Притихоокеанская нефтегазоносная провинция

ЮЖНО - ЧУКОТСКАЯ ПЕРСПЕКТИВНАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ

Южно-Чукотская ПНГП занимает южную часть Чукотского моря и частично заходит в пределы Восточно-Сибирского моря, а на северо-востоке продолжается за пределы российского сектора Чукотского моря. Провинция

приурочена к межгорным прогибам Верхояно-Чукотской мезозойской складчатой системы.

В Южно-Чукотском мегапрогибе выделяются три впадины, мощность преимущественно терригенных пород чехла в них достигает 3 - 4,5 км.

В разрезе мегапрогиба нефтегазоносность связывается с нижнемеловым комплексом мощностью около 1,5 км и верхнемеловым палеогеновым комплексом мощностью порядка 2-2,5 км, основной объём комплекса составляют палеогеновые отложения.

Южно–Чукотская ПНГП обладает сравнительно невысокими перспективами. Прогнозные её ресурсы примерно поровну распределяются между верхним и нижним перспективными комплексами, причём более 55% извлекаемых суммарных ресурсов, по-видимому, составит газ. Почти все ресурсы приурочены к глубинам моря 10-50 м.

Притихоокеанская нефтегазоносная провинция выделена в пределах Камчатской области, Корякского и Чукотского автономных округов, прилегающих акваторий Берингова моря и Тихого океана. Перспективная площадь НГП оценивается в 226 тыс. км² , включая 94 тыс. км ² на суше и 172 тыс. км - в акваториях. На суше открыто 5 небольших месторождений нефти и газа, разработка их не ведётся.

Притихоокеанская НГП соответствует современной геосинклинали и кайнозойской складчатой области. Большую часть площади суши в пределах Камчатки и Чукотки занимают складчатые сооружения антиклинорного типа и лишь в прибрежных районах развиты орогенные впадины, раскрывающиеся в шельфовые зоны (Анадырская, Наваринская, Хатырская, Олюторская и др.). В акватории Берингова моря выделяются Алеутская и Командорская глубоководные котловины, обрамленные с юга Алеутской островной дугой.

Осадочное выполнение впадин представлено преимущественно молассами палеоген-четвертичного возраста: только в отдельных бассейнах чехол включает верхнемеловые терригенные и вулканогенно-обломочные породы. Карбонатные породы пред­ставлены в разрезе ограниченно; доля вулканогенных пород не превышает 10 - 30%.

Перспективы нефтегазоносности Притихоокеанской НГП связаны с кайнозойскими отложениями. Общий потенциал ресурсов углеводородов невысокий и характеризуется преобладанием (до 70%) газовой составляющей. Обосновано выделение в осадочной толще двух нефтегазоносных комплексов: эоцен-олигоценового и миоценового.

Эоцен-олигоценовый НГК представлен пачками переслаивания песчаников, глин, углей общей толщиной до 3000 м. Коллекторами служат песчаники, зональными покрышками - глины олигоценового возраста. Из этих отложений получены притоки горючего газа дебитом порядка 100 тыс. м³ / сут на Поворотной площади в Анадырской впадине и около 60 тыс. м³/сут на Янракоимской площади в Хатырской впадине.

Миоценовый НГК имеет сходный терригенно-угленосный состав, толщина его до 5000 м. Резервуар представлен песчаниками, перекрытыми глинистыми пачками верхнемиоценового (Анадырская впадина) и среднемиоценового (Хатырская впадина) возрастов. С этим комплексом связаны все открытые месторождения3нефти и газа.

В Центрально- Камчатском прогибе выделяется меловой, перспективный комплекс, в котором проницаемые терригенные породы экранированы глинами палеоцен-олигоцена.

В составе Притихоокеанской НГП намечаются две нефтегазоносные области: Анадырско- Наваринская и Хатырская. В море Берингoва предполагаются Алеутская и Командорская НГО, однако, пока они достоверно не обоснованы.

АНАДЫРСКО-НАВАРИНСКАЯ НГО(рис. 270) занимает одноименные впадины, раскрытые в акваторию Берингова моря. Площадь НГО составляет 110 тыс. км², из них на суше 27 тыс. км². В Анадырской впадине открыты Верхнеэчинское нефтяное, Верхнетелекайское нефтегазоконденсатное и Западно-Озерное газовое месторождения в миоценовом, нефтегазоносном комплексе. На этот комплекс приходится основная часть прогнозируемых ресур­сов нефти и газа.

ХАТЫРСКАЯ НГО (площадь 27 тыс. км²) соответствует одноименной впадине, большая часть которой располагается на шельфе. Толщина осадочного чехла в наиболее прогнутых частях впадины достигает 7000 м. В Хатырской впадине открыто Угловое нефтяное месторождение, где коллектором служат миоценовые песчаники, приуроченные к небольшим блокам на нарушенном участке региональной моноклинали.

В отличие от Анадырской впадины миоценовый комплекс в Хатырской впадине не рассматривается как ведущий и концентрирует около 30% прогнозируемых ресурсов углеводородов. Более высоко (70%) оценивается эоцен-олигоценовый комплекс, изотложений которого получены притоки газа (Янракоимская площадь). Предполагается, что в Хатырской впадине большое влияние на формирование и размещение месторождений нефти и газа оказывают разломы. На шельфе, как ожидается, характер тектоники будет более спокойным.

В Притихоокеанской провинции выделяется также Восточно Камчатская, перспективная НГО, включающая ряд прогибов Восточной Камчатки, шельфа Берингова моря и Тихого океана (Олюторский, Вывенский, Литкенский, Пылговаямский и др.). Их общая площадь 75 тыс. км², в том числе на суше 21 тыс. км².

Осадочный чехол этих прогибов сложен морскими терригенными и вулканогенными образованиями палеогена и неогена толщиной от 2000 до 6000 м. Перспективными являются меловые, палеогеновые и неогеновые отложения. Отмечаются многочисленные прямые и косвенные признаки нефти и газа в Центрально - Камчатском и Восточно-Камчатском прогибах.

Дата добавления: 2014-12-27