|
|||||||
АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция |
Усть-Индигирская перспективная НГО
Усть-Индигирская ПНГО выделяется в качестве самостоятельной области и имеет весьма сходные черты строения с Южно-Чукотской ПНГП, они обрамляются и разделяются между собой бесперспективными землями. Усть-Индигирская ПНГО расположена в южной части Восточно-Сибирского моря. Усть-Индигирская область, также как и Южно-Чукотская провинция, приурочена к межгорным прогибам Верхоянско-Чукотской мезозойской складчатой системы. Южный мегапрогиб, являющийся основной структурой Усть-Индигирской ПНГО, отделен на севере от Восточно-Арктической провинции зоной погребенных передовых хребтов мезозоид. Предполагаемая мощность осадочного чехла в нем порядка 4 км. Нефтегазоносность в области связана с нижнемеловым комплексом мощностью около 1,5 км и верхнемеловым-палеогеновым комплексом мощностью 2 — 2,5 км. В южном мегапрогибе основную роль в разрезе верхнего комплекса играют, по-видимому, верхнемеловые отложения. Перспективы области оцениваются сравнительно невысоко. Мощность верхнего комплекса Усть-Индигирской области довольно значительная. 6.7. Притихоокеанская нефтегазоносная провинция Притихоокеанская НГП выделена в пределах Камчатской области, Корякского и Чукотского автономных округов, прилегающих акваторий Берингова моря и Тихого океана (рис. 269).
Перспективная площадь НГП оценивается в 226 тыс. км2, включая 94 тыс. км2 на суше и 172 тыс. км2 — в акваториях. На суше открыто пять небольших месторождений нефти и газа; разработка их не ведется. Притихоокеанская НГП соответствует современной геосинклинали и кайнозойской складчатой области. Большую часть площади суши в пределах Камчатки и Чукотки занимают складчатые сооружения антиклинорного типа и лишь в прибрежных районах развиты орогенные впадины, раскрывающиеся в шельфовые зоны (Анадырская, Наваринская, Хатырская, Олюторская и др.). В акватории Берингова моря выделяются Алеутская и Командорская глубоководные котловины, обрамленные с юга Алеутской островной дугой. Осадочное выполнение впадин представлено преимущественно молассами палеоген-четвертичного возраста: только в отдельных бассейнах чехол включает верхнемеловые терригенные и вулканогенно-обломочные породы. Карбонатные породы представлены в разрезе ограниченно; доля вулканогенных пород не превышает 10 — 30%. Перспективы нефтегазоносности Притихоокеанской НГП связаны с кайнозойскими отложениями. Общий потенциал ресурсов углеводородов невысокий и характеризуется преобладанием (до 70%) газовой составляющей. Обосновано выделение в осадочной толще двух нефтегазоносных комплексов: эоцен-олигоцено-вого и миоценового. Эоцен-олигоценовый НГК представлен пачками переслаивания песчаников, глин, углей общей толщиной до 3000 м. Коллекторами служат песчаники, зональными покрышками — глины оли-гоценового возраста. Из этих отложений получены притоки горючего газа дебитом порядка 100 тыс. м3/сут на Поворотной площади в Анадырской впадине и около 60 тыс. м3/сут на Янракоим-ской площади в Хатырской впадине. Миоценовый НГК имеет сходный терригенно-угленосный состав, толщина его до 5000 м. Резервуар представлен песчаниками, перекрытыми глинистыми пачками верхнемиоценового (Анадырская впадина) и среднемиоценового (Хатырская впадина) возрастов. С этим комплексом связаны все открытые месторождения нефти и газа. В Центрально-Камчатском прогибе выделяется меловой перспективный комплекс, в котором проницаемые терригенные породы экранированы глинами палеоцен-олигоцена. В составе Притихоокеанской НГП намечаются две нефтегазоносные области: Анадырско-Наваринская и Хатырская. В Беринговом море предполагаются Алеутская и Командорская НГО, однако, пока они достоверно не обоснованы. АНАДЫРСКО-НАВАРИНСКАЯ НГО (рис. 270) занимает одноименные впадины, раскрытые в акваторию Берингова моря. Пло-
Рис. 270. Анадырская нефтегазоносная область [46]: Границы: 1 — бассейна, 2 — прогибов; 3 — изогипсы (а — подошвы палеоцена-эоцена, б — подошвы миоцена); 4 — разломы (а — сбросы, сдвиги, б — надвиги и взбросы); 5 — месторождения: (а — нефти, б — газа). Антиклинальные зоны: 1 — Чиринкайская, 2 — Поворотно-Телекайская, 3 — Озерковская, 4 — Центрально-Крестовская, 5 — Васильевская, 6 — Беринговская, 7 — Туманская, 8 — Центральная, 9 — Прибрежная. Месторождения: 1 — Верхне-Эчинское, 2 — Верхнетелекайское, 3 — Западно-Озерное, 4 — Ольховое щадь НГО составляет 110 тыс. км2, из них на суше 27 тыс. км2. В Анадырской впадине открыты Верхнеэчинское нефтяное, Верхнетелекайское нефтегазоконденсатное и Западно-Озерное газовое месторождения в миоценовом нефтегазоносном комплексе. На этот комплекс приходится основная часть прогнозируемых ресурсов нефти и газа. ХАТЫРСКАЯ НГО (рис. 271) (площадь 27 тыс. км2) соответствует одноименной впадине, большая часть которой располагается на шельфе. Толщина осадочного чехла в наиболее прогнутых частях впадины достигает 7000 м. В Хатырской впадине открыто Угловое нефтяное месторождение, где коллектором служат миоценовые песчаники, приуроченные к небольшим блокам на нарушенном участке региональной моноклинали.
Рис. 271. Хатырская нефтегазоносная область [46]: 1 — границы бассейна; 2 — выходы на поверхность палеогеновых отложений; 3 — изогипсы по подошве неогеновых отложений; 4 — разрывные нарушения; 5 — Угловое месторождение нефти В отличие от Анадырской впадины миоценовый комплекс в Хатырской впадине не рассматривается как ведущий и концентрирует около 30% прогнозируемых ресурсов углеводородов. Более высоко (70%) оценивается эоцен-олигоценовый комплекс, из отложений которого получены притоки газа (Янракоимская площадь). Предполагается, что в Хатырской впадине большое влияние на формирование и размещение месторождений нефти и газа оказывают разломы. На шельфе, как ожидается, характер тектоники будет более спокойным. В Притихоокеанской провинции выделяется также Восточно-Камчатская перспективная НГО, включающая ряд прогибов Восточной Камчатки, шельфа Берингова моря и Тихого океана (Олю-торский, Вывенский, Литкенский, Пылговаямский и др.). Их общая площадь 75 тыс. км2, в том числе на суше 21 тыс. км2. Осадочный чехол этих прогибов сложен морскими терригенными и вулканогенными образованиями палеогена и неогена толщиной от 2000 до 6000 м. Перспективными являются меловые, палеогеновые и неогеновые отложения. Отмечаются многочисленные прямые и косвенные признаки нефти и газа в Центрально-Камчатском и Восточно-Камчатском прогибах.
Поиск по сайту: |
Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.004 сек.) |