Б С Панов, О О Кущ, Ю Б Панов - Корисні копалини - страница 47

Страницы:
1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  31  32  33  34  35  36  37  38  39  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50 

Нафта - природна пальна маслянис­та рідина, яка складається із суміші рід­ких і розчинених у ній газоподібних і твердих вуглеводнів, твердих бітумів та домішок невеликої кількості органічних кисневих, сірчистих, азотистих і метало­органічних з'єднань. До складу нафти входять вуглеводні метанового, нафте­нового й ароматичного рядів. Природ­ний пальний газ складається з газоподі­бних вуглеводнів, таких, як метан, етан, пропан і бутан, іноді з домішкою легко-киплячих рідких вуглеводнів - пентану, гексану й ін. Тверді вуглеводні метано­вого ряду предоставлені озокеритом, нафтенового - асфальтом. Оскільки наф­та і газ є складною сумішшю близьких по складу, але різних по розмірах і будо­5.16. Нефть, газ, твердые битумы

Месторождения нефти, природного го­рючего газа, а также твердых битумов тесно связаны пространственно и генетически. Основой нефти являются углеводороды (С-83-87% и Н-12-14%), теплота сгорания ко­торых составляет от 43,7 до 46,2МДж/кг, что намного больше таковой рабочего угольного топлива (29,3МДж/кг). Природ­ный горючий газ состоит в основном из ме­тана СН4 (до 90% объема) и тоже имеет удельную теплоту сгорания намного боль­шую, чем у каменного угля. Нефть и газ яв­ляются основными источниками энергии в современном мире, составляя в России, США, Западной Европе до 65-70% энерге­тических ресурсов. Однако на известные их общие запасы в мире приходится лишь 33% против 67% угля. В Украине это соотноше­ние еще больше: на 95% угля приходится всего 4,6% нефти и газа, так что на перспек­тиву до 2050 г и далее значение каменного угля будет возрастать.

Нефть - природная горючая масляни­стая жидкость, состоящая из смеси жидких и растворенных в ней газообразных и твер­дых углеводородов, содержащая в раство­ренном состоянии твердые битумы, а также примесь небольшого количества органиче­ских кислородных, сернистых, азотистых и металлоорганических соединений. В состав нефти входят углеводороды метанового, нафтенового и ароматического рядов. При­родный горючий газ состоит из газообраз­ных углеводородов, таких, как метан, этан, пропан и бутан, иногда с примесью легко-кипящих жидких углеводородов - пентана, гексана и др. Твердые углеводороды мета­нового ряда представлены озокеритом, наф­тенового - асфальт. Поскольку нефть и газ являются сложной смесью близких по со­ставу, но различных по размерам и строе­ві молекул речовин, то властивості наф­ти і газу широко змінюються. Домішка сірки додає нафті чорний колір і різкий запах. По вмісту сірки нафта буває від малосірчаної (Б<0,5%) до високосірчаної (Б>1,5%). Сірка є шкідливою домішкою. По густині нафта буває від надлегкої

3 3

(менш 0,7г/см ) до важкої (більш 1г/см ), в середньому має щільність від 0,8 до 0,9г/см , тобто вона легше води і, спли­ваючи в ній, займає найбільш високі ча­стини пасток. Наявність смол і парафінів погіршує якість нафти.

Природний пальний газ складається з "сухого" (метан) і "жирного газу", що являє собою сполучення метану, етану, пропану й інших вуглеводнів. Якщо "су­хий" газ згоряє без кіптяви цілком, то "жирний газ" залишає масляні плями і коптить.

До баластових домішок пальних газів відносяться азот, діоксид вуглецю і вода. Шкідливими домішками в газі вважа­ються сірководень И28 (кількість якого може досягати 20% і більш), а також ок­сид вуглецю СО. Крім того, попутно може бути присутнім гелій і інші шляхе­тні гази.

Походження нафти й вуглеводневих газів розглядається з двох позицій: як походження власне вуглеводнів і як утворення їх покладів і родовищ. Гіпоте­зи походження нафти й вуглеводневих газів підрозділяються на дві групи - не­органічного й органічного генезису.

По неорганічній гіпотезі Д.І.Менде-лєєв припускав, що вода, яка проникає по тріщинах у глибинні частини Землі, вступаючи в реакцію з карбідами мета­лів (2ЕеС+3Н2О>Ее2СОз2Иб) давала початок газоподібним вуглеводням.

Магматогенно-вулканічні гіпотези зв'язують утворення газонафтових родо­нию молекул веществ, то свойства нефти и газа широко изменяются. Примесь серы придает нефти черный цвет и резкий запах. По содержанию серы нефть бывает от ма­лосернистой (Б<0,5%) до высокосернистой (Б>1,5%). Сера является вредной примесью. По плотности нефть бывает от сверхлегкой

33

(менее 0,7г/см3) до тяжелой (более 1 г/см3), обычно имеет плотность от 0,8 до 0,9г/см3, т. е. она легче воды и, всплывая в ней, зани­мает наиболее высокие части ловушек. На­личие смол и парафинов ухудшает качест­во нефти.

Природный горючий газ состоит из "су­хого" (метан) и "жирного газа", который представляет собой сочетание метана, эта­на, пропана и других углеводородов. Если "сухой" газ сгорает без копоти полностью, то "жирный газ" оставляет масляные пятна и коптит.

К балластным примесям горючих газов относятся азот, диоксид углерода и вода. Вредными примесями в газе считаются се­роводород Ы28 (количество которого может достигать 20% и более), а также оксид угле­рода СО. Кроме того, попутно может при­сутствовать гелий и другие благородные газы.

Происхождение нефти и углеводород­ных газов рассматривается с двух позиций: как происхождение собственно углеводоро­дов и как образование их залежей и место­рождений.

Гипотезы происхождения нефти и угле­водородных газов подразделяются на две группы - неорганического и органического генезиса.

По неорганической гипотезе Д. И. Менде­леев предполагал, что вода, проникавшая по трещинам в глубинные части Земли и всту­павшая в реакцию с карбидами металлов (2ЕеС+3Ы20>Ее2С032Нб) давала начало газообразным углеводородам.вищ з виділенням з магми газоподібних вуглеводнів.

Космічна гіпотеза В.Соколова спира­ється на факти наявності бітумів у мете­оритах, вуглеводнів у хвостах комет, а також в атмосфері планет (Юпітер, Са­турн, Уран і Нептун).

Найбільш поширена органічна гіпо­теза, по якій вихідним матеріалом для газонафтових родовищ була органічна маса, похована в минулі геологічні епо­хи на дні водоймів під товщею неоргані­чних осадів, що її перекривають. По під­рахунках ботаніків і біохіміків кількість вуглецю, синтезованого в планктоні і попадаючого в осад після його відми­рання, обчислюється багатьма десятками мільярдів тон у рік. При зануренні опа­дів у результаті термобаричних процесів і діяльності анаеробних бактерій утво­рюють бітуми, тверді, рідкі і газоподібні вуглеводні. Утворена нафта і газ пере­міщаються з нафтоматеринських товщ у сприятливі по структурним і літологіч­ним ознакам породи, формуючи газона­фтові родовища. За даними Н.Б.Вассоє-вича й інших, просліджується вертика­льна зональність утворення вуглеводнів в розрізі осадових порід. У зоні дії діа­генезу відбувається утворення метану, що мігрує в атмосферу. У зоні катагене­зу на глибині 3-5 км формуються нафта і газ. На глибинах 5-6км утворюються пе­реважно газоконденсати і гази. Ще ниж­че до 10км утворюється тільки газ.

Нафта й вуглеводний газ здатні міг­рувати з одних порід в інші, тому про час їхнього утворення важко гадати. Можна лише визначати вік товщ, що їх вміщюють. Найбільш древні прояви на­фти виявлені в синійських породах Си­біру. Вони відомі в кембрійських, ордо-викських і  силурійських опадах. Але

Магматогенно-вулканические гипотезы связывают образование газонефтяных ме­сторождений с выделением из магмы газо­образных углеводородов.

Космическая гипотеза В. Соколова обос­новывается фактами нахождения битумов в метеоритах и наличием углеводородов в хвостах комет, а также в атмосфере планет (Юпитер, Сатурн, Уран и Нептун).

Наиболее распространена органическая гипотеза, по которой исходным материалом для газонефтяных месторождений являлась органическая масса, захороненная в про­шлые геологические эпохи на дне водоемов под толщей перекрывающих их неоргани­ческих осадков. По подсчетам ботаников и биохимиков количество углерода, синтези­руемого в водорослях и доставляемого в осадок по мере их отмирания, исчисляется многими десятками миллиардов тонн в год. При погружении осадков в результате тер­мобарических процессов и деятельности анаэробных бактерий образуются битумы, твердые, жидкие и газообразные углеводо­роды. Образующиеся нефти и газ переме­щаются из нефтематеринских толщ в бла­гоприятные по структурным и литологиче-ским признакам породы, формируя газо­нефтяные месторождения. По данным Н. Б. Вассоевича и других, прослеживается вертикальная зональность образования неф­ти в разрезе осадочных пород. В зоне дей­ствия диагенеза происходит образование метана, мигрирующего в атмосферу. В зоне катагенеза на глубине 3-5 км формируются нефть и газ. На глубинах 5-6км образуются газоконденсаты и газы. Еще ниже до 10км образуется только газ.

Нефть и углеврдородный газ способны мигрировать из одних пород в другие, по­этому о времени их образования часто су­дить трудно. Можно лишь определять воз­раст вмещающих их толщ. Наиболее древ­найбільш значні і широко розповсюдже­ні родовища пального газу і нафти почи­нають зустрічатися у зростаючий кіль­кості, починаючи з відкладень девону до палеоген-неогенового віку включно.

Нафта і газ практично на 99% усюди розміщаються в осадових породах, що мають межзернові і тріщанні порожни­ни. Такі породи звуться колекторами. Їхня пористість може варіювати від 8% (пісковики) до 30% (піски). Колектори перекриваються непроникними порода­ми - флюїдоупорами чи "покришками". Ними служать глини, мергелі й інші по­роди, позбавлені тріщин і межзернових каналів. Особливо гарними ізолюючими властивостями володіє кам'яна сіль. Проникність колекторів виміряється в мкм2 і коливається в межах від тисячних частин мкм2 (слабо проникливі породи) до 1 і більше мкм2 (дуже гарно проник­ливі породи)

Оскільки нафта і газ практично не змішуються з водою (гидрофобні), вони утворюють відособлені скупчення - по­клади, сформовані в "пастках".

Нафтові і газові поклади характери­зуються гідродинамічними зв'язками окремих частин. Це означає, что зміна тиску в одній ділянці покладу викликає зміну тиску у всьому її обсязі. Оскільки нафта і газ легше води, вони займають підняті частини породи-колектора. Раз­дел між нафтою (газом) і водою зветься водонафтовими (газоводяним) контак­том (ВНК чи ГВК). Найбільше часто зустрічаються поклади в присклепневих частинах антиклінальних складок (мал. 5.21).

ние проявления нефти обнаружены в си-нийских породах Сибири. Они известны в кембрийских, ордовикских и силурийских осадках. Но наиболее значительные и ши­роко распространенные месторождения го­рючего газа и нефти начинают встречаться во все возрастающем количестве, начиная с отложений девона до палеоген-неогенового возраста включительно.

Нефть и газ практически на 99% повсю­ду размещаются в осадочных породах, имеющих межзерновое и трещинное поло­стное пространство. Такие породы называ­ются коллекторами. Их пористость может варьировать от 8% (песчаники) до 30% (пески). Коллекторы перекрываются непро­ницаемыми породами - флюидоупорами или "покрышками". Ими служат глины, мергели и другие породы, лишенные тре­щин и межзерновых каналов. Особенно хо­рошими изолирующими свойствами обла­дает каменная соль. Проницаемость коллек­торов измеряется в квадратных мкм2 и ко­леблется в пределах от тысячных долей мкм2 (слабопроницаемые породы) до 1 и более (очень хорошо проницаемые породы).

Поскольку нефть и газ практически не смешиваются с водой (гидрофобны), они образуют обособленные скопления - зале­жи, заключенные в "ловушках".

Нефтяные и газовые залежи характери­зуются гидродинамической сообщаемостью отдельных частей. Это означает, что изме­нение давления в одном участке залежи вы­зовет изменение давления во всем её объе­ме. Поскольку нефть и газ легче воды, они занимают приподнятые части породы-коллектора. Раздел между нефтью (газом) и водой называется водонефтяным (газово­дяным) контактом (ВНК или ГВК). Наи­более часто встречаются залежи в присво-довых частях антиклинальных складок (рис 5.21).

Мал.5.21. Параметри основних типів нафтових покладів. Рис. 5.21. Параметры и основные типы нефтяных залежей.

Крім пластових і масивних покладів зустрічаються поклади, обмежені чи ек­рановані розривом, поклади стратиграфі­чно, фаціально чи літологічно або гідро­динамічно екрановані (за рахунок швид­кості руху водонафтових потоків у поро­дах різної проникності - нафта віджима­ється в грубозернисті породи).

Нафтове (газове) родовище - сукуп­ність покладів, контрольована єдиною структурною формою (антиклінальною складкою, соляним діапиром, похованим рифтом та ін.). Нерідко родовище скла­дене з одного покладу. Відомі також ро­довища, що включають десятки покладів. Іноді в межах одного родовища поклади охоплюють величезний стратиграфічний інтервал, наприклад - від девону до тріа-су (Волго-Уральська область). В інших родовищах розріз в інтервалі 3,5-4тис.м складений породами одного віку вміщує десятки покладів різної форми і різного

Кроме пластовых и массивных залежей встречаются залежи, ограниченные или эк­ранированные разрывом, залежи страти­графически, фациально или литологически экранированные, и гидродинамически эк­ранированные (за счет скорости движения нефтеводяных потоков в породах разной проницаемости - нефть отжимается в круп­нозернистые породы).

Нефтяное (газовое) месторождение -совокупность залежей, контролируемая единой структурной формой (антиклиналь­ной складкой, соляным диапиром, погре­бенным рифтом и др.). Нередко месторож­дение состоит из одной залежи. Известны также месторождения, включающие десят­ки залежей. Иногда в пределах одного ме­сторождения залежи охватывают огромный стратиграфический интервал, например - от девона до триаса (Волго-Уральская об­ласть). В других месторождениях разрез в интервале 3,5-4тыс.м сложен породами од­складу (нафтові, газоконденсатні й інші) -Баку.

До основних нафтогазоносних облас­тей України відносяться найстарша Предкарпатська, Дніпровсько-Донецька і відкрита порівняно недавно Азово-Чорноморська, що є західною частиною Кримсько-Кавказської провінції.

ного возраста и вмещает десятки залежей разной формы и разного состава (нефтяные, газоконденсатные и другие) - Баку.

К основным нефтегазоносным областям Украины относятся старейшая Предкарпат-ская, Днепровско-Донецкая и открытая сравнительно недавно Азово-Черноморская, являющаяся западной частью Крымско-Кавказской провинции.

5.16.1. Основні нафтові і газові родо­вища України і Росії

5.16.1.1 Предкарпатская газо-нафтова область

Предкарпатская газо-нафтова область охоплює площу 20,8тис.км у межах Львівської, Івано-Франківської і Черніве­цької адміністративних областей. У стру­ктурному плані вона пов' язана з Предка-рпатським крайовим прогином Східно­Європейської платформи, що підрозділя­ється на дві зони (мал.5.24) - внутрішню, поблизу Карпатського мегаантиклінорія, і зовнішню, стосовну до Східно­Європейської платформи.

Регіонально газо- і нафтогазоносність приурочена до палеогенових і верхньо-крейдових пород (продуктивний горизонт належить до пісковиків свити меніліто-вих сланців). Регіональною покришкою є глинисті і соленосні відкладення неогену. Для внутрішньої зони характерні пласто­ві і масивні сводові, літологічно і текто­нічно екрановані поклади, приурочені до антиклінальних складок, які перекинуті і насунуті у північно-східному напрямку, на Предкарпатский прогин - "зовнішню зону".

5.16.1. Основные нефтяные и газовые месторождения Украины и России

5.16.1.1 Предкарпатская газо-нефтяная область

Предкарпатская газо-нефтяная область охватывает площадь 20,8тыс.км в преде­лах Львовской, Ивано-Франковской и Черновицкой административных облас­тей. В структурном плане она приурочена к Предкарпатскому краевому прогибу Восточно-Европейской платформы, под­разделяющемуся на две зоны (рис.5.24) -внутреннюю, вблизи Карпатского мега-антиклинория, и внешнюю, относящуюся к Восточно-Европейской платформе.

Регионально газо- и нефтегазонос-ность приурочены к палеогеновым и верхнемеловым породам (продуктивный горизонт приурочен к песчаникам свиты менилитовых сланцев). Региональной по­крышкой являются глинистые и соленос-ные отложения неогена. Для внутренней зоны характерны пластовые и массивные сводовые, литологочески и тектонически экранированные залежи, приуроченные к антиклинальным складкам, опрокинутым и надвинутым в северо-восточном на­правлении, на Предкарпатский прогиб -"внешнюю зону".

41б

Відкладення зовнішньої зони пред­ставлені тортон-сарматськими (міоцен) молассами потужністю до 4км, що заля­гають на теригенно-карбонатних відкла­деннях мезозою потужністю до 1км. На­фто- і газоносність пов'язані з карбонат­ними верхнеюрськими і теригенними верхнекрейдовими і міоценовими відкла­деннями. Регіональною покришкою слу­жать міоценові глини і мергелі. За зви­чай, поклади приурочені до брахіантик-лінальних складок. Газ на 93-99% склада­ється з метану. Найбільш відомі родови­ща - Бориславське, Волинське, Битковсь-ке, Вільче-Волинське, Дашавське та ін.

5.16.1.2 Дніпровсько-Донецька газо­нафтова область

Дніпровсько-Донецька газонафтова область є центральною частиною Припя-тско-Дніпровської газонафтової провін­ції. Вона приурочена до Поліської (Бела­русь) і Придніпровської (Україна) низин. Гї загальна площа близько 100 тис.км . У структурному плані область контролю­ється Припятьсько-Донецьким грабеном, що є центральною частиною схованого нафтогазоносного Евразійського плане­тарного поясу, пов'язаного з лініаментом Карпинського.

Загальна потужність осадової товщі досягає в осьовій частині 16-18 км. Де­вонські відкладення (найвірогідніше най­більш древні) предоставлені соленосно-теригенними і соленосно-карбонатними товщами, карбонові - вугленосно-карбонатними, пермські - червонокольо­рово-теригенними і галогенними. Мезо-кайнозойський розріз утворюють тери­генно-карбонатні породи. Нафто- і газо­носність приурочена до палеозойських відкладень і охоплює інтервал глибин від 0,4 до 6 км. Нафти легкі, малосмолисті,

Отложения внешней зоны представле­ны тортон-сарматскими (миоцен) молас-сами мощностью до 4км, залегающими на терригенно-карбонатных отложениях мезозоя мощностью до 1 км. Нефте- и га­зоносность связана с карбонатными верхнеюрскими и терригенными верхне­меловыми и миоценовыми отложениями. Региональной покрышкой служат миоце­новые глины и мергели. Как правило, за­лежи приурочены к брахиантиклиналь-ным складкам. Газ на 93-99% состоит из метана. Наиболее известны месторожде­ния - Бориславское, Долинское, Битков-ское, Вильче-Волицкое, Дашавское и др.

5.16.1.2 Днепровско-Донецкая газо­нефтяная область

Днепровско-Донецкая газонефтяная об­ласть является центральной частью При-пятско-Днепровской газонефтеносной про­винции. Она приурочена к Полесской (Бе­ларусь) и Приднепровской (Украина) низ­менностям, её общая площадь около 100тыс.км . В структурном плане она кон­тролируется Припятско-Донецким грабе­ном, являющимся центральной частью скрытого нефтегазоносного Евразиатского планетарного пояса, приуроченного к ли-неаменту Карпинского.

Общая мощность осадочной толщи дос­тигает в осевой части 16-18 км. Девонские отложения (предположительно самые древние) представлены соленосно-терригенными и соленосно-карбонатными толщами, карбоновые - угленосно-карбонатными, пермские - красноцветно-терригенными и галогенными. Мезо-кайнозойский разрез образуют терригенно-карбонатные породы. Нефте- и газонос­ность приурочена к палеозойским отложе­ниям и охватывает интервал глубин от 0,4 до 6 км. Нефти легкие, малосмолистые,парафінисті.

Природний газ на 80-95% складається з метану. Зміст етану і пропану складає 4­19%, конденсату від - 10 до 300 г/м .

Тут найбільш відомі родовища: газо­конденсатні Шебелинське (мал. 5.22), За-хідно-Крестищенське, Єфремівське, Яб-луновське; нафтогазоконденсатні - Глин-ське, Глинсько-Розбишівське, Гнедин-цевське; нафтові - Леляківське, Осташ-ківське, Речицьке.

парафинистые.

Природный газ на 80-95% состоит из метана. Содержание этана и пропана со­ставляет 4-19%, конденсата от - 10 до 300 г/м3.

Здесь наиболее известны месторожде­ния: газоконденсатные - Шебелинское (рис. 5.22), Западно-Крестищенское, Ефре-мовское, Яблуновское; нефтегазоконден-сатное - Глинское, Глинско-Розбышевское, Гнединцевское; нефтяные - Леляковское, Осташковское, Речицкое

Мал.5.23. Умови залягання газу на Шебелинському родовищі по Б.С.Воробйову. 1 - четвертинні і третинні відкладення (полтавський, харківський, київський яруси); 2 - крейдові відкладен­ня (верхній і нижній відділи); 3 - юрські відкладення (верхній, середній і нижній відділи);4 - тріас глинис­тий (верхній і нижній відділи); 5 - тріас піщаний (нижній відділ); 6 - верхня пермь (шебелинська свита); 7 - верхній ангідритовий обрій соленосного почту нижньої пермі; 8 -середній ангідритовий обрій; 9 - нижній ангідритовий обрій; 10 - свита мідистих пісковиків (нижня перм); 11

- розвідницькі шпари; 12 - стратиграфічні обрії; 13 - тектонічні порушення; 14 - газоносні шари. Рис. 5.23. Условия залегания газа на Шебелинском месторождении по Б.С.Воробьеву. 1 - четвертичные и третичные отложения (полтавський, харьковский, киевский ярусы); 2 - меловые отложе­ния (верхний и нижний отделы); 3 - юрские отложения (верхний, средний и нижний отделы); 4 - триас гли­нистый (верхний и нижний отделы); 5 - триас песчаный (нижний отдел); 6 - верхняя пермь (шебелинская свита); 7 - верхний ангидритовый горизонт соленосной толщи нижней пер­ми; 8 - средний ангидритовый горизонт; 9 - нижний ангидритовый горизонт; 10 - свита медистых песчаников (нижняя пермь); 11 - разведочные выработки; 12 - стратиграфические горизонты; 13 - тектонические нарушения; 14 - газоносне пласты.

5.16.1.3 Азово-Чорноморська нафто­газоносна область

Азово-Чорноморська нафтогазоносна область має прогнозні запаси близько 1 трл. м3 газу і розташована на шельфі Чо­рного й Азовського морів. Найближчим часом намічений видобуток 6-7млрд.м3 газу в рік на Східно-Казантипському, Пі-внічно-Булганакському і Північно-Керченському родовищах, що не тільки цілком забезпечить потреби Кримського півострова, але і дозволить продавати газ на материк або використовувати його для виробництва електроенергії.

5.16.1.4 Основні нафтогазоносні обла­сті Росії

У межах Росії виділяється декілька га­зо- і нафтоносних областей. Найбільші з них приурочені до платформних структур і схилів: Волго-Уральська, Західно­Сибірська, Східно-Сибірська, Північно-Кавказька й ін. Великі перспективи наф­тогазоносності очікуються в області ше­льфу північних морів. Як приклад розгля­немо характеристику Західно-Сибірської нафтогазоносної області. Вона розташо­вана в межах Західно-Сибірської платфо­рми і займає площу близько 2,2млн.км2. Нафтогазоносність пов' язана з товщами юрського, нижньокрейдового (неоком) та верхнєкрейдового (сеноман) віку. Відпо­відно виділяються три нафтогазоносних комплекси, розділених регіональними по­кришками. Гхня глибина залягання відпо­відає інтервалу - 0,4-4км. Поклади плас-тово-сводові, розташовані у прогинах і западинах, ускладнених локальними під­няттями висотою в сотні метрів. Розміри структур від 2х3км до 30х50км. Нафта се­редньої густини, малосірчаста, малосмолі-ста і малопарафиніста. Вільні гази сухі, з

5.16.1.3 Азово-Черноморская нефтега­зоносная область

Азово-Черноморская нефтегазоносная область имеет прогнозные запасы около 1 трл. м3 газа и расположена на шельфе Черного и Азовского морей. В ближайшее время намечена добыча 6-7млрд.м газа в год на Восточно-Казантипском, Северо-Булганакском и Северо-Керченском ме­сторождениях, что не только полностью обеспечит потребности Крымского полу­острова, но и позволит продавать газ на материк или использовать его для произ­водства электроэнергии.

5.16.1.4 Основные нефтегазоносные области России

В пределах России выделяется несколь­ко газо- и нефтеносных областей. Круп­нейшие из них приурочены к платформен­ным структурам и склонам: Волго-Уральская, Западно-Сибирская, Восточно­Сибирская, Северо-Кавказская и др. Боль­шие перспективы нефтегазоносности име­ются в области шельфа северных морей. В качестве примера рассмотрим характери­стику Западно-Сибирской нефтегазоносной области. Она расположена в пределах За­падно-Сибирской платформы и занимает площадь около 2,2 млн.км2. Нефтегазонос-ность приурочена к толщам юрского, ниж­немелового (неоком) и верхнемелового (се-номан) возраста. Соответственно выделя­ются три нефтегазоносных комплекса, раз­деленных региональными покрышками. Их глубина залегания соответствует интервалу - 0,4-4км. Залежи пластово-сводовые, при­уроченные к прогибам и впадинам, ослож­ненным локальными поднятиями высотой в сотни метров. Размеры структур от 2х3км до 30-50км. Нефть средней плотности, ма­лосернистая, малосмолистая и малопарафи­низьким змістом вуглецю й азоту. Зміст

Страницы:
1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  31  32  33  34  35  36  37  38  39  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50 


Похожие статьи

Б С Панов, О О Кущ, Ю Б Панов - Корисні копалини