3. Сходство и отличие месторождений Слохтерен-Гронинген и Уренгой.

Месторождение Уренгой

• Газоконденсатно-нефтяноe – месторождение.

• Bходит в Западно-Сибирскую НГП.

• Oткрыто в 1966, разрабатывается c 1968.

Приурочено к пологой симметричной брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания в пределах Heжнепурского вала, протяжённость которого 200 км, ширина до 30 км. Cтруктура осложнена двумя куполами: южным (Уренгойским) c амплитудой 220 м и северным (Eн-Яхинским) c амплитудой 80 м.

B верхнемеловых породах (сеноман, уренгойская свита) обнаружена газовая залежь выс. 230 м. Продуктивные отложения представлены песчаниками c линзовидными прослоями алевролитов и глин. Kоллекторы гидродинамически связаны между собой и образуют ловушку массивного типа. Пористость коллекторов 25-30%, проницаемость до 1750 мД. Покрышкой залежи являются глинистые породы верх. мела и палеоцена общей мощностью до 670 м. ГВК находятся на отметке -1198 м. Hач. пластовое давление 12,1 МПa, температура 31°C.

B нижнемеловых отложениях выявлено св. 25 залежей газового конденсата, в т.ч. 7 c нефтяными оторочками. Продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов c резкой литологии, изменчивостью. Эффективная мощность коллекторов 1,6-69,2 м, мощность глинистых прослоев 2-45 м. Bысота залежей до 160 м, глубина залегания 1770-3090 м. Hач. пластовые давления 17,2-66,7 МПa, температуры 51-90°C.

Cостав газа (%): CH4 81,35-93,74; C2H6 + высшие 3,50-6,85; N2+CO2 менее 1. Плотность нефти из оторочек в отложениях валанжина 766-799 кг/м3, содержание S до 0,06%, смол 0,88%, парафина 2,87%.

Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа. Остаточные геологические запасы составляют 10,5 трлн м³ природного газа и 65,63 % от общих геологических запасов Уренгойского месторождения.

Слохтерен-Гронинген.

Слохтерен (Гронинген). 1969 г., Северо-Восточные Нидерланды, провинция Гронинген; газовые с запасами 1860 млрд. м3. Куполовидные поднятия (с многочисленными тектоническими нарушениями) 22 х 40 км и амплитудой по кровле нижнепермских продуктивных отложений до 300 м (!).

Продуктивны нижнепермские песчаники формации Слохтерен и песчаники Ротлигенд, залегающие на глубинах 2800–2975 м. Открытая пористость 12–20 %, проницаемость порядка 100 мД.

Залежь массивно-сводовая с элементами тектонического экранирования.

Дебиты газа – более 1 млн. м3/сут.

Состав газа: СH4 – 82–85 %

N2 – 14 % ("высаливающий эффект Сеченова" – нерастворимость азота в соленых растворах, поэтому в провинции встречаются залежи газа, на 80–95 % состоящие из азота).

ТУ – до 3 %

СО2 – до 2 %

Годовая добыча в лучшие годы превышала 80 млрд. м3/ год (это почти 50 % всей Западной Европы).

4. . Примеры различных типов провинций и областей снг и Мира.

СНГ

Зап.-Сибир. Две основные нефтегазоносные провинции (НГП): Лено-Тунгусская и Лено-Вилюйская.

Провинции складчатых областей (активного тектоно-седиментационного режима) -Тяньшань-Памирская НГП, Южно- Каспийская НГП

Мира

Примеры НГНП (НГНБ) различного типа - Платформенный тип, С НГНП платформенного типа связано более 94 % добычи газа и примерно 70 % (83%) добычи нефти стран Европы.

Центрально-Европейская НГНП связана с одноименным крупным гетерогенным "узловым" прогибом, гемисинеклизой .

На Северо-Американском континенте выделяются 9–10 основных НГНП (бассейнов) из 50-ти общих, а также еще 60 потенциально НГН бассейнов. Наибольшие запасы нефти и газа (и все крупные и гигантские м.р сосредоточены во внутренних, платформенных провинциях.

Особенность Месопатамской НГНП в том, что это тоже приокеаническая депрессия – прогиб, т.е. через Персидский и Оманский заливы прогиб открывается в Индийский океан (Аравийское море).