- •Вопрос 1. Региональная тектоническая позиция нефтегазоперспективных территорий.
- •Вопрос 2. Седиментационные бассейны, их типы, соотношения с синеклизами.
- •Вопрос 3. Синеклизы – важнейшие для нефтегазообразования структуры платформенных регионов, принципы их выделения.
- •Вопрос 4. Разновидности границ синеклиз со смежными крупнейшими структурами.
- •Вопрос 5. Принципы выделения пликативных структур по опорным горизонтам, морфологические типы пликативных структур.
- •Вопрос 7. Дизъюнктивные дислокации платформенных нефтегазоносных территорий.
- •Вопрос 8. Взаимосвязь пликативных и дизъюнктивных дислокаций.
- •Вопрос 9. Статистический анализ дизъюнктивов как основа прогноза погребенных поднятий.
- •Вопрос 11. Связь нефтегазоносности с региональными тектоническими особенностями.
- •Вопрос 12. Влияние морфологии пликативных структур на миграцию углеводородов, формирование и разрушение залежей.
- •Вопрос 13. Влияние истории формирования пликативных структур на миграцию ув, формирование и разрушение их скоплений.
- •Вопрос 14. Дизъюнктивные дислокации, методы их выделения и прослеживания.
- •Вопрос 15. Влияние дизъюнктивных нарушений на нефтегазоносность.
- •Вопрос 16. Значение рифтогенеза для формирования седиментационных бассейнов и их нефтегазоносности.
- •Вопрос 17. Роль траппового магматизма в формировании структурного плана вмещающих пород.
- •Вопрос 18. Влияние траппового магматизма на образование и миграцию углеводородов, формирование и разрушение их скоплений.
- •Вопрос 19. Комплексный анализ тектонических предпосылок нефтегазоносности, использование эвм и аппарата распознавания образов для прогноза.
- •Вопрос 20. Основные принципы составления специализированных на нефть и газ тектонических карт, содержание их легенд
- •Вопрос 21. Тектоническое районирование нефтегазоперспективных территорий.
- •Вопрос 22. Структурно-формационные особенности чехла Сибирской платформы
- •23. Нефтегазоносные провинции и области Сибирской платформы, их границы, основные структурно формационные особенности.
- •Вопрос 24. Структурные ярусы чехла Сибирской платформы и связь с ними нефтегазоносности.
- •Вопрос 25. Тектонические предпосылки образования и накопления углеводородов в Лено-Тунгусской нгп.
- •Вопрос 26. Тектонические предпосылки образования и накопления ув в Хатанго-Вилюйской нгп.
- •Вопрос 27. Тектонические основы нефтегазогеологического районирования Ленно-Тунгусской нгп.
- •Вопрос 28. Тектонические основы нефтегазогеологического районирования Хатангско–Вилюйской нгп.
- •Вопрос 29. Распределение траппов в платформенном чехле Лено-Тунгусской нгп и их возможное влияние на нефтегазоносность вмещающих пород.
- •Вопрос 30. Основные типы ловушек и зон накопления ув в платформенном чехле Ленно-Тунгусской нгп.
- •Вопрос 32. Тектонические основы выделения основных зон нефтегазонакопления в верхнеюрско-меловых отложениях Западно-Сибирской нгп.
- •Вопрос 33. Предпосылки формирования зон нефтегазонакопления в триас-среднеюрских отложениях Западно-Сибирской нгп.
- •Вопрос 34. Роль рифтогенеза в истории тектонического развития и нефтегазообразования Западно-Сибирской плиты.
- •Вопрос 35. Основные типы ловушек ув в Западно-Сибирской нгп
- •Вопрос 36. Региональные тектонические особенности Прикаспийской нгп
- •Вопрос 37. Тектонические основы районирования Прикаспийской нгп
- •Вопрос 38. Региональные тектонические особенности Тимано-Печорской нгп.
- •Вопрос 39. Тектонические основы районирования Тимано-Печорской нгп.
- •Вопрос 40-41. Региональные тектонические особенности Днепрово-Припятской нгп.
Вопрос 39. Тектонические основы районирования Тимано-Печорской нгп.
Фундамент Тимано-Печорской плиты байкальский (верхний рифей). Конец верхнего рифея – основание складчатого основания. Выделяются два мегаблока фундамента - юго-западный Тиманский и северо-восточный Большеземельский. Они отличаются составом вулканогенно-метаморфических формаций, которые свидетельствуют об их образовании в областях с различными геодинамическими обстановками. Раздел этих мегаблоков устанавливается по системе Припечорского и Илыч-Чикшинского разломов.
Фундамент западной части бассейна, охватывающий Тиманскую гряду и Ижма-Печорскую сложен рифейскми сланцами. Внутреннее строение Тиманского мегаблока примечательно северо-западной зональностью, постепенным увеличением мощности разрезов рифея от 4 до 12 км.
Общее строение Тиманского мегаблока позволяет интерпретировать эту часть фундамента современной Печорской низменности как область развития отложений неопротерозойской пассивной континентальной окраины.
Отложения Большеземельского блока связаны с геодинамической обстановкой, свойственной островным дугам.
Отдельные районы фундамента Тимано-Печорской плиты с недостаточно мощной корой оказались предрасположенными к растяжению, вызвавшему образование рифтовых прогибов. Такая палеогеодинамическая ситуация возникла в системе Припечорского и Илыч-Чикшинских разломов и к востоку от нее - Денисовский прогиб.
Ижма-Печорская синеклиза (пологое падение на северо-восток). Венда и кембрия нет, ордовик первый в осадочном чехле.
Печора-Колвинский авлакоген, мощный девон на мощном ордовике, особенно на валах (Гряда Чернышова) (инверсия движений).
Надвиги в Ижма-Печорской синеклизе.
Мощность и формационный состав являются главным отличительными особенностями НГО:
1) Тиманская: сокращенная мощность, на рифее залегает девон.
2) Ижма-Печорская: чехол до 3км.
3) Печора-Колвинская: чехол до 6,5км., на фундаменте залегает силур, нижний девон (нефтегазоносен), средний-верхний девон (карбонатно-терригенный), карбон, отложения нижней перми представлены доломитами, верхнепермские отложения терригенные, триас, юра.
4) Хорейверско-Мореюрская синеклиза, впадина. Мощность осадочного чехла 4,5км. Отложения ордовика, силура, нижнего девона представлены карбонатами, отложения среднего-верхнего девона терригенно-карбонатные, карбон и нижняя пермь сложены карбонатами, отлажения верхней перми, триаса, юры и мела терригенные.
5) Предуральская (Северопредуральская): представлена серией впадин: Роговская, Верхнепечорская, Большесиманная. Мощность осадочного чехла 11км. Ордовик терригенно-карбонатный, силур + нижний девон = карбонатные (залежи конденсата), оставшийся девон + карбон = карбонатные, верхняя пермь терригенно-карбонатная, триас терригенный.
Вопрос 40-41. Региональные тектонические особенности Днепрово-Припятской нгп.
Днепрово-Припятская НГП является типичной НГП, приуроченной к рифту. S=100 000 км2. С юго-запада ограничивается Русской платформой, с севера – Воронежской антеклизой, с юга – Украинским щитом. На западе Брагинско-Лоенская седловина делит на Припятскую (западная часть) и Днепрово-Донецкую часть (восток), то есть всего 2 НГО.
Припятская часть менее погруженная, очень напряженная (блоки, разрывы).
На AR – карбонатно-теригенные, D – с эффузивами, соляные толщи, терригенный C1, терригенно-карбонатный C2, P-T – грубообломочные конгломераты, выше по разрезу (Mz-Kz) – более молодые карбонатно-терригенные.
Большую часть разреза занимают соли, но штоков, подушек нет (малые мощности – до 6 км в сумме по разрезу).
Днепрово-Донецкая часть – в чехле структурные элементы вытянуты вдоль бортов, есть бортовые зоны, отделенные разломами, и центральная часть. Эта чаша представляет собой, по существу, ковш. На AR – эффузивы, затем соли; затем карбонатные отложения D-C; затем терригенный C; в P1 – снова соли; все перекрыто терригенно-карбонатными породами.
Соли нижнего уровня (h=10-12 км) образуют штоки, прорывающие разрез. Пермские соли особой соляной тектоники не образуют. По поверхности фундамента опять телескопический грабен. Бортовые части отделены разломами, имеют меньший разрез (3,5 км). Чехол из территории рифта вышел недалеко за пределы (в отличие от Западной Сибири).
Залежи углеводородов приурочены к D, C, P (терригенные, терригенно-карбонатные и соляные отложения, глубины – 2-4 км).
В центральной части этого блока – очень широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности. Наиболее насыщена местами не самая глубокая, а центральная часть Днепрово-Донецкого блока.
Западно-Крестищенское месторождение – антиклиналь с соляными штоками, горизонтальный контакт газ-вода.
Шебелинское месторождение – антиклиналь, горизонтальный контакт газ-вода, много разрывов.
Осташковичское месторождение (Припятский блок) – разрывы, но залежи удержаны, моноклинальный блок (на «козырьке»).
То есть отсюда можно сделать вывод, что не всегда наличие множества разрывов является неблагоприятным фактором.
Вопрос № 42. Тектонические особенности и районирование Амударьинской НГП.
По лекциям:
С запада – Южно-Каспийская НГП (6 км разреза Pg-Ng, месторождения все в Ng). S= 350 тыс. км2. На западе граница по выклиниванию позднеюрских солей (чисто фациальный фактор, а не тектонический). В район-ии НГП почти не учтены тектонические элементы. При этом разрезы для многих НГО совпадают, их тектоническая обстановка тоже схожая.
Типичный разрез: сначала терриг-карбонат. J1-2, затем J3 соль, потом терриг-карбонат K1, затем все перекрыто Pg-Ng. Месторождения над и под солями (в центральной части НГП).
Далее из книги нефтегазоносные провинции СССР (Дикенштейн, Алиев и др.)
Занимает ю-в часть Туранской плиты и примыкающий к ней на ю-з Предкопетдагский краевой прогиб.
Наиболее крупные тектонические элементы Амударьинская синеклиза, Центрально-Каракумский свод и Бахардокский склон.
Синеклиза: сев, вост, и юж границы совпадают с границами провинции. Зап граница синеклизы проводиться по предполагаемой линии выклинивания солей кимеридж-титона, определяющей контуры солеродного бассейна. В крайней ю-з части синеклиза сочленяется с ю-в замыканием Предкопедакского краевого прогиба. Фундамент синекл. изверженные породы D-C, P-T вулкан-осад образования, слагают самостоятельный комплекс пород. Фундамент перекрыт MZ-KZ чехлом, J1-2 – терриген. J3 – карбонат, соль, K – соль, терриг., карбонат., Pg – карбонат, Ng, KZ – терриген. Строение синеклизы характеризуется ступенчатым погружением ее бортовых частей. Центральная часть синекл – впадины, выступы, валы, ограниченные разломами в фундаменте, многие из которых проникают в чехол.
Центрально-Каракумский свод находиться в с-з части провинции и примыкает к зап. борту Амудар. синеклизы. Крупное поднятие вытянутое в с-з направлении. В пределах свода и его склонов выявлено большое количество нарушений различной амплитуды и протяженности. В его центральной части выделяется Зеагли-Дарвазинское кп., объединяющее серию небольших по размеру антиклинальных структур.
Бахардокский моноклинальный склон распложен к югу от Центрально-Каракумского свода. Представляет собой окраинную зону платформы, которая на юге сочленяется с Предкопедакским прогибом. В пределах моноклинали отмечается общее погружение горизонтов ос чехла на юг, в сторону прогиба.
Нефтегазоносность. 4 продуктивных комплекса. Нижнее-средне юрский – терриген чередование глин, алевролитов изучен слабо, вскрыт в бортовых частях А. синеклизы. Верхнеюрский – регионально распространен на территории провинции карбонаты, покрышка соль, или глины. Также в нем выделено рифовые фации – новый тип резервуаров, высокодебитных. Этот комплекс является основным на территории провинции. Нижнемеловой – также один из основных, регионально распространен. Чердование глин, алевролитов, встречаются карбонаты. Региональной покрышкой служит глинистая толща верхнеаптского-альбского возраста. Нижнее-верхнемеловой (Альб-сеноманский) широко распространен, газоносность выявлена на отдельных месторождениях. Представлен песчаниками, алевролитами с чередованием глин. Покрышка – туронские глины.