1. Байкитская нгп

Приурочена к Байкитской антеклизе. Имеет площадь 155 тыс. км². Здесь доказана промышленная нефтегазоносность отложений рифея. Коллектора – кавернозно-трещинные доломиты. В отложениях рифея сосредоточено 50% основных ресурсов УВ Байкитской НГП. Пятая часть ресурсов НГП связана с продуктивными вендскими терригенными отложениями. В провинции открыты Агалеевское и Имбинское месторождения нефтегазоконденсата. Нефтеносны также отложения кембрийского и верхневендско-нижнекембрийского комплексов.

Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение. Открыто в 1982 году. Приурочено к одноименному поднятию выступа дорифейского кристаллического фундамента Камовского свода. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе 1750 м – 10×12 км, амплитуда 60 м. нефтегазоносность связана в основном с эродированной поверхностью карбонатных осадочных образований рифея. Продуктивны органогенно-доломитовые породы усть-куюмбинской свиты среднего рифея и песчаные горизонты оскобинской и ванаварской свит венда. Залежи в рифее пластовые, массивные, с размытым сводом, экранированные глинисто-карбонатными породами о скобинской свиты венда. Глубина залегания 2222 м. ГНК принят условно на абсолютной отметке минус 2026 м. ВНК = -2070 м. Коллектор нефтяной залежи с газовой шапкой в рифее карбонатный трещинно-кавернозного типа с преобладанием вертикальных и субвертикальных трещин. Трещинноватость пород существенно меняется в пределах месторождении. Нефтенасыщенная толщина – 45 м, газонасыщенная – 60 м. Вторичная открытая пористость – 0,80–0,85%, проницаемость 0,001–0,12 мкм². Пластовое давление 21 МПа, температура – 27°С.

Начальные дебиты нефти – 40–60 т/сут, газа 250 тыс. м³/сут. Нефть легкая 821–825 кг/м³, малосернистая 0,61%, малопарафинистая (1,6–3,3%), малосмолистая (4,45–4,95%), маловязкая – 1,09 мПа·с, с высоким выходом светлых фракций, донасыщена газом. Газ метановый (83%), содержание гомологов метана 10–11%, азота 5–6%. В газе отмечается высокая концентрация гели, газового конденсата, этан-бутанов. Конденсаты плотностью 698–712 кг/м³, сера и парафин отсутствуют. Вендские газоконденсатные залежи пластовые сводовые, литологически экранированные. ГВК на отметке -2015 м. Пористость песчаников 15%, проницаемость 0,5 мкм². Газонасыщенная толщина 0,6–3,4 м, содержание конденсата до 167,1 г/м³.

По плотности и составу газ и конденсат рифейских и вендских отложений схожи.

Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение. Находится в 80 км к югу от поселка Байкит. Открыто в 1974 году. Приурочено к трем пологим брахиантиклинальным складкам на северо-восточном склоне Камовского свода. Поднятия сложены разломами, обусловившими блоковое строение месторождения. Нефтегазоносность связана с эродированными, разновозрастными породами рифея. Коллектор кавернозно-трещинный с пористостью матрицы от 0,38 до 2,4% и трещинный, емкостью до 6,5%. Проницаемость от 0,005 до 0,2 мкм². Залежи пластово-сводовые, литологически и тектонически ограниченные.

Газовая залежь приурочена к западному локальному поднятию. По замкнутой изогипсе -2200 м (кровля глинисто-карбонатной пачки рифея) имеет размеры 9×8 км, амплитуду 287 м, связана с рифейскими каверно-трещинными доломитами, выведенными под эрозионную предвендскую поверхность. ГВК условно принят на абсолютной отметке -2083 м, при высоте залежи 98 м. Дебит газа 71 тыс. м³/сут. Пластовое давление 21,39 МПа, температура 27°С. Плотность газа 0,699. Состав газа: метан – 80%, гомологи метана – 10,77%, азот – 6,25%, углекислый газ 0,55%. Содержание конденсата 10,77 г/м³.

К центральному поднятию приурочена газонефтяная залежь размерами по замкнутой изогипсе -2400 м – 10,5×7 м, с амплитудой 364 м. ГНК принят на отметке -2138,6 м. ВНК на отметке -2208 м. Высота газовой залежи 124 м, нефтяной – 112 м. Начальные дебиты газа 50–100 тыс. м³/сут, нефти 30,9 т/сут, при газовом факторе 550 м³/м³. Плотность нефти 810–830 кг/м³, содержание серы 0,11–0,12%, парафина 1,3–2,75%, смол и асфальтенов – 1,84 –4,5%. Восточное поднятие имеет нефтяную залежь. Размеры поднятия – 15,5×4 км, амплитуда – 205 м. ВНК находится на отметке -2054 м, высота залежи составляет 64 м.

Нефтегазогеологическое районирование

НГО	Тектоническая характеристика	Месторождения УВ
1. Камовская НГО	Камовский свод	Юрубчено-Тохомское (нгк) Куюмбинское (нгк) Усть-Камовское
2. Присаяно-Енисейская НГО	Присаяно-Енисейская синеклиза
3. Юго-Западная НГО	Терянская впадина Енисейский кряж

2 Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование Юго- западной Азии

Юго-Западная Азия.

(Ближний и Средний Восток)

Промышленная добыча нефти началась недавно (в Иране – с 1911г, в Ираке – с 1927г, в Саудовской Аравии – с 1936 г, в Кувейте – с 1946г.)

В 1941 г. – все страны давали 11,3 млн.т н

В 1958 г. – добыча составила 211 млн.т

В 1969 г. – уже 617,5 млн.т (29% мировой добычи)

В 1980г. – 934 млн.т

Основные станы по добыче – С.Аравия, Иран, Ирак, Кувейт, ОАЭ.

Минимальная добыча в Турции и Израиле.

Всего открыто более 300 Н и ГН месторождения и более 500 Г месторождений.

24 нефтяных и 5 газовых - гиганты (0,5 млрд.т и 0,5 трл.м³) 66% разведки запасов Н и 50% разведки запасов Г сосредоточены в гигантских месторождениях. Основные запасы на глубине 1-3 км.

По запасам мировой лидер (выявленные) более 45 млрд.т Н и более 20 трлн.м³ газа (Саудовская Аравия – 30 млрд.т)

В основном сконцентрированы в районе Персидского залива. Основные продуктивные горизонты – Р, J₃, К₁, f₃-N. В основном карбонатные количества.

Самые большие – Б.Бурган, Гхавар, Румейла.

Месторождения характеризуются уникально высокой продуктивностью. Средние дебиты (Σдобыча:Nэксп.скв)~500т/сутки.

Основная добыча – фонтанирующие скважины. На некоторых месторождениях применяют вторичные методы разработки (нагнетание воды или газа).

Нефтедобывающие страны занимают 1 место по экспорту

+ 830 млн (из 934 млн) в 1980 г.

+51 млн нефтепродуктов

Основные импортеры ближневосточной нефти – западно-европейские страны, США, Япония.

На долю региона – 6% нефтепереработки мира (без соц.стран). мощность составляет 180 млн.т.

Ряд стран-импортеров-Турция, Израиль, Ливан, Иордания. Добыча газа невелика~60 млрд м³ Г (практически это попутный газ нефтяных месторождений).

Большим потенциалом обладают все те же страны. Интенсивное строительство заводов по снижению газов и его экспорту. Транспортировка – по сети трубопроводов (20 тыс.км) к портам отгрузки: Хорремшехр (Иран), Фао (Ирак), Эль-Кувейт (Кувейт), Янбо, Рас-Таннура (С.Аравия), Абу-Даби.

Геотектоническое районирование.

Выделяют три крупных геотектонических элемента:

4. Альпийские складчатые горные сооружения

5. Передовая предгорная Месопотамская впадина

6. Аравийская платформа.

Альпийские складчатые горные сооружения.

Входят в альпийско-Гималайскую систему складчатости. Находится на территории Ирана и Северной части Ирака.

1. Эльбурсская граница горных сооружений (зона поднятия дислоцированных в сложную систему складок PZ и MZ) широкой дугой окаймляет впадину Каспийского моря.

2. Центральноиранское нагорье (типично срединный массив – иногда с вулканическими образованиями) - к югу от Эльбруса. Области поднятий (PZ иногда MZ-на поверхности) и впадин (мощная толщина KZ)

3. Загорская группа горных сооружений (зона поднятий PZ и MZ отложений, сильно дислоцированных и смятых в сложную систему складок) – еще южнее Центрально-Иранского нагорья.

Передовая предгорная месопотамская впадина.

Северо –востока и в.Ирака, юго-западного Ирана, северо-восточной Сирии. Делится на: северо-западе (Эль-Джезире) – слабо всхолмленную степь и юго-восточную низменность.

Восточная часть акватории Персидского залива – продолжение Месопотамской впадины.

Аравийская платформа – к западу и северо-западу от М.впадины (охватывает богатейшие районы Саудовской Аравии, Кувейта, ф-з Ирака, Бахрейна и другие).

Выделяют геотектонические элементы.

1. Область Аравийского щита (на поверхность – кристалло-метаморфической .породы докембрия) – стр.терраса Хаза, впадины .Руб-эль-Хали и другие.

2. Область Аравийского щита (на поверхности MZ) – внутри гомоклиналь.

3. Краевая область погружения (на поверность KZ)/

В геосинклинальной части Ближнего Востока.

НГП MZ и KZ нефтегазонакопления, приуроченная к Месопотамской впадине (Ирано-Иракская НГП). (юго-запад Иран, северный Ирак, северо-восточная Сирия, юго-восточная .\Турция)

Месопотамская впадина II скл.Загросу на протяжении 2,5тыс.км (ширина 180-400 км). Заполнена отложениями KZ, MZ, PZ. (до 12 км).

На карбонатых отложениях MZ и f-N залегает мощная соляносно-терригенная толща N₁²⁺³ – N₂.

Основной РНГК – известняки f₃-N (высокая продолжительность за счет тектонической трещиноватости).

Основные пдродные .горизонты в карбон.свите кальхур. (f₂²⁺³+N₁+f₃) мощн.300-400м.

РНГК – также в карбон.породах св.ширанном св.камчука.

Месторождения приурочены к локальным поднятиям в зонах линейно-вытянутых складок на вост.борту впадины. Наблюдается резкое несоответствие стр.планов f₃-N₁ и отложений фарса.

Месторождения-гиганты: Киркук (Н), извлекаемые запасы более 2 млрд.т.

Поперечными сбросами стр-ра разбиты на 3 купола.

Основной РНГК – формация кальхур, h = 300v/

Сильная трещиноватость, соленосная покрышка, больше дебиты. Глубина залегания осн.толщи 300-1300 м. залежи Н в К₂ и К₁.

Другие месторождения: Айм-Зала, Кайяра (Н), Бай-Хасан (гн), Ханука, Чиа-Сурх(г).

На месторождении Киркук создана сеть НГПЗ по переработке УВ. Мощная сеть нефте и газопроводов в Багдад на юг (залив) на запад (Сирия, Турция).

НГО Северо-Сирийской впадина (Сирия)

Издавна известны месторождения асфальта (Эль-Экшер, Хашбейа и другие) приуроченые к карбонатным отложениям К₂.

Первое месторождение (Карачук) открыто в 1956году. В 60 годах при участии современных специалистов открыты месторождения Румейлан, Суедие, Хурбет, Хамзав.

В последние годы – Шейх-Сулеймен, Шейх-Мансур (н), Гуна, Джебайсан (нг), Альян(г).

Все месторождения УВ в северо-восточной Сирии, недалеко от Ирака.

НГО Диярбакырского поднятия (юго-восточной Турции)

Названное поднятие – на северо-западном окончании Месопотамской впадины. Основные продуктивные горизонты – карбонатные отложения N₁ и К месторождения приурочены к локальным антиклинальными поднятиям, осложнено разрывами залежи обычно структурного типа, сводовые, местами тектонически экранированные.

Месторождения: Адыяман, Кяхта,Сельмо, Гарзан, и др.(н)

У берегов Средиземноего моря, в пределах Аданской впадины открыты: месторождение(н) Булгардаг (рифовый массив N₁ облекающему выступ PZ складчатого фундамента). Месторождение г Арсуз.

НГП MZ и KZ нефтегазонакопления межгорных впадин Иракского нагорья и прилегающих областей (Иран).

Центральнопранский срединный массив разделен на целый ряд крупных поднятий и впадин. Характерно широкое развитие дизъюнтивов. Разрез представлен PZ (кварцыты, известняки и глинистые сланцы Е, известняки и доломиты с прослоями глинистых сланцев Д), MZ и KZ.

Кумская НГО.

Расположена в пределах межгорной впадины Деште-Кевир (в районе Тегерана). Заполнена песчано-глинистыми, карбонатными и эвакоритами МZ и KZ.

КНГК – карбонаты f₃ – N₁. Покрышка – соль. Прод. горизонты – на глубине 2400-2600 м. Начальные дебиты доходили до 10 тыс.т/сут.

Месторождения н- Эльборз г – Середже. Находятся радом. Месторождения связаны с крупными антиклинальными складками (Эльборз – 50х10/12).

НГО Южно-Каспийской впадины.

Впадина находится на северном погружении Центрально-Иранского массива на южном побережье Каспийского моря. Это южная часть обширной внутригеосинклинальной (межгорной) впадины, примыкающей с с.и з.к складчатыми сооружениям Эльбруса и Копет-Дага.

Заполнена толщей KZ и MZ пород, которые дислоцированы и оброзованы антиклинальные складки.

Много выходов окисленной нефти, асфальта. Открыт ряд газовых месторождений: Горган, Хангиран (в отл. MZ)/

Месторождения газа находятся недалеко от границы с СССР.

Платформа НГП PZ и MZ нефтегазонакопления восточной краевой части Аравийской платформы.

(С.Аравия, Кувейт, Катар, Бахрейн, Ю.Ирак, ОАО, Оман). Самая продуктивная НГП в мире..

Характеристика разреза: допермские – только в пределах внутри гомоклинали (представлены песчано–глинистыми породами); в разрезе Е развиты соленосные породы.

MZ преимущ.карбонаты с развитием эвакоритов в Т и J. Терригенные – в К₁ и К₂S и связаны с макс. содержанием песчаных фаций в Кувейте и рядом. KZ отложения маломощные.

РНГК – карбонаты J₃ (С.Аравия, Катар, Абу-Даби), изв-ки – К₁ пс-а (Басра – Кувейт, Абу – Даби), песчаники – К₁а – К₂S (Басра – Кувейт).

Фундамент платформы имеет резко выраженное блоковое строение, отражается в платформенном чехле крупными валами субмеридиан простирания (ЗНГН). Поперечные разломы расчленяют окраинную часть плиты на ряд поднятых и опущенных блоков, кот. есть на акватории.

Среди них – Басра – Куаейтский прогиб, синеклиза Руб-эль-Хали, структур терасса Хаза (соответствует с НГО).

НГО Сводового поднятия Хаза (С.Аравия, Катар, Бахрейн).

В разрезе – MZ и KZ, редко PZ.

Крупные стратиграфические несогласия: между N₁ и f₂, в К₂, К, пс – К₁а+аl, между J₂ и J₃, J и T.

MZ породы слабо дислоцированы и обр.крупные зоны (сотни км) региональных валоподобных поднятий платформеного типа: Эп-Нала (более 250 км), Абкайк – Катиф, Абу-Хадрия – Сифания.

Основной РНГК – карбон. толща формации араб (J₃Km), до 60м. Выделяют 4 горизонта: А, В, С, D, раздел. пачками андигритов и глин. Самая богатая Д.

Покрышка – ангидритовая толща фармации хит (50-70 м) РНГК другие: карбонаты форм хемайф и форм друма основные месторождения: Гавар (Гхавар) и Абкайк.

Месторождение Гхавар (2 место по запасам). Открыто в 1948 году. Запасы: нефти – 10,1 млрд.,г – 1 трл.м3. Разработка c 1951 года. Находятся в зоне валоподобного поднятия Эп-Нала. Приурочены к антиклинальной складке 230/240 км х 16/25 км. Выделяют замкнутых стратиграфических осложнений (Айн-Дар, Утмания, Хайян, Шедгум, Харад), разделенных седловинами.

Высота (по кровле горизонта Д) около 370м. KZ лежит почти горизонтально, MZ падает 5-8⁰, до 10⁰.

РНГК – карбонаты J₃ (формации араб и джубейль) и Т. залежи нефти пластовые, сводовые. Залегают на 1550-2050 м.

Залежь газа в отложениях Р на глубине 3000м.

Основные по добыче горизонт Д (мощн.50м). Коллектор-парово-кавернозный m до 3%, проницаемость – 800-1500мд.

На месторождении: 322 фонтанирующие скважины ( дают в год 290 млн.т). уже добыто 3,3 млрд.т. Законтурное заводнение.

Нефть идет по нефтепроводам в порты Персидского зал. и Красного моря.

Разрабатывает компания «Арамко» (осн. кап. США).

Месторождение: Абкайк (запасы 1,2 млрд.т).

В год 52 скважины дают более 36 млн.т.нефти.

Другие месторождения: Хурсания, Абу-Хадрия, Дамман, Берри.

На акватории залива: Марджан-Ферейдуп и др.

В Катаре – Духан (гн) и другие

В Бахрейне – Авали (гн) и другие

НГО Басра-Кувейтской впадины (Кувейт, Южный Ирак)

Впадина заполнена KZ и MZ мощность до 8-9 км.

MZ образовались крупные валоподобных поднятия (брахискладки) платформенного типа.

РМГК – карбонаты – J₃K-O и К₁пс, К₂S. Песчаные породы – К₁пс, К₁а, К₁аl, К₂S+t,

Наибольшие запасы в песчаных толщах формаций гр. тамама и вазия.

Кувейт (территория 20 тыс. км², запасы нефти более 10 млрд.т)

Месторождение: Большой Бурган (Бурган-Магва-Ахмади)

Самое крупное месторождение мира открыто в 1938 г. Разработка в 1939 г. Приурочено к складке 46х20 км. Три поднятия: Б, М, А.

Структура пологая (углы на крыльях 3-5⁰), разбита многочисленными разрывами нарушениями, амплитудой не более 10120 м. на глубине разрыва затухает.

Запасы: нефти – 10,7 млрд.т., г – нет.

РНГК – песчаники К₂ (форм. вара) – I и II горизонты, песчаники К₁ (форм. бурган) – III и IV горизонты известняки К₁.

Глубина залегания продукт. горизонтов – 1080-2600м. коллектора гранулярные (пор.20-35%, прониц до 30000 мд, средняя 4000 мд). Нач. дебиты: средние – 750-800 т/с, до 2000 т/сутки.

Эффектная нефтенасыщенная мощность 250 м.

Уже добыто 2,5 млрд.т нефти. Нефтепроводы к портам: Эль-Кувейт и Мина-эль-Ахмади.

Разработка государственных компаний «Kuwait Petroleum Gorp»

Другие месторождения: Вафра, Раздатайн, Сабрия и др.

На территории Южного Ирака.

Крупнейшие месторождения: Северного Румейла и Южного Румейла. запасы более 2 млрд.т. приурочены к антиклинальной складке. основной горизонт добычи – песчаники формации зубайр (К₁) пористость около 25%, проницаемость около 100 мд.

Месторождение Зубайр (в 22 км юго-западной Басры) открыто в 1949г. Запасы более 1 млрд.т нефти и 0,14 трлн.м³ г.

Приурочено к антиклинальной Складке 60х8км. (А=210м). нефть – в песчаниках св. Зубайр (III, IV горизонты) на глубине 3000-3500 м.и из известняков К₂ и N₁.

НГО впадины Руб-эль-Хали и прилегающих к ней южных р-нов Аравийской платформы.

В юго-восточной части Аравийской платформы. Брахискладки и купола группируются в валоподобные поднятия размером в десятки км.

Залежи н в карбонатах форм. джубейла и араб J₃ княжество Абу-Даби и группы тамама К₁пс-а. открыты м-ния Мурбан, Бу-Хаза, Абу-Джиду. На акватории залива: Эль-Бундук, Закум, Умм-Шаиф.

М-ния приурочены к пологим антикл.или куполам. Некот. складки на глубине осложнены соляными штоками.

Оман в вост части имамата недалеко от горных сооружений открыты м-ния Натих, Фахуд, Джибал, Ирад.

Приурочены к складкам, на глуб. осложн. сол. тект. залежи н в карбонатах гр. тамама К₁пс-а и гр.вазиа К₁al-К₂t.

М-ние Фахуд приурочено к складке 42х8 км. В акватории м-ние Фатех.

Акватория Персидского залива.

С.Аравия, Кувейт – на продолжении НГО Басра-Кувейтской вп.

М-ние: Саффания-Хаджи (складка 60х19 км, запасы около 4 млрд.т) на глубине 1500-2000м. дебиты около 1500 т/сутки.

М-ние: Зулуф (складка 20х28 км, запасы 0,75 млрд.т) на глубине 1700-1800м (40 скв.в год около 33млн.т/н).

Другие м-ния: Хоут, Лала, Дора и др.

С.Аравия – на продолжении НГО свод. поднятия Хаза.

М-ния: Абу-Сафа (в год 4 скв. давали 2 млн. т. н) Манифа (складка 23х15 км, запасы около 1 млрд).

Другие м-ния: Джема, Каран, Мараджем. Иран – на продолжении НГО Хаза и НГО Месонот. впад. глубина залива – до 50 м.

М-ния: Дариус-Харг, Наурус, Сайрус, Фердоуси и др. м-ния обр. единую ЗНГН.

НГП MZ и KZ нефтегазонакопления с-з Присредиземноморской части Аравийской платформы. (Сирия, Иордания, Ливан, Израиль, ОАР)

Проявления н. и г., выход на пов-ть асфальта известны во многих местах (асфальт в Мертвом море об этом еще писал Страбон). Залежи асфальта в Ливане, Сирии, Иордании, ОАР разраб. населением для местных нужд.

За грабеном Мертвого моря находится Синайский п-ов, кот представляет собой самост НГО в Африке.

Израильская НГО.

Нахдится в переделах линейно вытянутой впадины (берег-аква). 1 м-ние н промышл.значения было открыто в1955 году, в 55 км к югу о тель-авива-хелец. М-ние н – Кохав, Нир-Ам, Саад, Биири и др. г – Хар – Хаканаим, Зохар – Кидод и др.

Запасы небольшие.

В Иордании г м-ние Шикма.

РНГК – Карбонаты J и N₁ песчаники К₁пс.

НГП MZ нефтегазонакопления межгорных впадин Северного Афганистана.

НГО Северо-Афганской впадины.

Находится к северу от горных складчатых сооружений Гиндукуши и Паропамиза (прод. Афгано-Таджикской впадины СССР). Глубокое погружение фундамента и большие мощности KZ отложений. В южной части впадины Северо-Афганский срединный массив. Разведанные запасы ~ 13 млн. т.

Месторождения Н – Ангот (зап. 7,2 млн. т.), Кашкари (7 млн.т.) г – Ходжа Гучердаг (Q=67 млрд.м­³), Джаркудук (32 млрд. м³) и др.

Амплитуды складок – 200-400 м. Залежи на гл. до 2500 м. РНГК – карбонаты – J₃K+0, K₁al, K₂. Песчаники К₁пс, К₁а+аl, К_2. Перспективен – f. Перспективные территории – в пределах пустынь Дашти – Марго и Регистан.

Высокая эффективность разработки крупных месторождений 1 добывающая скважина в С.Аравии или Иране дает столько, сколько 30 в Мексике, 68 в Венесуэле или 207 скважин в Канаде. Чтобы обеспечить 50 млн.т в год (137 тыс т/сут) в С.Аравии нужно 56 скважин, в Иране – 79, в США – 58630 скважин.

Уделены затраты на разведку и освоение запасов около 2-3 долларов за тонну ( в 1,5 раза меньше чем в Венесуэле, 2,5 раза меньше чем в Ю.Америке, в 10 раз меньше чем в Африке, в 12 раз меньше чем в Зап.Европе, в 20 раз меньше чем в Канаде, в 33 раза меньше чем в США).

В последние годы наблюдается рост капитальных вложений в разведку и разработку, но тем не менее они остаются самыми низкими в мире.

3. Румейла – месторождение нефти

РУМАЙЛА — нефтяное месторождение в Ираке, одно из крупнейших в мире. Расположено в 30 км к западу от г. Басра. Входит в Персидского залива нефтегазоносный бассейн. Южная часть месторождения открыта в 1953, Северная Румайла — в 1961. Разрабатываются с 1958 и 1972. Месторождение приурочено к пологой брахиантиклинальнойскладке субмеридионального простирания в Басра-Кувейтской впадине. Брахиантиклиналь размером 18х100 км, осложнена двумя куполами — Румайла и Северная Румайла. Начальные промышленные запасы нефти 3783 млн. т. Промышленно нефтеносны рифовые известняки свиты мишриф (верхний мел, сеноман) и песчаники свиты зубайр(нижний мел, баррем-готерив). В отложениях свит нижний фарс, абу-гар (миоцен) и нахр-умр (нижний мел, альб) содержатся залежи тяжёлой нефти, которые не разрабатываются. Основная добыча производится из 4 горизонтовпесчаников свиты зубайр с глубины 3050-3350 м. Залежи пластовые сводовые. Коллекторы гранулярного типа спористостью 17-27% и проницаемостью до 2500 мД. Дебиты скважин составляют от 2000 до 5400 т/сутки. Начальноепластовое давление 36,3 МПа, температура 86°С. Плотность нефти 853 км/м³, содержание S 2%. Разрабатываются также известняки свиты мишриф на глубине 2286 м. Коллекторы порово-трещинные с пористостью 22%, проницаемостью до 1000 мД. Начальное пластовое давление 27,4 МПа, температура 73°С. Плотность нефти 889 кг/м³, содержание S 3,5%. Годовая добыча (1984) 40-42 млн. т нефти, накопленная к началу1985 — около 600 млн. т нефти. Разработка ведётся с применением методов законтурного и приконтурного заводнения. Нефть с месторождения в основном перекачивается по трубопроводу длиной 680 км, соединяющемуся с нефтепроводом "Петролайн" (по территории Саудовской Аравии до порта Янбу на Красном море). Месторождение связано также нефтепроводом с портом-терминалом Фао (Персидский залив), который с конца 1980 блокирован. Разрабатывается иракской национальной нефтяной компанией "Iraq National Oil Соmpany" (Румайла) и советской — "Technoexport" (Северный Румайла).

БИЛЕТ 10

1. Енисейско-Анабарская НГП

НГП расположена в низовьях рек Енисей, Лена, Анабар, Хатанга, на полуострове Таймыр, на административной части Красноярского края. Кроме того, НГП захватывает незначительную часть Тюменской области и Республики Саха (Якутия). Территория провинции в итоге занимает площадь 365 тыс. км², расположена в зоне тундры. Пути сообщения связаны с судоходством по названным рекам и Северному морскому пути. Автомобильные и железные дороги отсутствуют.

В тектоническом отношении провинция приурочена к Енисейско-Хатангскому и Лено-Анабарскому региональным прогибам и разделяющей их Анабарско-Хатангской седловине. На севере и востоке она ограничена Таймырской и Верхоянско-Чукотской складчатыми областями, на юге – Сибирской платформой, на западе раскрывается в Западно-Сибирскую-Южно-Карскую НГП.

Фундамент в разрезе НГП неоднородный: от древнего архейского в Анабарско-Хатангской седловине до байкальского на большей части территории и верхнепермско-нижнетриасового вдоль Таймырского мегасинклинория. Осадочный чехол сложен породами от рифея до мезозоя мощностью 8–14 км в центральной части впадин и 5–6 км по бортам. Разрез представлен тремя крупными комплексами отложений: раннепалеозойскими карбонатно-терригенным с эвапоритовыми толщами, позднепалеозойским терригенным, мезозойско-карбонатным терригенным.

В осадочном чехле установлены крупные тектонические структуры: своды, мегавалы и валы значительной амплитуды, разделенные прогибами.

В осадочном чехле на западе выделяется Енисейско-Хатангский региональный прогиб, на востоке – Лено-Анабарский мегапрогиб, разделенные Анабарско-Хатангской седловиной.

Енисейско-Хатангский прогиб имеет субширотное простирание и протягивается от Анабарско-Хатангской седловины до устья р. Енисей на 900 км при ширине 300 км, раскрываясь в сторону Западно-Сибирской плиты.

Разрез сложен терригенно-карбонатной, карбонатной и песчано-глинистыми формациями палеозоя и терригенно-глинистыми и угленосными формациями мезозоя. В осевой зоне прогиба выделяется система валов: Рассохинский, Танамо-Малохетский и др., имеющими размеры 300×60 км и амплитуду до 1000 м. Валы разделяются прогибами: Жданихинским, Туровским и др. Северный борт прогиба осложнен крупными выступами – Таймырским, Янгодо-Горбитским.

Поиски УВ в провинции начались в 1960 г. Первое промышленное месторождение газа было выявлено в 1967 г. В последующие годы были открыты газовые и газоконденсатные месторождения: Нижнехетское, Мессояхское, Зимнее, Балахнинское, Дерябинское, Пеляткинское, Северо-Соленинское, Нордвикское, Кожевниковское и др. Всего в пределах НГП открыто 14 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений.

Месторождения связаны с куполовидными поднятиями и брахиантиклиналями. В Анабарско-Хатангской седловине, где развиты солянокупольные структуры, преобладает антиклинальный тип залежей, на Южно-Таймырской моноклинали развит литологически экранированный тип залежей.

В пределах Енисейско-Анабарской НГП выделяется три НГО: Енисейско-Хатангская, Лено-Анабарская и Анабарско-Хатангская. Промышленная нефтегазоносность приурочена к отложениям верхней перми, юры и нижнего мела.

Нижнемеловой нефтегазоносный комплекс имеет мощность 400–800 м. В терригенном разрезе выделяют: апт-альбский (яковлевская свита) и валанжин-готеривский (суходудинская свита) песчаные продуктивные горизонты. С ним связано более 90% разведанных запасов УВ в Енисейско-Хатангской НГО. Горизонт газоносен на Мессояхском, Дерябинском, Пеляткинском, Зимнем, Казанцевском, Северо-Соленинском, Южно-Соленинском, Джангодском и других месторождениях.

Юрский нефтегазоносный комплекс имеет мощность до 2500 м. В терригенном разрезе выделяют газоносные горизонты, связанные с песчаниками и алевролитами. С отложениями верхней юры связано Нижнехетское месторождение, с отложениями средней юры – Балахнинское и Зимнее.

Триасовый нефтегазоносный комплекс мощностью 500 м сложен терригенными породами – песчаниками, переслаивающимися с алеврито-глинистыми породами. Нефтеносен в южной части Анабарско-Хатангской НГО. Открыто в них Нордвикское месторождение.

Енисейско-Хатангская НГО занимает площадь 280 тыс. км², наиболее изучена и включает в себя основные месторождения УВ. Это Енисейско-Хатангский прогиб, который является восточным продолжением Западно-Сибирского осадочного бассейна, что определяет сходство литолого-фациального состава и возраста основных продуктивных горизонтов.

В связи с этим промышленная нефтегазоносность связана с меловыми и юрскими породами. Юрские отложения лучше представлены в западной части прогиба, где они представлены песчаниками и алевролитами, переслаивающимися с глинами. На востоке Енисей-Хатангского прогиба глинистость разреза увеличивается. С юрскими отложениями связаны залежи газа на Дерябинском, Хабейском, Зимнем и др. месторождениях.

Меловые отложения являются главным объектом ГРР, с ними связаны основные и наиболее крупные по запасам месторождения – Северо-Соленинское, Южно-Соленинское, Пеляткинское и др. Газоносные коллектора связаны с песчаниками и алевролитами, региональная покрышка связана с глинами верхов суходудинской и дорогиковской свит верхнего мела. Локальные и зональные флюидоупоры из глинистых пород приводят к выделению внутри мелового комплекса пород многочисленных и самостоятельных пластов пород-коллкторов.

Дерябинское газоконденсатное месторождение открыто в 1982 г. Приурочено к одноименному куполовидному поднятию размером 15×14 км, высотой около 100 м. Расположено на южном склоне Таймырского выступа. Продуктивными являются пласты дерябинской свиты юрско-мелового возраста (пласты D-I-II, D-IV-V), залегающие в интервалах глубин 2558–2664 м. 96% запасов приходятся на пласт D-IV. Залежи пластовые, сводовые, литологически экранированные, высотой 14–95 м. Открытая пористость песчаников 13%–18%, проницаемость 0,1·10^-15 м². Эффективная газонасыщенная толщина песчаных пластов 2,5–15,5 м, общая 4–31 м. Пластовые давления 26–27,9 МПа, пластовая температура 60–66⁰С. Дебит газа 100–200 тыс. м³/сутки. Состав газа: метан – 85,55–93,0%, гомологи метана – 5,75–13,2%, азот – 0,72%, углекислый газ – 0,53%. Потенциальное содержание стабильного конденсата по залежам изменяется от 97,5 до 142,5 г/м³.

Енисейско-Анабарская ГНП географически занимает территорию северных районов Красноярского края и Западной Якутии. Субширотное простирание – от р. Енисей до р. Лены.

Изучение началось с 30-х годов после обнаружения выходов горючего газа в низовьях Енисея, нефтепроявлений на п-ове Урюнг-Тумус, скоплений битума в бассейне Оленека. В 1934–1953 г.г. работы сосредоточены в низовьях Енисея и Оленека, в междуречьи Анабара и Оленека. Были отмечены нефтегазопроявления на Малохетском поднятии. На солянокупольных структурах между р.р. Анабар и Хатанга открыты три месторождения нефти в Р, Т с небольшими залежами. В низовьях р. Оленек скопления битумов прослежены бурением на 1000 м. В 1953 г. ГРР на н/г были приостановлены и продолжились в 1960 г. на левобережьи р. Енисей и на Рассохинском мегавалу. В течение 15 лет открыто более 10 месторождений газа и газоконденсата – с 1966 по 1981 г.г.

Тектоническое районирование

НГП приурочена к Енисей-Хатангскому региональному прогибу, Лено-Анабарскому мегапрогибу и разделяющей их Хатангской седловине. Фундамент этих структур – байкальский (вдоль Таймырского мегантиклинория – Р₂-Т). Глубина фундамента – 5–6 км, в осевой зоне – 12–14 км. Осадочный чехол сложен RF-€ (карбонатными породами), PZ (карбонатно-соленосно-терригенными), МZ (терригенными). В Хатангской седловине RF-PZ₂ мощностью 4–5 км перекрываются толщей PZ₃-МZ пород мощностью 2–4 км.

В осадочном чехле прогибов выделяется ряд положительных и отрицательных структур.

Нефтегазогеологическое районирование

НГО, НГР	Тектоническая характеристика	Месторождения УВ
1. Енисейско-Хатангская ГО 1.1 Танамский ГР 1.2 Рассохинский ГР	Енисейско-Хатангский региональный прогиб, Танамо-Малохетский мегавал, Рассохинский мегавал	Соленинское, Мессояхское, Зимнее, Малохетское (г)
		Джангодское, Озерное (г)
2. Лено-Анабарская НГО	Лено-Анабарский мегапрогиб, Хатангская седловина	Южно-Тигянское, Нордвикское, Кожевниковское и др. (н), Ильинское (н)

Регионально нефтегазоносные комплексы РНГК

1. К₂. 6% разведанных запасов. Выделяют два продуктивных горизонта. Нижний: песчаники сеномана, покрышка – глины турона (t₁). Верхний: в. турон-сантон (в наиболее погруженных частях, где залегает не ниже 550 м).

2. К₁. Более 93% разведанных запасов. Два продуктивных горизонта (пачки переслаивания песчаных и алевролито-глинистых пород). Нижний: валанжин-готерив (до 3 км). Хороший коллектор. Верхний: апт-альб.

3. J₂₊₃ (вымская и мальшевская свиты). Песчаники и алевролиты. J₃ – сиговская свита. На глубине 3–5 км – хороший коллектор (15–20%) с высокой проницаемостью. Промышленные запасы газа на Зимнем и Нижнехетском месторождениях. Конденсат.

4. J₁ (зимняя, джангодская свиты). Песчаники. Покрышки: алевролито-глинистая толща. Залегает глубже 5 км, очевидно, не содержит хороших коллекторов.

Перспективные комплексы

1. Триасовый (песчаники, алевролиты, глины). В Т₂ залежь нефти на Нордвикском месторождении.

2. Верхнепалеозойский (чередование пачек алевролито-глинистых и песчаных пород Р). 3 песчаных горизонта. Залежь нефти на Юго-Тигянском месторождении; проявления нефти и газа.

3. Среднепалеозойский (карбонатные и хемогенные породы D и С). Рифовые постройки, соли. Трещинный тип коллекторов.

4. Венд-нижнепалеозойский (€₃ и контакт V и € – доломиты и песчаники мощностью 30–40 м, интенсивно насыщенные битумами; покрышки – глинисто-карбонатная толща). 2 зона – 70 м толща кавернозных доломитов €₃. С этим горизонтом связана залежь битумов на Оленекском своде.

2. НГП Египта

ЕГИПЕТ (Миср), Арабская Республика Египет (Гумхурия Миср аль-Арабия), — государство на северо-востоке Африки и Синайском полуострове в Азии.

Наиболее важные виды минерального сырья в Египте — нефть, газ, фосфориты и железные руды.

На территории Египта выявлено 46 нефтяных и 5 газовых месторождений, расположенных в нефтегазоносном бассейне Суэцкого залива, в котором сосредоточена большая часть разведанных запасов страны, и восточной части Сахаро-Средиземноморского бассейна. Бассейн Суэцкого залива расположен на северо-востоке страны и связан с одноимённым грабеном. Нефтегазоносны отложения от девона до миоцена (18 продуктивных горизонтов). В бассейне выявлено 35 нефтяных месторождений, приуроченных к прибортовым блокам и надблоковым брахиантиклиналям; наиболее крупные (извлекаемые запасы свыше 50 млн. т) — Эль-Билайим, Рамадан, Джулай, Эль-Морган. Нефти от тяжёлых (920 кг/м³) высокосернистых (3,3-4,6%) до средних (850 кг/м³) с содержанием серы 1,3-1,7%. Сахаро-Средиземноморский бассейн занимает северную часть страны и сложен породами различного возраста — от палеозоя до миоцена (мощность на суше 5-7 км, на шельфе до 13-15 км). Здесь открыто 16 месторождений нефти и газа, связанных с отложениями мела и миоцена. Наиболее значительны из них Умм-Барака, Мелейха и Раззак (нефтяные), Абу-Гарадик (нефтегазовое), Абу-Мади и Абукир (газовые). 

Первое газовое месторождение в Египте открыто в 1966 в районе Абу-Мади, в дельте Нила. Добыча газа в стране началась в 1975. В начале 80-х годов основные месторождения, откуда поступает газ: Абу-Мади, Абукир, Абу-Гарадик (текущая добыча на уровне 2,8 млн. м³ в сутки). Газ с месторождения Абу-Мади доставляется по системе газопроводов в г. Тальха и район Эль-Махалла-эль-Кубра (используется в бытовом секторе). Промышленная эксплуатация месторождения Абукир началась в 1979 смешанной компанией "Western Desert Petroleum Co." ("EGPA" и "Philips"); в 1979 получено 270 млн. м³ газа. С середине 1976 осуществляется промышленная эксплуатация месторождения Абу-Гарадик компанией "FAPCO" (смешанная "EGPA" и "Amoсо"); в 1979 добыто 181 млн. м³ газа. Основные потребители газа — Хелуанский промышленный комплекс (связан газопроводом) и завод под Каиром по подготовке газа для бытовых нужд. Попутно газ получают на нефтяных месторождениях Суэцкого залива — 7,8 млн. м³ в сутки; его большая часть сжигается в факелах. Предусмотрено строительство 9 ТЭС (на газе) и газопроводов до Суэца и Каира от месторождений Суэцкого залива. 

3. Боливар- Коастл

БОЛИВАР (Воlivar) — группа нефтяных месторождений в Венесуэле (всего 9), в т.ч. 3 месторождения-гиганта: Тиа-Хуана, Бачакеро и Лагунильяс.

Входит в Маракайбский нефтегазоносный бассейн. Месторождения открыты в 1917, эксплуатация с 1922; начальные промышленные запасы 4,3 млрд. т. Нефтеносная зона простирается вдоль берегов озера Маракайбо на 70 км, главным образом под дном озера. Расположена на северо-восточном борту впадины Маракайбо.

Установлено 325 продуктивных горизонтов в меловых, палеогеновых и неогеновых отложениях на глубине 190-1500 м. Залежи литологически, стратиграфически и тектонически экранированные. Коллекторы поровые и порово-трещинные. Отложения миоцена — олигоцена содержат тяжёлые (945-977 кг/м³) высокосернистые (2,12-2,66%) нефти; нефти эоцена характеризуются плотностью 888 кг/ м³ и содержанием S 1,27-1,41 %; в отложениях мела и палеогена — сравнительно лёгкие малосернистые нефти. Эксплуатируются около 7 тысяч скважин, из них около 700 — фонтанирующие, около 5 тысяч — глубиннонасосные, свыше 1500 — газлифтные. Годовая добыча 66,4 млн. т (1977), накопленная добыча (1978) 2769 млн. т. Действуют 2 нефтепровода и 1 газопровод к городам Пунта-Кардон и Амуай. Разрабатывается компанией "Pefroleos de Venezuela".

БИЛЕТ 11

1 Лено-Тунгусская НГП. Находится на территории Красноярского края, Иркутской области (западная и северная части), республики Саха Якутия. Занимает большую часть Сибирской платформы, имеющая площадь 2,8 млн. км².

Поисковое бурение на н/г впервые было начато во второй половине 30-х годов на северном склоне Алданской антиклизы (на р. Толбе), в зоне выхода на поверхность битуминозно карбонатных отложений. В одной из скважин было получено 200 литров нефти. Это имело принципиальное значение! В 1948 – 60 г.г. бурение было развернуто в южной части Иркутской области: в ряде скважин из известняков и доломитов, песчаников были получины промышленные притоки нефти и конденсата. В 1962 г. было открыто Марковское месторождение. В последствии в южной части платформы были открыты Братское, Среднеботуобинское и др. месторождения.

С 50-х годов началось изучение платформы геофизическими методами. В начале применялась гравиразведка и магниторазведка, которые позволили выявить особенности региональной глубинной структуры платформы, а в дальнейшем стала применяться сейсморазведка – МОВ, КМПВ. Наибольший обьем сейсмики выполнен на Непско-Ботуобинском своде.

Тектоническое строение

Фундамент представляет систему разновозрастных блоков земной коры (AR и PR). Кристалл фундамент сложен магматическими и метаморфическими породами – гранитами, гнейсами, кварцы, порфирами, кристаллическими сланцами и др. Они выходят на поверхность на Алданском и Анабарском щитах, Оленёкоком своде. На остальной территории в разных тектонических зонах фундамент залегает на глубинах от 2–3 км до 5–8 км, на отдельных участках – до 12 км и глубже.

Для осадочного чехла характерно широкое развитие несогласий, мощнох соленосных толщ, а также интрузии и эффузивных пород (траппов). Интрузии залегают в виде мощных пластовых тел (до 100 м и более) а также в виде даек. Возраст трапов P₂-T, на востоке НГП – D. В осадочном чехле выделяют 5 основных структурных ярусов: рифейский, венд – PZ₁, PZ₂, PZ₃, и Т. Между ними есть значимое несогласия.

В пределах НГП обособляются: Анабарская, Алданская, антеклизы, Тунгусская, Курейская и Присаяно-Енисейская синеклизы.

Нефтегазогеологическое районирование

НГО	Тектоническая характеристика	Месторождения УВ
Северо-Тунгуская	Ледянский, Лянский, Аннамский, Актелийский, Кочечумский, Турунские своды, Ламско-Хантайский мегапрогиб и др.
Южно-Тунгуская	Нижнетунгусский мегапрогиб, Курейско- Бакланихинский и Хантайско-Рыбинский мегавалы и др.	Подкаменное (г)
Катанская	Катанская седловина, Чумский выступ, Илемпейский свод, Сюгджерская седловина	Собинское(гн), Винаварское (гн)
Присаяно-Енисейская	Присаяно-Енисейская синеклиза
Северо-Алданская	Якутский свод, Алдано-Майская впадина, алданская антеклиза
Анабарская	Оленёкский, Мунский своды, Суханская впадина, Анабарска антеклиза
Западно-Вилюйская	Сундарский свод, Кемпендейская впадина, Игиатинская впадина

РНГК и перспективные комплексы

1. Рифейский карбонатный РНГК. Представлен пластами-коллекторами трещинногои трещинно-порового типа. Продуктивен на северо-востоке НГП. Залежи нефти и газа на Куюмбинском месторождении.

2. Вендский терригенный РНГК. Платы песчаников (1–3 пласта). Мощность пластов изменяются от 1–5 до 30–35 м. Покрышки глинисто-карбонатные породы мощностью до 250 м.

3. Кембрийский карбонатный РНГК. Характиризуються открытой пористостью 1–2 реже 5–10%. Повышенная пористость карбонатных коллекторов характерна для Непского свода. Развиты ловушки рифогенного класса. Прогнозная зона барьерных рифов в северо-восточном НГП.

Перспективные комплексы

1. Ордовикский. Плиты песчаников мощностью 20–70 м. Покрышка – террогенно-карбонатные породы. На юге размыт или обнажается на поверхности.

2. Силурийский. Перспективен на северо-западной окраине НГП. Ожидается распространение ловушек рифогенного класса. Органогенные породы ландоверийского и локвенского яруса имеют пористость до 5–8% и более. Покрышка – глинистые, карбонатно-глинистые и сульфатные породы венлокского яруса.

3. Верхнепалеозойской. Многочисленные пласты песчаников свысокой пористостью 15–30%. Перпективны на севере НГП, где широко распространяються глинисто-карбонатные толщи и глинистые отложения.

2. НГП Анголы

АНГОЛА (Angola), Народная Республика Ангола (Republica Popular de Angola), — государство на юго-западе Африки. В Анголе открыты и разведаны месторождения нефти и газа, руд железа, алмазов, а также руд марганца, меди, золота (табл.).

 Добыча нефти в стране началась со 2-й половины 50-х гг. В 1980 достигнут уровень добычи 7 млн. т, нефтяного газа — 0,3 млрд. м³. Нефтяная отрасль контролируется государственной компанией "Sonangol". Кроме неё в стране действуют филиалы крупных иностранных компаний: "Gulf Oil", "Texaсо", "Shell", "Mobil", "Petrangol" ("Petrole d'Angol") и др. Иностранные монополии выступают партнёрами в смешанных компаниях, в которых контрольный пакет акций принадлежит "Sonangol". Крупнейшие компании такого рода: "Cabinda Gulf Oil", в которой "Sonangol" владеет 51 % акционерного капитала и "Gulf Oil" — 49%; смешанная компания "Sonangol" и "Petrangol". Основной район добычи — шельфовые месторождения провинции Кабинда (67% общего объёма в 1980). Продукцию получают также в Банзе-Конго (32%) и Кванзе (1 %). В провинции Кабинда нефть поступает с 8 месторождений, освоенных в 1966-79, наиболее крупные — Северное и Южное Малонго (мощность нефтепромыслов на каждом по 1,4 млн. т). В Банзе-Конго эксплуатируется около 10 месторождений, крупнейшее — Кинкила (0,45 млн. т). Продолжается освоение прибрежной акватории на основе контрактов с иностранными компаниями США, Франции, Италии, СФРЮ, Бразилии, Канады. В 1980 пробурены 24скважины: 16 дали нефть, 2 — газ. Добыча составила 19 тысяч т в сутки. Всего в стране насчитывается 188 действующих скважин, в т.ч. 77 фонтанирующих. Переработка нефти в основном производится на нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) годовой производственной мощностью 1,5 млн. т, построенном в г. Луанда в 1958. К 1985 предполагается увеличение его мощности до 4 млн. т. Небольшой НПЗ (мощность 140 тысяч т в год) действует также в провинции Кабинда. Более 80% добытой нефти экспортируется главным образом в США.

Дальнейшее развитие нефтяной промышленности связано с освоением новых месторождений в районе Кабинда и в устье реки Кабинда. К 1985 намечается увеличить добычу до 20 млн. т. 

3 Хасси-месауд

ХАССИ-МЕСАУД — нефтяное месторождение в Алжире, одно из крупнейших в мире. Расположено в Северной Сахаре, в 100 км к востоку от г. Уаргла. Входит в Алжиро-Ливийский нефтегазоносный бассейн. Открыто в 1956, разрабатывается с 1958. Начальные промышленные запасы нефти 1140 млн. т. Приурочено к куполовидному поднятию в северной части западного борта Центральноалжирской синеклизы. Размеры локальной структуры 40445 км, амплитуда 280 м. Коллекторы, представленные песчаниками и кварцито-песчаниками ордовикского и кембрийского возраста спористостью 5-10% и проницаемостью до 10 мД, залегают на глубине 3200-3400 м. Покрышка залежи — глинисто-соленосная толща мощностью до 600 м триасового возраста. Нефть лёгкая с плотностью 803 кг/м³, содержанием серы0,13%, парафина 2,4%. Годовая добыча нефти 10 млн. т (1988), накопленная к началу 1989 — 620 млн. т. Нефть по 5нефтепроводам суммарной длиной 2880 км доставляется к гг. Арзев, Беджаия, Скикда и др. Месторождениеразрабатывает государственная компания "Sonatrach".

БИЛЕТ 12

1 Восточно-Сибирская гиперпровинция.

НГП	Страна совладелица	Тектоническая привязка	Год открытия	Площадь, млн. км2	Мощность осадочного чехла, км	Возраст осадочного чехла, км	Возраст РНГК	Кол-во НГО	Месторождения
Сибирская гиперпровинция НГП тектонических элементов платформы
Западно-Сибирская - Южно-Карская	РФ	Западно-Сибирская эпигерцинская плита	1953	2,0	МZ	1,5–6,0	К, J	11	Самотлорское (н), Уренгойское (гк)
Лено-Тунгусская	РФ	Лено-Тунгусская плита	1962	2,0	МZ, PZ, PR	2,0–7,0	€, V, R	7	Юрубчено-Тохомское (нгк), Куюмбинское (н)
Байкитская	РФ	Байкитская антеклиза		0,255			€, V, R	4	Собинское (нгк)
Непско-Ботуобинская	РФ	Вилючанская седловина		0,25	МZ, PZ, PR			4	Верхнечонское (нгк), Талаканское (нгк)
Ангаро-Ленская	РФ	Ангаро-Ленская тектоническая ступень	1985	0,17	PZ, PR		€, V	3
НГК краевых тектонических элементов Сибирской платфоры
Енисей-Анабарская	РФ	Енисей-Хатангский, Лено-Анабарский региональные прогибы	1960	0,365	МZ, PZ	2,0–11,0	К, J, T, Р	2
Лено-Вилюйская	РФ	Вилюйская синеклиза	1956	0,28	МZ, PZ	2,0–12,0	J, T, Р,	3	Соболох-Неджелинское (гк)
Предверхоянская	РФ	Предверхоянский региональный прогиб	1956	0,19	МZ, PZ	2,0–11,0	J	3	Усть-Вилюйское (г)
Дальневосточная	РФ	Области Тихоокеанской кайнозойской складчатости	1923	1,20	КZ	2,0–6,0	N	4	Лунское (гк)

2 НГП Ливии

ЛИВИЯ, Социалистическая Народная Ливийская Арабская Джамахирия (араб. Аль-Джамахирия аль-Арабия аль-Либия аш-Шаабия аль-Иштиракия), — государство в Северной Африке. 

В Ливии известны крупные месторождения нефти,природного газа, железных руд (табл. 1) и небольшие месторождения калийнойи магнезиальной солей, соды, фосфоритов, гипса, известняков, глины и угля.

В стране выявлено 86 нефтяных и 8 газовых месторождений внефтегазоносных областях Хамра на западе и Сирт на востоке. Нефтегазоносная область Хамра приурочена к восточной части Алжиро-Ливийского бассейна, выполненного палеозойскими преимущественно терригенными морскими и континентальными отложениями мощностью до 4 км, перекрытыми на севере песчано-глинистыми и известковистыми отложениями (до 2 км) мезозойского возраста. Здесь в отложениях ордовика-нижнего триаса выявлено 35 нефтяных и газовых месторождений. Коллекторы высокой пористости (18-25%). Наиболее крупные месторождения — Хамра, Эмгает. Нефти лёгкие (до 840 кг/м³), малосернистые. В нефтегазоносной области Сирт, входящей в Caxapo-Средиземноморский нефтегазоносный бассейн, продуктивны песчаники кембрия-ордовика,доломиты и рифогенные известняки верхнего мела, известняки и рифогенные известняки палеоцена — эоцена (до 12 горизонтов). Месторождения связаны с пологими брахиантиклиналями. Залежи пластовые сводовые (в известняках массивные), в основном на глубине 900-2500 м. Выявлено 80 месторождений, в т.ч. гигантское месторождение Серир и крупнейшие (с извлекаемыми запасами свыше 100 млн. т) месторождения нефти Амаль, Нафура, Рагуба, Интисар, Наcep (Зельтен), Бахи, Baxa, Самах, Дефа и др., а также месторождение газа Хатейба (339 млрд. м³). Нефти лёгкие и средние (до 860 кг/м³). 

Разрабатываемые нефтяные месторождения Ливии сосредоточены в двух основных районах. Наиболее крупные месторождения находятся в пределах сравнительно небольшой зоны к югу и юго-востоку от залива Большой Сирт. Вторая группа месторождений расположена в западной части страны, граничащей с Алжиром и Тунисом. К 1979 разрабатывалось 48 месторождений, на которых насчитывалось 1095 эксплуатационных скважин, в т.ч. 357 фонтанирующих, 486 насосных и 252 нагнетательные. Среднесуточный дебит одной скважины от 200 до 2000 т нефти. Глубина залегания продуктивных горизонтов от 1500 до 3000 м.  В процессе отработки месторождений используются как первичные, так и вторичные методы добычи. В середине 70-х гг. несколько более 40% нефти получали из фонтанирующих скважин, 40% — с использованием насосов, остальное количество — путём закачки в нефтеносные пласты газа. Иностранные компании стремятся по возможности сокращать число скважин, эксплуатируемых вторичными методами для снижения своих расходов.  Из эксплуатируемых месторождений наиболее крупные — Серир, Наcep (Зельтен), Джалу и Амаль. Из других месторождений страны наиболее существенную роль в добыче нефти играют Дефа, Дахра, Ауджила, Рагуба, Baxa, Интисар с глубиной залегания продуктивных пластов 1800-3000 м и дебитом скважин до 600 т/сутки. 

Нефтяные месторождения связаны с экспортными терминалами и НПЗ системой нефтепроводов общей протяжённостью 3,7 тысяч км (1985); крупнейшие из них: Серир-Mapca-эль-Харига (513 км), Амаль-Pac-эль-Ануф (274 км); их диаметр от 100 до 1000 мм. Значительная часть нефтепроводов принадлежит иностранным компаниям. Важнейшие экспортные терминалы расположены (в скобках — максимальные отгрузки, млн. т, в период наиболее высокого уровня добычи и экспорта нефти в конце 60-х — начале 70-х гг.) в Эс-Сидере (40), Эз-Зувайтине (23), Pac-эль-Ануфе (21), Mapca-эль-Бурейке (17), Mapca-эль-Хариге (11). 

Значительное развитие в Ливии получила добыча природного газа. Разведано более 30 месторождений свободного газа, из которых 26 эксплуатируются. Добывается также попутный газ, извлекаемый на 37 нефтяных месторождениях (1980). Газовые месторождения расположены в районах действующих нефтепромыслов и существующих трубопроводных систем, что облегчает введение в эксплуатацию новых ресурсов газа. Важное значение имеет также близость газовых месторождений к прибрежным районам, где сосредоточено 90% населения и размещены основные промышленные мощности страны, что позволяет снабжать газом потребителей при сравнительно небольших затратах на его транспортировку. Эксплуатацией газовых месторождений занимаются как национальные, так и иностранные компании: "Sirte", "Libyan National Oil Соrp.", "Agip", "Occidental of Libya Inc.", добывающие попутный газ на месторождениях Интисар "А", "ДЖ", "Д", Абу-Тиффель, Серир, Дахра и свободный газ на месторождении Хатейба и др. Основное количество газа используется для закачки в нефтяные пласты (13-14 млрд. м³), попутный газ на мелких месторождениях сжигается. Производство товарного газа в Ливии возрастает. Используется товарный газ для получения аммиака, метанола, сжиженного газа, а также в энергетических целях. Сжиженный газ (преимущественно попутный) экспортируется в объёме, эквивалентном примерно 4 млрд. м³ в год. Его основные покупатели — Испания и Италия. Транспортировка газа до портов осуществляется по постоянно расширяющейся системе газопроводов, имеющих общую протяжённость 1285 км (1981). В страны-импортёры он поставляется в судах-газовозах.

3 Хасси-рмель. ХАССИ-РМЕЛЬ — конденсатно-газовое месторождение в Алжире, одно из крупнейших в мире. Расположено на севере Алжирской Сахары, в 400 км к югу от г. Алжир. Входит в Алжиро-Ливийский нефтегазоносный бассейн. Открыто в 1956, разрабатывается с 1961. Начальные промышленные запасы газа 2,5 трлн. м³, конденсата 500 млн. т. Приурочено к центральной части свода Тильремт на восточном борту Центральноалжирской синеклизы. Размеры локальной структуры 55475 км, амплитуда 140 м. Продуктивны песчаники среднего и верхнего триаса. Коллекторы, представленные 3 песчаными пластами эффективной мощностью 10,7; 6,8 и 13,7 м, залегают на глубине 2130-2400 м. Залежь пластовая сводовая, частично литологически ограниченная. Начальное пластовое давление 48,2 МПа, температура 120°С. Содержание в газе конденсата 200 г/м³, плотность конденсата 725 кг/м³. Состав газа (%): CH, 78,5; С₂Н₆+высшие 17,5; CO₂+H₂. Эксплуатируется около 100 добывающих скважин. Годовая добыча газа (1988, оценка) 100 млрд. м³, конденсата 20 млн. т, накопленная (к началу 1989) — 800 млрд. м³ и 189 млн. тонн. Газ по 8 газопроводамсуммарной длиной 4300 км доставляется в гг. Арзев, Скикда, Алжир и населённый пункт Уэд-Саф-Саф, конденсат — по 3 продуктопроводам суммарной длиной 1530 км — в г. Арзев. Месторождение разрабатывает государственная компания "Sonatrach".

БИЛЕТ 13

1. Предуральская НГП

Тектонически приурочена к Предуральскому и Предпайхойскому прогибам. Площадь равна 0,19 км².

Северная часть НГП: Верхнепечорская, Большесынинская Косью-Роговская впадины Предуральского прогиба и Коротаихинская впадина Предпайхойского прогиба.

1) Верхнепечорская впадина выполнена мощной толщей Р, в которой развиты соленосные и гипсо-ангидритовые породы. В западной части практически нет антиклинальных структур; в центральной части – глубоко погружены Р₁ карбонатное основание – 4–5 км, фундамент – до 10 км. Здесь распространены длинные узкие антиклинали уральского простирания, осложненные взбросо-надвигами (Вуктыльское месторождение – к складке длиной 100 км и амплитудой 1500 м). Восточнее внутренняя зона перекрыта передовыми складками западного склона Урала: линейные надвиги, глубоко эродированные своды, складки наподобие чешуи.

2) Большесынинская впадина находится между Верхнепечорской впадиной и грядой Чернышова. Заполнена терригенной Р₂-Т толщей 4–5 км. Фундамент погружен на 10–12 км. В северной части – малоамплитудные складки платформенного облика; в южной и восточной – узкие, линейные складки с надвигами.

3) Косью-Роговская впадина выполнена мощной толщей Р₁, Р₂, Т. По западной окраине протягивается сложная глыбово-надвиговая структура – гряда Чернышова. В юго-восточной части развиты узкие крупноамплитудные линейные антиклинали уральского простирания, образующие Интинский, Лемвинский и другие валы.

4) Коротаихинская впадина заполнена терригенными отложениями Р и Т мощностью до 6 км. Установлено наличие протяженных антиклинальных зон и крупных надвигов.

Южная часть НГП: вытянута в меридиональном направлении от Тиманского кряжа на севере до широты г. Соль-Илецка на расстояние более 100 км при ширине от 20 до 110 км. В средней части он перекрыт надвигом Каратау. Краевой прогиб выполнен мощной толщей Р и характеризуется асимметричным строением и зонально-полосовым распределением фаций. В составе прогиба с севера на юг выделяются Соликамская, Юрюзано-Сылвенская и Бельская впадины.

Нефтегазогеологическое районирование

НГО	Тектоническая характеристика	РНГК и горизонты	Месторождения
1. Северопредуральская	Большесынинская впадина, гряда Чернышова, Косью-Роговская впадина, Коротаихинская впадина, гряда Чернова	D2-D3f1; C1; C-P1; S	Кечмесское, Падимейское нефтяные, Лемвинское, Интинское газовые и др.
2. Верхнепечорская	Верхнепечорская впадина	C1; C-P1	Вуктыльское, Рассохинское, Пачгинское, Курьинское газовое и др.
3. Среднепредуральская	Соликамская впадина, Юрюзано-Сылвенская впадина	C1; C3-P1	Кедровское, Чусовские городки нефтяные и др.
4. Южнопредуральская	Бельская впадина, Мелеузкая впадина		Ишимбаевское, Столяровское, Кинзебулатовское нефтяные и др.

Регионально нефтегазоносные комплексы

1. Нижнепермский (Р₁). Мощность до 3900 м. Карбонатно-терригенные породы. Есть рифы, перекрытые солью кунгура (100–1500 м). Основной продуктивный комплекс: Вуктыл, Ишимбай, Столяровское и др.

2. Верхне-среднекаменноугольный (С₃-С₂). Мощность 100–700 м. Карбонатная толща. Порово-трещинные и кавернозные коллектора. Залежи газа и газоконденсата в Верхнепечорской и Среднепредуральской НГО. В Южнопредуральской – залежи нефти и газоконденсата.

3. Нижневизейский (С₁v₁). Мощность 60–100 м. Терригенный комплекс. Залежи нефти и газоконденсата в Верхнепечорской и Среднепредуральской НГО.

4. Нижнекаменноугольный-среднедевонский (С₁-D₂). Мощность 300–550 м. Известняки и доломиты. В Южнопредуральской НГО небольшие залежи нефти.

5. Среднедевонский (D₂). Мощность 10–50 м. Коллектора в пачках песчаников. Единичные скопления УВ в Бельской впадине.

6. Силурийский (S). Карбонатные породы. Газовая залежь в Косью-Роговской впадине на глубине свыше 5600 м.

Резюме

Несмотря на то, что в Предуральском краевом прогибе поисковые работы ведутся уже 60 лет, степень изученности его невелика (не более 50%).

Перспективы

1) Поиски и разведка залежей газа и газоконденсата в приосевой и восточной зоне прогиба, на которые приходится значительная доля прогнозных запасов.

2) Поиски залежей УВ в карбонатах C-P₁ в зоне сочленения прогиба с западным склоном Урала, где выявлены крупные поднятия в автохтоне, погребенные под чешуями надвигов.

3) Разведка карбонатных С-D₁ отложений в Предуральском прогибе.

4) Разведка залежей УВ в песчаниках кунгура – в Большесынинской, Косью-Роговской и Коротаихинской впадинах.

5) Выход на шельфовую зону.

2 НГП Нигерии

НИГЕРИЯ, Федеративная Республика Нигерия (Federal Republic of Nigeria), — государство в Западной Африке.

Основные полезные ископаемые Нигерии — нефть, природный газ, каменный уголь, железная руда, руды олова, редких металлов (ниобия, тантала), нерудные строительные материалы (табл. 1); имеются также месторождения и проявления бурого угля, урана, марганца, вольфрама, золота, меди, молибдена, свинца и цинка, горно-химического сырья, нерудного индустриального сырья. 

По доказанным запасам нефти и газа Нигерия занимает 2-е место в Африке (1985). На начало 80-х гг. в Нигерии открыто 280 нефтяных и нефтегазовых месторождений и 5 газовых месторождений, входящих в Гвинейского заливанефтегазоносный бассейн. В основном месторождения мелкие, лишь 11 месторождений имеют начальные запасы свыше 50 млн. т (Бому, Имо-Ривер, Окан, Мерен, Оломоро, Дельта, Дельта-Саут, Экпе, Убит, Йокри и др.). Месторождения многопластовые, глубина залегания продуктивных пластов на суше 1500- 2000 м, на шельфе — 2500-3600 м. Коллекторы нефти и газа — главным оброзом горизонты миоценовых песчаников свиты агбада (пористость 40%), в меньшей степени — песчаники свиты бенин. Ловушки структурного типа, а также тектонически экранированные. Многие месторождения нефти имеют газовые шапки. Нефти малосернистые, с высоким содержанием парафина,плотность 832-920 кг/м³. 

Нефтегазовая промышленность — наиболее развитая отрасль промышленности (25% ВВП, число занятых 10 тысяч). По объёму добычи нефти Нигерия занимает 1-е место в Африке (1986). Добыча нефти ведётся с 1958, эксплуатируется около 140 месторождений (в т.ч. 29 морских, расположенных в дельте р. Нигер) со средним дебитом 133,7 т/сутки и 4 месторождения — свыше 6,8 тысяч т/сутки (1982). Издержки добычи в 3-7 раз выше, чем в странах Ближнего и Среднего Востока. В дальнейшем они будут возрастать в связи с увеличением глубинбурения (свыше 3,1 тысячи метров) и ростом добычи на шельфе (около 30%, 1985). Эксплуатацию месторождений осуществляют государственная компания "NNPC" совместно с 10 иностранными компаниями, которые получают в соответствии с их долей участия, как правило, 40% нефти. Около 40% всей добычи нефти обеспечивает компания "Shell", разрабатывающая 83 месторождения, 20% — "Gulf" (16 месторождений), 12% — "Mobil" (14 месторождений). 

В Нигерии мало используются крупные запасы природного газа (в основном попутного), около 20 млрд. м3 которого ежегодно сжигается в факелах. Товарная добыча (2,5-3 млрд. м³) удовлетворяет потребности ТЭС в гг. Угелли, Афам-Уко и Сапеле, металлургического завода в г. Варри. 

3 Сарир - гигантское месторождение в Ливии.

Серир или Сарир — гигантское нефтяное месторождение в Ливии. Расположено на территории муниципалитета Эль-Вахат. Открыто в 1961, добыча началась в 1966 году. Относится к Сиртскому бассейну.

Геологические запасы оцениваются в 3,8 млрд тонн нефти. Начальные запасы оцениваются 2000 млн тонн, оставшиеся извлекаемые запасы оцениваются в 330—600 млн тонннефти.

Залежи на глубине 2490—2775 м. Плотность нефти 0,84 г/см3. Нефтеносность связана с отложениями мелового ипалеогенного возраста. Нефтеносны пять пластов песчаников верхнего мела, залегающих на докембрийской фундаменте.

Оператором месторождения является Arabian Gulf Oil Company — 100-процентная дочерняя компания ливийской национальной нефтяной компании National Oil Company. 2007 году должны добыть 11 млн т нефти.

Нефть Сарира входит в состав ливийской экспортной марки нефти Es Sider

БИЛЕТ 14

1. Прикаспийская НГП.

Приурочена к одноименной мегасинеклизе (краевой впадине глубиной до 25 км) на юго-востоке Восточно-Европейской платформы и расположена на территории Казахской ССР, частично Калмыцкой АССР, Оренбургской, Саратовской, Волгоградской и Астраханской областей.

Нефтегазогеологическое районирование

НГО	Тектоническая характеристика	Месторождения УВ
1. Астраханская	Астраханский свод	Астраханское (гк)
2. Эмбенская	Сагизский, Новобогатинский, Жаркамысский своды	Макатское, Доссорское, Каратонское, Кульсаринское (н)
3. Южно-Эмбенская	Южно-Эмбенский краевой прогиб	Прорвинское, Буранкульское (н)
4. Северо-Эмбенская	зона ступенчатых опусканий, осложненная рифами	Джаксамыйское, Каркенское, Краснокутское (н)
5. Кенкиякская	платформенный склон Преуральского прогиба	Кенкиякское (нгк)

Описание регионально нефтегазоносных комплексов

1. Нижнемеловой-юрский РНГК (подсолевой комплекс). Мощность 1000–2300 м. Представлен терригенно-карбонатной толщей. Продуктивен на востоке НГП на старых промысловых площадях Доссор, Макат, Байчунас, Кульсары и др.

2. Триасовый-верхнепермский РНГК (подсолевой комплекс). Мощность до 5300 м. Литологически выражен терригенно-карбонатными породами с преобладанием первых. Продуктивен на юге и востоке НГП на месторождениях Макат, Косчагыл, Сагиз, Кенкияк и др.

3. Нижнепермский-верхнекаменноугольный РНГК. Мощность м. Преимущественно терригенный. Продуктивен на востоке НГП. Месторождения: Кенкияк.

4. Средне-нижнекаменноугольный РНГК. Мощность м. Преимущественно карбонатный. На севере и западе НГП карбонатная толща С₂-Р₁. Рифы. Основной продуктивный комплекс. Месторождения: Жанажол, Урихтау, Кенкияк, Тенгиз, Тажигали (гн), Карачаганак, Астраханское (гк).

5. Нижнекаменноугольный-верхнедевонский РНГК. Мощность м. Преимущественно карбонатный. Месторождения:.

6. Девонский РНГК. Мощность м. Терригенный комплекс пород. Западно-Ровенское (гк).

Прикаспийская НГП развивается с конца XIX века. В современное время в районе Эмбы были открыты месторождения Байчунас, Косчагыл, Искине, Кульсары, Шубаркудук и др.

В годы войны НГП давала ~ 1 млн. т нефти (в 1960 г. ~ 1,5 млн. т). До конца 60-х годов разведка шла на надсолевой комплекс.

В 70-е годы переориентировка на подсоль. В конце 70-х годов открыты залежи на Кенкияке, Жанажоле, Западно-Тепловском, Карачаганаке, Тенгизе, Астраханском месторождениях.

Территория изучена слабо. Общий объем бурения 7 млн. м (14 м проходки на 1 км² площади). В центральной части – 1–3 м/км². Низка плотность сейсмопрофилей – 0,3 км/км² (максимальна на бортах).

Астраханский свод – крупное PZ поднятие (180×100 км), характеризуется сокращенной мощностью подсолевой Р₁. Глубина – 4,5–5,5 км.

В восточной прибортовой зоне по подсолевой поверхности фиксируется ряд ступеней, осложненных локальными поднятиями на глубине 3,5–5,0 км. По внутриподсолевым сейсмоотражающим горизонтам (П₂ и П₃) выделяется крупная валообразная зона поднятий, совпадающая в плане с выступом фундамента.

В юго-восточной части – Южно-Эмбенское PZ поднятие (2,5–4 км); под солями кунгура развиты карбонатные С отложения.

Астраханское газоконденсатное месторождение. Продуктивны известняки башкирского яруса (С₂в) на глубине 3900–4000 м. Залежь массивного типа. ГВК на отметке -4110 м. Площадь газоносности 2500 км². Дебиты – 0,2–1 млн. м³/сут. Газ метановый с Н₂S (до 25%), с СО₂ (20%). Содержание газоконденсата – 417 см³/м³. Р_пл = 63 МПа, t_пл = 10 ⁰C.

Карачаганак – нефтегазоконденсатное месторождение. Подсолевой Р₁ риф. Размеры поднятия по -4800 м равны 31×16 км. Амплитуда менее 1000 м. Трехкупольная складка. Подсоль на глубине 3910 м. Этаж газоносности 352 м. Р_пл (4225 м) = 50,9 МПа, t_пл = 74 ⁰C.

Южнее бортового уступа синеклизы.

Направления поисково-разведочных работ

1. Поиски месторождений в карбонатной толще PZ₃-PZ₂ (емкие резервуары).

2. Поиски месторождений в подсолевой толще Р₁-С и D.

3. Поиски месторождений в надсоли на Эмбе, Калмыкии, Астраханском своде.

4. Поиски месторождений в J-К₁ комплексе на склонах Бузачинского свода.

2. НГП Алжира

АЛЖИР, Алжирская Народная Демократическая Республика (араб. Аль-Джумхурия аль-Джазаирия Демократия аш-Шаабия; франц. Republique Algerienne Democratique et Populaire), — государство в Северной Африке, в западной частиСредиземноморского бассейна.

В Алжире открыты и разведаны месторождения нефти, природного газа, каменного угля, руд урана, железа, марганца, меди, свинца, цинка, ртути, сурьмы, золота, олова, вольфрама, а также фосфоритов, барита и др. (табл. 1).

По запасам нефти Алжир занимает 3-е место в Африке. На территории Алжира известны 183 месторождения нефти и газа, приуроченные к Алжиро-Ливийскомунефтегазоносному бассейну; большей частью месторождения находятся на северо-востоке Сахарской области. Крупнейшее месторождение нефти — Хасси-Месаудлокализовано в песчаниках кембрии-ордовика. Значительными запасами обладают месторождения Зарзаитин, Хасси-Туиль, Хасси-эль-Агреб, Тин-Фуе, Гурд-эль-Багель и др. По запасам газа Алжир занимает 1-е место в Африке. Наиболее крупное газовое месторождение Хасси-Рмель залегает в песчаниках триаса; значительные запасы газа разведаны на месторождениях Гурд-Hyc, Незла, Уэд-Нумер и др.

Основные районы добычи — нефтяные месторождения Хауд-Беркауи, Хасси-Месауд, Эль-Хасси, Хасси-эль-Агреб, Гурд-эль-Багель. Продукция поступает также с нефтегазовых месторождений Хасси-Туиль, Гурд-Hyc, Незла. В 1981 число действующих нефтяных скважин составило 1050. Нефть лёгкая, малосернистая. Большую часть сырья (до 70%) Алжир экспортирует (в основном в страны Западной Европы). Важнейшие порты отгрузки — Арзев и Скикда. Крупные нефтепроводы: Ассакай-фаф — Сехира (Тунис), Хасси-Месауд — Беджаия, Хасси-Месауд — Арзев, Месдар — Скикда и др. Общая длина всех нефтепроводов свыше 4,5 тысяч км (1980).

Газовая промышленность. Добыча природного газа в стране началась в 60-х гг. 20 века и возрастает высокими темпами (в 1971-80 в среднем 14% в год). По объёму товарной добычи в 1980 Алжир занял 1-е место среди развивающихся стран. Для промышленности Алжира характерна экспортная направленность. Экспортируется около 30% добываемого газа. На внешний рынок поставляется свыше 1/3 добываемого газа. Импортёры — Великобритания, Франция, Испания, США. Динамичное развитие отрасли объясняется наличием крупных запасов сырья, близостью такого ёмкого рынка сбыта газа, как Западная Европа. Газовая промышленность Алжира национализирована в 1971. Подавляющий объём добычи, транспортировки и сбыта газа приходится на компанию "SONATRACH", которая основную часть капиталовложений направляет на развитие газовой отрасли. Крупнейшее разрабатываемое месторождение — Хасси-Рмель.

К юго-востоку от него расположено несколько нефтегазовых и газовых месторождений, важнейшие из которых Альрар, Гурд-Hyc, Незла и др. К юго-западу от Хасси-Рмель находится группа более мелких газовых месторождений. Разработку залежей в этих районах предполагается начать по осуществлении строительства газопроводов до месторождения Хасси-Рмель.

Большую часть газа получают с нефтяных месторождений. В 1978 в общем объёме валовой добычи (32,5 млрд. м₃) доля попутного газа составила 57%. Из-за отсутствия необходимых транспортных систем этот вид сырья сжигается в факелах (38% общей добычи в 1978) или закачивается в нефтяные пласты (20%). Алжир занимает 3-е место в мире по экспорту сжиженного газа. В стране имеются четыре предприятия по сжижению газа: три в Арзеве суммарной годовой мощностью 22 млрд. м³ и одно в Скикде мощностью 9 млрд. м³.

3 Зельтен - гигантское месторождение в Ливии.

горнопромышленный центр в сев. части Ливии. Крупное месторождение нефти. Введено в эксплуатацию в октябре 1961; разрабатывается амер. компанией "Эссо стандард" (филиал компании "Стандард ойл компани оф Нью-Джерси"). Нефть перекачивается по трубопроводу (дл. 177 км) к нефтеэкспортному порту Марса-эль-Брега на берегу зал. Сидра Средиземного м. 

БИЛЕТ 15

1 Терско-Каспийская НГП

Приурочена к одноименному передовому прогибу. Административно расположена на землях Республики Дагестан, Чеченской Республики, Республики Ингушетия, Республики Северная Осетия – Алания, Кабардино-Балкарской Республики, Ставропольского края, Карачаево-Черкесской Республики. Площадь земель составляет менее 100 тыс. км². На востоке прогиб погружается под воды Каспийского моря и НГП занимает прилегающую к берегу акваторию Центрального и Северного Каспия и ряд небольших островов в акватории Каспия. Первая скважина, которая дала приток нефти, №6 пробурена в 1893 г. Она установила нефтегазоносность среднемиоценовых отложений Терско-Сунженской зоны и привела не только к открытию месторождения, но и целой провинции. Третья по счету скважина на Старых промыслах дала огромный фонтан нефти, около 16 000 т в сутки и привела к катастрофе. Были затоплены нефтью все скважинные постройки и близлежащие рабочие поселки. Вспыхнул пожар. Все это осталось на старых фотографиях в музейных экспозициях. В первой половине XX века был единственный среднемиоценовый, караган-чокракский региональный нефтегазоносный комплекс. В 1954 году была доказана продуктивная нефтегазоносность известняков верхнего мела на Карабулак-Ачалукском месторождении. В конце 60-х – начале 70-х годов была открыта нефтегазоносность нижнемеловых (аптских) песчаников на ряде верхнемеловых месторождений. Несколько позже была открыта нефтегазоносность нижнемеловых (барремских и готеривских) песчаников в западной части прогиба на Заманкульском и др. месторождениях. В 80-е годы была получена промышленная нефтегазоносность верхнеюрских надсолевых (верхнетитонских) известняков и доломитов.

Нефтегазогеологическое районирование

НГО	Тектоническая характеристика	Месторождения УВ
1. Терско-Сунженская	Терско-Сунженская зона дислокаций, Терская и Сунженская антиклинальные зоны	Старогрозненское (н), Брагунское, Северо-Брагунское (н), Карабулак-Ачалуки, Заманкул	пластово-сводовые, массивные, массивно-пластовые
2. платформенного склона	Стыковка платформенного склона Восточно-Европейской платформы и прогиба	Червленое, Правобережное, Марьинское, Советское, Курское
3. Черногорская	Складчатый борт Терско-Каспийского прогиба	Беной, Датых
4. Предгорного Дагестана	Нараттюбинская складчатая зона, Дагестанский клин	Шамхал-Булак (н, гк), Селли (н), Гаша (н), Ачи-су (нг)
5. Южного Дагестана	Южно-Дагестанская зона дислокаций	Хошмензил (г), Дузлак (г), Дагестанские Огни (г)
6. Приморская	складчатые зоны у побережья Дагестана	Инчхе – море (н), Избербаш (н)

Выделяется перспективная Терско-Сулакская НГО, приуроченная к одноименной впадине. Выделяют различные типы залежей: массивные, массивно-пластовые, пластово-сводовые.

В осадочном разрезе мезо-кайнозойского возраста Терско-Каспийской НГП выделяют восемь РНГК. Сверху вниз это: региональный верхне-среднемиоценовый терригенный, зональный майкопский терригенный, региональный эоцен-верхнемеловой карбонатный, региональный альб-барремский терригенный, региональный валанжинский-верхнетитонский карбонатный, зональный киммеридж-келловейский подсолевой терригенно-карбонатный (перспективный), зональный триас-пермский терригенно-карбонатный (перспективный).

Продуктивность верхне-среднемиоценового регионально нефтегазоносного комплекса (РНГК) выявлена более 100 лет тому назад и связана в первую очередь с пластами песчаников караганского (I–XIII пласты) и чокракского горизонтов (XIV–XXIV пласты) практически на всех известных уже месторождениях. Тем не менее, в этих отложениях ожидается открытие залежей неструктурного типа. Нефтегазоносность майкопского зонального нефтегазоносного комплекса связана с литологическими залежами линзовидного типа на Старогрозненском и Бенойском месторождениях. Открытие и разработка в последнее время залежей нефти в майкопских глинах в Восточно-Ставропольской впадине позволяет по-иному взглянуть на эту проблему. Эоцен-верхнемеловой РНГК является основным продуктивным и самым перспективным комплексом в провинции. Высокие емкостные свойства карбонатной толщи при наличии мощной глинистой покрышки, обеспечивающей высокую сохранность залежей, позволяют открывать новые залежи УВ практически на всех выявляемых сейсморазведкой поднятиях.

Альб-барремский РНГК, структурно-тектонический план которого совпадает с палеоцен-верхнемеловым, содержит в себе залежи практически на всех верхнемеловых месторождениях УВ.

Региональная нефтегазоносность надсолевого валанжин-верхнетитонского карбонатного нефтегазоносного комплекса практически доказана на Малгобек-Горском, Заманкульском, Датыхском, Шамхал-Булакском месторождениях. Принимая во внимание вертикальную миграцию флюидов в залежи из подсолевых отложений, считают, что скопления УВ сохранились на площадях, где коллекторы не были насыщены солеными водами.

Присутствие сероводорода в газовых и газоконденсатных залежах объясняется его образованием при взаимодействии подземных вод, насыщенных сульфатами, с ангидритами в условиях окислительной среды.

Региональная нефтегазоносность подсолевого киммеридж-келловейского комплекса определяется наличием в разрезе карбонатных коллекторов и сульфатно-галогенной покрышки. Высокими перспективами обладают площади центральной и западной частей Терско-Сунженской НГО, где ожидается открытие газоконденсатных и газовых залежей, обогащенных «кислыми газами». Возможно, что в подсолевых отложениях будут распространены залежи «сухого газа», поскольку здесь нет пластов ангидритов, значительного содержания сульфатов в пластовых водах, высоких пластовых давлений, температур и других факторов, способствующих окислению.

В Кабардинской моноклинальной зоне и на платформенном борту прогиба не исключается возможность открытия нефтегазоконденсатных залежей, приуроченных к локальным поднятиям и ловушкам неструктурного типа. Это объясняется тем, что здесь юрская толща в процессе нефтегазообразования и накопления, очевидно, не опускалась ниже главной зоны нефтегазообразования. Более погруженные тектонические комплексы Сунженской, Алханчуртской, Предтерской синклинальных зон, имеющие в разрезе сульфатно-галогенную покрышку, являются перспективными на газ и газоконденсат, поскольку находятся в нижней зоне газообразования.

Перспективными для поисков залежей УВ являются локальные поднятия Дагестанского клина, где установлено присутствие в разрезе проницаемых и изолирующих толщ. Скопления УВ в ловушках структурного типа и зонах литологической замещенности и трещиноватости возможны в разрезах Махачкалинской, Айритюбинской, Ачи-су складок, в Эльдамской антиклинальной зоне.

Средне-нижнеюрский перспективный РНГК максимальную мощность имеет на южном борту прогиба – в Кабардинской и Черногорской моноклинальных зонах, на выявленных площадях Предгорно-Дагестанской НГО и Южно-Дагестанской НГО. Мощность его, увеличиваясь с запада на восток, достигает 8000 м. По выполненным геохимическим исследованиям этот комплекс обладает высоким газопроизводящим потенциалом. Наличие различных комбинаций пластов с коллекторскими свойствами и флюидоупоров предопределяет в данных структурно-тектонических зонах существование в них в первую очередь ловушек структурного типа и связанных с ними залежей.

Наиболее перспективными участками для обнаружения залежей УВ в терригенных отложениях этого комплекса являются тектонические выступы Кабардинской и Черногорской моноклинальных зон (Аргуданский, Коринский, Датыхский, Аргунский, Бенойский и др.), Южно-Дагестанская НГО, площади Предгорно-Дагестанской НГО, где нижне-среднеюрские отложения залегают или в глубоко размытых антиклинальных поднятиях, или в сводах ловушек структурного типа (Талгинская, Хадумская, Иргартбашская, Губденская и др.).

В Южно-Дагестанской НГО в связи с эродированностью и гидродинамической раскрытостью среднеюрских отложений наиболее перспективны терригенные образования нижней части комплекса.

Центральная часть Терско-Каспийского прогиба в связи со структурными особенностями, обусловленными блоковым строением фундамента и унаследованностью его структурного плана в осадочном чехле, обладают, очевидно, перспективами обнаружения здесь залежей, несмотря на невыясненные условия формирования скоплений УВ.

На платформенном борту прогиба и в Кабардинской моноклинальной зоне возможно наличие скоплений УВ, приуроченных к ловушкам неструктурного типа в связи с выклиниванием юрских отложений.

Перспективы триас-пермского терригенно-карбонатного зонального НГК в настоящее время недостаточно выяснены. Изучение пород этого возраста глубокими скважинами позволяет положительно оценивать их коллекторские свойства. Залежи УВ в породах этого комплекса будут связаны, в основном, с ловушками неструктурного типа на платформенном и складчатом бортах Терско-Каспийского прогиба.

Для оценки нефтегазоносности глубокопогруженных осадочных комплексов мезозойского возраста необходима постановка профильного параметрического бурения в центральных и краевых частях НГП.

В западной части прогиба рекомендуется заложение трех сверхглубоких скважин глубиной 8000 м на Малгобек-Горской, Заманкульской и Карабулак-Ачалукской площадях.

Рекомендуется бурение скважины проектной глубиной 7500 м с полным вскрытием всего юрского разреза на Датыхской площади. Необходимо бурение двух параметрических скважин в различных геологических средах: проектной глубиной 6000 м на Элистанжинской площади с целью вскрытия на максимальную мощность триасовых и пермских отложений и глубиной 8500 м на Брагунской площади с задачами детального изучения оксфорд-келловейских пород. Подготовка объектов к глубокому бурению должна производиться методами сейсморазведки с применением мощных невзрывных источников возбуждения, высокоточной гравиразведкой с обработкой полученной геолого-геофизической информации на ЭВМ.

2 Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование Африки

Африка долгое время считалась малоперспективной в отношении нефтегазаносности . Были естественные нефтегазаностные проявления в Марокко и Северном Алжире.

В 1955 году добыча 2,2 млн.т. (90% в ОАР)

В 1970 году добыча 250 млн.т. (Ливия – 150 млн.т.)

В 1980 году добыча 261 млн.т.

Всего в Африке добыто более 7 млрд.т.нефти и 6 трл.м³ газа.

В последние годы – падение добычи только Алжир планомерно наращивает добычу.

Геотектоническое районирование.

1. Африканская докембрийская платформа.

2. Герцинская и альпийская складчатые области .

3. Область Капской системы позднее герцинских складчатых сооружений.

Современные очертания континента оформились в юрское и последующее МZ – KZ время. Фундамент, гетерогенный , сложен сильно дислоцированными и интенсивно метаморфизованными породами докембрия, покрытые местами мощным платформенным чехлом (до 10-12 км) сравнительно слабо дислоцированных PR(RF), PZ, MZ, KZ отложений.

Формирование тектонической структуры платформенного чехла тесно связано с глыбово-блоковым строением фундамента. Широко развиты сбросы и разломы древнего заложения, с кот. связано формирование тектонических структур различного порядка, к которым .приурочены месторождения УВ главных стран.

Важное значение имеют крупные платформенные впадины типа синеклиз и ступенчатых грабенов, ограниченные разломами и разбитые ступенчатыми сбросами.

Нефтегазогеологическое районирование.

1. НГП PZ, MZ и KZ нефтегазонакопления Сахарной плиты.

2. НГП MZ и KZ нефтегазонакопления Западной Африки.

3. НГП PZ, MZ и KZ нефтегазонакопления Вост. Африки.

4. НГП MZ и КZ нефтегазонакопления Северо-Африканской альпийской складчатой системы и смежных областей эпигерцинской платформы Атласа.

Добыча по Африке 1988 год.

1. Нигерия – 70 млн.т

2. Ливия – 48,5 млн.т

3. АРЕ – 44,5 млн.т

4. Алжир – 30 млн.т

5. Ангола – 22,5 млн.т

6. Габон – 9 млн.т

3 Чиконтепек Чиконтепек — супергигантское нефтегазовое месторождение в Мексике, находящихся на восточном побережье Мексики. Открыто в 1926 году. Чиконтепекское месторождение содержит нефть в линзовидных пластах песчаников эоценового возраста мощностью 2 км. Эоцен выполняет эрозионную впадину длиной 120 км и шириной 15—25 км, выработанную в палеоценовых, меловых и юрских преимущественно карбонатных отложениях.

Площадь Чиконтепека 4 тыс. км². Как уточняет Pemex, нефть расположена не в одном крупном месторождении, а во множестве мелких, и для её добычи планируется пробурить более 17 тысяч скважин при суточном дебите их 7—8 т — по тысяче скважин в год.

Общие геологические запасы нефти оцениваются в 18,96 млрд т, извлекаемые — 2,6 млрд т, природного газа — 1,1 трлн м³. Запасы нефти подтвердила международная геологическая компания De Goyler & McNaughton.

БИЛЕТ 16