нефтегазоносные бассейны Казахстана


Билет – 2
1 Основные черты геологического строения и нефтегазоносности Прикаспийской НгППрикаспийская нефтегазоносная провинция расположена в пределах одноименной впадины, одной из крупнейших и глубочайших платформенных впадин мира. Она охватывает территории Уральской, Атырауской, Мангышлакской и Актюбинской областей Казахстана, Волгоградской, Саратовской, Оренбургской, Астраханской областей и Республики Калмыкии РФ.
Первые сведения о многочисленных естественных нефте- и газопроявлениях на территории Прикаспия относятся к XVII в. В конце XIX в. на этой территории были начаты раз¬ведочные работы, а в 1911 г. получен первый приток нефти из скважины, пробуренной на месторождении Доссор. Спустя не¬сколько лет была установлена промышленная нефтеносность месторождения Макат. Разведочные работы концентрирова¬лись в основном в районах нижнего течения р. Эмбы. Здесь было открыто около 40 месторождений.
Второй крупный период в освоении Прикаспийской нефте¬газоносной провинции начался с 70-х годов ХХ века, когда широким фронтом развернулись геологоразведочные работы по поискам скоплений нефти и газа в глубокозалегающих подсолевых отложениях. Открытие Астраханского (1976г.), Жанажольсго (1978), Тенгизского (1979), Кенкиякского (1979), Карачаганакского (1979) газоконденсатных и нефтяных ме¬сторождений ознаменовало собой второе рождение Прикаспий¬ской провинции и подтвердило высокие перспективы нефтегазоносности этого района.
На территории Прикаспийской НГП выделено шесть нефтегазоносных областей:
1.Северо-Западная НГО
2.Центрально-Прикаспийская НГО
3.Астраханско-Актюбинская НГО
4.Предуральская НГО
5.Южно-Эмбинская НГО
6.Юго-Западная НГО
Основные черты геологического строения. Прикаспийская нефтегазоносная провинция расположена в юго-восточной погруженной части Восточно-Европейской платформы и расположена к северу от Каспийского моря. В тектоническом отношении она приурочена к одноименной впадине и выполнена мощной толщей осадочных пород. Мощность осадочного чехла впадины от 2,5-5 км на бортах, увеличиваясь по направлению к центру – до 17-22 км. Предполагается, что фундамент Прикаспийской впадины, как и большей части платформы, гетерогенный, докембрийский - архейско-протерозойского возраста, в отдельных районах возможно байкальский. Особенности тектонического строения Прикаспийской впадины позволяют выявить наиболее благоприятные нефтегазоносные зоны. Система поднятий, характеризующихся древним заложением и длительным в осносном унаследованным развитием, представляет собой крупнейшую область нефтегазонакопления, расположенную между двумя глубокими и обширными депрессионными областями – центральной частью впадины и окраинными прогибами, являющимися мощными генераторами углеводородов. Обширные консидементационные региональные поднятия, осложненные брахиантиклинальными и валообразными структурами, образуют крупные антиклинальные ловушки. Соленосные отложения нижнепермского возраста делят осадочный чехол подсолевой и надсолевой этажи. В состав подсолевого комплекса входят породы девонского, каменноугольного и нижнепермского (докунгурского) возраста. На западном и северном бортах впадины эти отложения представлены преимущественно карбонатными осадками; подчиненное значение имеют пачки терригенных пород. В восточной прибортовой зоне установлены разновоз¬растные подсолевые отложения (от нижнекаменноугольных до артинско-сакмарских). В разрезе восточного борта преобладают терригенные породы и лишь верхневизейско-среднекаменноугольные отложения представлены кар¬бонатами. Общая мощность докунгурских отложений велика и в центральной части впадины составляет 10 км. Соленосная толща кунгура распространена широко. В центральной части Прикаспийской впадины она сложена в основном галогенными породами. В бортовых частях воз¬растает роль сульфатных пород и встречаются прослои доло¬митов. Пластичные соляные породы образуют многочислен¬ные соляные купола, сложно деформирующие отложения надсолевого комплекса. Всего на территории впадины их установлено более 1700, которые сложно деформируют надсолевые породы. Интенсивность проявления соляной тектоники находится в прямой зависимости от глубин погружения подсолевого палеозоя и мощности галогенных пород кунгурского возраста.
В глубоких межкупольных зонах надсолевой комплекс пред¬ставлен мощной толщей красноцветных и пестроцветных образований, относимой к верхней перми и нижней части нижнего триаса. На большей территории впадины над красноцветными породами залегает карбонатная толща, относимая также к нижнему триасу. Породы верхнего триаса и нижней юры, составляющие единый комплекс сероцветных песчано-глинистых образований, имеют сравнительно ограниченное распространение. Средняя и верхняя юра представлена в основном песчанистыми породами с подчиненным развитием карбонатных пород. Выше залегает алевритово-глинистая толща пород нижнего мела и сеномана. Разрез мезозоя венчает карбонатная толща верхнемеловых отложений, сложенная известняками, доломитами с подчиненными прослоями мергелей. Осадки палеогена сложены толщей глинистых образований с незначительными и редкими прослоями песчаников и мергелей. Неоген-четвертичные породы развиты неповсеместно, занимая преимущественно западную часть провинции в пределах междуречья Волги и Урала. Представление о региональной структуре подсолевого комплекса Прикаспийской впадины базируется в основном на анализе геофизических, гравиметрических, магнитометрических и главным образом сейсморазведочных материалов. Поверхность подсолевых отложений, отождествляется не с данной стратиграфической границей, а с размытой поверхностью подсолевого палеозоя, который круто погружается от бортовых зон к центральной части впадины.
Важнейшей особенностью строения бортовых частей Прикаспийской впадины является распространение полосы приподнятого залегания фундамента, расчлененной поперечными разломами и прогибами на выступы (ступени) фундамента с амплитудой 1,0-2,0 км. Главным элементом региональной структуры на западе и севере Прикаспийской впадины является бортовой уступ, отделяющий ее от Волго-Уральской провинции. прослеживающейся в виде полукольца протяженностью до 1200 км при ширине 100-150 км и расчлененной поперечными разломами и прогибами на выступы фундамента с амплитудой 1,0-1,5 км. По подсолевому осадочному комплексу выступам соответствуют обширные конседиментационные сводовые и валообразные поднятия: Карачаганакское, Троицкое, Кобландинское, Енбекское, Кызылжарское, Жаркамысское, Шукатское, Северо-Каспийское и Астраханское. Между краевыми поднятиями и складчатыми обрамлениями выделяется система прогибов: Оренбургско-Актюбинский (в южной части – Остансукский), Предмугоджарский, Южно-Эмбинский (Каратонский), Каракульский. В западной и северной бортовых частях Прикаспийской впадины от приподнятых частей платформы отмечается крутое ступенчатое погружение подсолевых отложений, осложненное седиментационными карбонатными уступами и сопровождаемое резкой сменой грубообломочных мелководных фаций относительно глубоководными. Крупными структурными элементами надсолевого комплекса являются: Гурьевская система прогибов, Каратонский, Байчунасский, Прорвинско-Боранкольский; на западе и юго-западе – Волгоградский и Сарпинский, в центральной части – Новоузенский и Джамбейтинский прогибы, разделенные приподнятыми зонами. Уменьшение толщины подсолевых отложений от периклинальных частей поднятий к их сводам позволяет предполагать широкое развитие неантиклинальных и комбинированных ловушек. Региональная структура надсолевого комплекса Прикаспийской впадины исследована геофизическими методами и бурением. Изучение ее связано со специфическими трудностями и обусловленными широким развитием соляных структур. Предполагаемые и установленные региональные поднятия и прогибы надсолевого комплекса осложнены различными по форме и размерам локальными структурами, связанными с соляными куполами, сложно деформировавших надсолевые породы.
Нефтегазоносность. В Прикаспийской нефтегазоносной провинции нефтегазоносность отмечается по всему вскрытому разрезу осадочного чехла. В подсолевом этаже УВ связаны с нефтегазоносными комплексами, литология и стратиграфический диапазон которых изменяется по площади. Терригенный среднедевонский-нижнефранский НГК (северо-западное и западное обрамление Прикаспийской впадины), на востоке - девонско-нижнекаменноугольный; карбонатный (среднефранский-нижневизейский). Терригенный нижнекаменноугольный НГК (распространен в северо-западных районых НГП). Карбонатный нижне-среднекаменноугольный (верхневизейский-нижнебашкирский) нефтегазоносный комплекс развит повсеместно, он занимает второе запасов УВ в провинции; с ним связаны основные продуктивные горизонты Карачаганакского, Астраханского, Тенгизского, Жанажольского и др. месторождений. Среднекаменноугольный-нижнепермский карбонатный НГК на северном и западном бортах впадины представлен карбонатными и сульфатно-карбонатными породами; НГК. На Жанажольском и Карачаганакском месторождениях с ним связаны продуктивные отложения. Верхнекаменноугольно-нижнепермский терригенный НГК распространен в восточной, юго-восточной и юго-западной частях Прикаспийской впадины. Сложен песчано-глинистой толщей с конгломероатами и гравелитами. Терригенный нижнепермский нефтегазоносный комплекс распространен в восточной части При¬каспийской впадины. В отложениях этой толщи открыты за¬лежи нефти на Кенкиякской, Каратюбинской и Акжарской площадях.
В разрезе надсолевого комплекса выделяются четыре неф-тегазоносных комплекса: пермско-триасовый, среднеюрский, аптско-неокомский (меловой) и неогеновый. По количеству раз¬веданных запасов и числу открытых месторождений первое место занимает среднеюрская нефтегазоносная толща, затем апско-неокомская и далее пермотриасовая и неогеновая. Про¬мышленные залежи нефти в пермотриасовой толще выявле¬ны пока на ограниченном числе месторождений; продуктив¬ные горизонты установлены на 13 структурах. Со среднеюрскими отложениями, имеющими несколько промышленных нефтеносных горизон¬тов, связаны основные разведанные запасы нефти и газа в надсолевом комплексе. Все они представлены терригенными породами. Некоторые залежи имеют газовые шапки (месторождения Прорвинское, Боранколь, Кульсары). К аптско-неокомским отложениям приурочены промышленные залежи нефти на большинстве структур Эмбинского промыслового района. Все они имеют терригенный состав. Неогеновые отложения газоносны в западной части Прикаспийской впадины, в пределах междуречья Урала и Волги. Кроме названных региональных нефтегазоносных комплексов, установлен ряд промышленных залежей газа в верхах верхнеюрских отложений на Таловской, Старшиновской. Спортивной площадях, расположенных в Саратовской области..
2 характеристика физико-химических свойств нефти,газа и конденсата Тянь-Шянь-Памирская Нгп3. месторождений нефти и газа НГП Северной и Южной Америки
В пределах Южной Америки и прилегающей акватории известен 51 нефтегазоносный бассейн. Общая площадь 8,1 млн. км2, в том числе 2 млн. км2 акватории. Промышленная нефтегазоносность установлена в 28 бассейнах, добыча нефти и газа ведётся в 25 из них. Разведанные запасы углеводородов на начале 1989 составляют 18,2 млрд. т нефти и 7,3 трлн. м3 газа (около 90% попутного). При этом подавляющая часть запасов нефти и газа сконцентрирована в двух бассейнах: Маракайбском (44% нефти и 34% газа) и Оринокском (36% нефти и 32% газа). Продуктивные горизонты этих бассейнов связаны с кайнозойскими и меловыми отложениями. Основные разведанные запасы углеводородов сконцентрированы в интервале глубин 1-3 км (70% запасов нефти и 80% запасов газа). Среди стран Южной Америки разведанными запасами нефти и газа обладают Аргентина, Боливия, Бразилия, Венесуэла, Колумбия, Перу, Суринам, Чили и Эквадор. Наиболее значительные запасы углеводородов в Венесуэле, Аргентине, Бразилии, Колумбии. Первые нефтяные месторождения были открыты в Перу в 1863 (Сорритос) и в 1868 (Ла-Бреа-Париньяс). Планомерные поиски в большинстве стран Южной Америки начаты в 40-х гг. 20 в. К этому времени на континенте было открыто около 100 месторождений нефти, в том числе уникальная зона нефтегазонакопления Боливар. Поиски и разведку углеводородов проводили в основном иностранные компании. В 40-50-х гг. были открыты первые месторождения в Бразилии и Чили, в 60-х гг. доказана промышленная нефтегазоносность восточных районов Колумбии, Эквадора, Перу (Верхнеамазонский нефтегазоносный бассейн). В 50-х гг. нефтепоисковыми работами охвачены и шельфы. Первое месторождение на тихоокеанском шельфе открыто в 1955 (Литораль, Перу), а на атлантическом — в 1968 (Гуарисема, Бразилия). Основные объёмы нефтепоисковых работ приходятся на нефтегазоносные бассейны Предандийского прогиба (Аргентина, Колумбия, Перу, Эквадор) и атлантического периконтинентального бассейна (Бразилия, Аргентина). На начало 1989 в Южной Америке обнаружено 1400 нефтяных (в том числе 140 морских) и 252 газовых (в том числе 40 морских) месторождений. Среди них уникальные по запасам (более 1 млрд. т) месторождения нефти Венесуэлы — Бачакеро, Лагунильяс, Тиа-Хуана (входящие в зону Боливар), гигантское скопление тяжёлых нефтей — "Пояс Ориноко" (запасы 4,2 млрд. т), Ламар и Лама, обладающие запасами более 300 млн. т, а также уникальные по запасам нефти глубоководные месторождения Бразилии — Марлин (500 млн. т нефти и 100 млрд. м3 газа) и Альбакора (342 млн. т нефти и 150 млрд. м3 газа).
Поисково-разведочное бурение на нефть и газ в Северной Америке ведётся с 1859, автономное бурение в экваториальных районах континентального шельфа — с 1938. За 125-летний период выявлено свыше 80 нефтегазоносных и возможно нефтегазоносных бассейнов, открыто более 20 тысяч нефтяных и свыше 10 тысяч газовых месторождений. Доказанные запасы (proved reserves) нефти вместе с конденсатными жидкостями в Северной Америке (без Кубы) оцениваются в 13,6 млрд. т, природного горючего газа (свободного и попутного) 10,5 трлн. м3 (главным образом в США, Канаде и Мексике). Нефтяные месторождения известны также в Гватемале (Рубельсанто), на Кубе (Саут-Кристалес, Хатибонико), в Тринидаде и Тобаго, где в 1983 обнаружена неглубоко залегающая нефтеносная зона с извлекаемыми запасами около 1 млн. т. В других странах (Белиз, Никарагуа, Гондурас) перспективы открытия месторождений связываются с нефтегазоносными бассейнами Мексиканского и Гондурасского заливов, Западно-Карибским бассейном и Сан-Xoce.
Наиболее значительным в Северной Америке является уникальный Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн. Среди внутриплатформенных бассейнов, связанных с плитами, одиночными синеклизами и рифтовыми зонами, наиболее крупными являются Пермский нефтегазоносный бассейн, Западный Внутренний нефтегазоносный бассейн, Уиллистонский (Уэйнберн, Бивер-Лодж), а также бассейны Иллинойсский, Мичиганский, Гудзонова залива, Баффино-Лабрадорский и др. К внутрискладчатым грабенам и синклинориям приурочены бассейны: залива Кука (Кенай), Грейт-Валли (Кетлмен-Хилс, Буэна-Виста), полуострова Аляска и др. Пограничные бассейны — Северного склона Аляски (Прадхо-Бей), Западно-Канадский (Кросфилд, Пембина, Суон-Хилс, Редуотер, Медисин-Хат, Миллиган-Крик), Бофорта (Таглу, Аткинсон-Пойнт), Предаппалачский (Огайо, Болдуин — Солт-Лейк), Сан-Хуан (Бланко — Ред-Meca) и др. — приурочены к зонам сочленения платформ и горно-складчатых сооружений. В Западно-Канадском бассейне помимо запасов обычной, учитываются запасы т.н. синтетической нефти, извлекаемой из битуминозных песков района Атабаска. В Северной Америке (главным образом в США) имеются крупные месторождения нефтеносных сланцев, ресурсы которых эквивалентны 320-640 млрд. т жидких углеводородов.
Билет -7
1 месторождений нефти и газа НГП Северной и Южной Америки
В пределах Южной Америки и прилегающей акватории известен 51 нефтегазоносный бассейн. Общая площадь 8,1 млн. км2, в том числе 2 млн. км2 акватории. Промышленная нефтегазоносность установлена в 28 бассейнах, добыча нефти и газа ведётся в 25 из них. Разведанные запасы углеводородов на начале 1989 составляют 18,2 млрд. т нефти и 7,3 трлн. м3 газа (около 90% попутного). При этом подавляющая часть запасов нефти и газа сконцентрирована в двух бассейнах: Маракайбском (44% нефти и 34% газа) и Оринокском (36% нефти и 32% газа). Продуктивные горизонты этих бассейнов связаны с кайнозойскими и меловыми отложениями. Основные разведанные запасы углеводородов сконцентрированы в интервале глубин 1-3 км (70% запасов нефти и 80% запасов газа). Среди стран Южной Америки разведанными запасами нефти и газа обладают Аргентина, Боливия, Бразилия, Венесуэла, Колумбия, Перу, Суринам, Чили и Эквадор. Наиболее значительные запасы углеводородов в Венесуэле, Аргентине, Бразилии, Колумбии. Первые нефтяные месторождения были открыты в Перу в 1863 (Сорритос) и в 1868 (Ла-Бреа-Париньяс). Планомерные поиски в большинстве стран Южной Америки начаты в 40-х гг. 20 в. К этому времени на континенте было открыто около 100 месторождений нефти, в том числе уникальная зона нефтегазонакопления Боливар. Поиски и разведку углеводородов проводили в основном иностранные компании. В 40-50-х гг. были открыты первые месторождения в Бразилии и Чили, в 60-х гг. доказана промышленная нефтегазоносность восточных районов Колумбии, Эквадора, Перу (Верхнеамазонский нефтегазоносный бассейн). В 50-х гг. нефтепоисковыми работами охвачены и шельфы. Первое месторождение на тихоокеанском шельфе открыто в 1955 (Литораль, Перу), а на атлантическом — в 1968 (Гуарисема, Бразилия). Основные объёмы нефтепоисковых работ приходятся на нефтегазоносные бассейны Предандийского прогиба (Аргентина, Колумбия, Перу, Эквадор) и атлантического периконтинентального бассейна (Бразилия, Аргентина). На начало 1989 в Южной Америке обнаружено 1400 нефтяных (в том числе 140 морских) и 252 газовых (в том числе 40 морских) месторождений. Среди них уникальные по запасам (более 1 млрд. т) месторождения нефти Венесуэлы — Бачакеро, Лагунильяс, Тиа-Хуана (входящие в зону Боливар), гигантское скопление тяжёлых нефтей — "Пояс Ориноко" (запасы 4,2 млрд. т), Ламар и Лама, обладающие запасами более 300 млн. т, а также уникальные по запасам нефти глубоководные месторождения Бразилии — Марлин (500 млн. т нефти и 100 млрд. м3 газа) и Альбакора (342 млн. т нефти и 150 млрд. м3 газа).
Поисково-разведочное бурение на нефть и газ в Северной Америке ведётся с 1859, автономное бурение в экваториальных районах континентального шельфа — с 1938. За 125-летний период выявлено свыше 80 нефтегазоносных и возможно нефтегазоносных бассейнов, открыто более 20 тысяч нефтяных и свыше 10 тысяч газовых месторождений. Доказанные запасы (proved reserves) нефти вместе с конденсатными жидкостями в Северной Америке (без Кубы) оцениваются в 13,6 млрд. т, природного горючего газа (свободного и попутного) 10,5 трлн. м3 (главным образом в США, Канаде и Мексике). Нефтяные месторождения известны также в Гватемале (Рубельсанто), на Кубе (Саут-Кристалес, Хатибонико), в Тринидаде и Тобаго, где в 1983 обнаружена неглубоко залегающая нефтеносная зона с извлекаемыми запасами около 1 млн. т. В других странах (Белиз, Никарагуа, Гондурас) перспективы открытия месторождений связываются с нефтегазоносными бассейнами Мексиканского и Гондурасского заливов, Западно-Карибским бассейном и Сан-Xoce.
Наиболее значительным в Северной Америке является уникальный Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн. Среди внутриплатформенных бассейнов, связанных с плитами, одиночными синеклизами и рифтовыми зонами, наиболее крупными являются Пермский нефтегазоносный бассейн, Западный Внутренний нефтегазоносный бассейн, Уиллистонский (Уэйнберн, Бивер-Лодж), а также бассейны Иллинойсский, Мичиганский, Гудзонова залива, Баффино-Лабрадорский и др. К внутрискладчатым грабенам и синклинориям приурочены бассейны: залива Кука (Кенай), Грейт-Валли (Кетлмен-Хилс, Буэна-Виста), полуострова Аляска и др. Пограничные бассейны — Северного склона Аляски (Прадхо-Бей), Западно-Канадский (Кросфилд, Пембина, Суон-Хилс, Редуотер, Медисин-Хат, Миллиган-Крик), Бофорта (Таглу, Аткинсон-Пойнт), Предаппалачский (Огайо, Болдуин — Солт-Лейк), Сан-Хуан (Бланко — Ред-Meca) и др. — приурочены к зонам сочленения платформ и горно-складчатых сооружений. В Западно-Канадском бассейне помимо запасов обычной, учитываются запасы т.н. синтетической нефти, извлекаемой из битуминозных песков района Атабаска. В Северной Америке (главным образом в США) имеются крупные месторождения нефтеносных сланцев, ресурсы которых эквивалентны 320-640 млрд. т жидких углеводородов.
2 основные черты геологического строения НГП Ближнего и Среднего ВОСТОКА
Ближний и Средний Восток – это крупная область на стыке Европы, Азии и Африки занимает Аравийский полуостров, Месопотамскую низменность (с Персидским заливом) и горную страну к югу и юго-востоку от Каспийского моря. В тектоническом плане юго-западная часть рассматриваемой области располагается в пределах древней Африкано-Аравийской платформы, северная и северо-восточная ее части – в альпийском складчатом поясе, а остальная часть в Месопотамском прогибе.
Альпийские складчатые сооружения занимают большую часть Ирана, северо-восточную часть Ирака и юго-восточную Турцию. Здесь выделяются горные сооружения (Табр, Загрос, Эльбурс и др.), Центрально-Иранское плоскогорье, Южно-Каспийскую и другие межгорные впадины (Деште-Кевир, Деште-Лут, Адана и др.)
Месопотамский прогиб расположен между Аравийской платформой на юго-западе и складчатыми сооружениями на северо-востоке. На юго-восточном его погружении находится Персидский залив. С севера и северо-востока прогиб ограничен системой надвигов, по которым альпийские горные сооружения надвинуты на складчатый борт прогиба. Заполнен прогиб отложениями кембрия-кайнозоя с максимальной мощностью 10-11 км.
Аравийская часть Африкано-Аравийской платформы в центре осложнена Аравийско-Нубийским щитом. Краевая часть платформы – Аравийская плита – осложнена крупными отрицательными и положительными структурами. В целом же по палеозойским и мезозойским отложениям плита представляет собой моноклиналь, ступенчато и полого погружающуюся в северо-восточном направлении. Среди ее элементом особое место занимает Пальмирская складчатая зона – область сводово-глыбовых дислокаций восточного побережья Средиземного моря.
В рассматриваемом регионе размещаются пять НГБ: Персидского залива, Адаманский, Деште-Кевир (Центральноиранский), Аденский (Аденского залива), Абва. Сюда входят также окраины Восточно-Черноморского, Южно-Каспийского и Каракумского бассейнов, а из северной Африки протягивается Восточно-Присредиземноморский НГБ. Кроме этого на Ближнем и Среднем Востоке выделяется около 10 возможно нефтегазоносных бассейнов, связанных в основном с межгорными впадинами (Деште-Лут, Анталийский, Мешхедский и др.)
К наиболее важным (наиболее богатым по потенциальным доходам от освоения ресурсов нефти) по материалам ВНИГРИ относятся НГБ Персидского залива и Центральноиранский. Остальные бассейны пока большого значения не имеют.
На юго-востоке Турции выделяется вертикально-гетерогенный Аданайский НГБ, в котором установлена промышленная нефтеносность рифогенных известняков нижнего миоцена. Общая мощность мезозойско-кайнозойских отложений достигает 9 км.
В тектоническом плане бассейн приурочен к грабену внутри альпийского складчатого пояса, открывающемуся на юге в область шельфа Средиземного моря. К 1990 году в бассейне выявлено два месторождения Булгурдаг и Арзус.
Бассейн Аденского залива располагается в пределах периконтинентальной Аравийской платформы, приурочен к крупной грабенообразной впадине, отделяющей полуостров Сомали от Аравийского полуострова. Бассейн вытянут в субширотном направлении, на западе он соединяется с бассейном Красного моря, на востоке открывается в Индийский океан. Сложен бассейн мезозойскими и кайнозойскими породами мощностью до 6 км, из которых не менее 3.5 км приходится на миоцен-олигоценовые породы. К 90-ым годам в бассейне выявлены морские нефтяные месторождения Шарма и Рас-Гашва с залежами в известняках миоцен-олигоцена и эоцена.
Небольшой бассейн Шагва (40 тыс. км2) расположен на территории Йемена и сложен в основном меловыми и верхнеюрскими отложениями. В верхней юре соленосные отложения развиты мощностью до 1 км. С ними связано развитие диапиров и «соляных подушек». К 1990 году в бассейне открыто 8 нефтяных месторождений с залежами в подсолевых отложениях юры. Наиболее крупные месторождения Алиф с запасами 74 млн.т. и Вест-Аяд (И. В. Высоцкий 1990г).
Южная окраина Южно-Каспийского НГБ расположена на территории Ирана. Здесь в прогибе Горган известно газоконденсатное месторождение Горинак-Тепе с залежами в песчаниках плиоцена. Крупное (гигантское) газовое месторождение открыто в иранском секторе Каспийского моря в 2011 году с запасами 1,4-1,5 трлн. м3 (В. Андрианов, 2012г.). Здесь же прогнозируется наличие и нефтяных залежей. Бурение в Каспии ведется с платформы «Амир Кабир» весом более 14 тыс., которая спроектирована и построена иранскими специалистами.
В Каракумском НГБ в иранской провинции Хорасан известно крупное газовое месторождение Хенгирен, залежи выявлены в нижнем мелу и верхней юре, с общими запасами по оценке иранских геологов более 250 млрд. м3. Юго-восточное окончание Каракумского НГБ находится в пределах северной платформенной части Афганистана, где к 90-ым гг. выявлено более 10 преимущественно газовых месторождений с залежами в песчаниках и известняках мелового и известняках верхнеюрского возраста. Газоносность рассматриваемой части Каракумского бассейна контролируется распространением эвапоритов верней юры.
В бассейнах Среднего и Ближнего Востока выявлено около 450 месторождений, основная их часть (более 420) в бассейне Персидского залива на территории Саудовской Аравии (112), и Омана (более 100).
Общие запасы нефти на Среднем и Ближнем Востоке (в основном в бассейне Персидского залива) на конец 2010 г. оцениваются в 102 млн. т (Варламов, 2012), газа более 71 трлн. м3, ресурсы газа в 116 трлн. м3 (В. Андрианов, 2012).
Разведанные запасы нефти по странам распределяются следующим образом (на конец 2010г.): Саудовская Аравия - 36.2 млрд.т (В. Андрианов, 2012), Иран - 18.8 (Варламов, 2012 по материалам ВР) – 20.7 млрд.т (по ОПЕК, Григорьев, 2012), Ирак от 15.7 (ВР) до 19.6 млрд.т (ОПЕК, Андрианов, 2012), ОАЭ - 13.4 млрд.т. (Григорьев, 2012), Кувейт - 13.8 -13.9 млрд.т (Андрианов, 2012), Катар - 3.5 млрд.т. (Григорьев, 2012).
Основные разведанные запасы газа сосредоточены в странах: Иран - 29.6 (Варламов, 2012) - 34 трлн. м3(Андрианов, 2012) Катар - 25.4 трлн. м3 (Варламов, 2012), Саудовская Аравия - 8.2 трлн. м3 (Григорьев, 2012), ОАЭ 6.1 - 6.4 трлн. м3 (Григорьев, 2012), Ирак - 3.2 трлн. м3 (Варламов, 2012).На Ближнем и Среднем Востоке в год добывается около 1 млрд. тонн нефти и более 350 млрд.м3 газа.
Основные добывающие страны в 2010 году: Саудовская Аравия 484(Вараламов,2012) - 493 млн.т. (Нестеров, 2011), судя по суточной добыче в первом полугодии 2012 года годовая добыча могла составить 540 млн.т., реально добыча в ближайшие годы может составить 650 млн.т. Из 112 месторождений 75 находятся в резерве (Андрианов,2012), более 90 % добываемой нефти дают 5 гигантских месторождений: Иран-175 (Григорьев,2012)-210 млн.т (Варламов,2012); ОАЭ-129 (Вараламов,2012)-140 млн.т (Нестеров,2011); Ирак-123.6 млн.т (Варламов,2012); Кувейт-122-123.5 млн.т (Варламов,2012); Катар-66.9 млн.т (Варламов, 2012); Оман-40 млн.т (Терентьев, 2011); Сирия -18 млн.т (Терентьев, 2012); Йемен-14.7 млн.т (Терентьев,2012).
В 2011 году производство газа составило в Иране 151.8 млрд.м3 (Анненкова, 2012), в Катаре 146,8 млрд. м3 (Анненкова, 2012), в Саудовской Аравии 99.2 млрд.м3(Анненкова,2012). В 2010 году добыча газа в ОАЭ составила 48-51 млрд.м3, в Сирии 7.8 млрд.м3 (Нестеров, 2011).
Из 20 месторождений мира по годовой добыче нефти на Ближнем Востоке находится 9 месторождений: Гавар-250 млн. т, Большой Бурган-80 млн. т, Сафания - 64-70 млн. т, Румейла-65 млн. т, Хурейс – 60 млн. т, Ахваз – 35 млн. т, Аль-Закум – 27.5 млн. т, Шейба – 27-37 млн.т, Харсания более 20 млн.т.
Наиболее важное по добыче газа месторождение Южный Парс, в 2011 г. на нем добыто 105 млрд. м3, в 2013 планировалась добыча 138 млрд.м3
3 месторождений нефти и газа НГП НОВОЙ зеландии и Антарктиды
Первая скважина Новой Зеландии под названием Альфа была пробурена в 1866 году около Таранаки. Эта скважина считается одной из первых в мире. Символично, что она продолжает отдавать черное золото по сей день. В районе Таранаки так много нефти, что месторождение RMP-4, находящееся недалеко от скважины Альфа, считается старейшим постоянно действующим месторождением в мире.
Однако в современную историю добычи нефти страна Киви вошла только после открытия месторождения Капуни (Kapuni) в 1959 году и Мауи (Maui) в 1969, когда такие компании, как Shell начали участвовать в добыче.
Когда было открыто месторождение Мауи, то его признали одним из шести крупнейших газовых месторождений в западном мире.
В 1969 году консорциум Shell-BP-Todd пробурил первую в Новой Зеландии морскую скважину. Морской шельф Мауи был обнаружен примерно в 20 милях от побережья Таранаки. Фактическая добыча на месторождении началась в 1979 году.
Природный газ является одним из основных ресурсов для энергетики Новой Зеландии, а месторождение Мауи обеспечивает около 80% общего потребления газа страны.

Приложенные файлы

  • docx 10948838
    Размер файла: 39 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий