Центральноевропейский НГБ

Центральноевропейский НГБ входит в число семи уникальных НГБ с НИР более 16 млрд.т (Е. Б. Грунис, 2009 г.). Он занимает центральную часть Европы и охватывает территорию Великобритании (восточная прибрежная часть), Бельгии, Нидерландов, Дании, Германии, Польши, Швеции (южное окончание Скандинавского полуострова и о. Готланд), а также шельфов Северного (сектор Великобритании, Нидерландов, Дании, Германии и Норвегии) и Балтийского (секторы Германии, Польши, России, Литвы, Латвии и Швеции) морей. Расположен бассейн на месте сочленения докембрийской платформы с эпибайкальской – на севере и северо-востоке и с эпигерцинской на юге и западе. На севере бассейн ограничен выходами на поверхность докембрийских пород Скандинавского щита и подводным продолжением каледонид Великобритании и Скандинавии, на западе герцинидами Англии (Пенниские горы и массив Уэльс), на востоке по западным склонам Мазурско-Белорусской антеклизы и Украинского щита на юго-востоке, на юге Герцинскими сооружениями Центральной Европы (Келецко-Сандомирский кряж, Судеты, горы Гарц и Рейнские сланцевые, Брабантский массив). Площадь бассейна более 1600.000 км2, из них более 0,5 млн.км2 в акватории. Бассейн приурочен к обширной сложнопостроенной области прогибания. Фундамент бассейна вскрыт на востоке, где он докембрийский, и на западе, где он раннепалеозойский, на остальной территории он погружен на глубину более 10 км и предполагается раннепалеозойским. Поверхность фундамента сильно расчленена, отдельные блоки на протяжении палеозоя, мезозоя и кайнозоя вели себя различно, что привело к образованию впадин, разделённых сводовыми поднятиями. На востоке и крайнем западе бассейн сложен палеозойскими отложениями, а на юге и в средней части преимущественно мезозойскими. Наиболее погруженные части бассейна с мощностями осадочных пород более 12 км находятся в его северо-западной материковой части, в нижнем течении Эльбы и прилегающей части Северного моря, а также восточнее в среднем течении Одера. Максимальная мощность палеозойских пород до 4 км, мезозойских до 7 км, кайнозойских - до 3 км (акватория Северного моря). Перерывы, сопровождаемые несогласиями, имеют место на границах девона и карбона, триаса и юры, мела и палеогена; наиболее существенный перерыв – на границе юры и мела. Доля морских отложений в разрезе осадочного чехла составляет 73%, карбонатных – 18%.

Для большей части территории бассейна характерен галогенез, связанный с солью пермского возраста. Современная внутренняя структура имеет сложное строение. Наиболее крупными структурными элементами являются Североморская синеклиза, Северо-Германская и Познанская впадины и Балтийская синеклиза (И. В. Высоцкий и др., 1990 г.).

Североморская синеклиза образует крайнюю северо-западную часть НГБ. Сложена она мощной толщей послесилурийских отложений. По подошве кайнозойских отложений это крупная единая впадина, вытянутая в субмеридиональном направлении и наиболее прогнутая на запад.

Докайнозойский структурный план синеклизы определяется рифтовой системой, пересекающей её в меридиональном, северо-западном и северо-восточном направлениях (). Система рифтов была заложена в триасе и наиболее активно развивалась в юрское время. Наиболее протяжённый Центральносевероморский рифт начинается на севере синеклизы с грабена Вайкинг, южнее выделяется крупный центральный грабен. Грабен Вайкинг с запада ограничен Восточно-Шетландским поднятием, а с востока поднятием Вайкинг. К западу от Центрального грабена выделяется крупное Срединно-Североморское поднятие, а к востоку поднятие Мандал и Рингкебинг-Фюн.

Вдоль юго-западной периферии Североморской синеклизы в северо-западном направлении протягивается крупная Англо-Голландская впадина, в средней части которой находится прогиб (трог) Соул-Пит. На юго-востоке Англо-Голландская впадина осложнена узкими грабенами – Западно-Нидерландским, Брод-Фортис, Центрально-Нидерландским и поднятием Северо-Нидерландским (Тексел).

На юго-востоке синеклизы, между поднятиями Рингкебинг-Фюн и Тексел, находится Датско-Нидерландская седловина, через которую Североморская синеклиза сочленяется с крупной Северо-Германской впадиной.

Северо-Германская впадина имеет сложную структуру, характеризуется значительными изменениями мощностей меловых, юрских и триасовых отложений, резкими угловыми несогласиями в их залегании. Впадина асимметрична, наиболее погружена она на севере (Шельвиз-Гольштейн), где мощность палеозойских отложений достигает 5км, мезозойских – превышает 8 км. Для триаса характерны мощные (до 100м) пачки каменной соли. Впадина характеризуется обширным проявлением галогенеза. На севере развиты соляные хребты (до 100 км длиной) субмеридионального направления, южнее развиты соляные купола (более 800).

Основной структурный план Северо-Германской впадины определяется изменениями мощности доверхнемеловых отложений, с наиболее мощными толщами, накопления которых связано образование различно ориентированных прогибов (трогов). В вышележащих отложениях эти прогибы не выражены.

Маломощные кайнозойские отложения образуют пологую впадину, осложнённую небольшими прогибами, с максимальной мощностью пород 1500 м.

Наиболее крупный погребённый Нижнесаксонский прогиб расположен на юге Северо-Германской впадины, имеет субширотное простирание, осложнён системой антиклиналей, на севере ограничен валом Помпецкого. Восточнее выделяется Аллерский прогиб северо-западного простирания, осложненный солянокупольными структурами. Восточнее находится прогиб Гифгорн северо-восточного простирания, который характеризуется интенсивным проявлением соляной тектоники.

Севернее прогиба Гифгорн выделяется небольшое поднятие Альтмарк, к северу от последнего и вала Помпецкого располагается крупное Шлезвиг-Гольштейнское поперечное поднятие, состоящее из двух периферийных прогибов меридионального простирания и разделяющего их поднятия. Шлезвиг-Гольштейнское поднятие рассекается протяжёнными (десятки км) соляными хребтами с неглубоким залеганием кровли соли.

Юго-восточнее Мекленбургской бухты, между Чешским массивом на юге и Среднепольским валом на севере, выделяется Познанская впадина, которая на северо-западе узкой полосой протягивается вдоль северного склона поднятия Рингкебин-Фюн. В пределах польской части этой впадины на юго-западе выделяется Предсудетская моноклиналь, а на северо-востоке Щецинско-Лодзинско-Мехивский прогиб, в котором фундамент погружен до глубины 12 км. Заполнен прогиб мощной толщей мезозойских отложений и осложнён слаборазвитыми соляными куполами.

Среднепольский вал и расположенный северо-восточнее краевой Датско-Польский прогиб образуют северо-восточное обрамление Познанской впадины, северо-восточнее которой находится Балтийская синеклиза с докембрийским фундаментом.

Среднепольский вал протягивается с юго-востока на северо-запад до поднятия Рингкебин-Фюн и образовался в результате инверсии на месте глубокого прогиба, заполненного отложениями начиная с девонских. Наибольшую мощность имеют мезозойские отложения (более 5 км), они смяты в систему крутых складок, иногда осложнённых соляным диапиризмом. Инверсия произошла в конце мелового времени.

Краевой Датско-Польский прогиб сформировался на месте контакта палеозойского фундамента Познанской впадины и докембрийского фундамента Балтийской синеклизы. Внутренняя часть прогиба рассечена системой продольных разломов, вдоль которых палеозойские отложения сильно дислоцированы, мезозойские и кайнозойские породы залегают более спокойно. На юго-востоке краевой прогиб продолжается в Люблинско-Львовскую впадину.

Балтийская синеклиза вытянута в северо-восточном направлении, большая северо-западная часть её находится в Балтийском море. Синеклиза имеет глыбовое строение фундамента, интенсивно нарушена разломами различных направлений. В осадочном чехле (венд-кайнозойском) выделяются 4 структурных комплекса, разделённых угловыми и стратиграфическими несогласиями. По среднекембрийско-нижневендскому комплексу выделяются крупные впадины, выступы, осложнённые валами, прогибами (грабенами). Кроме локальных, часто приразломных, структур развиты органогенные постройки ордовикского и силурийского возраста.

В пределах Центральноевропейского НГБ месторождения связаны с локальными структурами различных типов (включая соляные купола). Известны месторождения связанные с рифогенными (органогенными) постройками. Залежи выявленные в интервале разреза от среднего кембрия до палеогена и связаны с палеозойским терригенно-карбонатным, нижнетриасовым терригенным, средне-верхнетриасовым карбонатно-терригенным, юрско-нижнемеловым карбонатно-терригенным, палеогеновым терригенно-карбонатным комплексами. В качестве региональных покрышек выступают верхнепермские сульфатно-соленосные толщи, соленосные отложения нижнего триаса, известково-мергельная толща нижней юры, известково-мергельная толща верхнего мела. Отмечается тяготение газовых скоплений к нижним частям разреза (карбон, нижняя пермь, верхняя пермь,триас), в то время как нефтяные залежи чаще связаны с юрскими и нижнемеловыми отложениями (). Основные ресурсы нефти находятся в центральной части Североморской синеклизы и у западного борта. Большая часть газовых ресурсов связана с южным бортом ().

Наиболее продуктивная часть Центральноевропейского НГБ находится в акватории Северного моря и на территории прилегающих стран (Великобритания, Нидерланды, Германия, Дания).

В Центральноевропейском НГБ в зависимости от основных черт региональной тектоники, типов структурных форм и стратиграфического интервала нефтегазоносности можно выделить НГО: Североморскую, Северо-Германскую, Познанскую и Балтийскую НГО. На месте Балтийской синеклизы в последние годы многие исследователи выделяют самостоятельную НГП.

Североморская НГО связана с одноимённой синеклизой и представляет крупнейшую в мире НГО с диапазоном нефтегазоносности от девона (месторождение Баган в Британском секторе) до палеогена. В северном направлении этаж нефтеносности повышается и продуктивными становятся всё более молодые отложения. Для НГО характерно развитие мощной соленосной толщи верхнепермского возраста, расчленённость гетерогенного фундамента системами разломов, наличие протяжённой рифтовой системы, наиболее интенсивное погружение в позднем карбоне, перми и триасе в южной части НГО, в кайнозое в центральной и северной частях, наличие наиболее мощных соленосных толщ верхней перми с проявлениями соляного тектогенеза в южной и центральных частях, нестабильный режим осадконакопления, обусловивший чередование мелководных и глубоководных обстановок и формирование, наряду с нефтематеринскими толщами, пластов коллекторов с достаточно высокими ФЕС, преобладающее прогибание Североморской синеклизы, особенно северной части, идущее с позднемелового времени и в течение всего кайнозоя, компенсируемое накоплением осадков (Григорьев Г. А.,2007 г).

Эти особенности строения и развития Североморской синеклизы обусловили особенности нефтегазоносности её частей, выразившиеся, в частности, в преимущественной газоносности южной её части и наличии скоплений нефти, газа и конденсата в центральной и северной частях.

В последнее время некоторые исследователи на месте Североморской синеклизы выделяют Североморский НГБ (Т. Л. Метлина, 2007г).

Впервые в Северном море получен газовый фонтан в 1965 г. К 2007 г. по материалам Т. Л. Метлиной в Североморском бассейне выявлено 270 месторождений (169 нефтяных и 101 газовое). Большая их часть расположена в Британском и Норвежском секторах. Новые, в том числе и крупные месторождения, открыты и после 2007 года: Гейтуген (140-270 млн. барр.), Йохан Сведруп (1,2 млрд. барр. н.э) (Кутузове, 2012 г.), Снорре и др.

В Североморской НГО установлено 26 ЗНГН, В центральной и северной частях области большинство скоплений УВ связаны с грабенами Центральным и Вайкинг. Отличаются месторождения по возрасту основных продуктивных горизонтов и типу ловушек.

Все выявленные зоны нефтегазонакопления объединены в пределах Североморской синеклизы в три крупных (по площади) ареала зон нефтегазонакопления и несколько небольших (И. В. Высоцкий и др., 1990 г.)

Одним из наиболее крупных и важных ареалов является Северный, расположенный восточнее Шетландских островов (Британский и Норвежский сектор Северного моря) в пределах Восточно-Шетландского поднятия и прилегающей части грабена Вайкинг (Викинг). Северный ареал объединяет в ЗНГН с количеством месторождений от 5 до 20 в каждой. Основные ресурсы нефти в юрских отложениях, незначительные залежи в коллекторах триаса; здесь отмечены максимальные этажи нефтегазоносности до 900 м. самая крупная зона в ареале Статфворд. Месторождения в Северном ареале связаны с крупными антиклиналями, нарушенными рзломами, с эрозионными выступами, сложенными юрскими отложениями, несогласно перекрытыми меловыми и кайнозойскими отложениями, с взброшенными и эродированными блок-моноклиналями. Залежи тектонически и стратиграфически экранированные. Коллекторы в юрских отложениях часто представлены турбидитовыми песчаниками. Уникальное нефтегазовое месторождение Тролль расположено в Норвежском секторе Северного моря. Площадь месторождения 770 км². Приурочено к приподнятым блокам северо-восточного – юго-западного простирания. Западный Тролль – нефтяной, Восточный Тролль – газовый. Продуктивны песчаники средней-верхней юры общей толщиной 400 м. Пористость песчаников 19-34%, проницаемость до 10 000 мД. Покрышка – пластичные глины и мергели верхней юры. Залежи пластовые сводовые тектонически экранированные. Продуктивен также писчий мел, залежи массивные. Начальные доказанные запасы газа 1,3 трлн.м³, нефти – 140 млн.т (Ледовский А. А., 2004 г.). Крупными в ареале являются месторождения Статфворд (317 – 500 млн.т нефти и 100 млрд.м³ газа), Брент (205 – 215 млн.т () по другим данным 350 млн.т).

Восточнее в грабене Вайкинг и в пределах поднятия Вестланд выделяется Западно-Бергемский (Викинг) ареал (И. В. Высоцкий и др.,1990г), отличающийся полифазовыми скоплениями УВ и большей ролью палеоцен-эоценовых коллекторов в аккумуляции газовых и газоконденсатных флюидов. Залежи нефти приурочены к юрским турбидитам, реже к палеоценовым песчаникам. В наиболее крупных месторождениях (Фригг и Слейпнер), расположенных вблизи осевой части грабена Вайкинг, преобладают ресурсы свободного газа, сосредоточенные в палеогене. Наиболее богатой зоной этого ареала является зона Брас с геологическими ресурсами 917 млн.т н.э., а общие суммарные геологические ресурсы ареала – 3390 млн.т н.э ().

Крупный по площади Центральносевероморский ареал зон нефтегазонакопления расположен на месте Центрального грабена и соседних участках (грабен Мори-Ферт), продуктивны отложения от девона до палеогена, основными продуктивными горизонтами являются позднемеловой писчий мел, палеоценовые песчаники и верхнеюрские песчаники (). По современным данным на месте Центральносевероморского ареала выделяют два самостоятельных ареала: Фортис и Центрального грабена. Ареал Фортис объединяет семь ЗНГН, отличающихся преобладанием нефти в структуре ресурсов и примерно одинаковой ролью юрских и палеоценовых отложений. Около 85% УВ ресурсов сосредоточено в юрско-нижнемеловом терригенном комплексе зоны Пайпер (Потпер) в грабене Мори-Ферт и в палеоценовых песчаниках зоны Фортис в Центральном грабене. Суммарные геологические ресурсы этого ареала составляют 3,4 млрд.т н.э. наиболее крупные месторождения Пайпер, Фортис (240-275 млн.т)(). Ареал Центрального грабена содержит геологические ресурсы УВ в размере 3,6 млрд.т н.э., он объединяет 7 ЗНГН, наиболее крупная из них зона Экофикс, с которой связано 63% ресурсов. В пределах этой зоны в норвежском секторе известно месторождение Экофикс, приуроченное к крупной структуре (15х8 км) разбитой нарушениями. на глубине структура осложнена соляным штоком. Нефтеносны карбонатные отложения верхнего мела. Запасы 486 млн.т (Белонин и др.,2001 г.), 350-400 млн.т (Запивалов, 2008г.). дебиты нефти до 500 т/сут. Второй зоной по ресурсам является зона Дан, где сосредоточено 14% ресурсов ареала. Остальные ресурсы связаны с пятью зонами, где продуктивны верхнеюрские, палеогеновые, а также пермские и триасовые горизонты (Зоны НГН окраины континентов, 2002 г.).

Восточно-Английский ареал зон газонакопления расположен на месте западной части Англо-Голландской впадины и прогиба Соул-Пит. Крайняя северо-западная часть ареала расположена на суше. Залежи газа содержатся в песчаниках нижней перми и нижнего триаса и в доломитах верхней перми. Среди месторождений с нижнепермскими залежами выделяется запасами месторождение Леман (запасы более 330 млрд.м³), Индефатигейбл (запасы более 200 млрд.м³). на месторождении Хьюит залежи в песчаниках нижнего триаса ().

Небольшие по площади ареалы в пределах Североморской синеклизы выделяются на юге её: Кливер-Бенк, Гаагский (на юго-востоке Западно-Нидерландского грабена, месторождения преимущественно нефтяные с залежами в нижней перми, средней юре и нижнем мелу), Брод-Фортис (продуктивны нижнемеловые отложения на сушеиверхнепермские в акватории).

Северо-Германская НГО приурочена к одноимённой впадине, имеющей сложное строение и характеризующейся широким стратиграфическим этажом нефтегазоносности от карбона до палеогена, при этом газовые залежи чаще всего связаны с пермскими и триасовыми и в меньшей степени с каменноугольными отложениями. Все месторождения группируются в несколько ареалов ЗНГН: Нижнесаксонский, Фриз-Эмский, Помпецкий, Альтмарк, Восточно- и Западно-Гольштейнский, Гифгорн и Ганноверский. Наиболее важный из них Фриз-Эмский ареал приурочен к восточному склону Центральнонидерландского поднятия и прилегающей части акватории Северного моря. Здесь выявлено более 30 газовых месторождений (). Залежи связаны с каменноугольными, пермскими, нижнетриасовыми и нижнемеловыми отложениями. На севере ареала в провинции Гронинген (Нидерланды в 30 км от берега Северного моря) находится крупнейшее газовое месторождение Слохтерн (Гронинген). Размеры структуры 22х40 км, амплитуда 150 м, площадь газоносности 850 км² . Структура осложнена тектоническими нарушениями (). Залежь в терригенных нижнепермских отложениях (формация Ротлигендес). Покрышкой служит верхнепермская эвапаритовая серия. Залежь пластовая сводовая с элементами тектонического экранирования (). По запасам газа (1,7 трлн.м³) месторождение уникальное. Газ содержит 14% азота.

Из других ареалов можно выделить Нижнесаксонский ареал, расположенный в одноимённом прогибе. Известны здесь нефтяные, газонефтяные и газовые месторождения (около 30) приуроченные к сложнопостроенным, нарушенным антиклиналям, на которых нефтеносны терригенные и карбонатные породы, средней, верхней юры и нижнего мела. Большая часть месторождений мелкие по запасам. Наиболее крупные Брамберге (25 млн.т) и Георгсдорг (20 млн.т). Газоносны на ряде месторождений ареала верхнекаменноугольные, пермские и триасовые отложения.

В восточной части Центральноевропейского НГБ залежи нефти и газа выявлены в Познанской впадине – на Предсудетской моноклинали, где выделяются два ареала зон газонакопления, объединяющих около 50 месторождений (И. В. Высоцкий, 1990 г.) с залежами в основном в карбонатных породах верхней перми и песчаниках нижней перми. На северо-западном погружении Предсудетской моноклинали выделяется небольшой ареал преимущественно нефтенакопления, объединяющий более 15 месторождений. На Поморском поднятии, осложняющем северо-западную часть Среднепольского вала, выявлено 13 нефтяных, газонефтяных и газовых месторождений. Кроме пермских отложений здесь продуктивны нижне- и верхнекаменноугольные отложения.

Единичные газовые месторождения выявлены в Краевом прогибе в девонских и верхнекаменноугольных отложениях.

В Балтийской синеклизе по современным схемам нефтегеологического районирования выделяется одноимённая НГП, строение которой рассмотрено в учебном пособии (Колотухин А. Т. и др., 2013 г.).

По материалам И. В. Высоцкого (1990 г.) в пределах Центральноевропейского бассейна выявлено к концу 80-ых годов 450 месторождений нефти и газа. К концу 2007 года только в Североморской синеклизе известно 270 месторождений (Метлина, 2007 г.), а всего в бассейне выявлено более 570 месторождений. Степень разведанности его составляет 68% (Грунис Е. Б.,2009 г.). Основные перспективы в бассейне связывают с акваториями.

Нефтегазоносная провинция Западно-Европейской платформы.

В пределах этой провинции расположены нефтегазоносные бассейны, связанные с синеклизами (Парижский), грабенами (Рейнский, Тюрингский). Валенсийский НГБ приурочен к периконтинентальной впадине (пассивная окраина континента).

Наиболее важными бассейнами в этой провинции являютс Парижский на территории Франции и Рейнский (Германия и Франция).

Парижский НГБ занимает центральную часть Парижской синеклизы с наибольшей глубиной позднепалеозойского складчатого фундамента, 3,5 км юго-восточнее Парижа. В подошве бассейна находится пермская моласса, заполняющая грабены. Основную часть разреза образуют мезозойские терригенные и карбонатные, в верхнем триасе известны соленосные отложения. Нефтеносность бассейна установлена в 1958 г, к 90 годам прошлого века выявлено около 20 нефтяных месторождений, приуроченных к небольшим пологим брахиантиклиналям с залежами в триасе, юре и нижнем мелу. Основная продуктивная толща в средней юре. Месторождения Куломм, Шартрет и др.

Рейнский НГБ занимает узкий внутриплатформенный грабен субмеридионального направления. Заполнен пермскими, триасовыми, юрскими, эоценовыми, олигоценовыми и неогеновыми отложениями с максимальной мощностью 8 км, из которых более 5 км приходится на кайнозойские отложения, которые накапливались в процессе формирования грабена. Позднепалеозойский фундамент разломами расчленен на ряд различно опущенных и приподнятых блоков. Поперечные приподнятые блоки фундамента расчленяют бассейн на три впадины (с севера на юг) Пешельброннскую наиболее крупную и прогнутую, занимающую 2/3 всего грабена и две меньше (Селестинская, Соленосный калиевый бассейн). Нефтеносность бассейна связана с триасовыми, юрскими, палеогеновыми и неогеновыми отложениями терригенными и карбонатными. Месторождения связаны с приподнятыми и наклоненными блоками, пласты в которых изогнуты в полукупола и полубрахиантиклинали. Залежи преобладают тектонически экранированные, реже сводовые нарушенные. Зоны нефтегазонакопления группируются вдоль крупных сбросов продольных и поперечных. Наиболее крупные месторождения: Пешельброни (эксплуатируется с 1888 г). Структура месторождения разбита нарушениями на блоки, распложено на заднем борту грабена. Залежи тектонически экранированные связаны с песчаниками среднего триаса, песчаниками и верхнего триаса, средней юры и песчаниками олигоцена; Штокштадт- газонефтяное месторождение расположено на северо-востоке грабена. Газовые залежи в песчаниках миоцена, нефтяная в песчаниках палеогена.

В бассейне выявлено более 30 месторождений (В.И Высоцкий, 1990г.).

Нефтегазоносная провинция предгорных прогибов альпийских горноскладчатых сооружений южной Европы.

В пределах этой провинции выделяются Аквитанский, Предальпийский, Северо-Предкарпатский и Предкарпатско-Балканский НГБ.

Предкарпатско-Балканский НГБ один из наиболее крупных и сложно построенных НГБ провинции предгорных прогибов. Он приурочен к крупной впадине, расположенной между Карпатско-Балканской складчатой системой на западе и юге, складчатым сооружением Добруджи на востоке и юго-западным склоном Восточно-Европейской платформы на северо-востоке. Нефтегазоносность бассейна известна с 1810 г.

В бассейне выделяются четыре основных структурных элемента. 1. Складчатый борт краевого прогиба Восточных Карпат (Бухушская впадина). 2. Платформенный борт (Пруто-Сиретский) краевого прогиба Восточных Карпат. 3. Плоештинско-Фокшанская впадина, расположенная на месте смены субмеридионального направления Восточных Карпат на почти широтное. 4. Молодая Карпатско-Балканская впадина, наложенная на эпибайкальскую (Мизийскую) плиту.

Бухушская впадина представляет собой синклинорий, сложенный меловыми, палеогеновыми и миоценовыми породами. В миоцене развиты соли, кроме этого в разрезе участвуют терригенные, карбонатные, кремнистые и битуминозные сланцы, мощностью до 7 и более км. Бухушская впадина образована системой линейно-вытянутых и наклоненных на восток складок. Западная часть впадины перекрыта Краевым надвигом Карпат. Нефтеносность впадины в основном связана с песчаниками Клива олигоценового возраста, продуктивны также эоценовые и миоценовые отложения. Основные зоны НГН образуют Мойнештинско-Ойтузкий ареол, где месторождения связаны с поднадвиговыи антиклиналями (Фоале-Мойнешти и др.). Всего в Бухушской впадине известно около 30 нефтяных месторождений (И.В. Высоцкий, 1990 г.).

Пруто-Сиретский платформенный борт представляет собой моноклиналь, погружающуюся по системе сбросов на запад, на юго-востоке осложненной впадиной, вытянутой в северо-западном направлении. В разрезе принимают участие палеозойские (кембрийские, ордовикские, силурийские, девонские) отложения, вскрытые в отдельных скважинах, юрские, меловые и миоценовые отложения максимальной мощностью более 3 км, среди них наибольшей мощностью отличаются сарматские отложения (1,5 км), а на юге до 2,5 км. Основная газоносность этого борта связана с миоценом. В основном в Молдавии известно полтора десятка месторождений, большая их часть образует зону газонакопления Роман-Сэкуяни.

Плоештинско-Фокшанская впадина наложена на структурный план, сформировавшийся в позднесарматское время. Ее северная центриклиналь находится на юге платформенного борта прогиба Восточных Карпат, западная широтная наложена на краевой прогиб и прилегающую часть Карпатско-Балканской впадины. С поверхности она сложена терригенными плиоценовыми отложениями мощностью до 4-5 и более км. Ниже в разрезе развиты миоценовые терригенные и соленосные отложения мощностью до 1,5 км и палеогеновые песчано-глинистые отложения мощностью???.

Крылья Плоештинской центриклинали осложнены линейной складчатостью, интенсивность которой в основном зависит от соляных толщ тортонского и (или) аквитанского возраста. Северо-восточное крыло центриклинали (Бузэусское) наиболее приподнято, здесь развиты крупные и взбросовые складки, осложненные внедрением соли, сильно нарушены.

Сложно построены, сильно нарушены складки северного крыла центриклинали, они имеют 5 этажное строение. В южном направлении складки становятся более простыми, они осложняют южный платформенный склон Плоештинско-Фокшанской впадины. В его пределах выклиниваются сначала палеогеновые, потом миоценовые (фсарматские) отложения.

В пределах Плоештинской центриклинали Плоештинско-Фокшанской впадины известно около 50 нефтяных и газовых месторождений. Значительная их часть сконцентрирована в Северо-Плоештинском ареале ЗНГН. Наиболее крупной является зона Подени-Морени. Продуктивны плиоценовые и миоценовые отложения, но основные залежи в меотическом ярусе.

В Бузэусском ареале ЗНГН продуктивны олигоценовые, миоценовые и плиоценовые (вплоть до понтического яруса) отложения.

Южное платформенной крыло Плоештинской центриклинали характеризуется повышенной газоносностью плиоценовых отложений, здесь выделяется Плоештино-Бузэусский ареал ЗГН.

На западе в районе г. Питешти Плоештинская центриклиналь ограничена Питештинским поднятием, отличающимся исключительно сложной тектоникой, значительным развитием сбросов, в связи с чем структуры здесь представлены системой блоков. Нефтегазоносны здесь миоценовые и плиоценовые отложения, а небольшие месторождения нефти образуют Питештинский ареал ЗНН.

Карпатско-Балканская впадина (Мизийская плита) представляет собой наиболее крупный структурный элемент Предкарпатско-Балканского НГБ. На севере ее выделяется Предъюжнокарпатский прогиб, на юге Северо-Болгарское поднятие, в центре наиболее прогнутая и сложно построенная срединная часть Карпатско-Балканской впадины.

Предъюжнокарпатский прогиб на востоке представлен Северо-Питештинским, а на западе Гетским прогибами. Нижняя часть прогиба образована вероятно юрскими отложениями, залегающими на древнем кристаллическом фундаменте. Кайнозойские отложения представлены олигоценом незначительной мощности, миоценом мощностью до 2,5 км и плиоценом мощностью до 2,1 км, из которых меотические отложения имеют мощность около 1 км. В Предъюжнокарпаткском прогибе развиты антиклинальные зоны наиболее резко выраженные на севере и более пологие типично платформенные на юге. Наибольшее количество антиклинальных линий прослеживается в Гетском прогибе, с ними связаны зоны НГН, которые образуют Былтенинский ареал ЗНГН. Здесь известны два сравнительно крупных месторождений нефти Былтени и Циклени. Продуктивны плиоценовые и миоценовые отложения. В восточной части Предъюжнокарпатского прогиба выделяют два ареала ЗНГН. На месторождения здесь продуктивны в основном миоценовые отложения. Всего в предъюжнокарпатском прогибе известно более 30 нефтяных и газовых месторождений.

Срединная часть Карпатско-Балканской впадины сложена палеозойскими, мезозойскими и сарматско-плиоценовыми отложениями. Разрез начинается с кварцитов и сланцев кембрия и ордовика мощностью 1100 м, выше залегают глинистые сланцы силура мощностью до 500 м. девонские отложения терригенные и карбонатные имеют максимальную мощность 2,5 км. Каменноугольные терригенные и карбонатные отложения- до 1,5 км, пермские песчано-глинистые отложения с прослоями ангидритов- 500-1000 м на юге до 2 км. Мощность карбонатных и терригенных триасовых отложений 1300-3000 м, юрские терригенные и карбонатные отложения- 2400м, на юге (в Болгарии) мощность верхнеюрских карбонатных пород возрастает до 2,5 км. Меловые карбонатные и глинисто-карбонатные породы имеют мощность до 1 км. На размытой поверхности меловых отложений залегают карбонатные отложения сарматского яруса миоцена мощностью 190-550 м и заканчивается разрез плиоценовыми отложениями мощностью 200-400 м.

Структурный план срединной части Карпатско-Балканской впадины определяется рядом крупных выступов фундамента, эти выступы хорошо проявляются в доюрском структурном плане залеганием юрских отложений непосредственно на палеозойских. С запада на восток выделяются поднятия: Стрехайское, Опташско-Слатинское и др. Мощность осадочного чехла на этих поднятиях 2-3,5 км. Ограничены эти поднятия впадинами Рошиорской и др. Месторождения в срединной части Карпатско-Балканской впадины приурочены к пологим платформенным поднятиям, некоторые из них отражают эрозионные выступы в рельефе меловых отложений. Месторождения объединяются в три основных ареала ЗНГН. Продуктивны девонские, триасовые, миоценовые и плиоценовые отложения на западе; среднеюрские, нижнемеловые, миоценовые и плиоценовые на востоке.

Крайний западный Крайовский ареал ЗНГН расположен на западном склоне Опташско-Слатинского поднятия и объединяет 10 нефтяных и газовых месторождений. Наиболее часто продуктивны триасовые и среднеюрские отложения, газовые залежи выявлены в плиоценовых песчаниках, на одном месторождении на севере нефтеносны доломиты девонского возраста.

Более крупный Слатино-Бухарестский ареал (более 20 месторождений) преимущественно нефтеносный расположен на южном склоне Опташско-Слатинского поднятия. Преимущественно известняки нижнего мела и песчаники миоцена. Выделяются своими размерами месторождения Виделе-Блэжешти, Картожани и др.

Северо-восточнее выделяются Бухарестско-Браиловский ареал зон НГН, объединяющий свыше 20 месторождений. Для него характерна повышенная газоносность, связанная с песчаниками плиоцена. На ряде месторождений продуктивны нижнемеловые и миоценовые отложения.

На юге Мизийской плиты выделяется крупное Северо-Болгарское поднятие, имеющее блоковое строение. На наиболее приподнятых блоках на востоке под верхнеюрскими отложениями вскрыты девонские породы.

На западе Северо-Болгарское поднятие сочленяется с Ломской впадиной, где фундамент погружается до 6 км. Для Ломской впадины характерно появление в разрезе палеогеновых и нижнемиоценовых отложений. Разрез вскрыт на глубину более 4 км до среднетриасовых пород.

В Ломской впадине нефтегазоносны известняки и доломиты триаса и нижней юры, месторождения известны на восточном борту впадины и на западном крыле Плевенско-Карабийского поднятия. (Долни-Дыбникское и др.)

Предкарпатско-Балканский НГБ, насчитывающий более 210 месторождений нефти и газа (газовых 51), отличается сложным строением и широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности.

Нефтегазоносность Северо-Предкарпатского НГБ связана с отложениями всего фанерозоя, но основные ресурсы газа приурочены к миоценовым, меловым и юрским отложениям, а нефти- к палеогеновым породам. Месторождения, выявленные на складчатом борту бассейна, образуют Бориславско-Покутский ареал на территории Украины. Здесь известно 25 нефтяных месторождений с залежами в песчаниках палеогена и мела.

В пределах платформенного борта бассейна выделяется несколько ареалов ЗНГН, залежи выявлены в коре выветривания гранитов протерозоя, в кембрийских, ордовикских, силурийских, девонских, триасовых, юрских, меловых, палеогеновых и миоценовых отложений. Всего в пределах платформенного склона, в основном на территории Польши выявлено более 80 газовых, 12 нефтяных и газонефтяных и 3 газоконденсатных месторождений.

Предальпийский (Среднеевропейский) НГБ расположен на территории Германии, Западной Австрии и Восточной Швейцарии и занимает предгорный прогиб Альп и прилегающую южную часть эпигерцинской платформы. Платформенный борт представляет моноклиналь с фундаментом, сложенным породами от кристаллических докембрийских до сильно дислоцированных раннекаменноугольных. Осадочный чехол платформенного склона начинается с пермских отложений и включает мезозойские и эоценовые отложения. Южнее Дуная простирается обширное поле развития мощной олигоцен-неогеновой молассы, выполняющий передовой прогиб Альп. В пределах этого прогиба выделяется широкая внешняя (платформенная) часть и узкая внутренняя складчатая зона. Молассовый комплекс, слагающий южную часть бассейна, имеет мощность более 3,5 км.

Нефтегазоносность бассейна выявлена в 1953 г в пределах платформенного склона молассового прогиба. Месторождения приурочены к сложно построенным прерывистым зонам поднятий в молассовом прогибе и образуют три ареала ЗНГН. Восточно-Боварский, Зпадно-Боварский и Верхеавстрийский в которых выявлено около 100 месторождений (И.В. Высоцкий 1990 г). Нефтегазоносны песчаники миоцена, палеогена, мела, верхней и нижней юры и известняки эоцена, средней юры и верхнего триаса.

Основные запасы нефти и газа сконцентрированы в резервуарах палеогенового возраста.

Небольшие нефтяные месторождения известны были на складчатом борту. Все месторождения отличаются небольшими запасами.

Аквитанский НГБ находится на юге Франции и приурочен к крупной асимметричной впадине, южная часть которой представлена Предпиренейским прогибом, а северная большая часть – широким и пологим склоном эпигерцинской платформы. На западе и северо-западе бассейн включает континентальный шельф, слон и подножие.

Платформенный борт бассейна в средней части осложнен Аркашонским прогибом, с глубиной домезозойского фундамента более 3 км, южнее расположен свод Ланды (срединный порог) наиболее хорошо выраженный в субаквальной части бассейна. На юге бассейна располагается Предпиренейская впадина, которая надвигом делится на два параллельных прогиба – Адур и Верхнемелового флиша. Южный борт последнего местами перекрыт Северо-Пиренейским надвигом. Для Предпиренейской впадины характерно проявление соляной тектоники.

Аквитанский НГБ выполнен преимущественно мезозойскими отложениями, которые подстилаются пермскими породами. В триасовых и юрских отложений, которые преимущественно карбонатные, развиты соли.

В Аквитанском бассейне выявлено более 20 нефтяных и газовых месторождений. Последние сосредоточены преимущественно в прогибе Адур, приурочены к хорошо выраженным брахиантиклиналям, нарушенным. Массивные залежи газа преимущественно связаны с известняками и доломитами верхней юры и неокома. Наиболее крупные месторождения Лак связано с крупным поднятием. Размеры газовой залежи 15х10 км, высота 500 м. начальные запасы около 400 млрд.м³. дебиты скважин достигали 1 млн.м³/сут. Газ отличается повышенным содержанием СО₂ (8-9%) и сероводорода (до 17%).

В Аркашонском прогибе (на материке) выявлено более 10 нефтяных месторождений. Залежи установлены в песчаниках альба, апта, известняках и доломитах неокома и юры.

Наиболее крупным нефтяным месторождением является Паренти (20 млн.т.)

Нефтегазогеологическая провинция межгорных впадин альпийской складчатости и южной Европы и Средиземноморья.

Эта провинция объединяет Трансильванский, Паннонский, Адриатический, Венский, Центральнокарпатский нефтегазоносные бассейны. Среди них наиболее важные по количеству месторождений Паннонский и Адриатический.

Паннонский НГБ расположен на территории Венгрии, бывшей Югославии, Румынии, Австрии и бывшей Чехословакии и приурочен к одноименной межгорной впадине, развивающейся на срединном массиве допозднекаменноугольного возраста.

В строении бассейна принимают участие осадочные породы каменноугольные, пермские, мезозойские и кайнозойские отложения, слагающие два структурных этажа: нижний (доорогенный), образованный верхнепалеозойскими, мезозойскими и палеогеновыми породами, и верхний (орогенный) - неогеновый. Нижний этаж сложен сланцами, карбонатными, терригенными, эффузивными породами и флишем мощностью 9-15 км. Верхний этаж сложен терригенными, вулканогенными породами с маломощными прослоями карбонатных пород и солью (миоцен) в Закарпатском прогибе. Максимальная мощность его 7 км.

Нижний структурный этаж расчленен на ряд блоков приподнятых и опущенных и ограниченных разломами четырех направлений северо-восточном, северо-западном (динарском), субмеридиональном (банатском) и северо-западном (восточно-карпатском). Приподнятым блокам нижнего этажа соответствуют поднятия, а опущенным-впадины верхнего этажа. Наиболее крупным выступом фундамента являются Баконьский, выраженный Средневенгерскими горами Бакони и Вертеш, к западу от него выделяется Малая Венгерская впадина. К юго-востоку от Баконьского выступа находится небольшой складчатый блок, погребенный под неогеновыми отложениями. На северо-восточном погружении этих приподнятых элементов нижнего этажа выделяется неглубокая Венгерская палеогеновая впадина, а в верхнем этаже обширная Среднедунайская (Большая венгерская) впадина. На юго-западе она осложнена небольшими выступами палеозойских и мезозойских пород в горах Мечек и Вилани. На северо-востоке впадина осложнена глубоким Дебреценским грабеном, вытянутым в северо-восточном направлении и заполненным верхнемеловым и палеогеновым дислоцированным флишем, перекрытым неогеновыми отложениями.

На юго-западе бассейна вдоль разломов северо-западного направления выделяется два протяженных (800 км), узких (до 50 км) грабена, заполненных неогеновыми отложениями мощностью до 5 км. Между грабенами (Дравским и Савским) выделяется пологое поднятие фундамента, которому соответствует горы Папук и Фрушка.

С разломами субмеридионального направления связано образование Банатского грабена на востоке бассейна, к северо-востоку от грабена находится Арадский структурный нос, вытянутый в меридиональном направлении. На северо-востоке бассейна разломы восточнокарпатского направления образуют систему горстов и грабенов, которые с юго-запада ограничивают тыловой Закарпатский прогиб.

Нефтегазоносность в бассейне связана с песчаниками плиоцена, известняками тортонского яруса миоцена, песчаниками сарматского яруса миоцена, олигоцена, известняками верхнего мела и триаса. Нефтегазоносность установлена в 1885 г, хотя колодезная добыча нефти известна с 1856 г. К началу 90х годов прошлого века выявлено более 270 месторождений, в том числе 208 нефтегазовых, газоконденсатных и гзовых.

Нефтегазоносны большая Венгерская впадина, преддинарская часть бассейна. Небольшие газовые месторождения известны в Малой Венгерской впадине и Закарпатском прогибе.

Сравнительно большой ареал ЗГН приурочен к Дебреценскому грабену (более 20 преимущественно газовых месторождений). Основные залежи в нижнем плиоцене, в меньшей степени в миоцене и флише. На одном месторождении газоносны палеозойские породы.

Южнее выделяются Банатский ареал ЗНГН и Арадская зона. В Банатском ареале известны сравнительно крупные газонефтяные месторождения Кикинда, Кикинда-Варош и наиболее крупное газонефтяное месторождение Алдье (38 пластов в нижнем плиоцене). Кроме этого на месторождениях ареала известны скопления нефти в коре выветривания фундамента (Кикинда).

В пределах преддинарской части бассейна (бывшая Югославия) нефтяные, в меньшей степени газовые месторождения образуют две зоны НГН - Савскую на юге и более крупную Дравскую на севере. Месторождения связаны с небольшими, нарушенными брахиантиклиналями. Продуктивные песчаники плиоцена, в меньшей степени миоцен. Всего в преддинарской части бассейна известно 52 месторождения. Среди них наиболее крупные Стружец, Жутица и Гойло.

Сравнительно небольшой Западно-Баконьский ареал ЗНГН расположен на юго-западном погружении Баконьского поднятия. Здесь развиты пологие брахиантиклинали, связанные с погребенными блоками мезозойских пород. Наиболее типичным месторождением является Надьлендьел, на котором под неогеновыми породами находится пологий эрозионный выступ, сложенный триасовыми и меловыми отложениями и рассеченный на ряд блоков. Нефтеносны карбонатные породы триаса, верхнего мела и миоцена, образующие единую массивную залежь. На некоторых месторождениях продуктивны и плиоценовые отложения.

С юга к Западно-Баконьскому ареалу примыкает Надьканижский ареал антиклинальных ЗНГН, объединяющий 26 месторождений. Продуктивны плиоценовые песчаники.

На севере бассейна выделяется Бюккский (Мишкольцский) ареал ЗНГН, где продуктивны песчаники олигоцена, на северо-востоке- Закарпатский ареал ЗГН с залежами в миоцене. Наиболее крупнее здесь месторождение Птрушка (Словакия) с 6 залежами тектонически экранированными в сарматских песчаниках.

В Паннонском НГБ в целом установлено высокое содержание в газах углекислого газа: в 13 месторождениях оно более 75 % (Добреценский ареал, Малая Венгерская впадина и др.). Бассейн характеризуется высоким современным геотермическим градиентом – 65°С /км, чем и объясняется значительное развитие в бассейне газовых скоплений.

Адриатический НГБ расположен на территории Италии, Албании и западной Югославии и заключен между горными сооружениями Динаридских Альп, Апеннин, Западных и Центарльных Альп, на юго-востоке погружается в глубоководную котловину Ионического моря. Большая его часть занята Адриатическим морем, глубина которого на юго-востоке более 1 км. Бассейн имеет размер 900х350 км.

В структуре бассейна выделяется его средняя часть – Центральноадриатическая плита, представляющая собой срединный массив с фундаментом байкальского возраст, Привенцианским и Северо- и Южно-Преддинарскими прогибами.

Центральноадриатическая плита осложнена рядом впадин и поднятий, на месте выступом под антропогеном лежат слабодислоцированные породы мела. В целом для плиты характерна небольшая мощность неоген-антропогеновых отложений и большая мощность (до 8 км) преимущественно карбонатных пород палеогена и мезозоя.

Паданско-Бриданский прогиб выделяется на западе бассейна, он протягивается вдоль северо-восточного склона Апеннин и на юге открывается в Ионическую котловину. Наиболее прогнута его северо-западная часть, испытавшая мощное погружение до 3 км в антропогеновое время. В структуре Паданского прогиба выделяется система Предаппенских прогибов на юге (Марке-Абруцци, Молизе, Браданский и др.) и Приальпийский на севере. Сложен Паданский прогиб антрапогеновыми и неогеновыми терригенными породами, залегающими на терригенно-карбонатной и карбонатной толще палеогена и мезозоя. Мощность отложений достигает 10 км. Под антропогеновыми горизонтально лежащими отложениями в плиоценовых и миоценовых прослеживаются антиклинальные складки, нарушенные сбросами, образующие зоны северо-западного направления. Со структурами Паданского прогиба связано более 70 газовых месторождений, которые образуют Паданский ареал ЗГН. 15 месторождений открыты в акватории. На трех месторождениях ареала установлены залежи нефти. Продуктивны в ареале песчаники миоцена, плиоцена и плейстоцена. Наибольшей газонасыщенностью отличаются нижнеплиоценовые песчаники. Залежи преимущественно экранированного типа (тектонически, литологически и стратиграфически). В миоцене кроме песчаников продуктивны и трещиноватые мергели.

Сравнительно крупные месторождения Равенна-Маре (30 млрд.м³), Порто-Корзинимире (20 млрд.м³). В 1974 г открыто наиболее крупное газонефтяное месторождение Малосса с залежью на глубине 6100 м в известняках верхнего триаса и нижней юры. Запасы нефти 40 млн.т., газа – 50 млрд.м³.

Южнее небольшим Анконским поднятием отделяется система Предаппенинских прогибов с которыми вязаны Бриданский и Молизе-Анконский ареалы ЗГ, в которых выявлено 60 преимущественно газовых месторождений. Продуктивны песчаники плиоцена, известняки миоцена и верхнего мела. В целом в пределах Паданско-Браданского прогиба неогеновые отложения преимущественно газоносны, меловые - нефтеносны.

Преддинарские прогибы выделяются на северо-востоке бассейна, в албанской части их открыто несколько месторождений нефти, образующих Албански ареал ЗНГН. Продуктивны миоценовые отложения.

Венский НГБ представляет собой внутригорный грабен, наложенный на сложный тектонический узел в месте сочленения западных Карпат и Восточных Альп Чехословакии и Австрии. Размер бассейна 200х60 км.

Бассейн отличается сложной внутренней структурой. Западная наиболее погруженная часть имеет моноклинальное строение и осложнена четырьмя крупными и амплитудными сбросами. Юго-восточное крыло грабена образовано системой горстов и грабенов. Существенную роль в структуре бассейна играют и поперечные разрывы. В разрезе выделяются два структурных этажа. Верхний сложен неогеновыми породами мощностью до 6 км. Сарматский и тортонский ярусы миоцена образуют основные нефтегазоносные толщи бассейна. Верхний этаж залегает практически горизонтально и лишь вдоль тектонических нарушений формируются антиклинальные зоны. Нижний этаж сложен палеогеновыми и мезозойскими отложениями, структура его весьма сложная, он представляет аллохтон, образованный системой надвигов со складками изоклинального строения. Отложения нижнего этажа продуктивны лишь на нескольких месторождениях (песчаники палеогена, известняки мела, юры и триаса).

Всего в бассейне к 90м годам открыто 45 нефтяных и 24 газовых месторождений, которые образуют ареалы зон нефтенакопления на северо-западе и северо-востоке и ареал зон газонакопления на юго-востоке.

Наиболее крупные месторождения в бассейне Матцен расположено в Адерклаа-Матценской зоне НГН, расположенной в центральной части бассейна. Структура размером 20х10 км сильно рассеченная небольшими сбросами. В неогеновых отложениях выявлено 27 нефтеносных и 9 газоносных пластов. Газовые залежи в плиоцене и верхнем сармате, нефтяные в миоцене. Начальные извлекаемые запасы нефти оценивались в 65 млн.т.

Центральнокарпатский НГБ представляет собой сложно построенный внутренний синклинорий Карпатской складчатой области. Основную роль в разрезе играют меловые и палеогеновые терригенные флишевые образования (до 10 км). В мелу и палеогене широко развиты кремнистые образования. Наибольшую мощность имеют породы мелового (до 4,5 км)и олигоценового (до 3,9 км) возраста. В пределах бассейна выделяется несколько структурных зон, образованных сложно дислоцированными покровами и надвигами. Они осложнены антиклинальными зонами, образованными антиклиналями гребневидными, крутыми, опрокинутыми, относительно пологими. Бассейн характеризуется более высокой нефтенасыщенностью. В разрезе продуктивны пласты песчаников палеогена и мела. В бассейне выявлено 85 месторождений, которые образуют три основных ареала: Кросненский, Юго-Западный и Северо-Восточный. Большая часть месторождений расположена на территории Польши.

Трансильванский бассейн (Румыния) характеризуется тем, что в нем выявлены только газовые залежи. Приурочен к молодой межгорной впадине, расположенной на срединном массиве герцинского возраста. Мощность пермско-мезозойских отложений около 4 км. Залегающие выше с несогласием палеоген-нижнемиоценовые отложения преимущественно терригенные перекрыты мощной (до 1,5 км) соленосной толщей тортонского возраста. Вышележащая надсолевая часть разреза мощностью до 3,5 км сложена терригенными породами. Подсолевой этаж рассечен на несколько прогибов. Надсолевой этаж в средней части впадины характеризуется развитием пологих куполов, а в краевых частях образованием диапировых антиклиналей.

В бассейне к 90м годам выявлено около 70 месторождений в основном в западной части бассейна. Газоносность характерна только для надсолевых отложений: в сарматском ярусе выделяется до 8 пластов, в тортонском до 11 пластов, в меотическом до 4 пластов, содержащих газовые залежи. Большая часть месторождений имеет запасы до 15 млрд.м³.

Поиск по сайту: