Нефтегазоносные провинции мира
В мире известно около 160 нефтегазоносных провинций, из которых 2 относятся к категории уникальных, 9- гигантских и около 30 — крупных. К уникальным относятся бассейны Персидского залива по нефти и Западной Сибири по газу. Общие черты этих бассейнов — огромные площади и объемы осадочного чехла, приуроченность к платформам. Нефтегазоносные толщи мелового возраста. Содержат около 50% крупнейших и гигантских месторождений.
Гигантскими являются провинции: Голф-Кост, Мексиканская, Пермская, Западная Внутренняя, Североморско-Германская, Сахарская, Маракаибская, Западной Африки, Волго-Уральская. Площадь их составляет 300 тыс. – 2,0 млн.км2 , объем осадочного чехла — 400тыс. — 6,0 млн. км3. Приурочены к платформам, содержат 25 % крупнейших и гигантских месторождений нефти и газа.
Крупные провинции имеют площадь 30-560 тыс. км2, объем осадочного чехла — 100 тыс. — 1,5 млн. км3, содержат 15% крупнейших месторождений. Гигантские месторождения в их пределах отсутствуют. Мелкие провинции расположены в пределах межгорных впадин, эпиплатформенных орогенов, небольших внутриплатформенных впадин, авлакогенов и грабенов. Площади их незначительные (5-200 тыс.км2), объем осадочного чехла небольшой (70-450 тыс. км3). Условия сохранности месторождений плохие. В этой группе обнаружено менее 10% крупнейших месторождений.
Характеристика строения и нефтегазоносности каждой провинции дана в учебниках: «Нефтегазоносные провинции СССР», Нефтегазоносные бассейны земного шара» (авторы Н.Ю.Успенская., З.А.Табасаранский, 196б); А.А.Бакиров, Г.Б.Рябухин, 1969; А.А.Бакиров, Г.Б.Рябухин, Н.М.Музыченко и др., 1979; И.О. Брод, В. Г,Васильев, И.В.Высоцкий и др., 1965). Сведения о размещении нефтегазоносных провинций по континентам и странам и масштабах добычи нефти и газа приведены в таблицах 1и 18. На рис.12 показана схема размещения нефтегазоносных провинций на территории СССР.
Таблица. Нефтегазоносные провинции (бассейны) мира.
|
Континенты |
Нефтегазоносные провинции |
|
|
Восточная Европа |
1. Прибалтийская (Калининградская обл.) |
|
|
2. Тимано-Печорская (Республика Коми) |
||
|
3. Предуральская (Башкортостан) |
||
|
4. Волго-Уральская (Татарстан, Башкортостан, Оренбургская обл.) |
||
|
Россия, Казахстан |
5. Прикаспийская (Астрахань, Волгоград) |
|
|
Россия, Украина |
6. Предкавказско-Крымская (Ставропольская обл.) |
|
|
7.Западно-Сибирская (Тюменская обл., Томская обл.) |
||
|
8. Восточно-Сибирская (Иркутская обл., Красноярский край) |
||
|
9. Лена-Вилюйская (Якутия) |
||
|
10. Предверхоянская (Предверхоянский прогиб) |
||
|
11. Дальневосточная (о.Сахолин) |
||
|
Восточная Европа |
Зап. Украина |
12. Предкарпатская |
|
Украина, Белоруссия |
13. Днепрово-Донецкая |
|
|
Азербайджан, Грузия |
14. Закавказская |
|
|
15. Северо-Кавказская (Кубань, Терек) |
||
|
Туркменистан |
16. Западно-Туркменская |
|
|
Туркменистан, Узбекистан, Казахстан |
17. Туранская (Амударьинская) |
|
|
Таджикистан, Узбекистан |
18. Тяньшань-Памирская |
|
|
Западная Европа |
Германия, Англия, Норвегия, Голландия |
19. Североморско-Германская |
|
20. Англо-Парижская |
||
|
21. Аквитанская |
||
|
Германия, Чехословакия |
22. Рейнская |
|
|
23. Тюрингская |
||
|
24. Ронская |
||
|
25. Адриатическая |
||
|
26. Сицилийская |
||
|
Румыния, Польша, Болгария |
27. Предкарпатская |
|
|
Венгрия, Румыния, Югославия |
28. Паннонская |
|
|
29. Трансильванская |
||
|
Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт, часть Турции, ОАЭ |
30. Провинция Персидского залива |
|
|
Сирия, Израиль |
31. Провинция Среднего и Ближнего Востока |
|
|
Иран, Афганистан |
32. Группа бассейнов Иранского Нагорья |
|
|
33. Ордосская |
||
|
34. Сунляо |
||
|
35. Сычуаньская |
||
|
36. Джунгарская |
||
|
37. Цайдамская |
||
|
38. Тайванская |
||
|
Индия, Пакистан |
39. Индийская |
|
|
40. Гангская |
||
|
Бангладеж |
41. Бенгальская |
|
|
Монголия |
42. Группа бассейнов Гоби |
|
|
Алжир, Морокко |
43. Сахарская |
|
|
44. Ливийская |
||
|
Ангола, Нигерия, Габон |
45. Западно-Африканская |
|
|
46. Центрально-Атласская |
||
|
47. Западно-Атласская |
||
|
Австралия |
Австралия |
48. Восточно-Австралийская |
|
49. Западно-Австралийская |
||
|
50. Южно-Австралийская |
||
|
Индонезия |
51. Индонезийская |
|
|
Новая Зеландия |
52. Новозеландская |
|
|
Северная Америка |
53. Западно-Канадская |
|
|
54. Восточно-Канадская |
||
|
55. Западная Внутренняя |
||
|
56. Восточная Внутренняя |
||
|
57. Пермская |
||
|
58. Бассейн Скалистых гор |
||
|
59. Калифорнийская |
||
|
60. Предаппалачская |
||
|
61. Приатлантическая |
||
|
62.Северо-Аляскинская |
||
|
63. Южно-Аляскинская |
||
|
Мексика, США |
64. Мексиканская (Сирт) |
|
|
Куба, США |
65. Бассейн Карибского моря |
|
|
Южная Америка |
Венесуэла |
66. Венесуэльская (Оринокская) |
|
Колумбия |
67. Колумбийская (Магдаленская) |
|
|
Венесуэла |
68. Маракаибская |
|
|
Тринидад, Венесуэла, Бразилия |
69. Венесуэло-Тринидадская |
|
|
70. Нижнеамазонская |
||
|
71. Верхнеамазонская |
||
|
Бразилия |
72. Мараньяо |
|
|
73. Притихоокеанская (Гуаякильская) |
||
|
74. Титикакская |
||
|
Боливия, Аргентина |
Боливийско-Аргентинская |
|
|
Аргентина |
76. Патагонская |
Производство Крупнейшие нефтяные бассейны мира
Разведанные запасы нефти по состоянию на 2010.
Мировые запасы газа оцениваются: общегеологические 400 трлн.куб.м; разведанные – 150 трлн.куб.м и распределяются: Северная Америка – 6,5 трлн.куб.м (4,4%); Латинская Америка – 7,3 трлн.куб.м (5%); Зарубежная Европа – 5,2 трлн.куб.м (3,5%); СНГ – 56,7 трлн.куб.м (38,7%), РФ – 48 трлн.куб.м (33%); Средний Восток и Африка – 55,4 трлн.куб.м (37,8%), остальная Азия – 96,5 трлн.куб.м (6%).
Мировая добыча нефти составляет 3,5 млрд.т, газа 2400 млрд.
куб.м в год.
Разведанные запасы природного газа на 2010 ᴦ. в кубических метрах (куб.м.).
Крупнейшие бассейны природного газа мира на 2010 ᴦ.
Уран (U), металлический химический элемент приобрел известность благодаря использованию его в ядерном оружии и атомной энергетике.
Разведанные запасы урана в мире составляют 2,3 млн.т.
(цена добычи 80 долларов за 1 кг). Наибольшими разведанными запасами урана обладают Австралия (ок. 466 тыс. т, более 20% мировых запасов), Казахстан (18%), Канада (12%), Узбекистан (7,5%), Бразилия и Нигер (по 7%), ЮАР (6,5%), США (5%), Намибия (3%), Украина (3%), Индия (ок. 2%). Крупное месторождение уранита находится в Демократической Республике Конго.
Значительными запасами располагают также Китай, Германия и Чехия. После недавнего открытия богатых урановых месторождений в Канаде эта страна по запасам уранита заняла первое место в мире. В России промышленные запасы урана сосредоточены в Восточном Забайкалье.
При годовой потребности для АЭС 58 тыс.т.
Крупнейшие нефтяные месторождения мира
разведанных запасов может хватить на 40 лет.
Основные этапы производства урана — это добыча руды подземным или открытым способом, обогащение (сортировка) руды и извлечение урана из руды. В 2005 году мировой объем добычи урана достиг примерно 39,3 тысячи тонн
Читайте также
Разведанные запасы нефти по состоянию на 2010.
№ п.п. Страна Разведанные запасы (баррель) Саудовская Аравия 264 600 000 000 Канада 175 200 000 000 Иран 137 600 000 000 Ирак 115 000 000 000 Кувейт 104 000 000 000 Объед. Арабские Эмираты 97 800 000 000 … [читать подробенее]
Баренцево-Карский нефтегазоносный бассейн - расположен в западной части Северного Ледовитого океана, в Баренцевом море и северной части Карского моря.
В данном бассейне открыто пять месторождений: Мурманское, Северо-Кильдинское, Штокмановское, Ледовое и Лудловское.
Топ 10 самых крупных месторождений нефти
Нефтегазоносный бассейн открыт в конце 80-х годов XX века с открытием месторождения-гиганта Штокмановского. Продуктивными являются триасовые и юрские комплексы, нефтематеринскими - отложения пермо-триаса.
Ресурсы оцениваются в 5-30 трлн м³ природного газа и в 2-8 млрд тонн нефти.
См. также
Ссылки
This page is based on a Wikipedia article written by authors (here).
Text is available under the CC BY-SA 3.0 license; additional terms may apply.
Images, videos and audio are available under their respective licenses.
Нефтегазоносные бассейны мира
 |
|
|
|
Характеристика Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция занимает территорию Западно-Сибирской низменности.
Первое газовое месторождение Березовское было открыто в 1953 году.
Платформа Западно-Сибирской провинции расположена на фундаменте палеозойского возраста, представленного песчано-гинистыми мезо-кайнозойскими отложениями, мощность которых достигает 4000-5000 м.
В состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции входят несколько нефтегазоносных областей:
§ Среднеобская;
§ Васюганская;
§ Фроловская;
§ Северо-Тюменская;
§ Березово-Шаимская.
Среднеобская нефтегазоносная область представлена уникальным по запасам нефти Самотлорским месторождением.
К богатейшим нефтяным месторождениям относятся также Мамонтовское, Советское, Усть-Балыкское, Правдинское, Западно-Сургутское.
Нефтегазоносность установлена в тюменской, васюганской, мегионской и вартовской свитах. Основные запасы нефти связаны с отложениями вартовской и верхней мегионской свитами. В их разрезе выделяется более 30 проницаемых песчаных пластов, из которых почти 20 с доказанной промышленной нефтегазоносностью.
Значительные скопления нефти заключены в песчаных и песчано-глинистых пластах группы «А» в кровельной части вартовской свиты. Их мощность изменчива, и часто замещаются глинами и алевролитами.
В основании осадочного чехла залегает тюменская свита (нижняя + средняя юра) мощностью 200-300 м.
Она выражена переслаиванием песчаников, алевролитов, глин. Верхняя юра в пределах Сургутского и Нижневартовского сводов представлена васюганской и георгиевской свитами, состоящими из чередующихся песчаников и аргиллитов мощностью 50-110 м.
Мегионская и вартовская свиты (валанжин и готерив-баррем) сложены пластами песчаников, разделенных аргиллитами мощностью 265-530м.
Нефть Среднеобской области имеет плотность 0,854-0,901 г/см3, содержание серы 0,8-1,9%.
Наибольшее содержание серы в нефтях месторождений Сургутского района. Все нефти малопарафинистые 1,9-5,3%.
Северо-Тюменская газонефтеносная область включает в себя более десяти месторождений, в том числе крупнейшие такие как Уренгойское, Заполярное, Медвежье.
Основные черты геологического строения. Мощность осадочного чехла более 4000м, но нижняя часть разреза бурением не изучена.
Нижне-среднеюрские отложения представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов мощностью 220-445 м. Отложения верхней юры сложены аргиллитами мощностью 100-150 м. Верхняя часть покурской свиты представлена глинистыми песками. Покрышкой служат глины турон-палеогенового возраста мощностью 1000 м.
Огромные запасы газа сосредоточены в песчаниках валанжин-сеноманского возраста с хорошими коллекторскими свойствами (пористость 26-34%, проницаемость до 3000-6000 мД).
Газы сеноманских залежей состоят в основном из метана 98-99,6%.
На большинстве месторождений конденсат практически отсутствует. Газы валанжинской залежи содержат большое количество тяжелых углеводородов до 9,5% и метана до 88,5%.
Уренгойское месторождение по запасам газа является крупнейшим в мире.
Оно приурочено к пологой брахиантиклинальной складке, размеры которой 95х25 км. Газовая залежь сложена переслаивающимися песчаниками, алевролитами, глинами. Суммарная мощность газонасыщенных коллекторов в сводовой части структуры составляет 80-100 м. Пористость коллекторов 20-35%, проницаемость 600-1000 мД.
Контрольные вопросы:
Назовите коллекторские свойства горных пород.
2. От чего зависит пористость и проницаемость пород?
3. Каких видов бывает пористость и проницаемость?
4. Какой элементный состав нефти.
5. Расскажите о физических свойствах нефти.
6. Какими основными свойствами обладает природный газ?
7. Гипотезы органического и неорганического происхождения нефти.
8. Характеристика пород — коллекторов.
9. Характеристика пород — покрышек.
10. Что такое миграция и аккумуляция нефти и газа.
Каких видов бывает миграция и аккумуляция?
12. Каких видов бывает разрушение залежей?
13. Понятие о природных резервуарах и ловушках.
14. Понятие о залежах и месторождениях и их типы.
Нефтегазоносные и газонефтеносные бассейны
Контуры нефтегазоносности. Понятие о ВНК, ГНК. Методы их определения.
16. Давление и температура в нефтяных и газовых пластах.
17. Пластовые воды, их физические свойства и промысловая классификация.
18. Что такое нефтегазоносная провинция и область?
19. Назовите основные нефтегазоносные провинции.
Разведанные запасы нефти по состоянию на 2010.
| номер | государства | месторождение | год открытие | Запасы (млрд т) |
| 1 (-) | Чиконтепек Мексика | 1926 (2009) | 22,1 | |
| 2 (-) | Атабаска Канада | 20,6 | ||
| 3 (1) | Аль-Гавар С.Аравия | 9,6 | ||
| 4 (2) | Большой Бурган | |||
| 5 (-) | Верхний Закум ОАЭ | 8,2 | ||
| 6 (-) | Карабобо-1 Венесуэла | 8,5 | ||
| 7 (-) | Хунин-2 Венесуэла | 7,9 | ||
| 8 (-) | Шельф Боливар Венесуэла | 7,2 | ||
| 10 (3) | Сафания-Хафджи С.Аравия - Кувейт | 6,6 |
Мировые запасы газа оцениваются: общегеологические 400 трлн.куб.м; разведанные – 150 трлн.куб.м и распределяются: Северная Америка – 6,5 трлн.куб.м (4,4%); Латинская Америка – 7,3 трлн.куб.м (5%); Зарубежная Европа – 5,2 трлн.куб.м (3,5%); СНГ – 56,7 трлн.куб.м (38,7%), РФ – 48 трлн.куб.м (33%); Средний Восток и Африка – 55,4 трлн.куб.м (37,8%), остальная Азия – 96,5 трлн.куб.м (6%).
Мировая добыча нефти составляет 3,5 млрд.т, газа 2400 млрд. куб.м в год.
Разведанные запасы природного газа на 2010 г. в кубических метрах (куб.м.).
| № п.п. | Страна | Разведанные запасы в куб. метрах |
| Россия | 47,570,000,000,000 | |
| Иран | 29, 610 000 000 000 | |
| Катар | 25, 470 000 000 000 | |
| Туркмения | 7, 504 000 000 000 | |
| Саудовская Аравия | 7, 461 000 000 000 | |
| Соединенные Штаты | 6, 928 000 000 000 | |
| Объединенные Арабские Эмираты | 6, 071 000 000 000 | |
| Нигерия | 5, 246 000 000 000 | |
| Венесуэла | 4, 983 000 000 000 | |
| Алжир | 4, 502 000 000 000 |
Крупнейшие бассейны природного газа мира на 2010 г.
| номер | государства | месторождение | год открытие | запасы (трлн м 3) |
| 1 (1-2) | Северное/Южный Парс Катар - Иран | |||
| 2 (3) | Уренгой РФ | 10,2 | ||
| 3 (-) | Южный Иолотань-Яшлар Туркмения | 7,5 | ||
| 4 (-) | Хейнсвиль США | |||
| 5 (4) | Ямбургское РФ | 5,2 | ||
| 6 (-) | Маркеллус США | 4,4 | ||
| 7 (5) | Бованенковское РФ | 4,3 | ||
| 8 (6) | Штокмановское РФ | 3,8 | ||
| 9 (-) | Астраханское РФ | 3,8 | ||
| 10 (-) | Дачжоу КНР | 3,8 |
Уран (U), металлический химический элемент приобрел известность благодаря использованию его в ядерном оружии и атомной энергетике. Содержание урана в земной коре составляет 0,003%, на долю атомной энергии приходится около 20% мировой энергетики.
Разведанные запасы урана в мире составляют 2,3 млн.т. (цена добычи 80 долларов за 1 кг). Наибольшими разведанными запасами урана обладают Австралия (ок. 466 тыс. т, более 20% мировых запасов), Казахстан (18%), Канада (12%), Узбекистан (7,5%), Бразилия и Нигер (по 7%), ЮАР (6,5%), США (5%), Намибия (3%), Украина (3%), Индия (ок. 2%). Крупное месторождение уранита находится в Демократической Республике Конго. Значительными запасами располагают также Китай, Германия и Чехия. После недавнего открытия богатых урановых месторождений в Канаде эта страна по запасам уранита заняла первое место в мире. В России промышленные запасы урана сосредоточены в Восточном Забайкалье.
При годовой потребности для АЭС 58 тыс.т. разведанных запасов может хватить на 40 лет.
Основные этапы производства урана - это добыча руды подземным или открытым способом, обогащение (сортировка) руды и извлечение урана из руды. В 2005 году мировой объем добычи урана достиг примерно 39,3 тысячи тонн
Венесуэла является одним из лидирующих государств по добычи нефти в мире (входит в «десятку» стран-производителей этого природного ресурса). В 2006 году она занимала шестое место нетто-объему экспорта нефти на земном полушарии. Более трех четвертей от общих доходов экспорта страны приходится на нефтяной сектор.
Согласно ежегодному «Статистическому обзору мировой экономики», который проводит британская нефтяная компания «BR», Венесуэла стала лидером по запасам вышеуказанного природного ресурса, обогнав при этом даже Саудовскую Аравию. В конце 2011 года доказанные запасы данной страны составили около 295,6 млрд. баррелей – это 18 % мирового запаса.
Основные нефтяные бассейны Венесуэлы
На территории данного государства находятся четыре нефтяные бассейны:
- Маракаибо;
- Апуре;
- Фалькон;
- Ориентал.
Специалисты отмечают, что сырая , которая добывается в этих промыслах, обладает плотностью не менее 20 градусов (в градусах Американского нефтяного института). Это позволяет отнести данный природный ресурс к тяжелой нефти в соответствии с международными стандартами.
В связи с этим, большинство количество нефти, которая производится в Венесуэле, должно перерабатываться на специальных предприятиях, как внутри страны, так и за ее рубежом.
Компания PDVSA в бассейне Маракаибо добывает больше половины своих объемов нефти.
Промыслы бассейна Ориентал являются несильно выработанными в сравнении с другими.
Основные месторождения нефти в Венесуэле
На территории вышеуказанной страны открыты следующие месторождения данного природного ресурса:
- Шельф Боливар – входит в нефтегазоносный бассейн Маракайбо. Он состоит их трех месторождений: Тиа-Хуана, Лагунильяс, Бочакеро. Его было открыто в 1917 году. Геологические здесь оценивались в 8,3 млрд. тонн. Следует отметить, что за 2008 год здесь произвели примерно 120 млн. тонн нефти.
- Бомбал – находится в Габоне. Данное месторождение открыто в 1962 году. Его геологические запасы оценивались в 1,6 млн. тонн. За 2010 год здесь произвели около 48 тыс. тонн этого природного ресурса. Оператором Бомбал является американская нефтяная компания «Harvest Natural Resources».
- Карабобо-1 – расположено в нефтяном поясе Ориноко (восток Венесуэлы, штат Ансоатеги). Данное супергигантское месторождение было открыто в 2006 году. Геологические запасы нефти здесь оценивались экспертами в 8 млрд. тонн. Лицензией на разработку обладают две нефтяные компании «Petrobras» и «PDVSA».
- Тукупита – находится в Габоне. Месторождение открыто в 1945 году. Извлекаемые запасы вышеуказанного природного ресурса составляют 2,2 млн. тонн. Лицензией на разработку обладает американская нефтяная компания «Harvest Natural Resources».
- Хунин-1 – расположено в нефтяном поясе Ориноко. Данное месторождение, которое было открыто в 2006 году, состоит из четырех залежей нефти. Геологические запасы этого природного ресурса в них составляют 6 млрд. тонн.
- Хунин-3 – находится штате Гурико. Извлекаемые запасы нефти специалистами оцениваются в 2,5 млрд. тонн. Лицензией на разработку месторождения обладает российская компания «Лукойл».
- Хунин-4 – расположено в штате Гуарико. Данное месторождение открыто в 2006 году. Лицензией на разработку его обладают две компании такие, как «CNPC» и «PDVSA». Геологические запасы вышеуказанного природного ресурса составляют около 5,7 млрд. тонн.
Нефтяные проекты Венесуэлы
Правительство Венесуэлы создает специальные национальные программы, которые рассчитаны на прирост доказанных запасов вышеуказанного природного ресурса в стране на 235 млрд. баррелей. Компания «PDVSA», выступающая от имени государства, будет иметь 51 % и выше акций во всех национальных проектах. В общем в стране насчитывается 4 таких программы, одна из которых находится в нефтяном поясе, остальные - являются газовыми проектами.
Проект Orinoco Magna Reserva
Ресурсы проекта составляют около 70 млрд. тонн нефти. В него входят 27 блоков, которые расположены в центральной части государства.
Проект занимает площадь в 55 тыс. кв. м. Он состоит из 37 крупных месторождений тяжелой и сверхтяжелой нефти. Лицензии на разработку принадлежат следующим компаниям:
- Газпром (Аякучо-3);
- Лукойл (Хунин -3);
- BP (Карабобо Западный);
- Роснефть (Карабобо-2,3,4);
- Белорусьнефть (Бояка-1,2,3,4, Гура Эсте, Лагомедио, Хунин-1);
- Petronas (Бояка-5);
- CoconoPhillips (Аякучо-1);
- PetroVietham (Хунин-2);
- ChevronTaxaco (Баре);
- ENI (Хунин-5)
- PDVSA (Карабобо Восточный, Хунин Южный).
- Sinipec (Хунин-8);
- ONGC Videsh Limited (Хунин Северный).
Разведка и добыча нефти
Венесуэла национализировала нефтяную промышленность еще в 1976 году. Государственная компания PDVSA (Петролес де Венесуэла) занимается разведкой и добычей в стране рядом с иностранными нефтяниками.
Специалисты отмечают, что в 2006 году вышеуказанная компания производила за один день примерно 1,6 млн. баррелей сырой нефти.
Правительство Венесуэлы потрясает своими планами: до 2019 года увеличить добычу нефти в два раза, то есть до 6 млн. баррелей в сутки.
Будьте в курсе всех важных событий United Traders - подписывайтесь на наш
Скопления углеводородов (нефть, газ, конденсат) находятся как в недрах суши, так и в пределах акваторий и дальневосточных окраинных, а также внутренних .
Свыше половины начальных ресурсов углеводородов расположены на территории молодых и древних платформ и (около трети) в зонах их сочленения со складчатыми областями, где они связаны с областями развития не дислоцированного или слабо дислоцированного осадочного чехла повышенной (более 1,0–1,5 км) мощности.
Залежи углеводородов установлены в отложениях от рифея до плиоцена. Большая часть (примерно 60–70%) начальных суммарных ресурсов приурочена к мезозойским отложениям; вклады палеозойских и кайнозойских комплексов близки, а доля докембрийских - пока весьма ограниченна. В каждом нефтегазоносном бассейне основная часть ресурсов обычно локализуется в сравнительно узких, как правило, относительно выдержанных, интервалах разреза.
Преобладающая часть (примерно 60%) ресурсов связана с терригенными комплексами, около трети - с карбонатными, небольшая доля - с кремнисто-глинистыми. Среди установленных ловушек в большинстве регионов основное значение имеют антиклинальные, в ряде регионов существенную роль играют рифогенные, стратиграфические и литологические (чаще всего контролируемые зонами выклинивания), а также связанные с солянокупольной . В качестве перспективных рассматриваются зоны поднадвигового распространения осадочных комплексов в обрамлении платформ.
В европейской части России выделяются: Тимано-Печорская, Волго-Уральская, Прикаспийская, Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносные провинции и Балтийская нефтеносная область, в которых сосредоточены основные запасы углеводородов региона, а также Московская и Мезенская перспективные нефтеносные области.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
(площадь - примерно 0,6 млн км2) расположена на территории одноименной эпибайкальской платформы, включает северную часть Предуральского краевого прогиба; продолжается на шельф Баренцева моря. Фундамент (байкальский) залегает на глубинах от 1–3 до 7–12 км. Нефтегазоносность распространена в отложениях от ордовика до триаса, в разрезе выделяется 8 нефтегазоносных терригенных и карбонатных комплексов.
Подавляющая часть ресурсов (от 75 до 95%), заключена в отложениях среднего-верхнего палеозоя, примерно поровну в визейско-нижнепермских и ордовикско-турнейских комплексах. Нефтематеринскими считаются широко распространенные битуминозные глинистые известняки и сланцы верхнего девона (доманикиты) и нижнего карбона. Большинство месторождений приурочено к брахиантиклинальным поднятиям и рифовым массивам. В составе ресурсов преобладают нефтяные углеводороды. В бассейне открыт ряд крупных нефтяных и газовых месторождений. Запасы нефти категорий А+В+С1 учтены более чем по 110 месторождениям. Величины начальных и прогнозных ресурсов значительны.
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция
(площадь - примерно 0,7 млн км2) - наиболее крупная провинция в Европейском регионе. Включает перикратонную область Восточно-Европейской платформы и Предуральский краевой прогиб (его центральную и южную части). Раннедокембрийский фундамент залегает на глубинах от 3–5 до более 10 км в Предуральском прогибе. Практически все ресурсы находятся в отложениях среднего-верхнего палеозоя. Продуктивным является ряд терригенных и карбонатных комплексов в разрезе девонской-пермской систем. В качестве нефтематеринских рассматриваются регионально распространенные битуминозные глинистые известняки и сланцы верхнего девона (доманикиты) и нижнего (турне и визе). Среди ловушек преобладают структурные и рифовые; перспективны также стратиграфические и литологические зоны выклинивания. В составе ресурсов преобладают нефтяные углеводороды. Плотность общих ресурсов высокая, наибольшая приурочена к Южно-Татарскому и Соль-Илецкому сводам, в пределах которых находятся самые крупные месторождения: Ромашкинское (нефтяное) и Оренбургское (газоконденсатное), которое содержит также крупные запасы газовой серы.
В результате геологоразведочных работ на нефть и газ было открыто 212 месторождений с нефтяными запасами и 19 месторождений с запасами газа, что составляет 46% всех открытых нефтяных месторождений России на суше. Запасы нефти в этих месторождениях составляют 25% от общих разведанных запасов категорий А+В+С1 по России в целом.
Прикаспийская нефтегазоносная провинция
(площадь - примерно 0,5 млн км2). Отвечает одной из наиболее глубоких депрессионных структур мира, с мощностью осадочного чехла до 20 км и возможно больше. Важные особенности разреза - региональное распространение мощной (до 3–4 км) нижнепермской толщи солей, сильно осложненной солянокупольной тектоникой, и широкое развитие в разрезе подсолевых отложений (от средне-верхнедевонских до нижнепермских) масштабных рифогенных комплексов, высотой до 2–5 км. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях от среднедевонских до палеоген-неогеновых. Большая часть залежей (приблизительно 90%) содержится в подсолевых верхнедевонско-каменноугольных карбонатно-рифогенных и терригенных комплексах, меньшая (примерно 10%) в надсолевых мезозойских. Битуминозные глинисто-карбонатные образования, рассматриваемые в качестве нефтематеринских, присутствуют в верхнедевонских, нижне- и среднекаменноугольных и нижнепермских отложениях.
Месторождения приурочены к антиклинальным складкам и рифовым массивам, частично связаны с солянокупольными структурами. Максимальная плотность ресурсов установлена на Астраханском своде, где находится одноименное гигантское газоконденсатное месторождение, содержащее уникальные концентрации и запасы сероводорода. Объемы начальных суммарных ресурсов значительны.
Прикаспийская впадина и ее платформенное обрамление являются одним из немногих регионов европейской части России, где могут быть открыты крупные залежи углеводородов.
Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,4 млн км2) включает эпигерцинскую Скифскую плиту и Предкавказские краевые прогибы и распространяется в пределы акватории . Осадочный чехол, мощностью от 2–3 до 8–12 км, представлен нижним доплитным (PZ3-T) и плитным (J-N) комплексами, перекрытыми в пределах краевых прогибов олигоцен-неогеновой молассой. Нефтегазоносность установлена в отложениях от пермо-триаса до неогена. Выделяется до 7–8 песчаных и известняковых продуктивных комплексов. В качестве нефтематеринских рассматриваются обладающие повышенной битуминозностью глинисто-карбонатные породы юры, мела и глинистые олигоцена-неогена. Залежи контролируются антиклинальными поднятиями, частично рифовыми массивами, в меньшей мере зонами стратиграфического и литологического выклинивания. К крупнейшим месторождениям относятся Старогрозненское (нефтяное), Анастасиевско-Троицкое (газонефтяное), Северо-Ставропольское (газовое). Плотность начальных ресурсов высокая. Дополнительные перспективы этой старейшей нефтегазоносной провинции связаны с нетрадиционными типами ловушек и с доплитным комплексом.
Балтийская нефтеносная область
. В геологической структуре прогнозных ресурсов нефти основная роль отводится кембрийскому нефтеносному комплексу, с которым в данном регионе связаны все открытые в настоящее время промышленные залежи нефти. Несмотря на значительную степень разведанности ресурсов и выработанности запасов, этот комплекс на данный момент является в Калининградской области наиболее перспективным для освоения.
В азиатской части России наиболее крупными являются и Лено-Тунгусская нефтегазоносные провинции, Енисейско-Анабарская, Хатанго-Вилюйская и Лено-Вилюйская газонефтеносные провинции.
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция
(площадь - примерно 2,0 млн км2) одна из крупнейших нефтегазоносных провинций мира, занимающая большую часть молодой эпигерцинской плиты и продолжающаяся в пределах шельфа Карского моря. Фундамент гетерогенный: на западе - герцинский, на севере, в центре и востоке - в основном, байкальский частично более древний, на юге - салаирский, каледонский, герцинский. Залегает на глубинах от 2–3 до 5–10 км и более, регионально погружается в северном и северо-восточном направлениях. В основании осадочного чехла располагается система грабенов, выполненных отложениями T-J1. Выделяются два комплекса: доплитный (PZ-T), мощностью до 5 км, и плитный (J-N), мощностью 7–8 км. Нефтегазоносны отложения палеозоя, нижней, средней и верхней юры, нижнего и верхнего мела. Для всего разреза характерно резкое преобладание терригенных песчано-глинистых отложений. Региональные покрышки: баженовская глинистая толща (J3-K1) и слои глин в разрезе мела. В качестве нефтегазоматеринских рассматриваются кремнисто-глинистые породы баженовской толщи (Сорг до 10–12% и более), а также разреза нижнего мела. Среди ловушек преобладают антиклинальные и литологические. Основные ресурсы заключены в отложениях неокома и сеномана; некоторая часть связана с другими подразделениями юры и мела. Для провинции характерны уникальные ресурсы и очень высокая их средняя плотность.
В основных восьми нефтегазоносных комплексах открыто большое количество ловушек (около 4000) и залежей (более 5200) углеводородов. Залежи сконцентрированы в 695 месторождениях, которые тяготеют к центральной части Западно-Сибирской равнины и югу Карского моря, не приближаясь к бортам нефтегазоносных провинций ближе чем на 150 км.
Открыт ряд гигантских нефтяных (Самотлорское и др.), газовых и газоконденсатных (Ямбургское, Уренгойское и др.) месторождений. Дальнейшие перспективы провинции очень высоки. Дополнительные перспективы связываются с освоением глубинных объектов (триаса и палеозоя), Гыдано-Енисейского эпибайкальского бассейна.
Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 2,5 млн км2). Занимает большую часть Восточно-Сибирской платформы. Фундамент дорифейский, залегает на глубинах от 2–5 до 10–12 км. Продуктивен ряд комплексов: вендский преимущественно терригенный; венд-кембрийский глинисто-соляно-карбонатный с рифогенными образованиями, рифейский терригенно-карбонатный. Большинство месторождений заключено в венд-нижнекембрийских комплексах; крупные залежи установлены также в рифейском, с которым связываются весьма значительные перспективы. Повышенная битуминозность характерна для кремнисто-глинисто-карбонатных пород венд-кембрийского разреза. Месторождения приурочены к антиклинальным ловушкам и рифовым массивам. По общим ресурсам провинция существенно уступает Западно-Сибирской, особенно по изученности.
Открыто 35 месторождений нефти, газа и газоконденсата, приуроченных преимущественно к крупным положительным структурам: Непско-Ботуобинскому и Байкитскому сводам (на вершине последнего находится самое крупное Юрубчено-Тохомское месторождение нефти), Катангской седловине и др. Помимо рифейско-кембрийских, к перспективным относятся также ордовикско-пермские отложения в северных областях провинции. Нефтегазовый потенциал Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции высокий, и провинция является основным объектом геолого-разведочных работ.
Енисейско-Хатангский бассейн (площадь - примерно 0,35 млн км2, Енисейско-Анабарская и Хатанго-Вилюйская газонефтеносные провинции). Приурочен к мезозойскому краевому прогибу, который перекрывает область палеозойского перикратонного опускания Сибирской платформы и складчатые палеозойские комплексы Таймыра. Фундамент гетерогенный, представлен комплексами докембрия, нижнего и среднего палеозоя. Глубины залегания от 3 до 8–12 км. Осадочный разрез представлен терригенно-карбонатными, вероятно соленосными, отложениями палеозоя, мощностью до 5 км, и терригенными мезозоя, мощностью до 8 км. Нефтегазоносными являются юрские и меловые песчано-глинистые отложения. В составе углеводородов преобладает газ (свыше 90%). В качестве нефтематеринских рассматриваются глины верхней юры и нижнего мела. Ловушки преимущественно антиклинальные. Открыто 14 газовых и газоконденсатных и одно нефтегазоконденсатное месторождение. Начальные ресурсы сосредоточены на западе бассейна.
Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция (площадь - примерно 0,35 млн км2). Отвечает Предверхоянскому краевому прогибу, расположенному в зоне сочленения древней Сибирской платформы с Верхоянским орогенным поясом, почти повсеместно надвинутым на краевой прогиб. Прогиб наложен на область перикратонного опускания платформы, осложненную поперечными рифейско-палеозойскими рифтогенными структурами, в том числе погруженным северо-восточным звеном крупнейшего Вилюйского авлакогена. Фундамент архейско-протерозойский. Осадочный чехол (мощностью от 3–6 до 10–12 км) сложен платформенными (венд-юра) и молассовыми (верхняя юра-нижний мел) отложениями. Нижние части разреза (венд-девон) не вскрыты. Вскрытый разрез имеет существенно терригенный состав с двумя промышленно-угленосными комплексами: пермским и верхнеюрско-нижнемеловым. Продуктивны пермские и триасовые песчаники. В качестве нефтематеринских рассматриваются глинистые слои с повышенной битуминозностью раннего триаса и предполагаются нижележащие глинистые породы венда-кембрия. В общих запасах преобладает газ. Открыто 9 газовых и газоконденсатных месторождений в антиклинальных ловушках. Прогнозный потенциал высокий.
Ряд возможно нефтегазоносных территорий связан с межгорными впадинами разновозрастных складчатых областей: Северо- и Южно-Минусинский и Кузнецкий перспективные нефтегазоносные районы в палеозоидах Урало-Охотского пояса, Зырянский и Момский прогибы в мезозоидах Верхоянско-Колымского пояса, Анадырско-Наваринская перспективная нефтегазоносная область в альпидах Тихоокеанского пояса и другие более мелкие. Их нефтегазоносность практически не изучена, углеводородный потенциал в целом низкий. Анадырско-Наваринская перспективная нефтегазоносная область (площадь - примерно 0,15 млн км2) отвечает внутрискладчатым прогибам в пределах Тихоокеанского кайнозойского пояса. Фундамент представлен мезозойскими дислоцированными и метаморфизованными вулканогенными образованиями. Осадочный чехол, мощностью до 4–5 км, возможно больше, сложен морскими и континентальными породами верхнего мела, палеогена и неогена. Продуктивность связана с отложениями палеогена и миоцена. Установлена промышленная нефтегазоносность. Прогнозные ресурсы ограниченные.
Охотская нефтегазоносная провинция
(площадь - примерно 1,7 млн км2). Представляет собой обширную область преимущественно кайнозойского осадконакопления в пределах альпийского Тихоокеанского пояса. Включает и прилежащие континентальные области прогибания. За кровлю фундамента принимается поверхность метаморфизованных пород мелового возраста. Наибольшие мощности кайнозойской терригенной толщи (до 5–8 км и более) контролируются прогибами, обрамляющими приподнятый Охотский массив в центральной части Охотского моря. Продуктивны песчаные горизонты миоцена. Глинистые толщи в отложениях нижнего и среднего миоцена, обладающие повышенной битуминозностью, рассматриваются в качестве нефтегазоматеринских и одновременно как региональные флюидоупоры. Ловушки антиклинального типа, часто тектонически осложненные. На северо-востоке открыто 60 месторождений, в т.ч. 47 нефтяных и 13 газовых. Месторождения многопластовые (до 8–14 пластов); здесь плотность ресурсов высокая. Дальнейшие перспективы провинции связаны преимущественно с прогибами на шельфах Охотского моря.
Крупный резерв углеводородного сырья России составляют шельфы арктических и дальневосточных окраинных морей, а также внутренние Каспийское и . Значительная часть их площади оценивается как перспективная. На долю арктического шельфа приходится львиная доля общих ресурсов углеводородов континентального шельфа России.
К числу наиболее перспективных относится крупный Баренцево-Карский бассейн
(площадь - примерно 2,4 млн км2) с установленной нефтегазоносностью (Западно- и Восточно-Баренцевские нефтегазоносные провинции, Северо-Карская, Северо-Сибирского порога перспективные нефтегазоносные области). Он отвечает континентальному шельфу в пределах платформенной области с гетерогенным архейско-протерозойским фундаментом. Бассейн исследован недостаточно, особенно в восточной части (Карское море). Преобладающая мощность осадочного чехла 5–10 км, в депрессиях до 15–20 км. Разрез чехла в изученной юго-западной части провинции сложен терригенными, карбонатными и соляными толщами верхнего палеозоя, терригенными угленосными триаса и юры, терригенно-карбонатными и вулканогенными мела и палеогена. Основные продуктивные породы и горизонты - песчаники триаса и юры и верхнедевонско-нижнепермские карбонатные отложения. В качестве нефтематеринских рассматриваются битуминозные глинистые пачки и углистые породы в триасовых и юрских толщах. Ловушки структурного типа. В российском и норвежском секторах Баренцева моря открыто 12, в основном газовых и газоконденсатных, месторождений. Среди них уникальное по запасам Штокмановское в песчаниках триаса, приуроченное к прибортовой зоне Южно-Баренцевской впадины и Лудловской мегаседловине.
Наиболее изученные районы арктического шельфа - южные части Баренцева и являются объектами лицензирования, конкурсов на геологическое доизучение недр, а крупнейшие газоконденсатные месторождения этих морей Русановское и Ленинградское в и Ледовое в включены в Государственный стратегический газовый резерв страны.
К востоку от Западно- и Восточно-Баренцевских нефтегазоносных провинций, Северо-Карской перспективной нефтегазоносной области, Северо-Сибирского порога перспективной нефтегазоносной области, в пределах арктических акваторий располагается система слабо изученных территорий, объединенных в четыре перспективных объекта: Восточно-Арктическая перспективная нефтегазоносная провинция, Южно-Чукотская перспективная нефтегазоносная провинция, а также субаквальные части Лаптевской перспективной нефтегазоносной провинции и Усть-Индигирской перспективной газонефтеносной области. В пределах дальневосточных акваторий, наряду с субаквальными частями Охотской нефтегазоносной провинции и Анадырско-Наваринской промышленной нефтегазоносной области, выделяется протяженная слабо изученная Притихоокеанская нефтегазоносная провинция.
В нефтяном балансе страны числится 2350 месторождений, в т. ч. 14 на шельфах. Большая часть текущих запасов остается в крупных месторождениях. 80% текущих запасов нефти Западной Сибири сосредоточены в 71 месторождении, в разработке 56 месторождений с запасами А, В, С1 7,5 млрд т. В России, в текущих запасах нефти промышленных категорий, около 7,0 млрд т нефти приходится на коллектора с проницаемостью менее 0,05 мкм2 (в т. ч. 50% текущих запасов Западной Сибири, более 25% - Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, порядка 32% - в Тимано-Печорской провинции); свыше 3,1 млрд т в подгазовых залежах (в т.ч. 22,7% запасов Западной Сибири); порядка 1,7 млрд т тяжелой и высоковязкой нефти (> 30 тыс. мПа·с)
Разведанные запасы нефти (категорий А+В+С1, 12 % мировых) создают в среднем по стране обеспеченность текущего уровня добычи около 50 лет, но по ряду длительно эксплуатируемых нефтедобывающих районов обеспеченность уменьшена до 12–19 лет при охвате разработкой 97–100% всех разведанных запасов. Перспективные и прогнозные ресурсы нефти России составляют 56 млрд т. По этому показателю занимает второе-третье место в мире.
Структура запасов России на начало 2001 г. оценивалась в 48,0 трлн м3 (в т. ч. 1,35 трлн м3 растворенного). В балансовых запасах свободный газ учитывается по 787 месторождениям. Свыше 72% газа сосредоточено в 22 уникальных месторождениях России, основные в Западной Сибири: Уренгойское, Ямбургское, Западно-Таркосалинское, Медвежье, Комсомольское, Ямсовейское, и Оренбургское месторождение Волго-Урала. Они дают 84% годовой добычи свободного газа (более 500 млрд м3 в год). Освоенность начальных запасов этих месторождений превышает 50%. На долю крупных месторождений (30–500 млрд м3) приходится 24,6% разведанных запасов, на средние и многочисленные мелкие - всего около 3% промышленных запасов.
В разрабатываемых месторождениях (около 440 месторождений) заключено примерно 46% текущих промышленных запасов газа России (21,3 трлн м3 по категории А, В, С1 и 4,2 трлн м3 по категории С2), в т.ч. в непосредственно разрабатываемых 32% (15,0 трлн м3 по категории А, В, С1). Накопленная добыча свободного газа более 12 трлн м3 (освоенность начальных промышленных запасов 21%). В «старых» регионах, таких как Ставропольский и Краснодарский края, республика Коми выработанность месторождений достигает 80–90%.
Россия относится к числу немногих , полностью обеспеченных жидкими, газообразными и твердыми ресурсами углеводородов. Неразведанные извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в несколько десятков миллиардов тонн, газа более полутора сотен трлн м3. Поэтому страна имеет возможность не только удовлетворять потребности , нефтехимической, металлургической и других отраслей промышленности, но и экспортировать углеводородное сырье.
Европейские страны, лежащие к западу от Советского Союза, на территории которых проживает 386 млн. человек, имеют большое значение как рынок сбыта нефти. Этот район является вторым после Соединенных Штатов мировым рынком нефти. Немного более 1/10 общего количества нефти, потребляемой в Европе, добывается на месте, а остальную часть потребляемого количества приходится ввозить. Снабжение европейского рынка является одной из важнейших задач международной торговли нефтью. Но в этой статье речь будет идти главным образом о добыче нефти и получении нефтепродуктов в пределах самой Европы; здесь будет говориться о добыче нефти в отдельных странах, ее переработке, транспортировке и получении побочных видов топлива.
Осадочные бассейны, благоприятные для образования скоплений нефти
В целом в Европе можно выделить три различные геологические области. Первая - это скандинавские страны, обладающие весьма расчлененным рельефом и лишенные как молодых отложений, так и осадочных бассейнов. Вторая - страны северной части Западной Европы, для которых характерны обширные осадочные бассейны и значительное развитие древних толщ, слагающих иногда невысокие горы. Третья - область Средиземного моря и Юго-Восточной Европы, которая характеризуется высокими горными цепями с молодым рельефом, окаймленными узкими впадинами, выполненными осадочными толщами. Среди гор расположено несколько небольших межгорных впадин. Возраст толщ, слагающих горы и выполняющих впадины, сравнительно молодой.
В Европе можно выделить восемь крупных и от восьми до тринадцати более мелких бассейнов, в зависимости от критерия, на основании которого выделяются отдельные бассейны. По сравнению с бассейнами других континентов европейские бассейны невелики, и нельзя ожидать, чтобы в них было добыто значительное количество нефти. Осадочные бассейны непосредственно связаны с тектонически активными областями, отличающимися в Европе большей сложностью своего строения и более близко расположенными друг к другу, чем в других частях света.
Несмотря на то, что европейские бассейны расположены как будто бы беспорядочно, на самом деле они закономерно связаны с региональной структурой, что можно видеть на детальных геологических картах. Связь между бассейнами и структурой нередко бывает совершенно ясной, как, например, во впадинах, примыкающих к Пиренеям, Апеннинам, Альпам и Карпатам. В некоторых других случаях, например для Северогерманского и Парижского бассейнов, связь между поднятиями и опусканием впадин бассейнов не ясна, и образование бассейнов не может быть достоверно отнесено к определенному этапу опусканий, сопутствующих поднятиям в смежной зоне. Тем не менее бассейны, формирование которых противоречило бы современным геологическим теориям, здесь отсутствуют.
В течение многих лет считалось установленным, что существует определенное соотношение между объемом морских осадочных толщ и количеством нефти, содержащейся в недрах бассейна, а именно: чем больше бассейн, тем больше должна быть его добыча. Но оказалось, что необходимо учитывать и целый ряд других факторов, специфических для каждого бассейна и способных сильно влиять на количество и распределение скоплений нефти.
Важнейшие осадочные бассейны нефти в Европе
Северогерманский бассейн простирается на запад от Польши через, северную Германию, северную Голландию и, пересекая Ла-Манш, заканчивается в Шотландии и Англии. Для этого бассейна характерны многочисленные соляные купола. Седиментация началась в перми и продолжалась в течение триаса, юры, мела и в начале третичного периода. Почти весь разрез сложен морскими отложениями. Значительные залежи соли связаны с цехштейном (верхняя пермь) и местами с красным лежнем (нижняя пермь). Максимальная мощность толщ, выполняющих бассейн, составляет, по-видимому, более 5100 метров.
В разрезе отмечается несколько несогласий, связанных в основном с широкими трансгрессиями. Наиболее явно выраженным трансгрессивным залеганием отличаются более молодые отложения, в особенности верхнемеловые и третичные, срезающие более древние дислоцированные толщи. Изучение соляных куполов, подымающихся из глубоко залегающих слоев пермского возраста, четко показывает, что их рост совершается этапами, причем первый из них относится к верхней юре и нижнему мелу. Эти отложения становятся менее мощными или выклиниваются на бортах куполов. В верхнем меле соль проникла сквозь все вышележащие слои; периодически движения возобновлялись в третичное время. Немецкие геологи считают, что современные залежи соли образовались во время движений, относящихся к третичному периоду.
Северогерманский бассейн распадается на несколько частей; главная из них - Ганноверская заливообразная впадина, в которой связана основная группа нефтяных месторождений, - простирается к западу в Голландию. Эта часть бассейна характеризуется присутствием юрских и нижнемеловых отложений, которые обычно выклиниваются вдоль северного борта впадины. Вполне возможно поэтому, что именно присутствие юрских и нижнемеловых отложений делает эту часть бассейна наиболее перспективной. Другой характерной чертой Ганноверской впадины является пояс развития антиклинальных складок, протягивающийся вдоль ее южного края, где соляные интрузии обычно отсутствуют. Поблизости от границы с Голландией в этом поясе развиты нормальные антиклинальные поднятия, с которыми связано несколько сравнительно крупных месторождений.
Группа месторождений Хейде в Шлезвиг-Гольштейне, на крайнем севере Германии, входит в другую часть бассейна. Здесь ядра вытянутых соляных поднятий слагаются красным лежнем (нижняя пермь), а не цехштейном (верхняя пермь), как в других куполах.
К более мелким частям относятся бассейн Мюнстер, Нижнерейнский грабен, между Бельгией и Голландией, и ряд других. В Германии южной границей бассейна являются горы Гарц и их западное продолжение (Оснабрюкский нос), простирающееся в Нидерланды.
Как на соляных куполах, так и на нормальных антиклинальных поднятиях имеются нефтеносные отложения, охватывающие широкий стратиграфический интервал от перми до верхнего мела. Наиболее важные известные продуктивные горизонты относятся к юре и нижнему мелу. Бассейн дает меньше нефти, чем можно было бы ожидать, судя по его размерам, мощности выполняющих его толщ и кажущемуся благоприятному характеру отложений.
Венский бассейн нефти
Венский бассейн имеет примерно 176 км в длину и 48 км в ширину. Бассейн представляет собой грабен, расположенный между двумя горными массивами на месте седловины, соединяющей Альпы и Карпаты.
Опускание произошло в верхнем миоцене и плиоцене; мощность отложений (солоноватоводные вплоть до нормальных морских) достигает от 3900 до 5100 метров. Выполнение бассейна, по-видимому, было связано с таким же процессом, происходившим в смежном Венгерском бассейне.
Сбросы, образующие грабен, резко выражены на глубине вдоль обоих бортов бассейна. Нефтяные месторождения Австрии, Чехии и Словакии связаны с этими сбросами, а также с погребенными поднятиями основания грабена. Нефть добывается из плиоценовых и миоценовых отложений, а также из пористых домиоценовых пород основания грабена, в которые она, очевидно, мигрировала.
К бассейну приурочено несколько сравнительно богатых месторождений нефти. В начале 1949 г. было открыто еще одно месторождение - Матцен.
Молассовый бассейн нефти
Молассовый бассейн, являющийся продолжением западной части Карпатского бассейна, окаймляет внешний край Альп и захватывает часть Чехословакии, Австрии, Германии и Швейцарии. Выполнение бассейна, происходившее от среднего олигоцена до верхнего миоцена, является отражением последнего этапа перемещения к северу предгорных впадин Альпийской геосинклинальной области. Максимальная мощность толщ, выполняющих бассейн, составляет от 4,5 до 9 тыс. метров; большая часть их - пресноводные отложения.
Впадина бассейна распространялась первоначально значительно южнее, но в результате последних значительных надвигов, происшедших в Альпийской системе в верхнем миоцене и плиоцене и направленных к северу, осадочные толщи были смещены к северному борту глубокой впадины. В настоящее время Молассовый бассейн представляет собой впадину, северный борт которой погружается к югу, сначала полого, а затем очень круто, образуя в целом глубоко опущенную синклинальную структуру, лишь северная часть которой осталась сравнительно ненарушенной: на нее не распространились альпийские надвиги.
В Белее (Верхняя Австрия) существует небольшое газовое месторождение, не имеющее промышленного значения. Газоносны здесь миоценовые отложения. Незначительные признаки нефти встречаются в северо-западной части Австрии; несколько выходов наблюдается в Швейцарии вдоль северного борта бассейна. Всего в этом бассейне около 90 разведочных скважин.
Нефтяной бассейн По
Бассейн По расположен вдоль внешнего борта Апеннин, он совпадает с долиной реки По и северной частью Адриатического моря и частично захватывает Албанию.
Перспективны отложения начиная с олигоценовых и миоценовых, а также вышележащие плиоценовые и четвертичные. По крайней мере часть прежней глубокой миоценовой впадины была расположена с тыловой стороны теперешнего внешнего склона предгорий Апеннин. В результате последующих крупных надвигов в Апеннинах, происшедших в конце или незадолго до конца миоцена, значительная часть осадочных отложений была смещена и поднята. Гравиметрические исследования фиксируют крупный минимум, приуроченный к предгорьям Апеннин.
Плиоценовая впадина расположена перед теперешними внешними склонами предгорий Апеннин, частично захватывая последние. Ширина ее - от 24 до 48 км. Впадина хорошо фиксируется гравитационными аномалиями. Погружение бассейна продолжается поныне, как это явствует из наличия четвертичной толщи мощностью свыше 900 метров, а также впадины Адриатического моря. Осадочные толщи бассейна состоят главным образом из солоноватоводных вплоть до нормальных морских; общая максимальная мощность миоценовых и плиоценовых отложений, по-видимому, превышает 9000 метров.
Предгорья Апеннин, сложенные толщами от мелового и до миоценового возраста, имеют очень сложное строение, главным образом из-за ряда чешуйчатых надвигов. В пределах самого бассейна миоценовые отложения смяты в складки и разорваны надвигами; перекрывающие их плиоценовые отложения смяты в пологие складки; интенсивность дислокаций затухает в более молодых пластах. Четвертичные отложения остались ненарушенными.
Аквитанский бассейн нефти
Аквитанский бассейн, находящийся на юге Франции, расположен непосредственно к северу от Пиренеев. Эта впадина образовалась на последнем этапе перемещения предгорных прогибов. Глубоко погруженная часть бассейна расположена к югу, проходя под Пиренеями; менее погруженная часть постепенно поднимается к северу.
На первых стадиях образования Аквитанского бассейна среднемеловые, а также верхнемеловые и эоценовые слои отложились на смятых в складки и несколько размытых юрских слоях. В результате движений эоценовой фазы, толщи, выполняющие бассейн, были резко смяты и разорваны. Интенсивность дислокаций затухает по мере удаления от Пиренеев. Во внешней (северной) части бассейна наблюдается общее постепенное поднятие слоев к северу. Во время последующей миоценовой трансгрессии складки были размыты и большая часть бассейна была покрыта ее ненарушенными отложениями.
Осадочные бассейны, не имеющие большого значения
К числу этих бассейнов автором отнесены Верхнерейнский грабен, Сицилийский центральный, бассейн Дуэро-Эбро, Трансильванский, Тюрингский, Парижский, Португальский, Севильский, Тахо и другие. При этом автор принимал во внимание форму бассейна, его структуру, геологическую историю, характер и мощность отложений, размеры бассейна, а также результаты разведки и степень разработки месторождений на данный момент.
