НГБ европы

Нефтяная и газовые отрасли являются ведущими в топливно-энергетическом комплексе многих стран мира, суммарная доля нефти и газа в топливно-энергетическом балансе ведущих нефтегазодобывающих стран достигла в 90-ых годах прошлого века 60-70 % и удерживается на этом уровне и сегодня. Нефтегазодобывающая промышленность мира развивается более 150 лет (с 1859 года). За предыдущие годы (к 2008 году) в мире открыто 70 000 месторождений нефтяных и газовых, среди них 959 месторождений уникальных и крупных (576 нефтяных и 383 газовых)().

Всего в мире на начало 2000 года по материалам ВНИГРИ выделено 430 нефтегазоносных (НГ) и возможно нефтегазоносных (ВН) бассейнов, среди них 43 бассейна наиболее богаты (богатство оценивается по потенциальному доходу от освоенных ресурсов), 230 бассейнов являются нефтегазоносными. Начальные извлекаемые ресурсы нефти 430 бассейнов оцениваются в 440 млрд.т (), при этом 59% этих ресурсов сосредоточены в 9 бассейнах (Западно-Сибирском, Персидского залива, Центрально-Европейском, Волго-Уральском, Лено-Тунгусском, Мексиканского залива, Сахаро-Восточно-Средиземноморского, Маракаибского и Гвинейского залива). По оценкам Конторовича А.Э. (2009) начальные ресурсы нефти в мире составляют 510 млрд.т.

Разведанные (доказанные) запасы нефти по оценкам экспертов Бритиш-Петролиум (ВР) на конец 2010 года составили в мире 189 млрд.т и 190 трлн.м³ газа (). По оценкам экспертов ОПЕГ запасы нефти составляют 197 млрд.т , по материалам А.А. Бакирова и др (2012) разведанные запасы нефти в мире 207,9 млрд.т, газа 192 трлн.м³ . По другим источникам () запасы газа в мире на первую половину 2012 года – 208.4 трлн. м³ .

Добыча нефти и газа (общая) в год по разным источникам составляет 3,9 млрд.т нефти и 2,98 трлн.м³ газа () – 4,0 млрд.т нефти и 3,3 трлн.м³ газа (Дмитриевский и др. 2008) – 3,8 трлн.м³ газа(). Максимальная добыча нефти в 21 веке может составить 4,2-4,7 млрд.т (). Накопленная добыча по разным источникам составляет к началу 21 века Дмитриевского и др (2008) 93,5 млрд.т , по Конторовичу А. А.154 млрд.т (2009).

Обеспеченность добычи нефти текущими запасами в мире составляет 45,7 лет, газа 62,8 лет ().

Добычу нефти в мире ведут 113 стран (),поисковые работы ведут более 120 стран мира, как на суше, так и в акваториях.

В последние годы возросла роль акваторий в добыче и запаса углеводородов. Начальные разведанные запасы нефти в акваториях оцениваются в 96 млрд.т. Накопленная добыча составила 27 млрд.т, в год добыча составляет около 1/3 ежегодной мировой добычи. В последние 10 лет происходит активное освоение глубоководного шельфа (с глубиной более 500 м). Открыты крупные месторождения на глубине моря 2-3 км ().

В последние годы всё больше внимания уделяется нетрадиционным месторождениям газа, связанным со сланцами. По оценкам мирового энергетического агентства мировые ресурсы сланцевого газа оцениваются в 204 трлн.м³ , метана угольных пластов в 118 трлн.м³ (). По оценкам НИИВНИИ Зарубежгеологии мировые ресурсы сланцевого газа – 160 трлн.м³ , по американским источникам – 186 трлн.м3. Доказанные запасы сланцевого газа подготовлены США в объёме 0,96трлн.м³, в 2010 году здесь добыто 138 млрд.м³. В ближайшие годы планируется добыча сланцевого газа в Китае и ряде других стран (В. И. Высоцкий,2011).

Нетрадиционными источниками нефти становятся битуминозные пески, битуминозные горючие сланцы (потенциальные ресурсы нефти в них оцениваются в 730 млрд.т()). Разведанные запасы нефти в битуминозных песках подготовлены в нефтегазоносных бассейнах Западно-Канадском, Оринокском, Чиконтопек и др. и составляют не менее 50 млрд.т.

Нефтегазогеологическое районирование

При региональном нефтегазогеологическом районировании зарубежных стран в отечественной литературе чаще всего используется схема, по которой в качестве основных элементов районирования выделяются нефтегазоносные бассейны (НГБ). При этом при их классификации наметились три направления. Первое направление – выделение бассейнов по характеру их обрамления и возрасту фундамента. Второе направление – выделение бассейнов преимущественно по тектоническим признакам. Одной из таких классификаций была классификация И. О. Брода с соавторами 1964 г. Значительная часть классификаций, основанных на тектонических принципах, была предложена на базе концепции литосферных плит. Третье направление – выделение бассейнов, основанное на современных представлениях о происхождении нефти и газа, формировании их скоплений и условиях длительного существования, т. е. по онтогенезу нефти и газа ().

Различия в нефтегазоносности бассейнов по представлениям И. В. Высоцкого с соавторами определяются прежде всего условиями формирования бассейнов от зарождения углеводородов, концентрации их в залежи до превращения в новые вещества (асфальт, озокерит и др.) или до полного разрушения скоплений, т. е. различиями в онтогенезе углеводородов.

При этом наиболее чётко эти различия наблюдаются между осадочными бассейнами с различной историей формирования современного плана – между бассейнами конседиментационного и постседиментационного (инверсионного) образования. В бассейнах конседиментационного образования структурный план формируется в результате прерывисто-непрерывного прогибания участков земной коры, компенсированного осадконакопления. Структурный план бассейнов постседиментационного образования сформировался в результате неоднократных складкообразовательных (инверсионных) или глыбовых движений. Бассейны конседиментационного образования развиты в пределах платформ материков, их пассивных континентальных окраин, а также молодых впадин, наложенных на складчатое основание. Бассейны инверсионного образования развиты в пределах горноскладчатых (эпигеосинклинальных), горноглыбовых (эпиплатформенных орогенов) сооружений и активных окраин континентов. По схеме И. В. Высоцкого с соавторами(1990) все бассейны объединены в три группы: А – гомогенные конседиментационные, которые разделяются на 2 типа: элементарные сильно или слабо нарушенные и составные – вертикальные и латеральные; Б – гомогенные постседиментационные представлены одним типом – элементарным. В гомогенных бассейнах того и другого типа онтогенез углеводородов одинаков и по площади, и в разрезе. В – гетерогенные бассейны характеризуются сочленением по площади (латерально) или по разрезу (вертикально) структурных планов осадочных толщ, сформировавшихся в результате конседиментационного и постседиментационного развития. К гетерогенным НГБ относятся бассейны, расположенные на стыке горноскладчатых сооружений и платформ (пограничные бассейны), горноглыбовых сооружений и платформ, бассейны впадин на срединных массивах (межгорноскладчатых), некоторых впадин эпиплатформенных орогенов, внутренних грабенов горноскладчатых сооружений и, наконец, сложно-гетерогенные бассейны краеплатформенных синеклиз или узловых впадин.

Группа В – гетерогенные бассейны включает три составных типа: латеральные, вертикальные и сложные (латеральные и вертикальные).

В 2000-2004 г. г. О. К. Баженова и др. предложили эволюционно-тектоническую классификацию НГБ, в основу которой положены представления о зависимости нефтегазоносности бассейна от направленности и уровня развития, что в свою очередь определяется тектонической, геодинамической природой и уровнем развития данного участка земной коры.

По тектоническому положению и направленности развития все бассейны по последнему варианту этой классификации (2004 г.) разделяются на два типа: платформенный и подвижных поясов (). Платформенный тип разделяется на три подтипа: внутриплатформенный, включающий два класса – рифтовый и синеклизный; окраинно-платформенный (перикратонный), включающий два класса – перикратонный и перикратонно-орогенный; перикратонно-океанический (пассивных окраин), включающий два класса – рифтовый и периокеанический (периконтинентально платформенный).

Бассейны подвижных поясов разделяются на 2 подтипа: островодужный, включающий три класса – преддуговой, междудуговой и тыловодуговый; орогенный, включающий пять классов – окраинно-континентально-орогенный, межконтинентально-орогенный, периконтинентально-океанический орогенный,внутриконтинентально-орогенный и периконтинентально-орогенный и периконтинентально-орогенный.

В последнее время появилась тенденция объединения бассейнов в большие естественные геолого-географические группы, получивших название нефтегазогеологических провинций. Такими провинциями являются группы бассейнов эпиплатформенных областей, пограничных и периконтинентальных бассейнов плит, синеклиз и грабенов платформ и т. д. Внутри бассейнов выделяются нефтегазоносные области ( НГО ), зоны нефтегазонакопления ( НГН ) и ареалы зон. В ареалы предложено объединять смежные однотипные зоны ().

Зарубежная Европа

тектоническое и нефтегазогеологическое районирование

Под зарубежной Европой понимается территория к западу от границы бывшего СССР. Современный структурный план зарубежной Европы характеризуется развитием пяти основных крупных структурных элементов ().

1. Древний Скандинавский щит, большая часть которого образована докембрийскими кристаллическими породами и лишь в краевой северо-западной части складчатыми каледонидами.

2. Древняя Восточно-Европейская платформа, занимающая северо-восточную и юго-восточную окраины зарубежной Европы и распространяющаяся далек востоку.

3. Среднеевропейская платформа с фундаментом байкальского возраста, простирающаяся в широтном направлении от Великобритании на западе до границы с Восточно-Европейской платформой на востоке.

4. Западно-Европейская платформа, протягивающаяся от Пиренейского полуострова в северо-восточном направлении до стыка с горными сооружениями Карпат. Она сложена крупными выступами фундамента, расчленяющими её на несколько впадин, прогибов, грабенов.

5. Альпийская складчатая область, включающая горные сооружения юга и юго-запада Европы: Балканы, Карпаты, Альпы, Динариды, Аппенины, Перенеи и др, срединные массивы и межгорные впадины.

И. В. Высоцкий с соавторами () выделяют в пределах Зарубежной Европы четыре нефтегазогеологические провинции:

1. Среднеевропейской и Восточно-Европейской платформ. 2. Западно-Европейской молодой платформы 3. Предгорных прогибов 4. Межгорных впадин альпийской складчатости Европы и Средиземноморья ().

К 90-ым годам прошлого века в зарубежной Европе было известно более 25 нефтегазоносных бассейнов, в которых выявлено более 1850 нефтяных и газовых месторождений (). К 2007 году только в Северном море установлено более 270 нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений (). В последние годы в Норвегии открыты новые, в том числе и крупные месторождения в Северном (Снорре, Йохан Сведруп и др.), Баренцевом (Скрюгард, Хавис и др.), Норвежском (Гудруд, Форсекалл и др.) морях. Всего более 30 месторождений ().

Доказанные запасы нефти на начало 2006 года по материалам А. Н. Дмитриевского и др. () в пределах Западной и Восточной Европы (за пределами СНГ) составляли 2,55 млрд.т, газа 5,4 трлн.м³, добыча нефти в 2005 году – 276 млн.т, газа 357 млрд.м³. В 2008-2009 г.г. по материалам С. А. Терентьева (2011 г.) добыча нефти составила 250 млн. т, а газа более 300 млрд.м³ . Наибольшие запасы нефти в и газа в Норвегии – 1 млрд.т ( С. А. Терентьев, 2011г.) и 2,05 трлн.м³ ( А. И. Варламов, 2012 г.). В Великобритании запасы нефти 0,5 млрд. т ( С. А. Терентьев, 2011 г.) и газа 1.2 трлн. м³ (), в Нидерландах запасы газа 1,2 трлн. м³ (

Наибольшее количество нефти по материалам С. А. Терентьева (2011г.) в 2008-2009 г. г. добывалось в Норвегии - 122 млн. т, в Великобритании – 78 млн.т и Дании 14 млн.т. В Германии 7,4 млн.т и более 5,0 млн.т в Италии и Румынии. Наибольшей добычей газа отличаются Норвегия – 102 млрд. м³ (М. Кутузов, 2012 г.), Великобритания – 70 млрд.м³ (Дмитриевский и др, 2008 г.) и Нидерланды – 70,5 млн.м³ ( В. Нестеров, 2011г.).

Нефтегазоносная провинция Среднеевропейской и Восточно-Европейской платформ

Основная площадь провинции занята крупнейшим и важнейшим в зарубежной Европе Центрально-Европейским латерально- и вертикально –гетерогенным НГБ по классификации И. В. Высоцкого и др. (1990 г.). В этой провинции известно также несколько НГБ синеклиз – Восточно-Норвежскоморский и др. и грабенообразных впадин (Западно-Шетландско-Северо-Минчский).

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 ().