslager. I södra Sakhalin, i vattnen i Tatar Bay, Patience och Aniva Bays, utvecklas kiselhaltiga bergarter från Kurasi-formationen i den nedre delen av olje- och gaskomplexet.

Nutovsko-Maruyamskaya-delen av olje- och gaskomplexet finns nästan överallt på ön. Sakhalin består av övervägande sandstenar av lagun-delta och kust-marina faser. I den extrema nordöstra delen av ön i området av Schmidthalvön och på den nordöstra hyllan i denna del av olje- och gaskomplexet utvecklas omväxlande sandig-lerig och lerig-sandig kust-marin och grunt-marin litofacies med ett optimalt förhållande mellan reservoar och isolerande lager i intervallet upp till 1 km (produktiva lager av Odoptinskoye- och Chayvinskoye-fälten är begränsade till det). I den östligaste litofacizonen (Dagimore-området) är den mellersta delen av olje- och gaskomplexet övervägande lerigt, utan bra reservoarer.

I olje- och gaskomplexet Okobykaysko-Nutovsky råder den porösa typen av reservoar med en porositet på upp till 30 % och en permeabilitet på upp till 1 µm 2 . Avlagringarna av komplexet som utvecklats i den norra delen av ön och den intilliggande hyllan av Okhotskhavet kännetecknas av goda reservoaregenskaper.

NGO-NORD-ÖSTRA SAKHALIN(Fig. 251) med en yta på 67 tusen km 2 (varav 24 tusen km 2 är på land) är den mest studerade delen av Okhotsks olje- och gasregion. Det sedimentära täcket representeras av sandstenar och siltstenar inbäddade med leror och kiselhaltiga-vulkanogena bergarter med en total tjocklek på upp till 10 km. Det finns tre olje- och gasförande regionala komplex.

Olje- och gaskomplexet i Nedre miocen (Daekhurinsky) är fruktansvärt, kiselhaltigt-argilaceous upp till 1500 m tjockt.

Ris. 251. Platsschema för olje- och gasfält:

1 - kustlinje; 2 - utgångar från grunden till ytan; 3 - regionala klyftor; 4 - fundamentets djup, km; 5 - synklinala zoner - de viktigaste centra för olje- och gasbildning; 6 - zoner eller grupper av olje- och gasackumuleringszoner med bevisad olje- och gaspotential: I - Langryskaya, II - Astrakhanovskaya, III - Gyrgylani-Glukharskaya, IV - Volchinsko-Sabinsky, V - Espenbergskaya, VI - Okhino-Ekhabinskaya, VII - Odoptinskaya, VIII - Paromaiskaya, IX - Chayvinskaya, X - Vostochno-Daginskaya, XI - Nyiskaya, XII - Konginskaya: 7 - 10 - olje- och gasfält när det gäller geologiska reserver (miljoner ton): 7 - stora (mer än 100) : 12 - Odoptu- sea, 13 - Piltun-Astokhskoye, 14 - Arkutun-Daginskoye, 15 - Chayvo, 22 - Lunskoye, 23 - Kirinskoye; 8 - relativt stor (10-100): 1 - Kolendo, 2 - Okha, 3 - Ekhabi, 4 - Östra Ekhabi, 5 - Tungor, 6 - Volchinka, 7 - Västra Sabo, 8 - Sabo, 9 - Kydylani, 10 - Mukhto, 11 - Ferry, 16 - Ust-Evay, 17 - im. R.S. Mirzoeva, 18 - Mongi, 19 - Uglekuty, 20 - Katangli, 21 - Nabil, 24 - Distrikt; nio - liten(1 -10): 10- väldigt liten(mindre än 1); 11 - 15 - typer av fält efter fassammansättning: 11 - olja, 12 - olja och gas, 13 - olja och gas, 14 - gas,

15 - gaskondensat

Nedre Mellanmiocen (Uininsko-Daga) olje- och gasterrigent kolhaltigt skikt upp till 3000 m. Reservoarerna är fruktansvärda skikt i de skiktade skikten av Uininskaya- och Daginskaya-formationerna, och lerorna i den nedre Okobykaiskaya-formationen är regionalt sigill.

Mellan-Övre miocen (Okobykaysko-Nutovsky) terrigent kolhaltigt olje- och gaskomplex med en tjocklek på upp till 7000 m. I interbedding-sekvensen är sandstenar reservoarer, och överliggande leror är sälar.

Eventuella olje- och gasförande pre-neogena komplex kännetecknas som regel av en hög grad av bergpackning.

Hittills har 64 fält upptäckts i nordöstra Sakhalin, inklusive sju i hyllans kustzoner. Två tredjedelar av regionens kolväteresurser kommer från Okobykaysko-Nutovka-komplexet. Avlagringarna domineras av flerskiktsavlagringar med avlagringar av kupoltyp och inslag av tektonisk och litologisk avskärmning. Avlagringarnas djup varierar från 50 till 3300 m. Fig. 256), Erri, Tungorskoye (Fig. 257), Kolendinskoye (Fig. 258), Paromai-koe (Fig. 259), Shkhunnoye (Fig. 260), Nekrasovskoye (Fig. 261), West Sabinsky (Fig. 262), Östra Ekhabi, etc.) är till stor del utvecklade. Offshorefält kännetecknas av stora reserver och mer gynnsamma utvecklingsförhållanden (Lunskoye, Piltun-Astokhskoye, Arkutun-Daginskoye, Odoptu-Sea, etc.), medan miljöproblemen är mer akuta offshore. Huvudutsikterna för att utöka råvarubasen i den övervägda olje- och gasåtervinningen är förknippade med den fortsatta utvecklingen av offshoreverksamhet.

Okruzhnoe oljefält (se fig. 252) är begränsad till det brachiantiklinala vecket med samma namn. Öppna in1971 Ligger vid stranden av Okhotskhavet: dess västra polovin ligger på öns territorium, och det östra är i aquatorii från Okhotskhavet. Vikbågen är sammansatt av herrens klipporföljer. På den västra vingen är fallvinklarna 15-30°, på den östra vingen är de något brantare. Dessutom är den östra flygeln komplicerad längsglipa. Oljedensitet 828,1 kg/m 3 , svavelhalt0,21, paraffin 0,66%.

Vostochno-Daginskoye gas- och oljefält (se fig. 253)ligger i de nedre delarna av floden. Dagi och är en bror-chianticline veck bruten av en serie brister. öppen

Ris. 252. Okruzhnoe oljefält:

1 - prospekteringsbrunnar som producerade olja; 2 - isohypser längs elektrorepern inuti den övre delen av Bor-formationen; 3 - luckor; 4 - oljeförande horisont; 5 - Bor svit

1970 har utvecklats sedan 1974. Två fyndigheter har upptäckts: gasoljatyannaya i botten av Okobykay-sviten och olja - i den övre delenDaginskaya svit. Oljan har en densitet på 839,8 kg/m 3 , svavelhalt 0,31, paraffin 12,24; formationstryck 199,5 kgf/cm 2 . flottegaskapacitet 0,5866 kg/m 3 , metanhalt 95,8%.

Ris. 253. Vostochno-Daginskoye gas- och oljefält:

1 - isohypser längs toppen av Daginskaya-sviten; 2 - luckor; 3 - kontur av olja och gas; 4, 5, 6 - sandiga, leriga och sandiga leriga stenar; 7 - olja; 8 - olja och gas

Okhinsky oljefält (se fig. 255) i tidenmen till den asymmetriska, starkt störd av brachianternas fellinal med brant öst (30-70°) och svagt väst (15-20°)vingar. Amplituden och arean av strukturen ökar med djupet.soptunna från 400 till 600 m respektive från 10 till 20 km 2 .

Öppnade 1923, utvecklat sedan 1923. Produktivskikten kännetecknas av stark litologisk variabilitettew. Deras effektiva tjocklek varierar från 1 till 90 m, enligttjocklek 14-30 %, permeabiliteten är (1-1500)-10" 15 m 2 . Bakom-

Ris. 254. East Ekhabinsk oljefält:

A - strukturell karta över dragkraftsdelen av strukturen längs toppen av XVII-skiktet, B - samma subthrust-del av strukturen längs toppen av det 25:e lagret; 1 - isohypser längs toppen av XVII och det 25:e lagret som motsvarar det; 2 - luckor; konturer: 3 - oljeinnehåll i XVII och 25:e lagren, 4 - gasinnehåll i det 25:e lagret; 5 - olja; 6 - gas; 7 - leriga, 8 - sandiga stenar

sängar är bäddade, välvda, tektoniskt skärmade. I början av utvecklingen kännetecknades alla avlagringar av lösningsregimenrennoygas, som gradvis förvandlades till gravitation.Olja är tungdensitet 0,91-0,93 g/cm 3 , hartsartad(skära bortnyhställplatser 20-40%).

Ekhabinsk oljefält (se fig. 256)chenotill det antiklinala vecketi den struktur som de accepterardeltagande av sandig-argilaceous avlagringar från Miocen-Pliocenrasta. Öppnade 1936, utvecklat sedan 1937. Ekhabinskayabrachianticline veck av nordväst strejkfälllängd 6 km, bredd 2 km och fällamplitud 250 m, asymmetrychna, med en mild westernoch cool(upp till 65°) östra flygeln,komplicerat av longitudinell reversering. Den sista backens plannena i väster, förskjutningsamplitud 50-250 m.Kai horizons har en bröstform, och enligt Dagin -kamformad. Åtta oljefält har upptäckts vid fältetlögn och en gas. Samlarna för olja och gas ärki och sandstenar, vars effektiva porositet varierarefter område i ett mycket brett intervall - från 3 till 30%; i genomsnitt förlager är det 17-18%. Permeabilitet av reservoarer frånvarierar från 4 till 155 mdarsi. Effektiv kraft av fyralager 12-24 m, resten - inte överstiger 9%.välvda och, med undantag för tre lager, skär en gångravin på östra flygeln.

Tungorskoye olje- och gaskondensatfält (centimeter.ris. 257) är begränsad till meridionalens brachianticlineradering med infallsvinklarna för den östra vingen 45", och den västra till20°. Upptäcktes 1958, utvecklad sedan 1960.vikningsamplitud 130 m, area8 kilometer. Första kommersiella oljeinflödet erhållitsi1957 på15 fyndigheter upptäcktes i fältet: 3 olja, 7 gas och 5gaskondensat, begränsat till sandiga reservoarer med effektenaktivakraft från 3upp till 56 m, öppen porositet 16-22% och permeabilitet (1-140) -10 -1 4 m 2 . Reservoaravlagringarhög, höjd från 15 till 95 m. Oljeavlagringar kännetecknas avupplöst gasregim med inverkan av ensidigt tryckmarginella vatten, till följd av vilka avlagringarna delvis förskjuts avöstra flygeln. Initialt reservoartryck inXXreservoar21,5 MPa, arbetsflöden vid driftstart 130-160 ton/dag,genomsnitt GOR 180m 3 /t.

Ris. 256. Ekhabinsk oljefält:

1 - isohypser längs taket på XIII-skiktet; 2 - oljebärande kontur; 3 - luckor; 4 - olja; 5 - gas; 6 - leriga, 7 - sandiga stenar

Ris. 257. Tungor olje- och gaskondensatfält:

a - strukturkarta längs toppen av formation XX; b - geologisk sektion; 1 - isohyps av taket XX, m; 2 - oljebärande kontur; 3 - olja; 4 - gas; 5 - däck; 6 - sandiga stenar

Ris. 258. Kolendinskoye gas- och oljefält:

1 - konturlinje a - längs taket på XVII-skiktet, b - längs taket på XXI-skiktet; 2 - luckor; konturer: 3 - gasbärande kapacitet för XVII-reservoaren, 4 - oljebärande kapacitet för XVII-reservoar, 5 - oljebärande kapacitet för XXII-reservoaren för den södra periklinen; 6 - olja;

7 - gas; 8, 9 - leriga respektive sandiga stenar

Kolendinskoye olje- och gasfält (se fig. 258)begränsad till den asymmetriska brachianticlinen nordvästanslag, med västra flanknedgångsvinklar 5-7°, österfot 12-15°. Öppnade 1961, utvecklat sedan 1964 Naveavlagringar av Dagin- och Okobykai-formationerna i mitten och övre miocen är tegaz-bärande. I djupintervallet 1000-1600m,sex gasfyndigheter och en gas och olja.Reservoaravlagringarvälvd. Gasen är övervägande metan; tjockolja,densitet0,874-0,927 g/cm. 3 , innehåller mycket hartser (24-48%) ochparaffin (2%).

Paromayskoye oljefält (se fig.259) svärcheno till det antiklinala vecket med samma namn. Öppnade 1951,har utvecklats sedan 1951. Sektionen som penetreras av brunnar är komplexsandig-leriga avlagringar, dissekeras i Nutovskayaoch Okobykai-formationen. Paromai-antiklinen handlar omca 20 km och kompliceras av flera mindre veck. Väststrukturens vinge med infallsvinklar i kröndelen på 60-80°störs av en längsgående omvänd dragkraft, längs vilken den välvdaen del av den skjuts över den relativt mjuka västra flanken. Plosrupturbenet lutar åt öster, förskjutningsamplituden nårstiger i valvet 700 m och avtar söderut. Oljeavlagringartill subthrust-delen av strukturen bruten av tvärgående och diagonala förkastningar (huvudsakligen normalatera) i flera block. Felamplituderna varierar från 10 till 200 m. 12oljefyndigheter,dessutom har två fyndigheter gaslock. Sandformationer som innehåller olja och gas har en effektiv tjocklekfrån 2 tillJ5 m ochporositet 27-19 %, vilket minskar nedför sektionen. Alltavlagringar efter vilken typ av fällor som hör tillstratal tektonisktskärmad (underthrust) och dessutom,komplicerat avpeppar och diagonala avbrott. Oljefältrelativt lätt, med en densitet815,7-840,6 kg/m 3 . Innehållaparaffin 0,19-3,48, svavel 0,14-0,31%; produktion av lätta fraktioner (upp till300°C)är75-84%. Metangaser, densitet 0,6553-0,7632 kg/m 3 , medinnehåll av tunga kolväten upp till 10-23%.

Schooner olje- och gasfält (se fig. 260)cheno till det nordligaste antikliniska vecket av Gyrgylanyazoner med oljeansamling. Öppnade 1964, under utvecklingsedan 1972 Strukturen har ett brett valv, relativt brant (25-30°) östra flanken och svagt sluttande (15-20°) västlig. Diagonalden är uppdelad genom brytningar i ett antal block. Den största ärnordväst-trendande brytning, längs vilken norr sänksnaya periclinal. Amplituden för denna störning når 240 m,förkastningsplanet lutar åt sydväst i en vinkel av ca 60°. På4 gas- och 5 oljefyndigheter upptäcktes i fältet. Allihopabegränsad till reservoarerna i Lower Kobykay subformation, jag harshchim, effektiv tjocklek från 12 till 53 m, porositet 25-26% ochpermeabilitet upp till 433 mdarsi. Djup av industriell

Ris. 259. Paromayskoye oljefält:

1 - isohypser längs toppen av lager VIII; 2 - luckor; 3 - olja; 4 - gas; 5 - oljebärande kontur; 6 - sandiga, 7 - lerstenar

klusterolja och gas- från 650upp till 1260 m. Alla oljefyndigheter och engasfyndigheter är belägna i det norra blocket och tillhör reservoarentektoniskt screenad (periklin). i centralenblock, upptäcktes gasavlagringar, som, enligt typen av fällor, är

Ris. 260. Schooner olje- och gasfält:

1 - hysogips längs taket av lager VII; 2 - luckor; 3 - konturer: a - oljeinnehåll, b - gasinnehåll; 4, 5, 6 - sandiga, leriga och sandiga leriga stenar; 7 - olja; 8 - gas

till reservoarvälvd, bruten av luckor till block. Höjd föravlagringar i bågen överstiger inte 25 m, och på periklinen - 50 m. Oljaavlagringar tunga, med en densitet på 928,4-932,8 kg/m 3 ; soderzhit excise hartser upp till 12, svavel -0,21-0,32, paraffin -0,44-0,62%.Metangas, densitet 0,5662-0,6233kg/m 3 , med innehållet igula kolväten upp till 2,8 %.

Nekrasovskoye olje- och gasfält (se fig. 261)begränsad till en brachyanticlinal asymmetrisk veck med branta östra (upp till 40°) och mjuka västra (10–15°) lemmar.Öppnade 1957, utvecklat sedan 1963. Strukturen av vecketpå ett djup (enligt fyndigheterna i Okobykay-sviten) avsevärtfalsk av ett stort antal diskontinuerliga störningar med en amplituddamidoZOOm. Öppet 10 insättningar:2 olja, 3 gas och oljaoch5 gas. Oljefälten är lätta, tätheten av deras fluktuationerflyger från 775 till 843 kg/m 3 . Svavelhalten är 0,1-0,3,paraffin - upp till 2%. Utgången av lätta fraktioner (upp till 300 ° C) nåddesär 70-90%. Oljans höga löslighet igas, kondensat. Initial GOR att nå2000 m eh /t. Alla avlagringar är stratalkupolformade,uppdelad i block.

En olikformig hund fungerar som en samlare för olja och gas.kittel med en effektiv porositet på ca 18 %, permeabilitetupp till 150 mDarcy. Oljeflöden varierar från 10-15 till 42 ton/"dagki, gasflöden når 75-100 tusen m / dag. Oljeljus,densitet 797-821,2 kg/m 3 , punktskattehartsinnehåll 6-7, parfena 1-2, svavel 0,1-0,2%. Utbytet av lätta fraktioner är 77-94%. Huvudformationstryck 242,5 kgf/cm 2 , reservoartemperatur84,5°C. GOR sträcker sig från 475 till 1600 m 3 /t. Som en del avgasen domineras av metan (85,4-90,0%), en hög halt av etan och högre kolväten (upp till 10%) noteras.

Zapadno-Sabinsky olje- och gasfält (Fig. 262)ligger väster om Sabinsky och är begränsad tillantiklinNoahveck som komplicerar den västra delen av antiklinzonen.Öppnade 1961, utvecklat sedan 1966. Representerarkupolformad upphöjning 3,3x5,5 km stor, störd mnomånga urladdningar med amplituder från flera tiotalupp till 200 m. Infallsvinklarna för bergvingar överstiger inte 5-6 °. 6 fyndigheter upptäcktes: 4 olja, en gasolja och en gas.oljefyndighetVIIIreservoaren i termer av reserver är den största.Reservoaren, som ligger på ett djup av 1263-1407 m, representeras av en serie av

tunn sandig och lerigmellanskikt med en total kapacitetupp till 39 m. Genomsnittlig effektiv effekt 11 m. Porositet hundkarreservoarer är 20%, den genomsnittliga permeabiliteten är300 mDarcy. OljehaltVIIIbildades förstLena i brunnen 1, under vars provning ett inflöde av olja erhölls från debit 12 t/dag (genom en 6 mm koppling). Plastovoyereservoartryck 125,2 kgf/cm 2 , initial GOR 30-40m 3 /t. Tung olja (densitet 973 kg/m 3 ), svagt vaxartad (1,8%), svavelfri. Höjden på oljefyndigheten är 110m.

Yuzhno-Okhinskoye gas- och oljefält tidsinställdtill det kupolformade vecket med samma namn 2x1,5 km stort och rikligtdet är en höjning på ca 80 m.med amplitud400 m. Två andrabristning, men redan nordvästlig strejk, med en amplitud på 40och 140 m, komplicerar kupolen och den södra periklinen av strukturen. lagerka är asymmetrisk längs de övre horisonterna: infallsvinklarna för den västravinge 10-15°, östlig till 45°. valvveckmed förskjutningsdjupgår tillvästerut på 800-900m. Öppnade 1949, under utvecklingsedan 1952. 6 fyndigheter upptäcktes på fältet: 3 gas, 2 gastopp med oljefälgar och en olja. Allt är produktivtNya lager är sammansatta av sand med en genomsnittlig porositet på 19-27% och en effektiv tjocklek på 1 till 22 m. Fältgas är torr, metan, med en densitet på 0,575-0,645 kg/m 3 . Oljor har en densitet på 838-852 kg/m 3 , innehåller punktskattehartser upp till 10, paraffin upp till6 %. Formationsvatten är bikarbonat-natrium, med mineraliseringca 14 g/l.

Severo-Okhinskoye gas- och oljefält i god tidmen till ett litet antiklinalt veck som komplicerar den norra periklinalen av Okha-strukturen. Dess båge består av leriga sandiga sediment från Nizhnenutovskaya-subformationen, under vilkenligger sandig-argilaceous avlagringar av Okobykay-sviten1100m. Öppnade 1967, utvecklat sedan 1967. öppen5 insättningar: engaslock, två oljelock med gaslockmi och två olja. Industriella kluster ligger på ett djupnah 900-1400 m. Den effektiva tjockleken på skikten sträcker sig från 8 till 23 m, porositet - från 20 till 23%. Reservoarerna är karakteriseradeskarp litologisk variation. Oljefälthar en densitet på 842,1 till 869,3 kg/m 3 , innehåller 12-28 % accis-hartser och 0,6-2,8% paraffin. metangaser,med densitettew0,5871-0,5945 kg/m 3 ökar nedåt i avsnittet.

Mukhtinskoye gas- och oljefält är den mestett stort fält i Paromaisky-zonen med olje- och gasansamlingnyja. Den är begränsad till den antiklinala strukturen. Öppnade 1959, utvecklat sedan 1963. Mukhta-antiklinen är skild frånParomaiskaya vid ett litet sadelformat tråg. Infallsvinklar längssläktet för dess västra vinge i kröndelen är 50-85,Östra- 20-30°. Längs veckets västra flank löper en reregional omvänd dragkraft med en amplitud på 600-800 m, längs vilkendet östra blocket skjuts över det västra; dessutom tvärgåendeoch diagonala förkastningar av omvänd feltyp, är vecket uppdelat i ett antal block. 14 fyndigheter upptäcktes: 3 gas och olja, resten oljanya. Beroende på typen av fällor är avlagringarna tektoniskt skärmade till perikliner och reservoarbågformade, uppdelade i oberoendeblock. Reservoarernas effektiva kapacitet förändrasvanligtvis inom 5-20 m. Reservoarernas porositet är 21-30 %,permeabilitet - upp till 500 mDarcy. Oljefält i fyratre övre lager har en densitet på 830-906,6, i det nedre -829,9-874,0 kg/m 3 ; svavelhalt 0,1-0,2, paraffin 0,7-3,2%.Metangas, densitet 0,5944-0,6232 kg/m 3 och innehålltunga kolväten 3,2-3,5%. Hydrokarbonat-natriumvatteneve, med mineralisering 6-28 g/l, ökande nedför sträckan.

Volchinskoye gas- och oljefält förknippas med kruppantikliniskt veck, komplicerat i södra delen av flersmå lokala strukturer. Öppnade 1963, utveckladhar varit igång sedan 1972. Fältet är flerskiktigt: i Daginskayasvit i separata tektoniska block avslöjade oljainlåning. På Severinskaya och Klyuchevskaya torg (båge och södra sluttningarriklinala block av strukturen) 10 gasförande lager hittades i Okobykay-sviten och dessutom i Dagin-sviten ca.gasfyndighet upptäckt. Ett antalfel med amplituder upp till 200 m, som ofta fungerar som tektofina skärmar för olje- och gasansamlingar. KollekTori av olja och gas är stenpackningar som representeras av inbäddningen av sandiga skillnader, med en tjocklek på upp till de första tiokov meter, med leriga och siltig-leriga sorter.Den öppna porositeten hos sandsten är 20-25%, och penetrationenvärde - 500-600 mDarcy.

Piltun-Astokhskoye olje- och gaskondensatfält nie belägen på nordöstra hyllan av Sakhalin 67km tillSE från staden Okha och 17 km från kusten. Öppnade 1986, av reserver

tillhör den stora kategorin. Tidsinställd till Odoptinskaya anticlinal zon. Depositionen kontrolleras av en storticlinal veck, komplicerat av tre kupoler - Piltun-Skim, South Piltun och Astokh. Amplituden för varje - från100 till 200 m. Antiklinen kompliceras av fel med en amplitud på 20-40 m,som delar upp strukturen i ett antal block och styr loppenfördelning av fyndigheter över området. Doppningsvinklar av lager mot västernom vinge 10-12°, på östra flygeln 8-10°. Olje- och gasförande territoriergenavlagringar från Lower Nutovskaya Subformation av Lower Miocen. Innanproduktiviteten för 13 lager visas. Översta takdjup 1300m,lägre - 2334 m. Porositet från 22 till 24%,t-50,5-73°C. flotteoljehalt 0,874-0,876 g/cm 3 , viskositet 0,11-0,5 MPa-s, innehållandesvavel 0,12-0,27%, paraffin 0,21-2,56%, hartser och asfaltener2,5-4,3 %. Gasdensitet i luft 0,604-0,638; gasen innehåller migtan 94,11-91,75 %, koldioxid 0,52 %, kväve 0,28-0,84 %.

Arkutun-Daginskoye olje- och gaskondensatfält nie belägen på nordöstra hyllan av Sakhalin 123 kmöst-sydost om staden Okha, 26 km från kusten. Närbegränsat till Odopta-antiklinzonen. Öppnade 1986när det gäller reserver tillhör den kategorin medium. Inlåningskontrollbildas av tre antiklinala veck - Arkutunskaya, Dagins-Koi och Ayashskaya. Måtten på den övergripande strukturen är 56x10 km (som täcker den nedreNenutovsky underhorisont), amplitud - upp till 500 m. Neftegazonosfruktansvärda avlagringar av Nedre Nutov-underhorisonten i Nedre Miocen (10 bäddar); takdjup av den övre - 1700 m, nedredet - 2300 m. Porositet av reservoarerigenomsnitt 23 %,t - om60 gå 71°. Oljedensitet 0,824-0,844 g/cm 3 , viskositet 0,41-0,5 MPa-s,svavelhalt 0,18-0,38%, paraffin 0,15-2,59%, hartser och asfalttenov 2,2-5,73%. Gasdensiteten i luft är 0,614-0,660. kondensera-satny faktor - 108,5. Gasen innehåller metan 94,44-90,85%, kolsur gas 0,23-1,03%, kväve 0,30-0,35%.

Odoptu-More olje- och gaskondensatfält belägen på nordöstra hyllan av Sakhalin, 6-8 km frånkusten och 40-50 km söder om staden Okha. Öppnade 1977 Tidsbestämd tillOdopta antiklinisk zon. Längs taket på Nutovskaya-sviten(N 1 nt) mått 6,5x32 km, amplitud 200 m.Nen med tre kupoler - norra, centrala och södra, dimensionerfrån 6 till 12 km. Den västra flanken av vecket är brantare än den östranej, infallsvinklarna för skikten är 5-17° och 3-7°. Det finns inga oavbrutna kränkningarskapas. Olje- och gasfyndigheter i Nizhnenutovskaya nedanförformationer av nedre miocen representeras av sandstenar, siltstenarmi och lerstenar. Installerad13 produktiva reservoarertori. Djupet på taket på det övre lagret1250m, lägre 1972m. Förbireservoarporositet från 19 till 25 %, permeabilitetigenomsnitt0,56 mikron 2 . Inledande reservoartryck17,1-21,3 MPa, 162-72°C.Initiala oljeflöden från 10,5 till 90 ton/dag. oljedensitet0,839-0,871 g/cm- 3 viskositet0,74-1,18 MPa-s, svavelhalt 0,2-0,4%, paraffin 0,5-1,3%, hartser och asfaltener 3,91-8,8%. Gasdensiteten i luft är 0,584-0,636. Gasen innehåller metan 94,85-96,4 %, koldioxid 0,12 %, kväve 0,51-1,10 %.

Lunskoye-More olje- och gaskondensatfält belägen på nordöstra hyllan av Sakhalin, 335 km söder om staden Okha och 12-15 km från kusten. PÅtektoniskatidsinställd tillNyya antiklinisk zon. Öppnade 1984Styrs av ett stort brachyanticlinal veckrum 8,5x26 km (längs toppen av Daginskaya-sviten) och en amplitud på 600 m.Struktur korsad av serierfel-skjuvfel med amoffset intervall från flera till 200 m. Vinklarfallande lager påstruktur vingar 8-10°. På de övre horisonterna planar vecket ut, doppvinklarna minskar till 3-4°. Olje- och gasbärareny komplex är begränsad till Daginskayabildandet av den nedre mitten miocen sammansatt av fruktansvärda sandstenar, siltstenar och argilliter. Påfältet har en produktivitet på 15reservoarskikt. Dessa är gaskondensatavlagringar, oljafransar är öppnai 4 av dem. Tak av det övre lagret på ett djup2082 m, lägre - 2843 m. Reservoarporositet från 24 till 26%,t- från 72 till 82°C. Oljedensitet 0,816 g/cm 3 , viskositet 0,25-0,7 MPa-s, svavelhalt 0,13%, paraffin 1,44-1,79%, hartser och asfaltener 1,2-1,45%. Gasdensitet 0,621-0,630. gasinnehållmetan 93-92,06%, koldioxid 0,28%, kväve 0,65-1,14%.

Kyrian gaskondensatfält belägenpå nordöstra hyllan av ca. Sakhalin, 65 km öster om byn.Noglikioch 20 km från kusten. I tektoniska termer, dettidsinställd tillNyya antiklinisk zon. Öppnade 1992reserver klassificeras som medel. Gaskondensatavlagringarbegränsad av den antiklinala strukturen, dvslångsträckt veck, kompliceratliten tvärgående urladdningamplitud. Vikstorlekar10x1,5 km (som täcker berget Daghinskyparaply), amplitud 200 m.Ginsky Horizon of the Lower-Middle Miocen,isom är öppnamo 4 gaskondensatbehållare. Enligt,förutsättningstesterman tror att i de tre övre lagrendet finns en massivavsättning med en enda gas-vattenkontakt. Översta takdjup:e lagret 2820 m, lägre - 2968 m. Reservoarernas porositet -18-22%.

Chayvo-More olje- och gaskondensat fält lopplagd på nordöstra hyllan av ca. Sakhalin, 120 km söderutöster om staden Okha och 12 km från kusten. Tillägnad de namnlösasadel mellan Chayvo och Piltunsynklinala zoneross. Öppna in1979 Avlagringarna kontrolleras av en brachyanticlinal veck av en enkel struktur 4x8 km i storlek längs toppenNizhnenutovsky underhorisont och amplitud upp till 150m. Axis lagerki är orienterad mot nordväst. Olje- och gaslagerlägre myopris insättningar av Nizhnenutovskydelhorisont representeradsandstenar, siltstenar och lerstenar. Installerad proinduktivitet av 10 reservoarer. Överdelens djuplager 1175 m, nedre 2787 m. Porositet 19-25%,genomträngandebro0,163-0,458 µm 2 (68-87°C. Oljedensitet 0,832-0,913 g/centimeter 3 , viskositet 0,640-0,642 MPa-s, svavelhalt 0,1-0,4%, paraffin 0,5-1,3%, hartser och asfaltener 5-13,1%. Gasdensitetmed flyg 0,624-0,673. Gasen innehåller metan 93,6-93,8%, koldioxidgaslogotyp 0,3-0,52 %, kväve 0,3-0,6 %.

YUZHNO-SAKHALIN NGO med en yta på 47,5 tusen km 2 (inklusive ett lovande landområde - 4 tusen km 2) kännetecknas av betydligt mindre tjocklekar av neogenavlagringarna och en reducerad paleogensektion. Makarovsky-tråget sticker ut med en tjocklek av det kenozoiska sedimentära täcket på 6 - 7 km och Vladimir-tråget beläget i öster med en tjocklek av sedimentära avlagringar upp till 3 - 4 km. Kolväteresurserna är huvudsakligen associerade med Okobykaysko-Nutovsky olje- och gaskomplex. Tre små gasfält har upptäckts: Vostochno-Lugovskoye, Yuzhno-Lugovskoye och Zolotorybinskoye. Den totala potentialen för icke-statliga organisationer bedöms som låg.

VÄSTRA SAKHALIN NGO med en yta på 135 tusen km 2 i sin subakvatiska del är den begränsad till vattnet i Tatarsundet och angränsande områden i Japanska havet. Det potentiella området för vattenområdet inom hyllan på ca. Sakhalin är 23,6 tusen km2. En hög grad av eroderade avlagringar i den öde delen av regionen, litofaciernas sammansättning av neogenavlagringarna ogynnsam för ackumulering, och en hög grad av litifiering av paleogena och övre krita avlagringarna i större delen av regionen, minskar avsevärt utsikterna för olja och gaspotential i regionen.

Den största geologiska strukturen i West Sakhalin OGO är West Sakhalin-tråget, som täcker vattenområdet i Tatarsundet (nordliga breddgraderna i staden Tjechov), Amurmynningen och angränsande områden i nordvästra Sakhalin. Komplexen övre krita, paleogen-mellanmiocen och övre miocen urskiljs i det sedimentära täcket upp till 4–5 km tjockt, kännetecknat av en förändring i strukturplaner. Den södra delen av västra Sakhalin-tråget är mer komplex, där stora, ganska branta asymmetriska brachianticlines utvecklas på den östra flanken, brutna av betydande longitudinella brott (Krasnogorskaya, Staromayachninskaya).

De flesta av de ursprungliga totala kolväteresurserna hänförs till Nutovsko-Okobykaiskoye olje- och gaskomplex och Uininsko-Daga-komplexen. Cirka 74 % av de initiala totala resurserna är olja och kondensat. I allmänhet står andelen West Sakhalin POGO endast för cirka 8 % av de ursprungliga totala kolväteresurserna på Sakhalin-hyllan. Inom PNGO är de viktigaste kolvätena begränsade till djup på upp till 3 km.

På den västra hyllan av Sakhalin, i sedimenten i Okobykaysko-Nutovsky-komplexet (Maruyamskaya-sviten), upptäcktes gasfältet Izylmetyevskoye.

WESTERN KAMCHATKA NGO med en yta på 70 tusen km 2 upptar den trågen på den västra kusten av Kamchatka-halvön och det intilliggande vattenområdet (West-Kamchatsky, Okhotsko-Kolpakovsky, Voyampolsky, etc.). Den största tektoniska strukturen i regionen är West Kamchatka synclinor-tråg med en sedimentär täckningstjocklek på 6,5 km. Huvuddelen av sektionen representeras av paleogen-neogena terrigena och kiselhaltiga-argilla-avlagringar, bland vilka skikt med tillfredsställande kapacitiva filtreringsegenskaper och isolerande ganska tjocka förpackningar utvecklas. Den nedre delen av det sedimentära täcket är sammansatt av sandig-argilaceous övre krita avlagringar.

Olje- och gasutsikter är associerade (i fallande ordning) med komplexen Neogene, Paleogene och övre krita. Den andra stora negativa strukturen i West Kamchatka OGO, Okhotsk-Kolpakovskys bakre tråg, har ett sedimentärt täcke som är upp till 8 km tjockt. Den representeras nästan helt av neogenavlagringar, i den övre delen av vars sektion det finns tjocka lager av bra porösa reservoarer.

På land har fyra små gaskondensatavlagringar (Kshukskoe och andra) upptäckts på ett djup av 1200 - 1600 m, begränsade till komplexen Nedre miocen och Mellan-Övre Miocen; gasshower har noterats i eocen- och övre kritaavlagringarna.

Kshuk gasfält - första minupptäcktes i Kamchatka, som ligger på dess sydvästra kustliv och är begränsad till en 8x5 km antiklinisk veck, medamplitudnära100 m. Produktivtvulkanomtisk sandNickyKavranian-serien (Övre miocen-Pliocen), som har fråntäckt porositet 12-32% och permeabilitet 0,02-0,15 µm 2 ochMer. Djupet på den produktiva horisonten är 1149-1560 m.Brunnsflödeshastigheter varierar från 70-207 tusen m 3 /s vid munstycket12 mm, upp till 706 tusen m 3 /s gas vid beslaget 27 mm och 4,1 mUS gaskonerdensata.

I allmänhet, i västra Kamchatka olje- och gasregion, är huvuddelen av de förutspådda olje- och gasresurserna begränsade till Neogen- och Paleogenavlagringarna.

De lovande olje- och gasförande regionerna Ulyansk-Marekanskaya, Severo-Okhotskaya, Central-Okhotskaya och Yuzhno-Okhotskaya har identifierats i vattnet i Okhotsksjön och angränsande landområden i analogi med områden med bevisad olje- och gaspotential. Enligt geofysiska och geologiska data antas stora sedimentära bassänger inom dem, huvudsakligen gjorda av terrigena, mer sällan kiselhaltiga vulkaniska bergarter med en total tjocklek på 5000 - 8000 m (Golyginsky-tråg, etc.) av paleogena, neogena och kvartära åldrarna.

Sakhalins fyndigheter är huvudsakligen förknippade med fällor av strukturell typ. De mest utvecklade avlagringarna är förknippade med antiklinala veck med störda bågar (Okhinskoye, Uzlovoe, Sabinsky, Katanglinskoye, etc.). Avlagringar associerade med antiklina och brachiantiklinala veck med ostörda bågar (Pribrezhnoye, Tungorskoe, etc.) och avlagringar begränsade till monokliner (Paromaiskoe, Northern Kolendo) har en begränsad utbredning. De flesta avlagringarna är bäddade med en effektiv tjocklek på 5 - 25 m, ibland upp till 50 - 60 m med en öppen porositet på 13-20%.

De allra flesta avlagringar är komplicerade av förkastningar, litologisk utkiling och stratigrafisk klippning. De viktigaste oljereserverna 84% är begränsade till djup av 0 - 2 km, gas - 1 - 3 km, gaskondensat (90%) - 2 - 3 km.

Lovande territorier i Fjärran Östern

Orogena områden inom Ryssland har studerats i termer av olje- och gasinnehåll extremt ojämnt och är på det hela taget svagare än plattformsområden. Det finns stora territorier och delar av hyllan, vars utsikter för olja och gas kan bedömas med större eller mindre säkerhet på grundval av allmänna geologiska överväganden och analogi med provinser och regioner där olje- och gaspotentialen har bevisats genom den praktiska resultat av geologisk utforskning. I det nuvarande utforskningsskedet kan ett antal oberoende (som inte ingår i provinserna eller regionerna) lovande olje- och gasregioner (Momo-Zyryansky-tråget, en grupp av depressioner i Fjärran Östern) identifieras som lovande inslag i olje- och gasgeologisk zonindelning . Dessutom finns det flera intermountain depressioner (Kuznetsk, North- och South-Minusinsk, Selenginsk, Baikal, Tunkinsk, Barguzinsk), som redan är involverade i området för prospektering, men på grund av osäkerheten om geologiska material inte har en rimlig kvantitativ bedömning.

Momo-Zyryansky-tråget är en del av den vikta regionen Verkhoyansk-Kolyma. Tråget har en potentiell yta på cirka 50 tusen km 2 enligt meso-kenozoiska avlagringar. Ganska rikliga hällar av kolvätegaser med ett högt innehåll av tunga homologer, såväl som bitumen i individuella horisonter av Jurassic-sektionen, noterades i olika områden av tråget. Under de senaste åren har flera brunnar borrats, i en av dem (Indigirskaya-området) erhölls ett svagt gasinflöde med en flödeshastighet på 1,7 tusen m 3 /dag från Neogenavlagringarna. Studiet av tråget är fortfarande extremt svagt och bedömningen av utsikterna för olje- och gaspotentialen är osäker.

Ett oberoende lovande objekt representeras av fördjupningar och dalar i södra Fjärran Östern: Zee-Bureinskaya, Sredneamurskaya, Khankaiskaya och andra. De är belägna i distributionsområdet för mesozoisk vikning, har ett meso-kenozoiskt sedimentärt täcke, inklusive avlagringar av kontinental och marin genesis. Fördjupningarna är olika i struktur, storlek och bildningsförhållanden.

Intresset för depressionerna i sydöstra Fjärran Östern beror till stor del på det faktum att de kontinentala skikten i de regioner i Kina och Mongoliet som gränsar till Ryssland kännetecknas av regional olje- och gaspotential (Songliao-depressionen, etc.). I depressionerna Zeya-Bureinskaya, Sredneamurskaya, Khankaiskaya, Verkhnebureinskaya har speciella oljeprofilarbeten, inklusive prospekteringsborrningar, redan utförts, om än i liten skala.

VERKHNEBUREYINSKY GASLAGANDE DISTRIKT(område 10,5 tusen km 2) ligger inom Khabarovsk-territoriet och är förknippat med den mesozoiska depressionen, som är en del av Mongol-Okhotsks vikta bältessystem (Fig. 263).

Den geologiska strukturen av bassängen är känd främst från det arbete som utförts i samband med studier av fasta (främst kol) mineraler. Särskilda arbeten för olja och gas har utförts i liten skala de senaste åren; som ett resultat upptäcktes gasfältet Adnikanskoye med reserver på 2 miljarder m 3 .

Olje- och gaspotentialen i Verkhnebureya-depressionen uppskattas generellt vara låg och är förknippad med mesozoiska avlagringar representerade av två komplex: Jurassic marin terrigenous upp till 3000 m tjock och övre Jurassic-Critaceous kontinental terrigenous-kolbärande upp till 4000 m tjock . siltig-argilaceous stenar; avlagringar är tydligen skiktade, tektoniskt skärmade. De förutspådda kolväteresurserna är huvudsakligen koncentrerade till kritakomplexet (62 %), resten - i jura (38 %).

Ett av de intressanta föremålen för olje- och gasutforskning är förknippat med bassängerna i Baikal och Transbaikalia - Tunkinskaya, Gusinoostrovskaya, Baikalskaya, Barguzinskaya och Selenginskaya. Dessa intermontana fördjupningar, som är en del av det mongoliska-Okhotsk-vecka systemet, bildar morfologiskt stora grabens fyllda huvudsakligen med mesozoiska, miocen och pliocena sötvattenavlagringar. Under olika år borrades flera brunnar i dem, vilket inte gav positiva resultat. Utsikterna för dessa depressioner kan för närvarande endast bedömas på en hypotetisk kvalitativ nivå.

Ris. 263. Verkhnebureinsky olje- och gasbassäng:

1 - bassänggränser; 2 - isohyps av källarytan (Paleozoic); 3 - tektoniska störningar; 4 - utgångar från grunden till ytan; 5 - Adnikans gasfält

Kuznetsk-, norra och södra Minusinsk-depressionerna ligger i södra västra Sibirien i systemet av bergsstrukturer i Kuznetsk Alatau och Sayan-bergen. Sänkningarna varierar i storlek från 10 till 50 tusen km 2, är uttalade i reliefen, har ett täcke av skrämmande och karbonatstenar av paleozoikum och meso-kenozoikum upp till 5000 m tjocka, borrning och geofysiska arbeten, främst fokuserade på devon och Övre paleozoiska avlagringar, som ett resultat av vilka direkta manifestationer av olja och gas har etablerats i dem.

Sålunda, i Kuznetsk-depressionen, mottogs gasinflöden som användes för lokala behov i Plotnikovskaya, Borisovskaya, Abashevskaya och andra områden; på den första av dem observerades utsläpp av lätt olja.

I Minusinsk-sänkorna erhölls små gasinflöden med flödeshastigheter på 2–3 tusen m3/dag i Zapadno-Tagarskaya och ett antal andra områden, och i Bystryanskaya-området i brunn 1 var gasflödet cirka 180 tusen m 3 /dag, men den industriella. Naturen av denna gasackumulering bekräftades genom att borra efterföljande prospekteringsbrunnar. I Altaiskaya- och Solzavodskaya-områdena erhölls oljeinflöden på 10–20 l/dag.

Trots studiens varaktighet finns det ingen tillförlitlig bedömning av utsikterna för olje- och gaspotentialen i de övervägda bassängerna. Mot bakgrund av nya geologiska och geofysiska data som erhållits i Minusinsk-sänkorna de senaste åren, antas det att litologiska faktorers roll i distributionen av olja och gas är större än vad som tidigare förväntats, vilket kräver en justering av metodiken för prospektering och prospektering. utforskning.

Kontrollera frågor till kapitel 5

Vilka egenskaper hos den geologiska strukturen är karakteristiska för provinserna i vikta territorier?

Vilken betydelse har provinserna i de vikta territorierna i modern olje- och gasproduktion?

I vilka provinser i de vikta territorierna noteras lervulkanism?

Den transkaukasiska provinsens roll i utvecklingen av världens olje- och gasindustri.

Nämn olje- och gaskomplexen i den transkaukasiska provinsen.

Vilka olje- och gasfält i den transkaukasiska provinsen har upptäckts på den kaspiska hyllan?

Vilka är utsikterna för olje- och gaspotentialen på den kaspiska hyllan i den västra Turkmeniska provinsen?

Nämn olje- och gasregionerna som ingår i Tien Shan-Pamir-provinsen.

Vilken roll spelar olje- och gasregionen Sakhalin i Okhotsk-provinsen?

Lista olje- och gaskomplexen i olje- och gasregionen Kamchatka i Okhotsk-provinsen.

Olja Det kallas en brandfarlig oljig vätska av rödbrun eller svart färg med en specifik lukt. Olja är ett av de viktigaste mineralerna på jorden, eftersom de mest använda bränslena erhålls från den. Vanligtvis bildas olja tillsammans med en annan, inte mindre viktig - naturgas. Därför bryts mycket ofta dessa två typer av mineraler på samma plats. Olja kan förekomma på ett djup av flera tiotals meter till 6 kilometer, men oftast ligger den på ett djup av 1-3 km. Naturgas är en gasblandning som bildas vid nedbrytning av organiska ämnen. Det förekommer i jordens inre i ett gasformigt tillstånd i form av separata ansamlingar, i form av ett oljelock av olje- och gasfält, och även i ett löst tillstånd (i olja och i vatten).

De mest kända olje- och gasfälten i Ryssland:

Urengoy naturgasfält. Detta är världens näst största gasfält sett till reservoarreserver. Gasvolymerna här överstiger 10 biljoner kubikmeter. Detta fält är beläget i Yamal-Nenets autonoma distrikt i Tyumen-regionen i Ryssland, strax söder om polcirkeln. Namnet på fyndigheten gavs av namnet på den närliggande byn Urengoy. Efter att utvecklingen av fyndigheten började växte en hel arbetsstad Novy Urengoy upp här. Fältet upptäcktes 1966 och gasproduktionen började 1978.

Hur olja produceras (foto av Maxim Yuryevich Kalinkin)

Tuymazinskoye oljefält. Detta fält ligger i Republiken Basjkirien, nära staden Tuimazy. Fyndigheten upptäcktes 1937. Oljebärande lager ligger på ett djup av 1-1,7 km. Utbyggnaden av fältet började 1944. Tuymazinskoyefältet är ett av de fem största fälten i världen sett till mängden olja. Storleken på fyndigheten är 40 gånger 20 kilometer. Tack vare den senaste metoden producerades huvuddelen av de utvinningsbara reserverna på 20 år. Dubbelt så mycket olja har utvunnits från devonska skikten som man kunde utvinna med konventionella metoder. Reserverna är dock så stora att gruvdriften fortsätter än i dag.

Nakhodka gasfält. Detta naturgasfält ligger i Bolshekhetskaya depression i Yamalo-Nenets autonoma Okrug. Fältets reserver uppskattas till 275,3 miljarder m 3 gas. Även om fältet upptäcktes för ganska länge sedan (1974), började dess utveckling först 2004.

Shtokman gaskondensatfält. En av de största fyndigheterna i världen, upptäckt 1988. Den ligger i den centrala delen av hyllan cirka 600 km nordost om Murmansk. Gasreserverna uppskattas för närvarande till 3,7 biljoner m2 gas. Gasproduktion har ännu inte börjat här, eftersom mineralets betydande djup och de svåra utvecklingsförhållandena kräver betydande kostnader och högteknologisk utrustning.

Kovykta fält(Kovykta). Ett naturgasfält beläget i norra delen av Irkutsk-regionen, 450 km nordost om Irkutsk. Fyndigheten ligger på en högplatå täckt med mörkt barrträd. Den dominerar i någon del av territoriet. Dessutom är detta område komplicerat av många kanjoner. De klimatiska förhållandena i fyndighetens område är också ganska svåra. Naturgasreserverna uppskattas till 1,9 biljoner kubikmeter gas och 115 miljoner ton flytande gaskondensat.

Vankorfältets olje- och gasfält. Fältet ligger i norra delen av Krasnoyarsk-territoriet. Inkluderar sektionerna Vankorsky och Severo-Vankorsky. Fyndigheten upptäcktes 1991. Oljereserver överstiger 260 miljoner ton, och gas - cirka 90 miljarder m2. Utvecklingen av fyndigheten ska starta 2008. Det är planerat att borra 266 brunnar här och leveransen kommer att ske genom den östra oljeledningen.

Shtokmanfältet

Angaro-Lenskoye gasfält. Ett stort naturgasfält beläget i Irkutsk-regionen. Uppkallad efter namnen på stora - och Angara, som ligger i närheten. Fyndigheten upptäcktes i början av 2000-talet. Enligt preliminära uppskattningar är naturgasreserverna mer än 1,2 biljoner m2.

Samotlor oljefält (Samotlor). Detta är Rysslands största och ett av världens största oljefält som ligger i Khanty-Mansiysk autonoma Okrug, nära Nizhnevartovsk nära Samotlor. Enligt experter uppgår oljereserverna här till 2,7 miljarder ton. De ligger på ett djup av 1,6-2,4 km. Fyndigheten upptäcktes 1965. I grund och botten utvecklades området på 80-talet av förra seklet. Hittills har cirka 2,3 miljarder ton redan brutits.

Ety-Purovskoye oljefält. Detta är ett oljefält som ligger i Yamal-Nenets autonoma Okrug, nära staden Noyabrsk. Öppnade 1982, utvecklingen började först 2003. Oljereserverna är cirka 40 miljoner ton.

Verkh-Tarskoye oljefält. Det ligger i norra delen av Novosibirsk-regionen. Oljereserverna är cirka 68 miljoner ton. En av nackdelarna med fältet är bristen på nödvändig kommunikation. Oljan som produceras på detta fält kännetecknas av en liten mängd föroreningar. Fyndigheten upptäcktes 1970, utvecklingen började 2000.

Antal insättningar olja och gas i Ryssland mycket större. Några av dem, upptäckta under det senaste århundradet, har redan utvecklats, medan utvecklingen av andra, relativt nyligen upptäckt, inte ens har börjat (till exempel Vankor-fältet). Dessutom finns det anledning att tro att inte alla fyndigheter i landet har upptäckts.

Skicka ditt goda arbete i kunskapsbasen är enkelt. Använd formuläret nedan

Studenter, doktorander, unga forskare som använder kunskapsbasen i sina studier och arbete kommer att vara er mycket tacksamma.

Postat på http://www.allbest.ru/

Postat på http://www.allbest.ru/

Sammanfattning av disciplinen "Geologi och olje- och gasområden"

Barents hav gas- och oljeprovins

Gas- och oljeprovinsen Barents hav (Fig. 1) ligger inom Barentshavets hylla i den västra arktiska delen av Ryssland. I geotektoniska termer är den begränsad till den epikaledonska marginalen kontinentalsockelplattan med en total yta på över 1,3 miljoner km2. Från norr inramas det av ett utsträckt linjärt långsträckt system av geoantikliner och medianmassiv i Grönland-Kara-zonen, i väster och nordväst av Svalbards anteklis, som inkluderar höjningarna av Medvezhiy-öarna, nordöstra landet. I sydväst avgränsas provinsen av den nordöstra sluttningen av den baltiska skölden, i söder är den skild från syneklisen Timan-Pechora av ett system av utvidgade, stegvis normala förkastningar, och i sydost och öst av Ural-Novaya Zemlya orogen zon är den skild från den västsibiriska plattan.

Figur 1. Barents hav gas- och oljeprovins

Olje- och gasregioner: A - South Barents, B - Central Barents, C - North Barents, D - Admiralteyskaya, D - North Kara.

Insättningar: 1 - Shtokmanovskoye, 2 - Ludlovskoye, 3 - Severo-Kildinskoye, 4 - Murmanskoye

Det sedimentära täcket av Barentshavsprovinsen vilar på en heterogen veckad övervägande prekambrisk källare, representerad av arkeiska-proterozoiska kristallina bergarter.

Sektionen av det sedimentära täcket, liksom källaren, har studerats fragmentariskt. Sedimentära bergarter deltar i dess struktur: terrigenous-karbonat i nedre-övre paleozoiska, övervägande terrigena karbonat, övre perm-trias och terrigena komplex från jura-krita med en total tjocklek på upp till 18 km enligt seismiska data.

Paleozoikum, enligt data från djupa brunnar och hällar, representeras av terrigena och karbonatavlagringar av kambrium, ordovicium, silur, devon, karbon och perm av olika tjocklekar. De mesozoiska avlagringarna är särskilt brett utvecklade i vattenområdet i Barents hav: Trias, representerat av nästan alla divisioner, Jurassic, vars terrigena avlagringar är mest exponerade i den södra delen av Barents hav, och krita.

Kenozoiken är ojämnt fördelad. Tjocka delar av paleogena och eocena terrigena avlagringar har endast studerats i de nordvästra och västra delarna av Barents hav. Barents hav kännetecknas av odelade pliocena och kvartära avlagringar med en tjocklek på 0-50 m.

I Barentshavsprovinsen kan man peka ut West Barents, South Barents, Central Barents, East Barents gas- och oljeregioner och den lovande North Barentsregionen.

1982 upptäcktes gasfälten Murmanskoye och Severo-Kildinskoye i triasfyndigheterna i olje- och gasprovinsen Barents hav. De främsta utsikterna för gas- och oljepotential bör dock vara förknippade med de skrämmande fyndigheterna från Jurassic. 1988 upptäcktes ett unikt Shtokman-gaskondensatfält (med reserver på cirka 3 biljoner m 3 ) i den centrala delen av Barents hav. I Jurassic-fyndigheterna 1990 upptäcktes det största gasfältet Ludlovskoye.

De mest produktiva är formationerna Yu 0 (Callovian), Yu 1 (Aalen-Bajocian), Yu 2, (Nedre Jurassic).

Murmansk-gasfältet har en komplex flerskiktsstruktur. Totalt har ett 20-tal produktiva lager av sandsten av tidig-mellan-petriasåldern identifierats. Reservmässigt klassas inlåningen som stor.

Gaskondensatfältet Shtokman upptäcktes 1988. Fältet är unikt när det gäller kolvätereserver. Strukturens dimensioner enligt den slutna konturlinjen-2075 (södra 3) är 48*36 km, amplituden är 295 meter, enligt den slutna konturlinjen -2470 (södra 2) - 47*33 km, amplituden är 305 meter. Fällan är reservoarvalv. Det huvudsakliga gasförande komplexet är avlagringar från jura och nedre krita, representerade av sandstenar, siltstenar och lerstenar. Djupet av produktiva lager i bågen av strukturen är 600--2920 m. ) och 1814 m (I 3 pl. Yu 0). De maximala gasflödeshastigheterna erhölls från reservoaren Yu 0 1665 tusen m 3 /dag.

Betydande volymer av det sedimentära täcket, koncentrerat i negativa strukturer, tyder på en hög olje- och gasgenereringspotential i provinsen, och omfattande landhöjningar i anslutning till dessa produktionscentra och som finns i sektionen av regionala reservoarer och tätningar indikerar stora ackumuleringsmöjligheter inom hela Barentsområdet. Havsprovinsen, vilket ger anledning att betrakta det som en av de mest lovande ekvatorialprovinserna i Ryssland. Av särskilt intresse är gas- och oljeregionen Shtokmanovsko-Luninsky, som inkluderar sadlarna Shtokmanovsko-is, Ludlovskaya och Luninskaya. När det gäller reserver är två fyndigheter i regionen (Shtokmanovskoye, Ledovoye) unika och en (Ludlovskoye) är stor.

geologiskt vattenområde gasoljeförande

Vattenområde i Kaspiska havet

Kaspiska havets vattenområde (Fig. 2) är beläget i området med ojämn vikning. Stora Kaukasusområdet delar Kaspiska havet i norra och södra delar, som har olika tektonik. Alpvikning är utbredd i den södra delen av vattenområdet. Det finns sådana tektoniska strukturer som antiklinorium och intermontan depression. I norra delen av vattenområdet är grunden av hercynisk ålder, och täcket är av jura-neogen ålder. Kaspiska havet består av 5 sektorer: 1) ryska (Rakushechnoye-, Samara-, Khvalynskoye-, Karchaginskoye- och Filonovskoye-fälten); 2) Kazakiska (Kashagan-fältet); 3) turkmeniska; 4) Azerbajdzjanska (azeriska, Chirag, Genyushli, Shah Deniz avsättningar); 5) Iranska.

I den norra delen av vattenområdet förekommer jura bergarter på den hercyniska källaren. Sektionen av locket börjar med avlagringar av mellanjura, vars tjocklek är upp till 350 meter. Ovanför finns de nedre kritastenarna (sandstenar, leror, siltstenar, salter, kalkstenar) med en tjocklek på upp till 1750 meter och övre krita (sprickade kalkstenar, märgel) - 350 meter. Nästa är stenarna från paleogenåldern i paleocensystemen (lera, märgel), eocen (lera, märgel, kalksten) och oligocen (lera, siderit, sandsten, märgel) med en tjocklek på 735 meter. Ovan - Neogenavlagringar i den nedre miocendelen (leror, märgel, sandstenar, kalkstensmellanskikt) med en tjocklek på upp till 1090 meter, den övre miocendelen (leror, sandstenar, olitiska kalkstenar, skalstenar, märgel) - 2050 meter och Pliocen sektion (sandstenar, leror, konglomerat, tuff, småsten) - 1220 meter. Vidare är de kvartära pleistocenbergarna Q1, Q2, Q3 och Q4 (tjocklek upp till 350 meter), begränsade till Kaspiska havets transgressiva cykler, fördelade:

Baku-överträdelse Q1 -- Baku-stadiet (leror, siltstenar, sand). Överträdelsen trängde in längs Malyshevsky-tråget in i Stavropol-regionen;

Khazar-överträdelse Q2 (alluvialavlagringar: gröngrå sand, leror);

Khvalynsk överträdelse Q3 (leror, sand). Med henne nådde havet sin största storlek;

Ny kaspisk transgression Q4 (alluvium, eoliska avlagringar).

På territoriet i den norra delen av Kaspiska havet finns fyndigheter uppkallade efter. Korchagin, Khvalynskoe, Rakushechnoe. Produktiva avlagringar i Jura, Krita, Paleogen och Neogen.

Olje- och gaskondensatfält im. Korchagin upptäcktes 2000, har utvecklats sedan 2009, har 6 fyndigheter i mellan- och övre jura, nedre krita och paleogen. Havsdjupet i fältområdet är 11-13 meter.

Khvalynskoyefältet upptäcktes år 2000. Fältet upptäckte tre gaskondensatreservoarer i fyndigheterna Albian I3, Barremian I3 och Tithonian K1 och en oljereservoar i Kimmeridgian K1-avlagringarna. Produktiva avlagringar på ett djup av 3021-3040 meter. Havsdjupet i fältområdet är 25-30 meter.

Gasfältet Rakushechnoye har tre fyndigheter i nedre, övre jura och nedre krita (Albian).

Karachaganak olje- och gaskondensatfält ligger i Burlinsky-distriktet i västra Kazakstan, 150 km öster om staden Uralsk. Upptäcktes 1979. Den är begränsad till en stor höjning representerad av en revstruktur som är upp till 1700 m hög och 16x29 km stor. Fyndigheten är olje- och gaskondensat, massiv. Höjden på gaskondensatdelen når 1420 m, tjockleken på oljeskiktet är 200 m. Biohermala och biomorfo-detritala kalkstenar, dolomiter och övergångsvarianter är produktiva. Åldersintervallet för produktiva avlagringar är ganska brett - från Trans-Volga-horisonten i Upper Devonian till Artinsk-stadiet i Nedre Perm. Medelvärdet för porositet är 9,4 % för oljan och 10,7 % för gaskondensatdelen av fältet. Den genomsnittliga permeabiliteten i den gasmättade delen av reservoaren är 0,08 µm2, i den oljemättade delen är den 0,05 µm2. Den genomsnittliga effektiva tjockleken av gasmättade reservoarer är 200 m, oljemättad - 45,7 m. Den maximala effektiva gasmättade tjockleken når 814 m, oljemättad - 170 m.

Den södra delen av det kaspiska vattenområdet är begränsad till den intermontana fördjupningen av den alpina veckningen. Den södra Kaspiska bassängen i väster gränsar till Kura-depressionen, i öster gränsar den till den västturkmenska depressionen.

Sektionen av locket på Kura-depressionens territorium börjar med de nedre juraavlagringarna (lera, sandsten, glimmerskiffer) med en tjocklek på 3000 meter. Ovanför ligger den mellersta krita avlagringar (skiffer) - 1500 meter. Ytterligare fruktansvärda flyschoidavlagringar i övre jura med en tjocklek på 3000 meter. Ovanför nedre krita (sandstenar, leror, konglomerat, tuffar, kalkstenar) - upp till 4000 meter och övre krita (leror, konglomerat, tuffar, kalkstenar) - 2200 meter. Nästa är klipporna i den nedre, mellersta paleogenen (leror, märgel, sandstenar) med en tjocklek på 900 meter och den övre paleogenen i Maikop-serien (lera, siltsten, sandsten) - 2500 meter. Ovanför finns sediment av den nedre Neogenen (flyschoid mellanbädd av sandsten, leror och märgel) upp till 2000 meter tjocka och den övre Neogenen (lera, sandsten, konglomerat) 5250 meter. I det neogena systemet börjar orogeni och i kvartären förekommer överträdelser som liknar överträdelser i den norra delen av det kaspiska vattenområdet. Tjockleken på kvartära avlagringar når 560 meter. I Centralkaspiska bassängen, samma typ av sektion som i Kurabassängen.

Sektionen av omslaget till den västra turkmenska bassängen börjar i Paleogen. Från Paleogenen till Nedre Neogenen representeras klipporna av leror, siltstenar och sandstenar. Dessa fyndigheter är produktiva (Alegul oljefält). Övre Neogene stenar ligger ovanför, representerade av den klassiska flysch av rödfärgade stenar (siltstenslera, sandsten). I det kvartära systemet förekommer också överträdelser som liknar de i norra delen av Kaspiska havet och Centrala Kaspiska bassängen.

I den södra delen av det kaspiska området finns avlagringar: Lokbata, Oil Rocks och Cheleken. Vid Cheleken-fyndigheten är rödfärgade flyschoidavlagringar av Neogene-systemet i Pliocene-avdelningen produktiva.

Enligt de beräknade kolväteresurserna intar Astrakhan-Kalmyk GNO, där den största mängden gas och olja är koncentrerad, South-Emba och Volgograd-Karachaganak OGOs, den ledande platsen i Kaspiska OGP.

En jämförelse av fördelningen av framtida och prognostiserade resurser efter olje- och gasregioner och -regioner visade att deras största andel är koncentrerad till olje- och gasregionerna i den södra delen av provinsen (Astrakhan-Aktobe lyftsystem).

Den sannolika delen av landskapets kolvätetillgångar uppskattas till ett djup av 7 km.

Huvuddelen av de förutsedda kolväteresurserna i provinsen är begränsade till djup från 3 till 5 km.

Betydande olje- och gasutsikter är förknippade med Kazakstan, där det stora oljefältet Kashagan redan har upptäckts.

Kara vattenområde

Karasjöns vattenområde, som täcker hyllan med samma namn, ligger mellan skärgårdarna på öarna Novaya Zemlya i väster och Severnaya Zemlya i öster, samt halvöarna Pai-Khoi och Taimyr. I den nordvästra delen av regionen är Kara-hyllan skild från skärgården Franz Josef Land av St. Anna-tråget. Karasjöns hylla är den norra fortsättningen av den västsibiriska olje- och gasprovinsen. Havet ligger huvudsakligen på hyllan; många öar. Djup på 50-100 meter dominerar, det största djupet är 620 meter. Två skyttegravar - St. Anna och Voronin - skär genom hyllan från norr till söder. Östra Novaja Zemlja-graven med djup på 200-400 meter löper längs de östra stränderna av Novaja Zemlja. Den grunda (upp till 50 meter) Central Kara Plateau ligger mellan skyttegravarna.

Den hercyniska grunden för Kara-vattenområdet är mycket lik Ural. Den består av paleozoiska och proterozoiska bergarter, som är fördelade i den västra delen av havet och representeras av granitgnejser och skiffer. I öster är källaren mestadels heterogen. Den består av stenar av Hercynian, Baikal och Caledonian ålder. I omslaget representeras triasavlagringarna (Tampei-serien) av fin- och medelkorniga sandstenar med bra sortering och polering av materialet. Det betyder att de bildades i grunt vatten och är en bra samlare. Hela sektionen är fruktansvärd, karbonater saknas. Triasavlagringar är produktiva. Omslaget representeras också av vintersviten (sandstenar), Levinskaya (lera), Dzhangodskaya (sandstenar), Sharapovskaya (formation Yu11), Kiterbyutskaya (medlem i Togur), Nadyakha (sandstenar, formation Yu10). Övre jura stenar ligger ovanför. Dessa är Laidingskaya (leror), Vyemskaya (Yu7-9 lager), Malyshevskaya (sandstenar, Yu2-4 lager) formationer. Nästa - klipporna i Danilovskaya-sviten (formation Yu2, mörkgrå icke-bituminös lera). Ovan finns kritaavlagringarna av Aptian-sviten (lera), vid vars bas är Novoportovskaya-skiktet. Berrias-Hauterian bergarter representeras av flysch, som består av 25 lager. Ovanför lagren Tp1-Tp26. De första tretton av dem innehåller gaskondensatavlagringar. Vidare förekommer avlagringar av det albiska stadiet av Yarong-sviten, representerade av leror (detta är slutet av den nedre krita). Ovan är Marresalinsky-formationen, som är en analog till Uat-formationen. I den mellersta krita i det cenomanska stadiet finns lager PK1-10. De första fyra av dem är sammansatta av siltig-sandiga skikt, produktiva för gas (Kharasaveyskoye, Babanenkovskoye-avlagringar). Ovan - Övre krita avlagringar representerade av Kuznetsovskaya, Berezovskaya och Gankinskaya formationer (lera). Gankinskaya-sviten är en klassisk gaspropp. Vidare är de nedre, mellersta och övre paleogena avlagringarna avsatta, representerade av ett lerigt-sandigt skikt. I den övre paleogenen av Novomikhailovskaya-formationen finns en akvifer från vilken dricksvatten utvinns.

Stratigrafi av sektionen av Kara-vattenområdet: N 1 - Alpinvikning (ålder 35 miljoner år); K2 - mesozoider (ålder 60 miljoner år); P 2 - hercenider (ålder 300-350 miljoner år); S 2 - Caledonides (ålder 400 miljoner år); Є 1 - Baikalider (ålder 570 miljoner år); ytterligare PR.

Nästan hela vattenområdet i Karahavet är en del av den västsibiriska olje- och gasprovinsen. Inom dess gränser särskiljs den gasolbärande regionen South Kara med bevisad kommersiell gasbärande kapacitet av kritafyndigheter och två lovande olje- och gasförande regioner: Västkara och Taimyr. Dessutom kommer olje- och gasregionerna i södra Yamal och Yamalo-Gydan som identifierats på den intilliggande marken delvis in i vattenområdet (Fig.). Alla dessa områden motsvarar överordnade tektoniska element i den västsibiriska epihercyniska plattan.

Gasförande komplex i Kara-vattenområdet: 1) Nedre Jura-komplex (Dzhangor-svit); 2) Mellanjurakomplex (Vyemskaya, Malyshevskaya-formationer); 3) Nedre krita Neocomian komplex (Novoportovskaya-sekvens); 4) Aptian-komplex (tanapchinskaya-svit); 5) Cenomanian komplex (Marresalinsky suite).

Följande fyndigheter har upptäckts i Kara-vattenområdet: Leningradskoye (reserver över 1 biljon m3), Rusanovskoye (reserver 780 miljarder m3), Beloostrovnoye; på territoriet för angränsande mark - Bovanenkovskoye, Shtokmanovskoye, Kharasaveyskoye insättningar.

Gaskondensatfältet Rusanovskoye ligger på Yamalhalvön, 230 km nordväst om Kap Kharasavey. Öppnade 1989. Fältet är unikt när det gäller reserver, har 7 produktiva horisonter och är beläget i South Kara-depressionen (Rusanovsko-Leningradsky-svall). Fällan är reservoarvalv. Det huvudsakliga gasförande komplexet är terrigeniska stenar från krita bestående av sandstenar, siltstenar, lerstenar med kolmellanrum. Genomsnittliga porositetsvärden är 20-21%. Det maximala gasflödet på fältet är 529 tusen m 3 /dag.

Leningradskoye-gaskondensatfältet upptäcktes i albisk-cenomanska avlagringar, vars reservoarer huvudsakligen representeras av siltig sandsten med en porositet på mer än 20 % och låg och medelhög permeabilitet. Fältet är multi-deposition (över 10), insättningarna är stratalkupolformade. Gasen är torr, kondensat finns endast i Aptian-avlagringarna. Enligt preliminära uppskattningar är fyndigheten unik.

Sammanfattningsvis bör det noteras att Karahavets vattenområde har enorma potentiella resurser av kolväteråvaror, graden av dess studie i det nuvarande skedet är otillräcklig, därför, trots de ogynnsamma klimatförhållandena för utvecklingen av denna region, är det nödvändigt att utföra storskaligt prospekterings- och prospekteringsarbete som skulle göra det möjligt att förvandla denna region till en stor olje- och gasproduktionsbas i norra Ryssland.

Vattenområde i Anadyrbukten

Anadyrbukten är en vik i Berings hav mellan Chukchihalvön och kusten på det asiatiska fastlandet. Väster om bukten ligger Chukchi-Sikhote Alin-bältet. Vattenområdets maximala djup är 105 meter. På Anadyrs kust. Anadyrfloden rinner ut i bukten. Skorpan i vattnet av oceanisk typ. Sektionen av omslaget representeras av övre krita, paleogen och neogen. Flyschoid Neogene skikt är produktiva.

Vattenområdet är en del av Anadyr-Navariinsky OGO i Pacific OGP.

Det finns cirka 10 fält på vattenområdets territorium, 4 av dem utvecklas:

1) Verkhnetelekayskoye olja och gaskondensat flerskiktsfält har 4 avlagringar, som är belägna i en veck med en storlek på 2 * 7 kilometer och en amplitud på 200 meter. Produktiva avlagringar representeras av flyschbildning (tuff-sandstenar, tuff-vulkaniska stenar). Oljeproduktionen är 175 ton per dag, gas - 140 tusen m 3 /dag.

2) Verkhneechinsky-oljefältet har 8 produktiva formationer, som ligger i en veck med en storlek på 12 * 2 kilometer och en amplitud på 200 meter. Nedre Neogenes avlagringar är produktiva. Oljeflödet är 24 ton per dag.

3) Zapadno-Ozernoe gasfält har 14 produktiva lager. Gasflödet är 250 tusen m3/dag.

4) Olkhovskoye-oljefältet har två fyndigheter. En brunn borrades på fältet med en oljeflödeshastighet på 4,2 ton per dag.

Utsikterna för olje- och gaspotentialen i Pacific OGP är förknippade med kenozoiska fyndigheter. Den totala potentialen för kolväteresurser är låg och kännetecknas av övervägande (upp till 70 %) av gaskomponenten.

Okhotsk olje- och gasprovins

Okhotsk OGP tillhör Fjärran Österns olje- och gasmegaprovins och inkluderar vattnet i Okhotsksjön, delvis Japanska havet och de angränsande länderna i regionerna Sakhalin, Magadan och Kamchatka. Området med lovande landområden i provinsen är 730 tusen km2, inklusive 640 tusen km2 i vattenområden.

Okhotsk OGP (Fig. 2) ligger i övergångszonen från fastlandet till havet och inkluderar strukturer av olika genetisk natur. Provinsens västra gräns är Sikhote-Alin och Okhotsk-Chukotka mesozoiska vulkaniska bälten, den östra är Kamchatka-Kuril Cenozoic vikta system. I söder, i vattnen i Japanska havet, dras gränsen för provinsen konventionellt längs Yamato Rise. I den centrala delen av provinsen finns Okhotsk medianmassivet.

Provinsens grund är heterogen. När det gäller materialsammansättning är det sedimentära täcket huvudsakligen terrigena och vulkanogena-sedimentära formationer från sen krita, paleogen, neogen och pliocen-kvartärålder.

De mest omfattande utvecklingsområdena för det sedimentära skiktet ligger på land och är begränsade till den västra kusten av Kamchatka och den norra delen av Sakhalin.

I västra Kamchatka representeras den sedimentära sektionen av fruktansvärda bergarter från paleogen-miocenåldern. Dessa strukturer kan spåras från land till angränsande områden i Okhotskhavet. På Sakhalin (fig. 3), såväl som på Kamchatka, viks sedimentära avlagringar till veck som bildar linjära utsträckta antiklinala och synklinala zoner. Huvuddelen av den sedimentära sekvensen består av övre miocenavlagringar.

Det perifera läget för de huvudsakliga sedimentära bassängerna, som koncentrerar det mesta av volymen av det sedimentära täcket, är extremt karakteristiskt för Okhotsks olje- och gasfält. Dessa inkluderar Sakhalin-trågen, västra och östra Deryuginsky, Ulyansko-Lisyansky, North Okhotsk, West Kamchatka, Okhotsko-Kolpakovsky, Tinrovsky och andra, djuphavsbassängen i Södra Okhotsk.

72 olje- och gasfält har upptäckts i provinsen, varav 60 finns på Sakhalin Island, 8 på Sakhalin-hyllan och 4 på Kamchatka-halvön. Olja (sedan 1928) och gas (sedan 1956) har utvunnits endast på ön Sakhalin.

Enligt moderna idéer om den geologiska strukturen och villkoren för bildandet och placeringen av olje- och gasfält inom olje- och gasfältet Okhotsk urskiljs 8 olje- och gasförande områden, varav hälften - nordöstra Sakhalin, södra Sakhalin, västra Sakhalin och Västra Kamchatka - kännetecknas av bevisad olje- och gaspotential, och resten Ulyansko-Marekanskaya, Severo-Okhotskaya, Central-Okhotskaya och Yuzhno-Okhotskaya - antas.

Alla områden kännetecknas av gemensamma olje- och gasfält, som är begränsade till krita-, paleogen- och neogenavlagringarna. De senare inkluderar komplexen Daehurinsky (Nedre miocen), Uininsko-Daga (Mellan miocen) och Okobykai-Nutovka (Mellan miocen-Pliocen). Alla av dem består huvudsakligen av fruktansvärda stenar. De viktigaste olje- och gaskomplexen är Uininsko-Daginskiy och Okobykaysko-Nutovskiy.

Olje- och gaskomplexet Uininsko-Daginsky är huvudobjektet för prospekterings- och prospekteringsarbete i norra Sakhalin, det innehåller 19 olje- och gasfält. Okobykaysko-Nutovsky olje- och gaskomplex ligger i norra och södra Sakhalin. På dess territorium finns olje- och gaskondensatfälten Izylmetyevskoye och Odoptinskoye och Chayvinskoye. De flesta av olje- och gasfälten ligger utanför hyllan inom den nordöstra kusten.

Hittills har omkring 100 fält upptäckts i nordöstra Sakhalin, mer än 30 i kustområdena på hyllan. Djupet på avlagringarna varierar från 50 till 3300 m. De viktigaste avlagringarna på land (Okruzhnoye, Vostochno-Daginskoye, Vostochno-Ekhabinskoye, Okha, Ekhabinskoye, Erri, Tungorskoye, Kolendinskoye, Paromayskoye, Shkhunnoye, Nekrasovskoibin, East , etc.) i stort sett utarbetat. Fälten på hyllan kännetecknas av stora reserver och gynnsammare utvecklingsförhållanden (Lunskoye, Piltun-Astokhskoye, Arkutun-Daginskoye, Odoptu-Sea, etc.). Tre små gasfält har upptäckts i olje- och gasfältet Yuzhno-Sakhalinsk: Vostochno-Lugovskoye, Yuzhno-Lugovskoye och Zolotorybinskoye.

Operatören för Sakhalin-1-projektet är Exxon Neftegaz Limited. Under tuffa subarktiska förhållanden utvecklar den tre offshorefält: Chaivo, Odoptu och Arkutun-Dagi på den nordöstra hyllan av ön. Sakhalin, som ligger på den nordöstra hyllan av ca. Sakhalin. Volymen av utvinningsbara reserver uppskattas till 2,3 miljarder fat olja (307 miljoner ton) och 17,1 biljoner kubikmeter. fot naturgas (485 miljarder kubikmeter). Sakhalin-1-projektet kommer att förbli ett av de största FDI-projekten i Ryssland. Den första brunnen som producerade olja borrades av Sakhalinmorneftegaz vid Arkutun-Dagi 1989. I januari 2011 blev oljekällan i Odoptu-Sea-fältet, borrad i en spetsig vinkel mot jordens yta, i Sakhalin-1-projektet med en längd på 12 345 meter den längsta brunnen i världen (den djupaste Kola super -djup brunn). Den 28 augusti 2012 slogs återigen världsrekordet för brunnens längd vid Chayvinskoyefältet, för närvarande är längden på den längsta brunnen 12 376 meter.

Sakhalin-2-projektet omfattar utvecklingen av två offshorefält: Piltun-Astokhskoye (huvudsakligen ett oljefält med tillhörande gas) och Lunskoye (huvudsakligen ett gasfält med tillhörande gaskondensat och en oljekant). Sakhalin-2 har redan kontrakterats av köpare, främst i Japan.

Sakhalin-3 inkluderar fyra block av fält: Kirinsky, Veninsky, Ayashsky och Vostochno-Odoptinsky på hylla Okhotsk hav. De beräknade utvinningsbara resurserna överstiger 700 miljoner ton olja och 1,3 biljoner m? naturgas.

Sakhalim-4 är ett olje- och gasprojekt utformat för att utveckla licensområden på hyllan av ön Sakhalin. Licensområdet omfattar strukturer (platser): Medved, Krolik, Severo-Espenbergskaya, Tayozhnaya, Yuzhno-Tayozhnaya, Toyskaya.

År 2004 borrades den första prospekteringsborrningen i projektområdet Sakhalin-5, som öppnade Pela Leich-reservoaren. Under 2005 borrades prospekteringsborrningen Udachnaya, vilket också avslöjade en produktiv fyndighet. De erhållna uppgifterna bekräftade riktigheten av sökanvisningarna och de höga utsikterna för Kaigansko-Vasyukansky-området. Under 2006 slutfördes borrningen av prospekteringsbrunnar vid strukturerna Yuzhno-Vasyukanskaya och Savitskaya.

Sakhalim-6-projektet upptar det största blocket på Sakhalin-hyllan. Beräknade reserver är cirka 1 miljard ton olja.

Undergrundsområden för Sakhalimn-7-projektet, lovande för kolväten, ligger på den södra och sydöstra hyllan av Sakhalin, i Anivsky- och Terpeniya-vikarna. Enligt preliminära uppskattningar kan fälten innehålla upp till 563 miljoner ton olja.

Sakhalimn-8-projektet ligger utanför Sakhalins sydvästra kust från Cape Crillon till Cape Tyk i Aleksandrovsk-Sakhalinsk-regionen. De beräknade utvinningsbara resurserna är 642 och 289 miljoner ton olja.

Sakhalimn-9-projektet skapades för att utveckla ett stort område av hyllan utanför Sakhalins sydvästra kust. De beräknade utvinningsbara resurserna är 642 miljoner ton respektive 289 miljoner ton oljeekvivalenter. Det rådande havets djup är från 30 till 100 m, med vissa djupvattenområden (upp till 500 m).

Oljefältet Ekhaba (fig. 4) upptäcktes 1936; Åtta oljefyndigheter och en gasfyndighet har upptäckts vid fältet. Reservoarerna för olja och gas är sand och sandsten, vars effektiva porositet är 17–18 % i genomsnitt för reservoarerna. Reservoarpermeabiliteten varierar från 4 till 155 mdarsi. Den effektiva tjockleken av fyra lager är 12-24 m, resten överstiger inte 9% Alla avlagringar är reservoarformade och, med undantag för tre lager, avskurna av ett brott på den östra flygeln.

Chayvo-Mores olje- och gaskondensatfält ligger på den nordöstra hyllan av ca. Sakhalin. Den är begränsad till den namnlösa sadeln mellan Chayvo- och Piltun-synklinalzonerna. Öppnade 1979 Avlagringarna kontrolleras av en enkel brachyanticlinal veck 4x8 km i storlek längs toppen av Lower Nutov subhorisont och med en amplitud på upp till 150 m. Produktiviteten för 10 reservoarer har fastställts. Förekomstdjupet för det övre lagret är 1175 m, det nedre lagret är 2787 m. Oljans densitet är 0,832--0,913 g/cm3. Gasens densitet i luft är 0,624-0,673.

Fig.2 Okhotsk olje- och gasprovins. De största tektoniska inramningselementen: I - Okhotsk-Chukotka vulkaniska bälte, II - Sikhote-Alin vulkaniska bälte, III - Central Kamchatka meganticlinorium.

Olje- och gasregioner: A - Nordöstra Sakhalin, B - Södra Sakhalin, C - Västra Sakhalin, D - Västra Kamchatka, D - Ulyansk-Marekanskaya, E - Norra Okhotsk, F - Centrala Okhotsk, 3 - Södra Okhotsk.

Insättningar: 1 - Piltun-Astokhskoye, 2 - Chayvo, 3 Lunskoye, 4 - Izylmetyevskoye, 5 - Vostochno-Lugovskoye, 6 - Srednekunzhikskoye, 7 - Kshukskoye, 8 - Nizhnekvakchikskoye.

Fig.3. Översiktskarta över platsen för de kenozoiska olje- och gasbärande sedimentbassängerna i Sakhalin (element av tektonisk zonindelning enligt Radyush V.M., 1998): 1 - sedimentära bassänger: 1 - Baikal (Baikal-depression), 2 - Val (Val-depression) , 3 - Pogibin (Pogibinsky dalgång), 4 - Nysh-Tymsky (Nyshskaya och Tymskaya depression), 5 - Piltunsky (Piltunsky depression), 6 - Chaivinsky (Chayvinsky depression), 7 - Nabilsky (Nabilsky depression), 8 - Lunsky ( Lunskaya depression), 9 - Borderline (Border depression), 10 - Makarovsky (Makarovsky-tråg), 11 - Daginsky (Daginsky-höjningen), 12 - Västra Sakhalin (Alexander-tråget, Boshnyakovo-höjningen, Lamanon-tråget, Krasnogorsk-höjningen, Tjechov-höjningen, Khovshöjden, Krillon-lyft), 13 - Aniva (Aniva-tråg), 14 - Patience Bay (Terpeniya-bukten), 15 - Shmidtovsky (Shmidtovsky-lyft); 2 - territoriet för tillämpning av datorteknik för prognoser inom gränserna för Lunskaya-depressionen.

Ris. 4. Ekhabinsk oljefält: 1 - isohypser längs toppen av XIII-skiktet; 2 - oljebärande kontur; 3 - luckor; 4 - olja, 5 - gas, 6 - leriga, 7 - sandiga stenar.

Laptev blivande olje- och gasprovins

Olje- och gasprovinsen Laptev upptar större delen av Laptevhavets vattenområde och är begränsad till marginalplattan med samma namn. I väster avgränsas provinsen av de föga lovande länderna i det vikta systemet Taimyr-Severozemelskaya, i öster - av zoner med ytlig förekomst av mesozoider och äldre massiv, i söder - av vikta strukturer av en gren av mesozoiderna i nordöstra Ryssland. I sydväst är det skilt av ett system av diskontinuerliga förkastningar från Anabar-Khatanga-regionen, och i norr är det villkorligt begränsat av 500 m isobaten.

Idéer om strukturen i denna region är baserade på gravimagnetiska data, material av enskilda seismiska profiler och geologiska observationer på land.

Man tror att Laptev-plattan ligger på ett forntida massiv, som är ett av blocken av den sibiriska plattformen, och dess källare domineras av arkeiska och nedre peproterozoiska formationer. Samtidigt uttrycks en åsikt om heterogeniteten i basen av Laptev-bassängen.

I det sedimentära täcket av provinsen förutsägs tre strukturella formationer och motsvarande lovande olje- och gaskomplex. Sammansättningen av det nedre komplexet inkluderar avlagringar från övre proterozoikum till mellersta paleozoikum, representerade av marina och lagunala terrigena och fruktansvärda karbonatavlagringar, möjligen med lager av halogenstenar. Tjockleken på komplexet är cirka 3 km. Det mellersta komplexet inkluderar fruktansvärda avlagringar från sen paleozoikum till tidig krita. Dess tjocklek är inte mer än 3 km. Det övre (synoceanska) komplexet, vars tjocklek kan nå 4 km, har tydligen ett åldersintervall från sen krita till och med kenozoikum och kännetecknas av en fruktansvärd sammansättning.

Det finns ingen ny information om den geologiska strukturen i denna region, vilket gör det svårt att bedöma utsikterna för olja och gas.

Huvudstrukturerna med en stor volym av sedimentär täckning och de högsta utsikterna är South Laptev depression och Ust-Lena graben: i fördjupningen når tjockleken på det sedimentära täcket 6–8 km, i graben, tjockleken på sedimentavsnittet är upp till 4 km. Var och en av dessa strukturer står för cirka 40 % av de totala återvinningsbara resurserna i regionen. Ust-Lena-grabens riftogena karaktär och begränsningen av Lenadeltat till det avgör dess ganska höga utsikter.

De största utsikterna inom provinsen är förknippade med det potentiella komplexet Upper Paleozoic-Lower Cretaceous, som förväntas innehålla upp till 47 % av regionens resurser. Det är lovande inom Ust-Lena graben och i South Laptev depression.

Vattenområdena i Östsibiriska havet och Tjukchihavet

Vattenområdena i Östsibiriska och Tjuktsjöhavet är delvis belägna i östarktiska POGP, i södra Chukotka POGP och i den blivande Ust-Indigirskaya OGO.

Östra Arktis framtida olje- och gasprovins

East Arctic PNG är begränsat till den östarktiska marginalplattan. I väster, sydväst och sydost är den skild från Laptev, Ust-Indigirka och South Chukotka PNG av grunda mesozoidzoner, och i nordost fortsätter den bortom Ryska sektorn Chukchi havet. Baserat på resultaten av amerikanska seismiska undersökningar antas det att denna region har strukturella kopplingar till de industriella och gasförande regionerna i Alaskas arktiska sluttning, och möjligheten att kombinera dessa landområden till en enda provins antas.

Provinsens sedimentära täckning vilar på en gammal heterogen källare och har ett brett åldersintervall - från sen proterozoikum till kenozoikum inklusive. Dess tjocklek varierar från 1-3 km i upphöjningar till 5-8 km i dalar. Det är tänkt att inkludera tre lovande olje- och gasförande komplex. Den nedre (Övre Proterozoic-Middle Paleozoic) representeras huvudsakligen av marina terrigenösa karbonatavlagringar. Mellankomplexet (Övre Paleozoikum-Nedre krita) består av marina terrigena och terrigenous-karbonatavlagringar. Det övre komplexet (Övre krita-paleogen) är fruktansvärt.

Två stora områden med landhöjningar urskiljs inom provinsen (det så kallade De Long-blocket och det nordsibiriska området med landhöjningar) och ett system av dalar som kantar och separerar dem (Novosibirsk, Northern, North Chukchi-trågen och den östra depressionen) .

Inom De Long-blocket förutsägs alla resurser i övre proterozoikum-mellanpaleozoikumkomplexet, och i trågen är alla tre komplexen lovande, medan huvuddelen av resurserna förväntas i komplexet övre paleozoikum-nedre krita (65-76) % av resurserna för alla dessa strukturer).

En betydande del av North Chukotka PNG är ockuperat av den östra Sibiriska regionen av landhöjningar, som på grund av dålig kunskap har bedömts kvalitativt. Det antas att dess sedimentära täckning ligger på Baikal-källaren, och avlagringar från övre paleozoikum och nedre krita kan vara lovande i dess sektion. Huvuddelen av resurserna förutspås i North Chukchi-tråget och den östra depressionen, tjockleken på det sedimentära täcket i vilket når 6-8 km. Utsikterna för olje- och gaspotential är förknippade med alla tre komplexen, medan det huvudsakliga (mer än 50 % av resurserna) antas vara övre paleozoikum-nedre krita.

Södra Chukotka blivande olje- och gasprovins

South Chukchi POGP ockuperar den södra delen av Chukchihavet och går delvis in i Östsibiriska havet, och i nordost fortsätter den bortom den ryska delen av Chukchihavet. Provinsen är begränsad till bergtrågen i Verkhoyansk-Chukotka mesozoiska vecksystemet.

I sektionen av megatråget är olje- och gaspotentialen associerad med komplexen Nedre krita och övre krita - Paleogen. Huvudvolymen av den senare utgörs av paleogena avlagringar.

South Chukotka PGP har relativt låga utsikter. Dess förväntade resurser är ungefär lika fördelade mellan de övre och nedre potentiella komplexen, och mer än 55 % av de totala utvinningsbara resurserna kommer tydligen att vara gas. Nästan alla resurser är begränsade till havsdjup på 10-50 m.

Ust-Indigirskaya PNG ligger i den södra delen av östra Sibiriska havet. Ust-Indigirka-regionen, såväl som South Chukotka-provinsen, är begränsade till bergtrågen i Verkhoyansk-Chukotka mesozoiska vecksystemet. Det södra megatråget, som är huvudstrukturen för Ust-Indigirsk PNGO, skiljs i norr från den östra arktiska provinsen av en zon av nedgrävda främre mesozoidryggar. Den uppskattade tjockleken på det sedimentära täcket i den är cirka 4 km.

Olje- och gaspotentialen i regionen är associerad med det nedre kritakomplexet med en tjocklek på cirka 1,5 km och det övre krita-paleogenkomplexet med en tjocklek av 2-2,5 km. I det södra megatråget spelar övre krita avlagringar tydligen huvudrollen i sektionen av det övre komplexet.

Regionens utsikter bedöms vara relativt låga.

Hosted på Allbest.ru

Liknande dokument

Mängden olja och gas som produceras vid Tishkovskyfältet, dess litologi och stratigrafi. Oljebärande kapacitet för avsättningarna Petrikovskaya och Yelets-Zadonskaya. Beräkning och omräkning av olje- och lösta gasreserver av fältets mellansalt- och pre-saltförekomster.

terminsuppsats, tillagd 2016-11-17


Definition av en provins. Deras typer efter plats och tektoniska egenskaper. Egenskaper för olje- och gasprovinserna i Ryska federationen och OSS-länderna. Volymen av olje- och gasfyndigheter, mängden produktion, de största fyndigheterna, tidpunkten för deras drift, den geologiska strukturen.

abstrakt, tillagt 2015-12-02


Karakteristika för oljefältet Sosnovskoye i Vitryssland. Mängd reserver, insamling och transport av olja och gas. Kort beskrivning av stratigrafin och litologin för den sedimentära delen av fyndigheten. Tektoniska egenskaper hos produktiva horisonter.

abstrakt, tillagt 2010-12-29


Geologisk struktur och olje- och gaspotential i regionen. Litologisk-stratigrafiska och geofysiska egenskaper hos den produktiva delen av sektionen. Beräkning av olje- och löst gasreserver i Evlanovsko-Livensky-horisonten på Kovalevsky-fältet.

terminsuppsats, tillagd 2014-01-15


Fältets geologiska struktur: stratigrafi, tektonik, allmän hydrogeologisk situation, olje- och gaspotential, fysikaliska och kemiska egenskaper hos olja och gas. Analys av brunnens struktur, tillståndet för utarmning av reservoarreserver, storleken på oljeutvinningen.

avhandling, tillagd 2011-09-19


Akingenfyndighetens geologiska struktur. Olje- och löst gasreserver. Analys av resultaten av hydrodynamiska studier av brunnar och deras produktivitet. Karakterisering av tjocklekar, reservoaregenskaper hos produktiva horisonter och deras heterogenitet.

avhandling, tillagd 2015-08-02


Pervomayskoye oljefält. Geologisk struktur av arbetsområdet. Litologiska egenskaper hos produktiva formationsreservoarer. Granulometriska och petrografiska kompositioner. Formationsvätskans egenskaper. Olje- och löst gasreserver.

avhandling, tillagd 2014-09-14


Geologisk och fysisk kunskap om fyndigheten. Litologisk och stratigrafisk beskrivning av avsnittet. Fyndighetens tektoniska struktur. Geologiskt underbyggande av ytterligare prospektering av fyndigheter och inrättande av ytterligare prospekteringsarbete. Graden av prospektering av fyndigheter.

praxisrapport, tillagd 2012-04-26


Förekomstens geologiska struktur. Sektionens litologiska och stratigrafiska egenskaper, tektonik och gasinnehåll. Gasens fysikalisk-kemiska egenskaper. Analys av gasinsamlings- och behandlingssystemet för Bovanenkovskoyefältet. Viktiga designindikatorer.

terminsuppsats, tillagd 2013-11-23


Förekomstens geologiska struktur. Samlaregenskaper hos produktiva föremål. Egenskaper och sammansättning av olja, gas och vatten. Fältutvecklingsplan. Karakteristika för indikatorer för brunnsdriftsmetoder. Den ekonomiska effekten av införandet av ankaret.