1 Предкавказская нгп

НГП находится на юге РФ, в пределах Скифской плиты, являющейся окончанием Восточно-Европейской докембрийской платформы. Она занимает территорию Краснодарского, Ставропольского краев, Ростовской и Астраханской областей, Республики Калмыкия, шельфа Азовского моря.

НГП была открыта в первые послевоенные годы, когда на Северном Кавказе начался этап поисково-разведочных работ в глубокопогруженных горизонтах MZ-KZ в платформенных районах. Было открыто 10 газовых месторождений в хадуме Ставропольского свода, что явилось началом создания газовой промышленности на Северном Кавказе. В это же время в N Азово-Кубанской впадины начато бурение, которое ознаменовалось во второй половине 50-х годов открытием крупных газоконденсатных месторождений (Ленинградское, Березанское в K₁al). В начале 60-х годов открыто Мирненское газовое месторождение в K₁. Впоследствии эта база стала наращиваться за счет открытия нефтяных и газовых месторождений в Калмыкии, Ростовской области. В 1969 г. на Северном Кавказе добыто ~ 50 млрд. м³ газа, после этого добыча стала неуклонно снижаться. В 1971 г. в НГП было добыто ~ 15 млн. т нефти, после чего добыча нефти стала падать. К настоящему времени было добыто ~ 600 млрд. м³ газа и ~ 250 млн. т нефти. В 70-х годах шло освоение нефтяных месторождений в восточном Ставрополье – в отложениях K₁ и J (Зимняя Ставка, Максимокумское, Русский Хутор и др.). В 80-х годах начал осваиваться РТ комплекс Манычского прогиба.

Основным источником информации являлась сейсморазведка МОВ (до 3 км). Потом, в конце 50-х годов – КМПВ, который выявлял строение фундамента. С конца 60-х – метод ОГТ (изучение глубокопогруженных до 4–6 км горизонтов осадочного чехла). НГП покрыта сетью сейсмических профилей крайне неравномерно. Наиболее высокая изученность – в центральной части Прикумской зоны поднятий. Глубокопогруженные горизонты изучены слабо. Плотность бурения различная.

Нефтегазогеологическое районирование

НГО	Тектоническая характеристика	Месторождения УВ
1. мегавала Карпинского	мегавал Карпинского	Каспийское (н), Промысловское, Цубукское (гн), Улан-Хольское, Черноземельское (гк), Ики-Бурульское (г) и др.
2. Терско-Кумская, Восточно-Превкавказкая	Восточно-Манычский прогиб, Прикумский мегавал, Восточно-Ставропольская впадина	Колодезное, Величаевское, Озек-Суат, Мектебское, Зимняя Ставка (н), Прасковейско-Чкаловское, Русский Хутор, Сухокумское (гн) и др.
3. Ставропольская, Центрально-Предкавказская	Ставропольский свод	Северо-Ставропольское-Пелагиадинское, Тахта-Кугультинское, Мирненское, Казинское, Грачевское, Петрово-Благодарненское (г) и др.
4. Азово-Кубанская, Западно-Предкавказская	Азово-Кубанская впадина	Каневское, Староминское, Челбасское, Ленинградское, Крыловское (гк) и др.
5. Азовская	Азовский выступ	Азовское (г), Синявское (г), Марковское (г)

Тектоника – на Скифской плите фундамент сложен герцинским комплексом пород. На гряде Карпинского под герцинским складчатым основанием прослеживается раннедокембрийский кристаллический фундамент периферии Восточно-Европейского рифта. Имеются участки и догерцинского фундамента. Вдоль южной границы Скифской плиты находятся альпийские краевые прогибы. Глубины залегания фундамента в положительных элементах Скифской плиты – от 1 до 3 км, во впадинах – до 6–8 км. В юго-восточной части Западного Предкавказья и в Восточном Предкавказье нижнюю часть чехла слагают Р и Т отложения, которые обособляются в доплитный комплекс. Они представляют грабены.

Основной нефтегазоносный комплекс – нефтекумская свита (Т₁-Р₂) – продуктивен на месторождениях Зимняя Ставка, Восточное, Урожайненское, Кумухское, Юбилейное, Байджановское и др. Еще интересен разрез кизлярской свиты Т₂. Здесь в пачках песчаников и оолитовых известняков открыты залежи УВ на Совхозном и др. месторождениях.

Севернее находится юго-восточное окончание мегавала Карпинского, отделенного от Скифской плиты крупной зоной разломов. Система прогибов (Тузлов-Манычский, Гудиловский, Восточно-Манычский), которая погружается ступенчато с северо-запада на юго-восток, причем глубины залегания фундамента увеличиваются от 1 до 8 км.

Прикумская зона поднятий объединяет ряд куполовидных поднятий (Арзгиро-Мирненское и др.) и антиклинальных зон (Прасковейско-Чкаловское и др.) и связана с крупным поднятием пород фундамента, погруженных на глубину 5–8 км. Осадочный чехол: 3–3,5 км – KZ + K, J и T имеют непостоянную мощность. J полностью отсутствует в пределах Ачикулакско-Мектебской антиклинальной зоны.

В Центральном Предкавказье выделяют Ставропольский свод, ограниченный с запада и востока Западно-Ставропольской и Восточно-Ставропольской впадинами. Здесь отсутствуют J отложения и сокращенная мощность 1–2,5 км К и KZ. Характерно развитие изометричных поднятий крупных размеров.

РНГК

1. Неогеновый песчано-глинистый. Небольшие залежи газа в N₁ и N₂ на отдельных площадях.

2. Палеогеновый. Мощность 2000–2200 м. Нижний (палеоцен-эоцен) подкомплекс: песчано-глинистый. Верхний (олигоцен-нижний миоцен) – пачки песчаников и алевролитов. ~ 60 месторождений газа и нефти.

3. Верхнемеловой карбонатный (100–500 м). Развит в Прикумской зоне поднятий (~ 10 залежей).

4. Нижнемеловой песчано-глинистый, с прослоями и пачками карбонатных пород в неокоме. Золежи пластового типа (I, II и т. д.). Один из основных объектов.

5. Юрский. 3 подкомплекса: нижний – песчано-глинистый (J₁-J₂k); средний – карбонатно-галогенный (J₂k-J₃о); верхний – пестроцветный – киммеридж-титон (J₃k-t). В терригенных породах J₁-J₂ – 7 пачек пород-коллекторов, содержащих залежи нефти и газа.

6. Пермо-триасовый. Гидродинамически нарушен и наблюдается переток УВ из РТ в горизонты J и К. Нефтекумская свита.

Типы залежей УВ

Большинство залежей относится к пластовому сводовому типу и приурочено к зонам генетически связанных между собой структурных ловушек в Прикумской зоне поднятий, Ставропольском своде, Азово-Ейского мегавала. На месторождениях часто наблюдаются литологическое экранирование и, в меньшей степени, стратиграфический и тектонический контроль.

Многие месторождения являются многопластовыми с диапазоном промышленной нефтегазоносности в несколько РНГК. Например, в Прикумской зоне поднятий залежи нефти приурочены к Т, J, К, Р. Но на Ставропольском своде и др. запасы УВ концентрируются в более узком диапазоне (Р₃).

Основные направления ГРР

На основной территории месторождения УВ практически все выявлены. Плотность очень высокая. Перспективы связаны с отрицательными структурами осадочного чехла. Новые имеют небольшие размеры и запасы.

В Прикумской зоне поднятий и Восточно-Манычском прогибе главным направлением является разведка Т комплекса. Одновременно необходимо продолжить поиски новых залежей УВ в J, К₁, К₂.

В Восточно-Ставропольской впадине главным является изучение нефтегазоносности подсолевых J₃ и региональных зон выклинивания К₁ и J.

В пределах Ставропольского свода – детализация геологических построений за счет применения трехмерной сейсморазведки позволит открыть небольшие залежи УВ.

2. НГП Аргентины

АРГЕНТИНА (Argentina), Аргентинская Республика (Republica Argentina), — государство, занимающее юго-восточную часть материка Южная Америка, восточную часть острова Огненная Земля и близлежащие острова Эстадос и др

Недра Аргентины изучены слабо. Известны месторождения нефти, газа, руд урана, меди, свинца,цинка, бериллия (табл. 1). По запасам нефти и газа Аргентина занимает 3-е место в Латинской Америке. На территории выявлены 5 нефтегазоносных бассейнов, 4 из которых расположены в пределах впадин Предандийского прогиба. В стране известны 243 месторождения нефти и 52 месторождения газа (1981), сосредоточенных в основном в бассейнах Неукен (82 — нефти и 24 — газа) и Сан-Xopxe (93 и 10 соответственно). Нефтегазоносны песчаные отложения мезозоя (бассейны Мендоса, Неукен, Сан-Xopxe, Магелланов) и кайнозоя (Сан-Xopxe и Магелланов). Наиболее крупные месторождения: нефти — Комодоро-Ривадавия, Эль-Cayce, Барранкас и др.; газа (и газоконденсата) — Лома, Ла-Плата, Кампо-Дуран, Мадре-Хонес, Кондор.

Газовые месторождения расположены на большом удалении от центров потребления, поэтому государственная газовая компания "Gas del Estado" осуществляет строительство протяжённых газовых магистралей. В Аргентине действует несколько систем газопроводов, доставляющих газ к местам потребления. По Южной системе газопроводов газ транспортируется от месторождений бассейнов Магелланового пролива, Сан-Xopxe (провинция Чубут и Санта-Kpyc) и Неукен (провинция Неукен и Рио-Негро) в города Баия-Бланка и Буэнос-Айрес. Она включает три магистральных газопровода и установки по сбору, очистке и перекачке газа. Общая протяжённость системы свыше 8,5 тысяч км. Система Огненной Земли соединяет отдельные месторождения острова. В 1979 проложен газопровод протяжённостью 37 км (24 км из них проходят в море), который соединяет систему газопроводов Огненной Земли и Южную. По Северной системе (1767 км) газ транспортируется из Боливии и месторождений Центрально-Предандийского бассейна (провинция Сальта и Жужуй) в Буэнос-Айрес. В 1981 начал функционировать газопровод (1081 км), соединяющий западные газовые месторождения с центральными и восточными областями. Нефть и нефтепродукты транспортируют по нескольким трубопроводам. К числу основных относятся нефтепровод Пласа-Уинкуль — Баия-Бланка (протяжённость 665 км) и продуктопровод Кампо-Дуран — Сан-Лоренсо (1480 км). Мощность 13 нефтеперерабатывающих заводов, действующих в Аргентине, оценивается в 114 тысяч т в сутки. Около 75% мощностинефтеперерабатывающих заводов принадлежит "YPF", остальное — американским компаниям "Shell" и "Esso".

3.Штокмановское месторождение

Штокмановское газоконденсатное месторождение (рис. 268) расположено в акватории в 560 км к северо-востоку от г. Мурманска. Открытое 1988г. Месторождение по запасам УВ уникальное. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -2075 м (Ю3) 48x36 км, амплитуда 295 м, по замкнутой изогипсе -2470 м (Ю2) — 47x33 км, амплитуда 305 м. Приурочено к одноименному валу в северной ча-сти Южно-Баренцевской впадины. Ловушка пластовая сводовая. Основной газоносный комплекс — юрские и нижнемеловые отложения, представленные песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Глубина залегания продуктивных пластов в сводовой части структуры 600—2920 м. Продуктивные пласты в средней и верхней юре расположены на глубине 2317 м (J2 пл. Ю3), 2237 м (J2 пл. Ю2), 2108м (J2 nл. Ю1) и 1814м (J3 nл Ю0). Площадь газоносности их соответственно 28,7; 169,2; 947,6; 812,3 км2. Газонасыщенная толщина — 5,7; 16,3; 44,9 и 43,3. Коллекторы кварцевые светло-серые песчаники с высокими емкостными характеристиками, пористость 17—24 %. Пластовое давление 23,9 МПа (Ю2,Ю3), 23,7 МПа (Ю1) и 20 МПа (Ю0), t — от 48 до 60°С. Максимальные дебиты газа получены из пласта Ю0 1665 тыс. м3/сут. Конденсатный фактор в пластах Ю2 и Ю3 — 14,1 г/м3, в пласте Ю1 — 12,4, в пласте Ю0 — 4,8 г/м3. Содержание метана от 93 до 96 %, углекислого газа — 0,27— 0,53%, азота 1,52-2,3 %.

БИЛЕТ 18