Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн. Западно сибирский бассейн качество нефти


Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн — Большая советская энциклопедия

За́падно-Сибирский нефтегазоносный бассейн

Крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев РСФСР. Площадь около 3,5 млн. км2.

В тектоническом отношении З.-С. н. б. расположен в пределах Западно-Сибирской плиты и ограничен на З. герцинскими сооружениями Урала, на В. — выступами древнего (байкальского) фундамента Сибирской платформы, на Ю. — каледонскими и герцинскими структурами Казахского, Алтайского, Томь-Колыванского, Алатауского и Западно-Саянского складчатых сооружений; все эти сооружения имеют погребённое продолжение под осадочным чехлом плиты.

Возможность нефтегазоносности Западно-Сибирской плиты впервые была высказана И. М. Губкиным в 1932—34. Систематические геологические поисковые работы с применением геофизических исследований и глубокого опорного бурения были начаты в 1947. В 1953 опорной скважиной, заложенной в Березовском районе, в низовьях р. Оби (Северо-Сосьвинский свод), было вскрыто первое газовое месторождение, а через 6 лет в районе Шаима, на р. Конда (Шаимский мегавал), открыто первое нефтяное месторождение. В течение 1959—65, помимо подтверждения промышленной газоносности Северо-Сосьвинского свода и промышленной нефтеносности Шаимского мегавала и Красноленинского свода, была установлена промышленная нефтеносность центральной группы сводов в пределах Тюменской и Томской области, а также промышленная газоносность северной части З.-С. н. б. К марту 1971 открыто 168 нефтяных, газовых и газонефтяных месторождений (см. карту).

Территория бассейна сложена терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового, в меньшей степени неогенового возраста; более древние отложения (триас, палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент. Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на С. бассейна 1000 м (на большой площади бассейна мощность их составляет 200—600 м). Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками; мощность верхнеюрских отложений редко превышает 300 м, валанжинских — 500 м; остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м в центральной части бассейна и до 1000 м на севере. Отложения верхнего мела, палеоцена и эоцена представлены морскими, в меньшей степени континентальными глинистыми и песчаниковыми породами, мощностью от 800 до 1600 м. Олигоцен, имеющий мощность не свыше 700 м, выражен континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (свыше 5 км) осадочных отложений известна в северной части бассейна.

В осадочной толще отмечается ряд крупных поднятий (сводов и мегавалов), впадин и прогибов. В центральной части бассейна выделяются своды — Сургутский, Нижневартовский, Александровский, Каймысовский, Средневасюганский, Сенькино-Сильгинский и Пудинский; на западе — Северо-Сосьвинский, Красноленинский и Ляминский; на севере — мегавалы: Медвежье-Ямальский, Уренгойский, Мессояхско-Рассохинский, Тазовский, Юбилейно-Варьеганский и др. Глубина залегания фундамента на месте сводов меняется от 1500 до 4000 м. Своды разделены впадинами и прогибами, из которых наиболее крупными являются Надымская и Ханты-Мансийская впадины, отделяющие западную группу сводов от центральной, и Усть-Енисейская, расположенная на С.-В. бассейна.

На крупных поднятиях и впадинах развиты локальные поднятия, среди которых имеются крупные (40 Х 20 км), средние (15 Х 10 км) и мелкие (3 Х 5 км). Свыше 100 локальных поднятий оказались нефтеносными или газоносными.

Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста, в разрезе которых выделяются свыше 40 продуктивных пластов песчаников. В Березовском газоносном районе получены притоки газа также из трещиноватых гранито-гнейсов и метаморфических сланцев, подстилающих осадочные породы. В юрских отложениях выделяются две продуктивные толщи: средненижнеюрская и верхнеюрская. В первой имеется 4—6 продуктивных пластов мощностью до 20 м каждый; толща продуктивна в пределах всего бассейна. Верхнеюрская толща продуктивна на западе и в центре бассейна. Мощность продуктивных пластов 10—15 м. В отложениях меловоговозраста нефтегазоносными являются как нижнемеловые неокомские (аптские), так и верхнемеловые породы. В неокоме насчитывается до 20 продуктивных пластов мощностью 15—20 м каждый. Они наиболее развиты в месторождениях центральной группы сводовых поднятий. В аптских отложениях нефтеносность установлена на З. и С. бассейна. С верхнемеловыми песчаниками связана газоносность северной группы месторождений. Мощность газоносных пластов здесь доходит до 120 м.

Большая часть (свыше 80% ) нефтяных и газонефтяных залежей находится на глубине 2000—3000 м; газовые и газоконденсатные залежи развиты преимущественно (около 80% ) на глубинах до 2000 м. Как нефтяные, так и газовые месторождения бассейна отличаются высокими дебитами: нефти до 200 т/сут, газа до 5 млн. м3/сут. Нефть З.-С. н. б. — ценное сырьё для химической промышленности. Плотность её не более 880 кг/м3, содержание серы низкое (до 1,1%), парафина — менее 0,5%, содержание бензиновых фракций высокое (40—60% ). В юрских отложениях нефть более лёгкая, чем в меловых. Газ содержит 90—98% метана, тяжёлых углеводородов 1—4%, азота 3—6%, двуокиси углерода 0,1—2%. В некоторых газовых залежах (Мыльджинское, Усть-Сильгинское, Тазовское и др. месторождения) находится в растворённом состоянии лёгкая нефть (газоконденсатные залежи).

Добыча газа и нефти в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне

Год Газ, млрд. м3 Нефть, млн. т
1964 2,5∙10-3 0,21
1965 3,3∙10-3 0,95
1966 0,565 2,83
1968 8,2 12,18
1969 9,1 21,3
1970 9,4 31,4

По Директивам 24-го съезда КПСС в Западной Сибири должна быть создана крупнейшая в стране база нефтяной промышленности с добычей нефти в 1975 не менее 120—125 млн. т. К 1980 в соответствии с постановлением ЦК КПСС и Совета Министров СССР (январь 1970) о мерах по ускоренному развитию нефтедобывающей промышленности в Западной Сибири добыча нефти будет доведена до 230—260 млн. т.

Нефть З.-С. н. б. направляется на Омский и Ангарский нефтеперерабатывающие заводы. Газ передаётся на Урал.

Лит.: Нефтяные месторождения Западной Сибири, в кн.: Геология нефти. Справочник, т. 2, кн. 1, М., 1968; Нефтегазоносные провинции и области СССР, М., 1969; Нестеров Н. И., Салманов Ф. К., Шпильман К. А., Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири, М., 1971.

И. В. Высоцкий.

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн.

Источник: Большая советская энциклопедия на Gufo.me

gufo.me

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн

Значение слова "Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн" в Большой Советской Энциклопедии

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской,
Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн.
Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев РСФСР. Площадь около 3,5 млн. км2.

  В тектоническом отношении З.-С. н. б. расположен в пределах Западно-Сибирской плиты и ограничен на З. герцинскими сооружениями Урала, на В. - выступами древнего (байкальского) фундамента Сибирской платформы, на Ю. - каледонскими и герцинскими структурами Казахского, Алтайского, Томь-Колыванского, Алатауского и Западно-Саянского складчатых сооружений; все эти сооружения имеют погребённое продолжение под осадочным чехлом плиты.

  Возможность нефтегазоносности Западно-Сибирской плиты впервые была высказана И. М. Губкиным в 1932-34. Систематические геологические поисковые работы с применением геофизических исследований и глубокого опорного бурения были начаты в 1947. В 1953 опорной скважиной, заложенной в Березовском районе, в низовьях р. Оби (Северо-Сосьвинский свод), было вскрыто первое газовое месторождение, а через 6 лет в районе Шаима, на р. Конда (Шаимский мегавал), открыто первое нефтяное месторождение. В течение 1959-65, помимо подтверждения промышленной газоносности Северо-Сосьвинского свода и промышленной нефтеносности Шаимского мегавала и Красноленинского свода, была установлена промышленная нефтеносность центральной группы сводов в пределах Тюменской и Томской области, а также промышленная газоносность северной части З.-С. н. б. К марту 1971 открыто 168 нефтяных, газовых и газонефтяных месторождений (см. карту).

  Территория бассейна сложена терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового, в меньшей степени неогенового возраста; более древние отложения (триас, палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент. Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на С. бассейна 1000 м (на большой площади бассейна мощность их составляет 200-600 м). Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками; мощность верхнеюрских отложений редко превышает 300 м, валанжинских - 500 м; остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м в центральной части бассейна и до 1000 м на севере. Отложения верхнего мела, палеоцена и эоцена представлены морскими, в меньшей степени континентальными глинистыми и песчаниковыми породами, мощностью от 800 до 1600 м. Олигоцен, имеющий мощность не свыше 700 м, выражен континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (свыше 5 км) осадочных отложений известна в северной части бассейна.

  В осадочной толще отмечается ряд крупных поднятий (сводов и мегавалов), впадин и прогибов. В центральной части бассейна выделяются своды - Сургутский, Нижневартовский, Александровский, Каймысовский, Средневасюганский, Сенькино-Сильгинский и Пудинский; на западе - Северо-Сосьвинский, Красноленинский и Ляминский; на севере - мегавалы: Медвежье-Ямальский, Уренгойский, Мессояхско-Рассохинский, Тазовский, Юбилейно-Варьеганский и др. Глубина залегания фундамента на месте сводов меняется от 1500 до 4000 м. Своды разделены впадинами и прогибами, из которых наиболее крупными являются Надымская и Ханты-Мансийская впадины, отделяющие западную группу сводов от центральной, и Усть-Енисейская, расположенная на С.-В. бассейна.

  На крупных поднятиях и впадинах развиты локальные поднятия, среди которых имеются крупные (40 Х 20 км), средние (15 Х 10 км) и мелкие (3 Х 5 км). Свыше 100 локальных поднятий оказались нефтеносными или газоносными.

  Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста, в разрезе которых выделяются свыше 40 продуктивных пластов песчаников. В Березовском газоносном районе получены притоки газа также из трещиноватых гранито-гнейсов и метаморфических сланцев, подстилающих осадочные породы. В юрских отложениях выделяются две продуктивные толщи: средненижнеюрская и верхнеюрская. В первой имеется 4-6 продуктивных пластов мощностью до 20 м каждый; толща продуктивна в пределах всего бассейна. Верхнеюрская толща продуктивна на западе и в центре бассейна. Мощность продуктивных пластов 10-15 м. В отложениях меловоговозраста нефтегазоносными являются как нижнемеловые неокомские (аптские), так и верхнемеловые породы. В неокоме насчитывается до 20 продуктивных пластов мощностью 15-20 м каждый. Они наиболее развиты в месторождениях центральной группы сводовых поднятий. В аптских отложениях нефтеносность установлена на З. и С. бассейна. С верхнемеловыми песчаниками связана газоносность северной группы месторождений. Мощность газоносных пластов здесь доходит до 120 м.

  Большая часть (свыше 80% ) нефтяных и газонефтяных залежей находится на глубине 2000-3000 м; газовые и газоконденсатные залежи развиты преимущественно (около 80% ) на глубинах до 2000 м. Как нефтяные, так и газовые месторождения бассейна отличаются высокими дебитами: нефти до 200 т/сут, газа до 5 млн. м3/сут. Нефть З.-С. н. б. - ценное сырьё для химической промышленности. Плотность её не более 880 кг/м3, содержание серы низкое (до 1,1%), парафина - менее 0,5%, содержание бензиновых фракций высокое (40-60% ). В юрских отложениях нефть более лёгкая, чем в меловых. Газ содержит 90-98% метана, тяжёлых углеводородов 1-4%, азота 3-6%, двуокиси углерода 0,1-2%. В некоторых газовых залежах (Мыльджинское, Усть-Сильгинское, Тазовское и др. месторождения) находится в растворённом состоянии лёгкая нефть (газоконденсатные залежи).  Добыча газа и нефти в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне

bse.sci-lib.com

Западный сибирский нефтяной бассейн • ru.knowledgr.com

Западный сибирский нефтяной бассейн (по-разному известный как Западная сибирская область углеводорода, Западный сибирский нефтяной бассейн, и т.д.) является самым большим углеводородом (нефтяной и природный газ) бассейн в мире, покрывающем область приблизительно 2,2 миллионов км.

Географически это соответствует Западно-Сибирской равнине. Из континентальной Западной Сибири это простирается в Карское море как Восточная-Prinovozemelsky область.

Описание

Общественное достояние 2201-G Бюллетень Геологической службы США описывает бассейн следующим образом.

бассейн занимает болотистую равнину между Уральскими горами

и река Ениси. На севере бассейн расширяет оффшорный

в южное Карское море. На западе, севере, и востоке,

бассейн окружен Уралом, Горным хребтом Yenisey и Turukhan -

Игарка foldbelts, который испытал основные деформации во время

Hercynian архитектурное событие и Новая Земля foldbelt это

был искажен в раннем киммерийце (триас) время. На юге,

свернутые каледонские структуры Центрального Казахстана и

Алтайско-саянские области опускаются к северу ниже осадочного бассейна

покрытие. Бассейн - относительно недеформированный мезозойский перекос

это лежит над аккумулируемой группой пластов Hercynian и Ранним триасом

система отчуждения. Подвал составлен из foldbelts, которые были

искаженный в Последнее время пермского периода каменноугольного периода во время столкновения

из сибиряка и Казахстанских континентов с российским кратоном.

Подвал также включает несколько микроконтинентальных блоков

с относительно недеформированным палеозоем осадочная последовательность.

Осадочная последовательность бассейна составлена из

Средний триас через Третичные обломочные скалы. Более низкая часть

эта последовательность присутствует только в северной части бассейна;

на юг, прогрессивно младшее постепенное затопление суши страт подвал, таким образом

,над

этим в южных областях подвал лежит Toarcian

и младшие скалы. Важная стадия в tectono-стратиграфическом

развитие бассейна было формированием глубоководного моря в

Volgian-раннее время Berriasian. Море покрыло больше чем один миллион км

2 в центральной области бассейна. Очень органическо-богатый

кремнистые сланцы Формирования Баженова были депонированы

в это время в бескислородных условиях на морском дне. Скалы

из этого формирования произвели больше чем 80 процентов Запада

Сибирские запасы нефти и вероятно существенная часть его газа

запасы. Глубоководный бассейн был заполнен, прооценив обломочный

clinoforms в течение Неокомского времени. Обломочный материал был

транспортируемый системой рек доминируя от восточного

происхождение. Песчаники в пределах Неокомских clinoforms содержат

основные нефтехранилища. Толстый континентальный Aptian –

Формирование Cenomanian Pokur выше Неокомской последовательности

содержит гигантские запасы газа в северной части бассейна.

Три полных нефтяных системы определены на Западе

Сибирский бассейн. Объемы обнаруженных углеводородов в этих

системы - 144 миллиарда баррелей нефти и больше чем 1 300

триллион кубических футов газа. Оцененный средний неоткрытый

ресурсы - 55,2 миллиардов баррелей нефти, 642,9 триллиона кубических футов

из газа, и 20,5 миллиарда баррелей жидкостей природного газа.

Самые большие известные запасы нефти находятся в Bazhenov-Неокомской Всей Нефти

Система, которая включает Верхний юрский период и младшие скалы

из центральных и южных частей бассейна. Нефтехранилища -

главным образом, в Неокомском и Верхнем юрском периоде обломочные страты. Источник

скалы - органическо-богатые кремнистые сланцы Формирования Баженова.

Большинство обнаруженных запасов находится в структурных ловушках, но стратиграфическом

ловушки в Неокомской последовательности clinoform - производительный

и, как ожидают, будут содержать большую часть неоткрытых

ресурсы. Две единицы оценки определены в этой всей нефти

система. Первая единица оценки включает весь обычный

водохранилища в стратиграфическом интервале от Верхнего юрского периода до

Cenomanian. Вторая единица включает нетрадиционный (или

непрерывный), самопоставленные, сломанные водохранилища в Баженове

Формирование. Эта единица не была оценена количественно.

Togur-тюменская Полная Нефтяная Система покрывает

та же самая географическая область как Bazhenov-Неокомская система, но

это включает более старые, Более низко-средние юрские страты и пережитый

скалы наверху предъюрской последовательности. Callovian

региональная печать сланца Abalak и ниже Формирований Vasyugan

отделяет эти две системы. Togur-тюменская система -

нефтеносный; запасы газа незначительны. Основная нефть

запасы находятся в водохранилищах песчаника вверху и внизу

Более низко-средний юрский период Формирование Тюмени; сравнительно

маленькие запасы находятся в предъюрском карбонате и обломочных скалах.

Основные материнские породы озерные к морским сланцам

Кровать Toarcian Togur. Ловушки структурные, стратиграфические, или

комбинация двух. Полная нефтяная система была оценена

как единственная единица оценки. Большинство неоткрытых

ресурсы ожидаются в ловушках комбинации и стратиграфическом.

Северные береговые и оффшорные части бассейна -

включенный в Северное Западное сибирское мезозойское Соединение

Полная Нефтяная Система, которая охватывает весь осадочный

покрытие. Система решительно склонная к газу; это содержит гиганта

запасы газа и сравнительно маленькие запасы нефти. Главный

часть запасов углеводорода - сухой газ в верхнем Aptian–Cenomanian

песчаники (Формирование Pokur и эквиваленты). Меньший

запасы влажного газа и небольшого количества нефти находятся в юрском периоде и Неокомском

песчаники. Материнские породы для сухого газа в Формировании Pokur

это составляет больше чем 80 процентов углеводорода

запасы неизвестны. Влажный Неокомский газ и нефть были произведены

от юрских материнских пород, включая Формирование Баженова.

Почти все обнаруженные запасы находятся в структурных ловушках;

однако, стратиграфические ловушки в Неокомском интервале, вероятно

,

содержите большие неоткрытые газовые ресурсы. Береговой и оффшорный

части полной нефтяной системы были оценены как отдельный

единицы из-за различной зрелости исследования и различного

требования инфраструктуры. Береговая область существенно

исследуемый, особенно в мелком Aptian–Cenomanian

последовательность, тогда как только три исследовательских скважины были пробурены

на расстоянии от берега. Неоткрытый газовый потенциал обеих единиц оценки -

очень высоко.

ru.knowledgr.com

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн - значение слова, определение слова, слово означает

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев РСФСР. Площадь около 3,5 млн. км2.

  В тектоническом отношении З.-С. н. б. расположен в пределах Западно-Сибирской плиты и ограничен на З. герцинскими сооружениями Урала, на В. — выступами древнего (байкальского) фундамента Сибирской платформы, на Ю. — каледонскими и герцинскими структурами Казахского, Алтайского, Томь-Колыванского, Алатауского и Западно-Саянского складчатых сооружений; все эти сооружения имеют погребённое продолжение под осадочным чехлом плиты.

  Возможность нефтегазоносности Западно-Сибирской плиты впервые была высказана И. М. Губкиным в 1932—34. Систематические геологические поисковые работы с применением геофизических исследований и глубокого опорного бурения были начаты в 1947. В 1953 опорной скважиной, заложенной в Березовском районе, в низовьях р. Оби (Северо-Сосьвинский свод), было вскрыто первое газовое месторождение, а через 6 лет в районе Шаима, на р. Конда (Шаимский мегавал), открыто первое нефтяное месторождение. В течение 1959—65, помимо подтверждения промышленной газоносности Северо-Сосьвинского свода и промышленной нефтеносности Шаимского мегавала и Красноленинского свода, была установлена промышленная нефтеносность центральной группы сводов в пределах Тюменской и Томской области, а также промышленная газоносность северной части З.-С. н. б. К марту 1971 открыто 168 нефтяных, газовых и газонефтяных месторождений (см. карту).

  Территория бассейна сложена терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового, в меньшей степени неогенового возраста; более древние отложения (триас, палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент. Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на С. бассейна 1000 м (на большой площади бассейна мощность их составляет 200—600 м). Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками; мощность верхнеюрских отложений редко превышает 300 м, валанжинских — 500 м; остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м в центральной части бассейна и до 1000 м на севере. Отложения верхнего мела, палеоцена и эоцена представлены морскими, в меньшей степени континентальными глинистыми и песчаниковыми породами, мощностью от 800 до 1600 м. Олигоцен, имеющий мощность не свыше 700 м, выражен континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (свыше 5 км) осадочных отложений известна в северной части бассейна.

  В осадочной толще отмечается ряд крупных поднятий (сводов и мегавалов), впадин и прогибов. В центральной части бассейна выделяются своды — Сургутский, Нижневартовский, Александровский, Каймысовский, Средневасюганский, Сенькино-Сильгинский и Пудинский; на западе — Северо-Сосьвинский, Красноленинский и Ляминский; на севере — мегавалы: Медвежье-Ямальский, Уренгойский, Мессояхско-Рассохинский, Тазовский, Юбилейно-Варьеганский и др. Глубина залегания фундамента на месте сводов меняется от 1500 до 4000 м. Своды разделены впадинами и прогибами, из которых наиболее крупными являются Надымская и Ханты-Мансийская впадины, отделяющие западную группу сводов от центральной, и Усть-Енисейская, расположенная на С.-В.(северо-восток) бассейна.

  На крупных поднятиях и впадинах развиты локальные поднятия, среди которых имеются крупные (40 Х 20 км), средние (15 Х 10 км) и мелкие (3 Х 5 км). Свыше 100 локальных поднятий оказались нефтеносными или газоносными.

  Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста, в разрезе которых выделяются свыше 40 продуктивных пластов песчаников. В Березовском газоносном районе получены притоки газа также из трещиноватых гранито-гнейсов и метаморфических сланцев, подстилающих осадочные породы. В юрских отложениях выделяются две продуктивные толщи: средненижнеюрская и верхнеюрская. В первой имеется 4—6 продуктивных пластов мощностью до 20 м каждый; толща продуктивна в пределах всего бассейна. Верхнеюрская толща продуктивна на западе и в центре бассейна. Мощность продуктивных пластов 10—15 м. В отложениях меловоговозраста нефтегазоносными являются как нижнемеловые неокомские (аптские), так и верхнемеловые породы. В неокоме насчитывается до 20 продуктивных пластов мощностью 15—20 м каждый. Они наиболее развиты в месторождениях центральной группы сводовых поднятий. В аптских отложениях нефтеносность установлена на З. и С. бассейна. С верхнемеловыми песчаниками связана газоносность северной группы месторождений. Мощность газоносных пластов здесь доходит до 120 м.

  Большая часть (свыше 80% ) нефтяных и газонефтяных залежей находится на глубине 2000—3000 м; газовые и газоконденсатные залежи развиты преимущественно (около 80% ) на глубинах до 2000 м. Как нефтяные, так и газовые месторождения бассейна отличаются высокими дебитами: нефти до 200 т/сут, газа до 5 млн. м3/сут. Нефть З.-С. н. б. — ценное сырьё для химической промышленности. Плотность её не более 880 кг/м3, содержание серы низкое (до 1,1%), парафина — менее 0,5%, содержание бензиновых фракций высокое (40—60% ). В юрских отложениях нефть более лёгкая, чем в меловых. Газ содержит 90—98% метана, тяжёлых углеводородов 1—4%, азота 3—6%, двуокиси углерода 0,1—2%. В некоторых газовых залежах (Мыльджинское, Усть-Сильгинское, Тазовское и др. месторождения) находится в растворённом состоянии лёгкая нефть (газоконденсатные залежи).

Год

Газ, млрд. м3

Нефть, млн. т

1964

2,5·10-3

0,21

1965

3,3·10-3

0,95

1966

0,565

2,83

1968

8,2

12,18

1969

9,1

21,3

1970

9,4

31,4

По Директивам 24-го съезда КПСС в Западной Сибири должна быть создана крупнейшая в стране база нефтяной промышленности с добычей нефти в 1975 не менее 120—125 млн. т. К 1980 в соответствии с постановлением ЦК КПСС и Совета Министров СССР (январь 1970) о мерах по ускоренному развитию нефтедобывающей промышленности в Западной Сибири добыча нефти будет доведена до 230—260 млн. т.

  Нефть З.-С. н. б. направляется на Омский и Ангарский нефтеперерабатывающие заводы. Газ передаётся на Урал.

  Лит.: Нефтяные месторождения Западной Сибири, в кн.: Геология нефти. Справочник, т. 2, кн. 1, М., 1968; Нефтегазоносные провинции и области СССР, М., 1969; Нестеров Н. И., Салманов Ф. К., Шпильман К. А., Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири, М., 1971.

  И. В. Высоцкий.

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн.

vseslova.com.ua

Характеристика Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. — МегаЛекции

З-Сиб. НГП территориально расположена на З-Сиб. равнине. На востоке ограничена рекой Енисей, на западе — Уральскими горами, на юге — границей с Казахстаном и Алтайскими горами, а на севере — Карским морем. В тектоническом отношении этот регион приурочен к З-Сиб плите, ограниченной на западе герцинскими сооружениями Урала, на востоке — Вост-Сиб докембрийской платформой, на юге — палеозойскими структурами Казахстана и Алтая.

В пределах З-Сиб плиты по особенностям тектон. строения и мощности осадочного чехла выделяются внешний пояс и внутренняя область.Внешний пояс охватывает периферийные части региона, в которых мощность осадочных пород не превышает 2000 м. Пояс занимает более половины площади провинции. Преобладающие формы локальных структур — относительно небольшого размера выступы, моноклинали и структурные носы.Внутренняя область по особенностям геол. строения подразделяется на Центральную и Северную зоны. Для Центральной зоны характерны в основном крупные своды, для Северной зоны — крупные, до 300 км длиной и 60 км шириной мегавалы. Осадочный чехол З-Сиб плиты сложен породами J, K, палеогенового и неогенового возраста. Общая мощность осад. чехла во внутренней области 4-6 км, а в ее наиболее погруженных частях 10—11 км.

В З-Сиб. провинции выделяются 11 НГО: Приуральская, Ямальская, Гыданская, Усть-Енисейская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Среднеобская, Фроловская, Каймысовская, Васюганская, Пайдугинская.

Нефтяные м-я преобладают в южной части НГП. На Ю-В, провинции обнаружены также газоконденсатные и нефтяные скопления в зоне контакта осадочного чехла и фундамента. В сев. зоне внутренней области З-Сиб. НГП выявлены газовые и газоконденсатные м-ия: Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Бованенковское, Харасавэйское.

В осадочном чехле выделяется 2 однородные глинистые региональныепокрышки, по площади соизмеримые с площадью провинции. Это верхнеюрско – валанжинская и туронско- палеогеновая. Покрышки экранируют два мощных НГК: J и К, а точнее T-J-K1 и K-Е.

Юрский комплекс регионально НГносен на всей территории. Его мощность от 0 до нескольких метров в зонах выклинивания до 200-500 м в центре и до 1-3 км на севере. Большинство залежей сосредоточено в самых верхах проницаемой части комплекса непосредственно под региональной покрышкой. Меловой комплекс содержит основную часть ресурсов УВ. Мощность комплекса в среднем 1500-2000 м.

Нижний этаж(доюрский): Палеозойский НГК, Триасовый НГК

Верхний этаж(юрско-меловой): Нижне-среднеюрский терригенныйНГК, Келловей-кимериджский (васюганский)НГК, Верхнеюрско-нижнеберриасский (баженовский)НГК, Берриас-нижневаланжинский (ачимовский)НГК, НеокомскийНГК, Апт-нижнеальбскийГНК, Сеноманский ГНК, Турон-сантонскийНГК.

Подавляющее большинство залежей Н и Г З-Сиб. провинции (98 %) приурочено к трем НГК: апт-сеноманскому, неокомскому и юрскому, сложеными чередующимися песчаниками, алевролитами и глинами.

Апт-сеноманский комплекс. Глубина залегания продуктивной толщи 650—1250 м. С отложениями сеномана связаны газовые скопления на Уренгойском, Заполярном, Ямбургском, Медвежьем м-ях и др.

Неокомский комплекс. К этому комплексу приурочены нефтяные залежи в Центральной зоне и газоконденсатные и нефтегазоконденсатные — в Северной. Отложения юрского комплекса в северной части провинции залегают на глубине более 3 км. Промышленные залежи нефти обнаружены на Губкинском, Вынгапуровском м-ях. На Тазовском и Новопортовском м-ях в верхней юре выявлены газоконденсатные и газоконденсатно-нефтяные залежи.

Важной особенностью распределения ресурсов Н и Г в З. Сиб. является весьма отчетливая пространственная их разобщенность. Так, более 75 % разведанных запасов газа заключено в чисто газовых залежах. При этом основные газовые м-я приурочены к апт-сеноманскому газоносному комплексу северных районов, тогда как газонефтяные и нефтяные залежи связаны с отложениями неокома.

 

37. Характеристика крупнейших угольных бас. (УБ) России.

РФ располагает разнообразными типами углей — бурыми, каменными, антрацитами — и по запасам занимает одно из ведущих мест в мире. Общие геол. запасы угля составлют 6421 млрд. т, из них кондиционные — 5334 млрд. т. Свыше 2/3 общих запасов приходится на каменные угли. Технологическое топливо — коксующиеся угли — составляют 1/10 от общего количества каменных углей. Открытая добыча угля в России составляет 2/3 общего объема.

Распределение углей по территории страны крайне неравномерно. 95% запасов приходится на восточные регионы, из них более 60% — на Сибирь. Основная часть общегеол. запасов угля сосредоточена в Тунгусском и Ленском бассейнах. По пром. запасам угля выделяются Канско-Ачинский и Кузнецкий бассейны.

Тунгусский КУБ - один из крупнейших УБ России. Занимает значительную часть Среднесибирского плоскогорья (часть Красноярского края, Якутии и Иркутской обл). Угленосность связана с конт-ми отложениями частично средне- и верхнекаменноугольного возраста. Угли - гумусовые, марочный состав углей в диапазоне от бурых до антрацитов. Общие геол. запасы угля до глубины 600 м (1968) оцениваются в 2,35 трлн. т. По состоянию на 2012 год, недостаточно изучен.

Ленский КУБ– осн часть занимает Центральноякутская низменность в бассейне р. Лены и её притоков (Якутия, част. Красноярского кр), угленосны отложения МZ и палеогена. Есть и бурый уголь. Общие геол. запасы до глубины 600 м (1968) — 1,65 трлн. т

Кузнецкий (Кузбасс) КУБ(гумусовые) – один из самых крупных угольных МЖ мира, расположен на юге Зап. Сибири(в осн Кемеровской обл.), в неглубокой Кузнецкой котловине. Угленосная толща сложена из сланцев и аркозовых песчаников. Имеются угольные пласты в местах раздувов до 30 м (средняя-1,5-4 м). Это основная база добычи каменного угля (50% от всей добычи по стране). Частично уголь добывается открытым способом. Глубина добычи до 500 м. Запасы – 725 млрд тонн.

Канско-Ачинский БУБ -Центрально-Сибирский бассейн (юж. часть Красноярского края, част. Кемеровская и Иркутская обл), наиболее значит. запасами бурого угля, добывающегося в основном открытым способом. Угленосная толща сложена юрскими осадками конт. типа, представляющими чередование песчаников, конгломератов, гравелитов, алевролитов, аргиллитов и пластов угля.Угленосность связана с отложениями юры (J1-2). Общие геол. запасы углей 638 млрд т (79 г).

Печорский КУБ - расположен на зап склоне Полярного Урала и Пай-Хоя( в респ. Коми и Ненецком ао Архангельской области). Восточная часть П. у. б. входит в состав Предуральского краевого прогиба. Угли гумусовые, от блестящих до матовых. По степени метаморфизма они представлены полным генетическим рядом. Развиты бурые угли. Добывается подземным способом. Глубина добычи 300 м. Высокая себестоимости углей. Запасы – 345 млрд тонн.

Восточный Донецкий КУБ -высококачественный каменный уголь практически всех марок.. Угленосны отложения карбона. Запасы до глубины 2 км — 140 млрд тонн.

Подмосковный БУБ Угленосны отложения карбона. Геол. запасы (по подсчёту 1956) составляют ок. 24 млрд. т. Высоко значение для центра.

Кизеловский КУБ (не крупный,просто наш) - расположен на западном склоне Среднего Урала, в пределах Пермского края. Угленосны отложения ниж. карбона на глубине до 2 км..

 

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru