Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн

РЕФЕРАТ

по дисциплине

«Нефтегазоносные провинции»

 

 

Нефтегазоносные провинции Западной Европы

 

Проверил:

______________

"_____"________________2015 г.

Выполнил:

студент группы

_______________

"_____"________________2015 г.

 

Оренбург 2015

Содержание

Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование Западной Европы 3

Нефтегазогеологическая провинция Среднеевропейской и Восточно-Европейской докембрийских платформ. 4

Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн. 4

Стратиграфия. 5

Тектоника. 6

Нефтегазоносность. 12

Нефтегазогеологическая провинция Западно-Европейской молодой платформы 19

Парижский нефтегазоносный бассейн. 19

Рейнский нефтегазоносный бассейн. 20

Тюрингский нефтегазоносный бассейн. 23

Гронингенское газовое месторождение. 25

Нефтяное месторождение Брент. 26

Газовое месторождение Леман. 27

Газовое месторождение Индифэтигейбл. 28

Список литературы.. 30

 

 

 

Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование Западной Европы

Современный структурный план Западной Европы, контролирующий размещение НГБ, определяется наличием четырех основных круп­ных структурных элементов.

· Древний Скандинавский щит, большая часть которого образо­вана докембрийскими кристаллическими породами и лишь в краевой северо-западной части — складчатыми каледонидами.

· Древняя Восточно-Европейская платформа, занимающая севе­ро-восточную и юго-восточную окраины Западной Европы и распро­страняющаяся далее в пределы стран СНГ.

· Среднеевропейская платформа с фундаментом байкальского воз­раста, простирающаяся в широтном направлении от Великобритании на западе до границы с Восточно-Европейской платформой на востоке.

· Западно-Европейская эпигерцинская платформа, протягиваю­щаяся от Пиренейского полуострова в северо-восточном направлении до стыка с горными сооружениями Карпат. Эпигерцинская платформа осложнена рядом крупных выступов фундамента (Чешский, Централь­нофранцузский, Армориканский, Среднерейнский), расчленяющих ее на несколько впадин и прогибов, а также рядом грабенов.

Тектоническое районирование и особенности нефтегазоносности по­зволяют выделить в пределах Западной Европы две нефтегазо­геологические провинции: 1) Среднеевропейской и Восточно-Европей­ской древних платформ; 2) Западно-Европейской молодой плиты.

1. Провинция Среднеевропейской и Восточно-Европейской древних плит расположена в пределах Среднеевропейской и части Восточно-Европейской плит. Основная площадь провинции занята крупнейшим в Западной Европе Центральноевропейским латерально- и вертикально-гетерогенным НГБ. Известно также несколько НГБ синеклиз — Восточно-Норвежскоморский, Лофотенский, Западно-Английский и грабенообразной впадины — Западно-Шетландско-Северо-Минчский, в пределах которых выявлено по нескольку месторождений или получены притоки нефти или газа.

2. Провинция Западно-Европейской молодой плиты находится в пределах Западно-Европейской эпигерцинской плиты. НГБ приурочены к синеклизам — Парижский, Гемпширский, Кельтский, Лионский, Ва­ленсийский и сквозным грабенам — Рейнский, Тюрингский, Ронский.

Нефтегазогеологическая провинция Среднеевропейской и Восточно-Европейской докембрийских платформ

Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн

Центральноевропейский НГБ занимает обширную северную равнину Средней Европы и расположенные на ее северо-западном продолжении североморский шельф и равнины Фенланд и Мидленд (рис. 1). Впадина, заключающая НГБ, расположена на месте сочленения докембрийской платформы с энибайкальской - на севере и северо-востоке и с эпигерцинской - на юге и западе. Соответственно бассейн сложен на востоке и крайнем западе преимущественно палеозойскими отложениями, а на юге и в средней части — мезозойскими. Наиболее погруженные части бассейна с мощностью осадочных пород 12-15 км находятся в его северо-западной материковой части, в нижнем течении Эльбы и прилегающей части Северного моря, а также на востоке в среднем течении Одера. Для большой части территории бассейна характерен галокинез, связанный с солью пермского возраста.

 

Рисунок 1 – Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн

 

Северное обрамление бассейна образовано выходами на поверхность докембрийских пород Скандинавского щита и соответственно северная граница бассейна проходит через склон щита, покрытый маломощной толщей пород, в субакватории Балтийского моря и проливов Катте­гат и Скагеррак. На западе, в Великобритании, бассейн обрамляется Пеннинскими горами и горным массивом Уэльс палеозойского возра­ста. На востоке граница бассейна следует вдоль зоны развития мало­мощных толщ палеозоя на западных склонах Мазурско-Белорусской антеклизы, Волынского выступа и Украинского щита на юго-востоке.

Южная граница бассейна характеризуется сложным контуром. На юго-западе она огибает сравнительно крупный Лондон-Брабантский свод, сложенный сильно дислоцированными нижнепалеозойскими по­родами, перекрытыми маломощными толщами девонского, каменно­угольного и мезозойского возраста. На западе северный склон Лондон-Брабантского массива перекрыт Кампинской платформенной впади­ной. Восточнее ее проходит меридионально вытянутый Нижнерейн­ский прогиб. Восточнее прогиба находится Рурский синклинорий — передовой прогиб Арденнских герцинид, платформенный склон кото­рого образован Мюнстерской впадиной. Рурский синклинорий отделен от герцинид надвигами, сложен угленосными породами каменноуголь­ного возраста мощностью до 5,5 км.

Восточнее Рурского синклинория граница бассейна проходит усту­пами, образованными разрывами, сначала вдоль северо-восточного склона небольшого горстового выступа герцинского фундамента в горах Гарц, далее вдоль северо-восточного склона Лаузицского блока, оги­бает заливообразную Северо-Судетскую впадину и идет вдоль склона Предсудетского блока, обходит Силезско-Краковскую возвышенность, Свентокшиский горный массив и затем направляется вдоль Рава-Русского блока, ограничивающего с юго-запада Люблинско-Львовскую впадину—крайний восточный элемент Центральноевропейского НГБ.

Стратиграфия

Северное море, занимающее значительную часть бассейна, характеризуется максимальной глубиной 463 м, но более 2/3 его имеет глубину, не превышающую 100 м. Бассейн выполнен фанерозойскими от­ложениями с максимальной мощностью (в низовьях Эльбы) до 15 000 м. В самой восточной части бассейна осадочная толща общей мощностью до 2500 м представлена всеми системами и ярусами палео­зоя и мезозоя за исключением карбона. Наибольшей мощности — 900 м — достигают отложения силура и девона (500 м). Мощ­ность мезозойских пород небольшая.

В западной части бассейна в Англии осадочная толща, достигаю­щая нескольких тысяч метров, начинается континентальными образо­ваниями девона, залегающими на сильно дислоцированных кембро-силурийских породах фундамента. Наибольшей мощностью характе­ризуются отложения карбона (3000 м). Мезозой и кайнозой развиты незначительно.

Девонские отложения платформенного типа вскрыты бурением в Северном море. Нижний карбон, представленный карбонатно-терригенными образованиями, на о-ве Рюген характеризуется мощностью более 800 м.

В центральной части бассейна нижняя пермь представлена преи­мущественно конгломератами, песчаниками, красноцветными глинами. Мощность нижнепермских отложений колеблется от нескольких сотен метров до 1800 м на территории Германии. Верхняя пермь (цехштейн) представлена мощной толщей (до 1000 м) галогенных и карбонатных по­род; они являются регионально нефтегазоносными.

Нижний триас мощностью 500—1200 м и верхний триас мощностью 500—750 м представлены лагунно-континентальными пестроцветными породами с прослоями солей, а средний триас — раковинными извест­няками мощностью 200—900 м. В средней части нижнего триаса содер­жатся мощные грубозернистые песчаники, регионально газоносные в Англо-Голландской впадине Северного моря и Нижнесаксонском прогибе. В Северном море отложения нижнего триаса к центру прогиба замещаются солью.

Юрские образования в пределах бассейна развиты повсеместно; мощность их от нескольких сотен до 3000 м. Нефтегазоносные гори­зонты связаны в основном с лейасом.

Нижний мел представлен в основном мергельно-глинистыми поро­дами мощностью около 1000 м в Западно-Нидерландском прогибе и 300—200 м в Нижнесаксонском прогибе. Основные продуктивные го­ризонты связаны с нижней частью нижнего мела.

Верхнемеловые отложения вместе с альбскими, представленные известняками, мергелями и писчим мелом, являются хорошими экра­нами для юрских и нижнемеловых нефтегазоносных комплексов.

Палеогеновые отложения отличаются в общем небольшой мощ­ностью, но в некоторых районах (Гамбургский трог, Северное море) она достигает 2000—3000 м.

Тектоника

Наиболее крупными структурными элементами рассматриваемого бассейна являются Североморская синеклиза, Северо-Германская и Познанская впадины и Балтийская синеклиза.

Североморская синеклиза образует крайнюю северо-западную часть нефтегазоносного бассейна. Представлена она мощной толщей фанерозойских (послесилурийских) отложений с мощностью по­род мезозойского и кайнозойского возраста около 6 км и палеозойско­го свыше 3 км. Разрез характеризуется наличием коллекторов и нефте­газоупорных покрышек.

По подошве кайнозойских отложений Североморская синеклиза вытянута в субмеридиональном направлении. Наиболее прогнутая ее часть (подошва палеогена на глубине более 3,5 км) находится в за­падной части моря на широте средней части п-ова Ютланд.

Основной докайнозойский структурный план Североморской синеклизы определяется рифтовой системой, пересекающей ее в меридиональ­ном, северо-западном и северо-восточном направлениях. Си­стема рифтов была заложена в триасе и наиболее активно развивалась в юрское время. Наиболее протяженный Центральносевероморский рифт начинается на севере синеклизы (восточнее Шетландских и Оркней­ских островов на месте каледонского фундамента), протягиваясь сна­чала в меридиональном, затем в юго-восточном и на юге вновь в ме­ридиональном направлении.

Северный меридиональный участок прогиба выделяется под назва­нием грабена Вайкинг, далее следует крупный Центральный грабен. На месте последнего мощность фанерозойских отложений превышает 6 км. Грабен Вайкинг с востока ограничен поднятием Вайкинг (Вестланд, или Берген-Один), восточнее которого находится Норвежско-Датская впадина. С запада к грабену Вайкинг примыкает Восточно-Шет­ландское поднятие, на севере он замыкается на месте Восточно-Шет­ландской впадины, а на юге от него ответвляются на запад грабен Мори-Ферт (на месте одноименного залива) и грабен Мидленд-Валли.

Центральный грабен на западе сопрягается с впадиной Форт-Эпроуч, а на востоке с поднятием Мандал. К средней части Централь­ного грабена на западе подходит крупное Срединно-Североморское под­нятие. В пределах поднятия резко сокращена мощность пермских, ме­зозойских и кайнозойских пород. Пермские отложения вскрываются на глубине около 1 км, причем цехштейн представлен маломощными пла­стами каменной соли, в то время как юго-восточнее соль обусловли­вает образование соляных массивов, иногда прорывающих мезозой­ские отложения. На юго-востоке Срединно-Североморского поднятия, прижимаясь к Центральному грабену, располагается небольшой свод Кливер-Бенк.

С востока к Центральному грабену подходит поднятие Рингкебинг- Фюн, ориентированное в субширотном направлении, пересекающее п-ов Ютланд, острова Фюн и Рюген. На поднятии докембрийский фун­дамент залегает на глубине менее 1,5 км и перекрыт триасовыми по­родами, выше которых залегают меловые отложения.

Вдоль юго-западной периферии синеклизы перед Лондон-Брабантским поднятием в северо-западном направлении протягивается крупная Англо-Голландская впадина. В средней части впадины находится узкий прогиб (трог) Соул-Пит, заполненный триасовыми, юрскими и нижне­меловыми отложениями.

Верхнепермские осадки большой северо-восточной части Англо-Голландской впадины и свода Кливер-Бенк представлены соленосными отложениями, образующими в структуре впадины многочисленные пре­имущественно погребенные соляные массивы. На юго-западном крыле впадины, в пределах шельфа Восточного Мидленда, верхнепермская соль имеет пластовую форму залегания, иногда с образованием не­больших поднятий. На материке (Восточный Мидленд) пермские от­ложения не содержат соленосных отложений.

На юго-востоке Англо-Голландская впадина осложнена узкими грабенами — Западно-Нидерландским и расположенным северо-за­паднее грабеном Брод-Фортинс. Параллельно этим грабенам севернее располагается Центральнонидерландский (Утрехт-Аммерсфортский) грабен, ограниченный с северо-востока узким Северо-Нидерландским (Тексел) поднятием.

Западно-Нидерландская грабенообразная впадина выполнена кай­нозойскими, мезозойскими и верхнепалеозойскими отложениями с соле­носными прослоями (соль, ангидрит, гипс) в нижнем триасе и крупными пачками соли, заключенными в терригенно-карбонатном комплексе пород позднепермского возраста. Для аптских и лейасовых отложений характерны мощные толщи битуминозных глин. Верхне-среднеюрские отложения местами полностью отсутствуют, фиксируя перерыв с несо­гласием в залегании.

Мощность терригенно-соленосного комплекса около 2 км. Однако соленосные отложения здесь образуют лишь пластовые тела.

На юго-востоке между поднятиями Рингкебинг-Фюн на севере и Средненидерландским на юге находится Датско-Нидерландская седло­вина, через которую Североморская синеклиза сочленяется с крупной Северо-Германской впадиной.

Северо-Германская впадина занимает среднюю часть Центральноевропейского НГБ. В строении ее принимают участие фанерозойские отложения мощностью до 12—14 км. В подошве залегают терригенно-карбонатные отложения девонского возраста, которые сме­няются нижнекаменноугольными карбонатными породами. Верхний карбон и нижняя пермь представлены терригенными, часто красноцветными и грубозернистыми отложениями. Верхнепермские образования (цехштейн) имеют циклическое строение. Выделяется пять соленосных серий (снизу вверх: Верра, Штассфурт, Ляйне, Оллер, Оре). Каждая из них начинается терригенными или карбонатными породами, которые сменяются ангидритами или доломитами, далее каменной солью и ангидритами. Наиболее развита каменная соль в отложениях Штассфурт.

В разрезе пород палеозойского возраста основная роль принадле­жит пермским соленосным и каменноугольным угленосным отложениям; на долю более древних систем приходится несколько сот метров.

Триасовая система начинается с терригенно-соленосной толщи (нижний отдел) и завершается карбонатно-терригенными породами (средний и верхний отделы). Отложения юрского возраста преиму­щественно терригенные, мелового возраста — терригенно-карбонатные.

Палеогеновые и неогеновые отложения сравнительно небольшой мощности представлены песчано-глинистыми породами.

Северо-Германская впадина имеет сложную структуру, обуслов­ленную пересечением на ее месте двух различных по направлению и времени проявления тектонических дислокаций (рейнской и герцинской), сопровождающихся значительными изменениями мощностей меловых, юрских и триасовых отложений и резким угловым несогла­сием в их залегании. Впадина имеет асимметричный профиль. Ее наи­более прогнутый блок с фундаментом, залегающим на глубине более 10 км, и подошвой цехштейна на глубине более 5 км расположен на севере впадины (Шлезвиг-Гольштейн). Здесь мощность палеозойских отложений достигает 5 км, мезозойских — превышает 8 км. Для триасо­вых отложений характерны мощные (до 100 м) пачки каменной соли.

Впадина характеризуется обширным проявлением галокинеза. На севере в Шлезвиг-Гольштейне развиты протяженные соляные хребты длиной до 100 км при ширине до 5 км, ориентированные в субмеридиональном направлении. Отдельные вершины этих соляных хребтов выходят на поверхность или образуют надсолевые поднятия куполооб­разной формы. Южнее развиты отдельные купола диаметром от 2 до 10 км или брахиантиклинали, ориентированные как в рейнском (на севере впадины), так и в герцинском направлении. Всего в Северо-Германской впадине известно свыше 800 солянокупольных поднятий, часть из которых нефтегазоносные. В ряде мест между соляными ку­полами располагаются пологие остаточные поднятия, часто газонефте­носные, возникшие между краевыми компенсационными прогибами со­седних куполов.

Основной структурный план Северо-Германской впадины опреде­ляется изменением мощности доверхнемеловых мезозойских отложе­ний, с наиболее мощными толщами накопления которых связано обра­зование различно ориентированных прогибов (трогов). В залегающих выше отложениях эти прогибы не выражены. Маломощные кайнозой­ские отложения образуют пологую впадину, осложненную небольшими прогибами, с максимальной мощностью пород 1500 м.

Наиболее крупный погребенный Нижнесаксонский прогиб распо­ложен на юге Северо-Германской впадины. Он имеет субширотное про­стирание и протягивается от р. Эмс на западе до р. Аллер на востоке. Выражен прогиб лишь в отложениях от верхнего триаса до нижнего мела и особенно резко в верхнеюрских породах. На западе Нижне­саксонский прогиб замыкается на месте северо-восточного погружения Центральнонидерландского поднятия (склон Эмсланд), в пределах ко­торого мощность юрских и триасовых отложений значительно сокра­щается.

Нижнесаксонский прогиб осложнен системой субширотно вытя­нутых антиклиналей, которые хорошо выражены в юрских и неокомских отложениях. На севере прогиб ограничивается широким плоским поднятием, известным под названием вала Помпецкого (Бременская ступень), в пределах которого средне- и верхнеюрские отложения раз­мыты и подошва цехштейна находится на глубине 3—4 км. Для про­гиба характерно слабое проявление соляной тектоники: соляные струк­туры лишь обрамляют прогиб на северо-западе, севере и востоке. На востоке Нижнесаксонский прогиб смыкается с Ганноверским (Аллерским) прогибом (трогом). Последний вытянут в северо-западном на­правлении, выражен лишь в отложениях нижнего триаса и осложнен солянокупольными структурами.

Восточнее Ганноверского прогиба находится прогиб (трог) Гифхорн, вытянутый в северо-восточном направлении. Трог прослеживает­ся в отложениях верхнего триаса, юры и нижнего мела. В осевой его части интенсивно проявляется соляная тектоника, выраженная в крупных протяженных соляных массивах. По периферии прогиба раз­виты многочисленные небольшие по размерам и различные по форме соляные купола с кровлей, залегающей на глубине 50—400 м. В межкупольных пространствах известны небольшие поднятия, сильно нару­шенные разрывами.

Севернее трога Гифхорн располагается небольшое древнее Альтмаркское поднятие. К последнему, а также к валу Помпецкого с севера примыкает крупное Шлезвиг-Гольштейнское поперечное поднятие, се­верная часть которого выходит в основание п-ова Ютланд. Поднятие характеризуется субмеридиональным направлением осложняющих его дислокаций и состоит из периферийных прогибов Западного и Восточ­ного и разделяющего их поднятия Рендсбург. Оба прогиба выражены в отложениях нижней и средней юры. Западный прогиб состоит из Западно-Гольштейнского прогиба (или Хайде) на севере и Северо-Ольденбургского на юге, Восточный — из Восточно-Гольштейнского (Брамштадт-Кильского) на севере и Гамбургского на юге. Восточно-Гольштейнский прогиб имеет сложный контур и протягивается на 80 км при ширине 10 км. Шлезвиг-Гольштейнское поднятие рассекается протя­женными (на десятки километров) соляными хребтами рейнского на­правления с неглубоким залеганием кровли соли или с выходом ее на поверхность.

Юго-восточнее Мекленбургской бухты располагается (по геофизиче­ским данным) погребенный Восточно-Эльбский докембрийский мас­сив. Восточнее его в юго-восточном направлении протягивается Познанская впадина, расположенная между Чешским массивом на юге и Поморско-Куявским (Среднепольским) валом на севере. На северо-западе впадина узкой полосой располагается вдоль северного склона поднятия Рингкебинг-Фюн. В польской части Познанской впадины выделяют юго-западную Предсудетскую моноклиналь в пределах глу­бины залегания фундамента до 4 км и Щецинско-Лодзинско-Мехувский прогиб, в которой фундамент погружается до 12 км. Прогиб выполнен мощной толщей мезозойских отложений и осложнен соляными подуш­ками и слаборазвитыми соляными куполами, отсутствующими в Предсудетской моноклинали. Щецинско-Лодзинско-Мехувский прогиб ослож­нен системой разломов, известной как линия Росток—Грамцовская — Варты.

Среднепольский (Поморско-Куявский) вал и сопряженный с ним краевой Датско-Польский прогиб образуют северо-восточное обрам­ление Познанской впадины, северо-восточнее которой находится Бал­тийская синеклиза с докембрийским фундаментом. Среднепольский вал протягивается в северо-западном направлении от Свентокшиских гор на юго-востоке через Поморский залив Балтийского моря до под­нятия Рингкебинг-Фюн. Он образовался в результате инверсии на ме­сте глубокого прогиба. Прогиб состоит из трех структурных этажей. Нижний этаж образован девонскими сильно дислоцированными поро­дами, средний — палеозойскими отложениями, верхний — мезозойскими породами мощностью более 5 км. Последние смяты в систему крутых складок, иногда осложненных соляным диапиризмом. Мезозойские отложения перекрыты маломощной толщей кайнозойских пород. Наи­более интенсивно прогиб развивался в мезозойское время, когда нако­пилось свыше 5 км пород; инверсия произошла в конце мелового времени.

Краевой Датско-Польский прогиб возник на месте контакта палеозойского фундамента Познанской впадины и докембрийского фундамента Балтийской синеклизы. Внутренняя часть прогиба рассечена системой продольных разломов, известной как линия Тейссейр — Торнквист, на продолжении которой вдоль южной окраины Люблинско-Львовской впадины протягивается Рава-Русский разлом. Палео­зойские отложения в зоне разломов сильно дислоцированы, мезозой­ские и кайнозойские отложения залегают более спокойно. На юго-востоке краевой прогиб продолжается в Люблинско-Львовскую впа­дину.

Балтийская синеклиза вытянута в северо-восточном направлении и заключена между Мазурско-Белорусской антеклизой и юго-восточ­ным склоном Балтийского щита. Юго-восточная ее часть находится на суше, большая северо-западная — в Балтийском море. Синеклиза имеет блоковое строение. Отдельные блоки группируются в изометричные глыбы.

В строении восточной части Центральноевропейского НГБ при­нимают участие фанерозойские отложения с максимальной мощно­стью (12 км) на месте средней, части Щецинско-Лодзинско-Мехувского прогиба. Допермские отложения наиболее полно представлены на крайнем северо-востоке (Балтийская синеклиза) и юго-востоке (Люблинско-Львовская впадина).

Кембрийские и ордовикские отложения образованы преимущест­венно терригенными породами и наиболее полно представлены в Балтийской синеклизе и в Люблинско-Львовской впадине. Силурий­ские отложения выражены на востоке карбонатными, на западе гли­нистыми породами. В Балтийской синеклизе и в Люблинско-Львовской впадине известны рифовые образования. Разрез девона начинается с терригенных толщ нижнего и верхнего девона, которые сменяются карбонатными толщами среднего и верхнего девона. Каменноугольные отложения в нижней части представлены на юго-востоке карбонатными породами, на западе — терригенными, в верхней части — терригенны­ми угленосными.

Пермские отложения залегают несогласно на каменноугольных. Они начинаются с вулканогенно-осадочной толщи (мощностью на тер­ритории Германии до 2 км), которая сменяется терригенными, часто крас­ноцветными и грубозернистыми породами мощностью до 1200 м. Мощ­ность верхнепермских отложений (цехштейн) до 1700 м.

Триасовый разрез построен преимущественно терригенными поро­дами (глинисто-карбонатными — на Предсудетской моноклинали). Мощность юрских отложений 3500 м, представлены они терригенными породами. В верхнем отделе местами выявлены рифовые известняки.

Нижний отдел мела образован терригенными породами, верхний — глинисто-известковистыми кремнистыми. Кайнозойские отложения со­стоят из терригенных пород мощностью до 900 м.

Центральноевропейский НГБ представляет собой пример широкой нефтегазоносности крупной впадины со сложным современным струк­турным планом и сложной историей развития. В его пределах выяв­лено свыше 450 месторождений нефти и газа, в том числе более 220 га­зовых. Основные запасы нефти (свыше 95%) сконцентрированы в мезозойских и кайнозойских отложениях, газа — в пермских и триасо­вых отложениях (90%). Коллекторами для нефти и газа служат пре­имущественно терригенные породы. Формы залежей весьма разнооб­разные. Всего в бассейне пробурено свыше 5000 поисково-разведочных скважин. Наиболее глубокие скважины Пархим 1—7030 м, и Миров 1—8009 м.

Нефтегазоносность

В пределах Североморской синеклизы все открытые нефтяные и газовые месторождения могут быть сгруппированы в три крупных (по площади) ареала зон нефтегазонакопления и несколько небольших. К крупным относятся Северный (или Восточно-Шетланд­ский), Центральносевероморский и Восточно-Английский. Из неболь­ших ареалов зон могут быть выделены: на севере Западно-Бергенский (или Фриггский) ареал зон газонакопления, на востоке синеклизы — Западно-Датский, на западе ареал зон нефтенакопления Восточного Мидленда, на юге ареал газонакопления свода Кливер-Бенк и ареалы зон Западно-Нидерландской впадины. Помимо этого в Северном море открыто несколько отдельных нефтяных и газовых месторождений

Северный ареал зон нефтегазонакопления расположен восточнее Шетландских островов (британский и норвежский секторы Северного моря) в пределах Восточно-Шетландского поднятия и прилегающей части грабена Вайкинг.

Месторождения приурочены к эрозионным выступам, сложенным юрскими породами, несогласно перекрытыми меловыми и кайнозой­скими отложениями. Продуктивны песчаники средней юры, реже верх­ней и нижней. На наиболее крупных нефтяных месторождениях ареала Статьфьорд (извлекаемые запасы нефти 472 млн. т) и Брент (260 млн. т нефти, 85 млрд. м³ газа) стратиграфически и тектонически экраниро­ванные залежи нефти и газа приурочены к взброшенным и эродирован­ным блок-моноклиналям. Структуры месторождений вытянуты в мери­диональном направлении и достаточно четко группируются в короткие зоны нефтегазонакопления (Статьфьорд-Брент, Тистл-Данлин, Хаттон-Ниниан-Элвин и др.). В Северном ареале зон нефтегазонакопления вы­явлено свыше 15 месторождений нефти.

Центральносевероморский ареал зон нефтегазонакопления распо­ложен на месте Центрального грабена в наиболее прогнутой по кай­нозойским отложениям зоне синеклизы. Ареал вытянут в северо-запад­ном направлении и содержит свыше 20 месторождений преимущественно нефти. В крайней северо-западной части ареала залежи нефти при­урочены к песчаникам юрского возраста (месторождения Клеймор, Пайпер, Эндрью), юго-восточнее продуктивны песчаники палеоценового возраста (месторождения Фортис, Монтроз). На юго-восточном окон­чании ареала залежи нефти заключены на западе (месторождения Ок, Арджилл) в карбонатных породах верхней перми и в песчаниках нижней перми, на востоке — в известняках датского яруса верхнего мела (месторождения Экофиск, Элдфиск, Эдда и др.).

Структуры месторождений ареала представлены хорошо выражен­ными поднятиями, иногда горстоподобной формы.

Месторождения довольно хорошо объединяются в короткие антиклинальные зоны нефтегазонакопления (Фортис-Монтрозская, Эдда- Элдфискская, Тортфельтская, Экофискская и др.). К наиболее крупным в ареале относятся месторождения нефти Фортис, Экофиск, Пайпер.

Восточно-Английский (Соул-Пит) ареал зон газонакопления расположен на месте западной части Англо-Голландской впадины и прогиба Соул-Пит. Крайняя северо-западная часть ареала расположена на суше (Северо-Восточный Йоркшир).

Рассматриваемый ареал зон газонакопления содержит свыше 20 газовых месторождений с залежами газа в песчаниках нижней перми и нижнего триаса и в доломитах верхней перми на глубине 1900—3500 м. Среди месторождений с нижнепермскими залежами вы­деляется запасами газа месторождение Леман (запасы 330 млрд. м³). Месторождения связаны с короткими пологими поднятиями, выражен­ными только в каменноугольных отложениях и группирующимися в ко­роткие зоны нефтегазонакопления (Икринг-Дьюкс, Вуд-Саутвелл, Каунтон-Кэлхем-Хилс и др.).

Западно-Бергенский (Фриггский) ареал зон газонакопления рас­положен в пределах поднятия Вестланд на широте г. Берген. Ареал состоит из нескольких крупных газовых месторождений (Один, Фригг-Норд-Ист, Фригг-Ист, Фригг, Хаймдал и др.) с залежами газа в пес­чаниках верхнего палеоцена и нижнего эоцена.

Западно-Датский ареал зон нефтегазонакопления находится в датском секторе Северного моря примерно в 200 км западнее Дании на юге Центрального грабена. Нефтегазоносны известняки датского яруса. Залежи нефти и газа вскрыты на глубине 1800—2150 м. В ареа­ле выявлено четыре нефтяных и два газовых месторождения.

Ареал зон газонакопления Кливер-Бенк расположен на месте одно­именного поднятия, где открыто несколько газовых месторождений и получены промышленные притоки газа из более чем 15 скважин.

Гаагский ареал зон нефтегазонакопления расположен на крайнем юго-востоке Западно-Нидерландского грабена. Здесь насчитывается свыше 15 нефтяных месторождений и лишь несколько газовых. Струк­туры месторождений представлены пологими поднятиями, большая часть которых ориентирована в северо-западном направлении. Нефте­носны песчаники нижнего мела (альб, баррем, готерив, валанжин, вельд), средней юры и нижней перми на глубине 1100—2500 м.

Небольшой ареал зон газонакопления Северо-Амстердамский (Брод-Фортинс) также может быть выделен в Нидерландах, севернее Ам­стердама и в прилегающей части Северного моря. Продуктивны ниж­немеловые отложения на суше и триасовые и верхнепермские в море с залежами на глубине до 3210 м.

Нефтегазоносность Северо-Германской впадины охватывает широ­кий стратиграфический интервал. Нефтегазоносны палеогеновые, ме­ловые, юрские, триасовые, пермские и каменноугольные отложения. Отчетливо прослеживается преимущественная приуроченность газовых скоплений к пермским, триасовым, в меньшей степени каменноуголь­ным отложениям, что обусловливает появление во впадине простран­ственной зональности в размещении нефтяных и газовых залежей.

Все месторождения впадины группируются в несколько ареалов зон нефтегазонакопления: Нижнесаксонский, Фриз-Эмский, Помпецкий, Альтмарк, Восточно- и Западно-Гольштейнский, Гифхорн и Ганновер­ский.

Нижнесаксонский ареал антиклинальных зон нефтегазонакопления находится на месте одноименного прогиба и прилегающей с запада части склона Эмсланд. Известные здесь нефтяные, газонефтяные и га­зовые месторождения приурочены к антиклиналям сложного строения, обусловленного обилием продольных и поперечных разрывов, ослож­няющих структуру, и несогласий в залегании, приводящих к смещению сводов на разных структурных этажах.

Нижнесаксонский ареал зон преимущественно нефтеносный. В его пределах выявлено свыше 15 чисто нефтяных месторождений, пять газо­нефтяных и семь газовых. Нефтеносны песчаники валанжинского и вельдского возраста, известняки портландского яруса, песчаники кимериджского и келловейского ярусов и песчаники средней юры. Значительная часть нефтяных месторождений содержит по четыре-пять залежей (на месторождении Дюсте восемь нефтяных и две газовые). Залежи нефти преимущественно стратиграфически и тектонически эк­ранированные. Большая часть месторождений имеет сравнительно не­большие запасы (менее 20 млн. т). Наиболее крупные месторождения – Брамберге (запасы нефти 25 млн. т) и Георгсдорф (20 млн. т). К чи­сто газовым относится месторождение Реден, где в интервале глубин 2100—2500 м выделяются три газовые залежи: в пласте песчаника верхнего карбона, в Главном доломите верхней перми и в пласте песча­ника нижнего триаса.

Газовые залежи в триасовых и пермских отложениях, а нефтяные в мезозойских породах установлены на месторождениях Адорф-Далюм, Эмлихайм, Баренбург, Дюсте и др., а на месторождениях Витингсмоор и Гольденштадт газовые залежи известны и в карбоне. Газ, заключенный в триасовых отложениях месторождения Витингсмоор, содержит 12% сероводорода, а газ месторождения Гольден­штадт — 35% азота.

Фриз-Эмский ареал зон газонакопления расположен на северо- восточном склоне Центральнонидерландского поднятия, между р. Эмс на востоке и Восточно-Фризскими островами с прилегающей к ним частью субаквальной территории на севере. Он содержит свыше 30 га­зовых месторождений, в том числе несколько на Восточно-Фризских островах. Структуры месторождений представлены небольшими пологими поднятиями, в ядре которых находятся соляные подушки. Под­нятия плохо группируются в зоны газонакопления.

На северо-западе ареала зон газоносность поднятий связана с нижнепермскими песчаниками, верхнепермскими карбонатами и песчаниками валанжинского возраста. Юго-западнее (Эмсланд) помимо пермских и нижнетриасовых отложений газоносны также песчаники позднекаменноугольного возраста (месторождения Калле, Ратцель, Вилен и др.). На ряде месторождений продуктивны нижнетриасовые, верхнепермские и каменноугольные отложения (Ратцель, Уэльзен).

На севере Фриз-Эмского ареала зон газонакопления в провинции Гронинген (в 30 км от побережья) находится гигантское по запасам газовое месторождение Гронинген. Оно связано с крупным пологим сводом, в ядре которого залегает соляной массив. Для разреза отло­жений, образующих свод, характерно резкое сокращение (до 200 м) мощности юрских отложений. Газовая залежь заключена в нижне­пермских песчаниках на глубине 2591—3043 м. Запасы газа оцени­ваются в 1,5 трлн. м³. Газ содержит 14% азота. Крупными (запасы свыше 50 млрд. м³) являются также газовые месторождения Гроотхузен и о-ва Амеланд, где газ заключен также в нижнепермских песчаниках.

Ареал зон газонакопления вала Помпецкого заключает свыше 15 газовых месторождений. Газоносны песчаники нижнего триаса и Главный доломит штассфуртской серии верхней перми. Залежи обна­ружены в интервале глубин 2200—4170 м. На месторождении Фарнхорн, расположенном в средней части вала, установлена газоносность каменноугольных отложений. Газовые месторождения вала имеют сравнительно небольшие запасы газа. Наиболее погруженные залежи вскрыты на месторождениях Варденбург (4146—4169 м) и Загермеер-Заге (3600—3900 м). Отдельные залежи в триасе характеризуются высоким содержанием азота в газе (месторождение Апельдорн — 72%, Фисбек — 35%), а в цехштейне — повышенной концентрацией сероводорода (свыше 10% — Кваадмоор, Кирххатен, Штафхорст, Детлинген).

Небольшой ареал зон газонакопления Альтмарк при­урочен к одноименному поднятию. В его пределах известно более 10 газовых месторождений: Вустров, Эбсторф, Банзен, Зальцведель-Паккензи, Рибау, Хайдеберг и др. (Германия). Залежи газа заклю­чены в нижнепермских песчаниках на глубине до 4600 м (Шмарбек), экранируются солью цехштейна. Газ месторождений содержит значи­тельное количество (до 50%) азота.

В целом Фриз-Эмский, Помпецкий и Альтмаркский ареалы зон газонакопления образуют пояс, протягивающийся в средней части Северо-Германской впадины. Для него характерны сокращенные мощ­ности юрских и меловых отложений и повсеместная газоносность пермских и нижнетриасовых отложений.

Восточно- и Западно-Голыитейнский ареалы зон нефтегазонакоп­ления, расположенные в пределах одноименных юрских прогибов, содержат свыше 20 нефтяных месторождений, из которых четыре (Барсфлет, Хайде, Эльсфлет, Фарель) находятся в Западно-Гольштейнском ареале. Все месторождения связаны с соляно­купольными поднятиями или погребенными соляными хребтами, зале­жи преимущественно тектонически экранированные (боковой поверх­ностью соли или сбросами), стратиграфически экранированные и сво­довые надсолевые. Стратиграфически экранированные залежи развиты в связи с выпадением из разреза верхнеюрских отложений и несоглас­ным залеганием нижнемеловых пород на среднеюрских. Последние участвуют в образовании межкупольных синклиналей, в краевых частях которых концентрируется большая часть нефтяных залежей ме­сторождений Шлезвиг-Гольштейна. Соответственно зоны нефтегазонакоплеиия протягиваются вдоль краевых частей синклиналей. Так, на севере Восточно-Гольштейнского ареала зон (Брамштадско-Кильский прогиб) выделяются две зоны нефтегазонакопления: западная, вклю­чающая четыре месторождения (Шведенек, Притц, Варнау, Бооштадт- Плен), и восточная (Киль, Плен-Ост); на севере Западно-Гольштейнского ареала — зона Хайде (Хайде, Барсфлет), расположенная на востоке прогиба Хайде, и т. д.

В пределах обоих ареалов зон нефтегазонакопления основной нефтеносной является среднеюрская толща (мощностью до 600 м), в разрезе которой выделяются три продуктивных пласта песчаников. На некоторых месторождениях нефтеносны также песчаники олиго­цена, эоцена, нижнего мела, известняки верхнего мела, а также Глав­ный доломит цехштейна. Залежи нефти находятся на глубине 1500— 3100 м и отличаются небольшими запасами нефти.

Ареал зон нефтегазонакопления Гифхорн содержит свыше 30 неф­тяных месторождений. Продуктивны песчаники средней юры и валанжина (на 21 месторождении), в меньшей степени песчаники нижней юры, верхнего триаса, верхней юры и редко верхнего мела.

Месторождения нефти связаны с двумя различными структурными формами: весьма сложно построенными соляными куполами и межкупольными пологими поднятиями. К первым приурочены преимущественно тектонические и стратиграфические залежи нефти. Для межкупольных поднятий характерна сильная нарушенность малоамплитудными разрывами, в результате чего структура превращается в систему узких блоков. В этих структурах развиты залежи нефти тектонически, стратиграфически и литологически экранированные (месторождения Лайферде, Меердорф, Ханкенсбютель, Хардессе и др.). Типичная стратиграфически экранированная залежь нефти находится на месторождении Ханкенсбютель, где продуктивные пласты доггера несогласно перекрываются отложениями альбского возраста. Все месторождения нефти ареала Гифхорн имеют небольшие запасы нефти.

Ганноверский (Аллерский) ареал зон нефтегазонакопления при­мыкает с северо-запада к Гифхорнскому и в отношении нефтегазоносности имеет много общего с ним. Здесь также выделяются нефтя­ные месторождения, связанные с резко выраженными соляными ку­полами (месторождения Айльте, Штаймбке и др.) и межкупольными брахиантиклиналями (Зудербрух, Аренайде, Эйструп и др.). Нефте­газоносны песчаники лейаса, доггера, песчаники и известняки мальма и песчаники валанжина на глубине 250—2300 м.

Месторождения (свыше 10) имеют небольшие запасы нефти.

Нефтегазоносность восточной части Центральноевропейского НГБ установлена в пределах Познанской впадины, Среднепольского вала, Балтийской синеклизы и Люблинско-Львовской впадины.

В Познанской впадине нефтегазоносность установлена на Предсудетской моноклинали, на северо-западном погружении Предсудетского блока и на Поморском поднятии (северо-запад Среднепольского вала).

На Предсудетской моноклинали выделяются два ареала зон газо- накопления: Северный и Южный. В Северном ареале зон, расположен­ном в пределах глубин залегания фундамента 3—8 км, выявлено 16 газовых месторождений (Храплево, Рокетница, Косьцян и др.) и одно нефтегазовое Бук. В Южном ареале зон, расположенном в пре­делах глубин залегания фундамента 1—2,5 км, открыто около 30 газо­вых месторождений (Заленче, Воженцин, Бжостово, Добжень и др.), в том числе девять конденсатногазовых (Бабимост, Жаково, Анто­нин и др.) и два нефтегазовых (Лелехув, Ксендж-Сленск).

На северо-западном погружении Предсудетского блока располага­ется Бессковско-Жарский вал, протягивающийся до Берлина. На валу и в примыкающих прогибах располагается небольшой ареал пре­имущественного нефтенакопления. В ареале известно свыше 15 место­рождений, в том числе восемь нефтяных (Рыбаки, Поморско, Тауэр и др.) и семь газовых и газоконденсатных (Люббен, Дребкау и др.).

На Поморском поднятии открыто 13 месторождений, в том числе девять нефтяных и газонефтяных (Гриммен, Райнкенхаген, Лютов и др.) и четыре газовых (Вжосово, Петрыкозы, Вежхов и др.).

Месторождения нефти и газа Познанской впадины приурочены к структурам пяти типов: к локальным поднятиям конседиментационного образования; к структурам облекания на выступах докембрийских образований; к структурам, образование которых обусловлено увеличением мощности соляных пластов цехштейна; к рифовым вы­ступам блокового строения; к структурам, ограниченным разрывами. Структуры месторождений небольшие — площадь их редко превы­шает 10 км², с амплитудой в несколько метров. Продуктивны Глав­ный доломит (серия Штассфурт) верхней перми (месторождения Ры­баки, Поморско, Чеклин и др.), известняки серии Верра (Богдай-Уцехув, Тархалы, Заленче и др.), песчаники нижней перми (Богдай-Уцехув, Тархалы, Заленче, Боженцин и др.). На Поморском поднятии уста­новлена также газоносность нижнего (месторождение Вежхов) и верхнего (Вжосово) карбона.

На ряде газовых месторождений установлено повышенное содержа­ние азота. Так, газ с содержанием азота свыше 75% установлен на месторождениях Сенковице, Чеклин, Конколево.

На юго-востоке Краевого прогиба в Люблинско-Львовской впадине выявлено три газовых месторождения с залежами в девонских песча­никах и известняках (месторождения Комарув, Великие Мосты,) и верхнего карбона (Минковице).

В Балтийской синеклизе на территории России установлена нефтеносность верхне- и среднекембрийских песчаников и верхнеордовикских известняков. Выявлено свыше 25 нефтяных месторождений.