Баренцевоморская газонефтеносная провинция
Расположена в пределах шельфа Баренцева моря западной Арктической части России. Приурочена к эпикаледонской окраинно-континентальной шельфовой плите общей площадью свыше 1,3 млн. км2. С севера она обрамляется протяженной линейно вытянутой системой геоантиклиналей и срединных массивов Гренландско-Карской зоны, на западе и северо-западе Свальбардской антеклизой, включающей поднятия островов Медвежий, Северо-Восточная Земля. На юго-западе провинция ограничена северо-восточным склоном Балтийского щита, на юге системой протяженных ступенчатых сбросов отделяется от Тимано-Печорской синеклизы, а на юго-востоке и востоке Урало-Новоземельской орогенной зоной отделяется от Западно-Сибирской плиты.
В 1982 г. в Баренцевоморской газонефтеносной провинции в триасовых отложениях были открыты Мурманское и Северо-Кильдинское газовые месторождения. Открытие в 1988 г. в центральной части Баренцева моря уникального Штокмановского газоконденсатного месторождения (с запасами около 3 трлн.м3) в этих отложениях положило начало концентрации поисково-разведочных работ на поиски углеводородов в средне-верхнеюрских породах-коллекторах, имеющих более высокие по сравнению с триасовыми емкостные свойства. В этих же отложениях в 1990 г. было открыто крупнейшее Лудловское газовое месторождение.
Осадочный чехол Баренцевоморской провинции залегает на гетерогенном складчатом преимущественно докембрийском фундаменте. Строение и возраст его остаются не вполне ясными. Глубина залегания фундамента изменяется от 3 — 5 км в краевых частях провинции до 16 — 18 км в центральной части.
В Баренцевом море породы фундамента исследованы в основном в бортовых частях впадин, где они выходят на поверхность. Он представлен в основном архейско-протерозойскими кристаллическими породами.
Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция.
Расположена в юго-западной части Восточно-Европейской платформы и занимает территорию северной и восточной Украины и южной части Белоруссии. Общая площадь провинции 100 тыс. км2.
В тектоническом отношении провинция приурочена к Припятско-Днепровско-Донецкому авлакогену — крупной отрицательной структуре на западе Восточно-Европейской платформы, протягивающейся на 1200 км при ширине 100—180 км, и находится между Белорусско-Мазурской и Воронежской антеклизами на севере, Украинским щитом на юге, от которых отделен краевыми сбросами.
В Днепровско-Припятской провинции выделяются четыре крупных тектонических элемента: Припятская впадина, Черниговско-Брагинский выступ, Днепровский грабен и Преддонецкий передовой прогиб.
Фундамент сложен метаморфическими породами архея и нижнего протерозоя. Максимальная глубина его залегания до 10 — 12 км. Максимальная мощность палеозоя (девон-пермь) достигает 9 км, мезозоя 1,3 км, кайнозоя 0,6 км. Наиболее крупные перерывы в осадконакоплении, сопровождаемые несогласиями, приходятся на границы девона и карбона, палеозоя и мезозоя, мезозоя и кайнозоя. Доля морских отложений в разрезе составляет 60, карбонатных — 30%.
В формировании осадочного чехла Припятско-Днепровско-Донецкого авлакогена значительную роль играли продольные разломы, а также девонская и пермская соленосные толщи. Сложное блоковое строение фундамента в сочетании с соляной тектоникой обусловило формирование в разрезе осадочного чехла специфических структурных форм и привело к несовпадению структурных поверхностей отдельных стратиграфических комплексов. Широкое распространение имеют локальные структуры, в основном блоковой и солянокупольной природы. Соляной тектогенез способствовал образованию соляных куполов и грибообразных соляных штоков.
Общий объем осадочного выполнения 0,8 млн. км3.
В Припятском прогибе выделяют Северную, Центральную и Южную структурно-тектонические зоны.
В 1950 г. были открыты Радченковское газонефтяное и крупное Шебелинское газоконденсатное месторождения. В последующем в провинции было открыто свыше 200 месторождений. Нефтяные месторождения мелкие и средние. Наиболее значительными являются Шебелинское, Западно-Крестищенское, Речицкое, Осташковичское, Монастырищенское, Леляковское, Глинско-Розбышевское и др. Запасы провинции умеренные и сосредоточены в основном в палеозое. С глубинами менее 3 км связано 33% запасов; 3 - 5 км - 57%; глубже 5 км - 10%.
В пределах провинции выделяются две НГО — Припятская нефтеносная, Днепровско-Донецкая газонефтеносная.
Енисейско-Анабарская НГП
Провинция охватывает северные районы Красноярского края и Якутской АССР, примерно соответствуя междуречью Енисея и Лены. Эта территория располагается за Полярным кругом и по климатическим условиям входит в арктическую зону тундры.
Енисейско -Анабарская газонефтеносная провинция (ГНП) В тектоническом отношении провинция приурочена к Енисейско-Хатангскому (на западе) и Лено-Анабарскому (на востоке) мегапро-гибам, которые протягиваются в субширотном направлении между Таймырским мегантиклинорием, Тунгусской синеклизой и Анабарс-кой антеклизой. Фундамент неоднородный: от древнего архейского в Хатангской седловине, до байкальского на большей части территории, верхнепермско - нижнетриасового вдоль Таймырского мегантиклинория. Осадочный чехол сложен породами от рифея, до мезозоя, его мощность 8-14 км в центральных частях впадин и 5-6 км по бортам. На долю терригенных мезозойских образований приходится 60% разреза –7,9 км (от мощности отложений Енисейско -Хатангского прогиба).
В разрезе осадочных отложений выделяются три структурных этажа: протерозойско-кембрийский карбонатный, палеозойский карбонатно-соленосно-терригенный и мезозойский терригенный. Отличительной чертой разреза прогибов является наличие нижнедевонской соленосной толщи. Значительная по площади солянокупольная область установлена в низовье Хатанги. Здесь насчитывается свыше 100 соляных куполов с различной глубиной залегания соли. В некоторых из них отмечается прорыв солью всех вышележащих пород и выход ее на поверхность.
В составе Енисейско -Анабарской ГНП выделены: Енисейско-Хатангская ГО, Лено-Анабарская НГО, Анабарско-Хатангская ПГНО.
Поиски нефти и газа в провинции были начаты еще в 30-е годы. Однако за исключением открытия мелких малодебитных (1-12 т/сут) местоскоплений нефти, разведанных в восточной части провинции (район Нордвика), других доказательств промышленной нефтегазоносности этой территории долгое время не было. Первое газонефтяное месторождение Южно – Тигинское – открыто в 1948 году в нижнепермских отложениях. В 60 -е годы прошлого столетия были выявлены газовые и газоконденсатные месторождения: Нижнехетское (1965г.), Зимнее и Мессояхское (1966 г.), Джангодское (1967 г.) и др., а в 1975-1976 г.г. Балахнинское и Дерябинское. На их базе действует самый заполярный в мире газопровод, обеспечивающий газом Норильск.
Всего в пределах провинции учтено 14 месторождений, в составе которых 35 залежей УВ. Промышленная нефтеносность приурочена к отложениям верхней перми, юры и нижнего мела.
Месторождения связаны с куполовидными поднятиями и брахиантиклиналями. В Хатангской седловине многие локальные структуры являются соляными куполами, преобладает антиклинальный тип ловушек, на Южно-Таймырской моноклинали развиты литологические экранированные залежи (Дерябинское и Хабейское месторождения).
Закавказская НГП
Провинция располагается в основном на территории Азербайджана и частично на территории Грузии, шельфа Черного и Каспийского моря.
Промышленная добыча нефти в Азербайджане имеет более чем 125-летнюю историю. Колодезная ее добыча здесь велась еще в древности.
Современный период освоения Каспия связан с изучением нефтегазоносности глубоководных структур. За весь период разработки местоскоплений Азербайджана из его недр добыто более 1 млрд. т нефти. В настоящее время основная добыча нефти и газа в республике ведется на морских промыслах.
Нефтегазоносные области провинции приурочены к склонам и периклинальным окончаниям мегантиклинориев Большого и Малого Кавказа, к разделяющему их межгорному Закавказскому прогибу и к тектоническим структурам Южно-Каспийской синеклизы. В строении провинции принимают участие как осадочные, так и магматические метаморфические породы от докембрийского до современного возраста. По составу, метаморфизированности и ислоцированности они подразделяются на три комплекса: Байкальский Герцинский Альпийский
По особенностям геологического строения, характеру и стратиграфическому диапазону нефтегазоносности на территории Азербайджана выделяется ряд нефтегазоносных областей:
Апшеронская нефтегазоносная область в тектоническом отношении соответствует юго-восточному погружению мегантиклинория Большого Кавказа, территориально охватывая Апшеронский полуостров и одноименный архипелаг Каспия. Складки имеют сложное строение: в верхних слоях они пологие, рассеченные многочисленными сбросами, на глубине — крутые, нарушенные взбросами и надвигами, с которыми связаны широко распространенные здесь грязевые вулканы и явления диапиризма. Залежи нефти и газа Апшеронской области расположены главным образом в продуктивной толще неогена мощностью 2,5—3 км. Коллекторами нефти и газа в ее разрезе служат хорошо отсортированные кварцевые пески с высокими значениями пористости и проницаемости. Залежи сводовые, тектонически и литологически экранированные.
Кобыстано-Демахинская нефтегазоносная область приурочена к крупной депрессии, расположенной к югу от мегантиклинория Большого Кавказа и выполненной в основном глинистыми образованиями палеогена и миоцена значительной мощности (до 4000 м). Она характеризуется большой плотностью развития локальных структур (более 150 структур).
Кировабадская нефтеносная область охватывает значительную территорию юго-западного борта Предмалокавказского прогиба, в котором выделяется ряд крупных пологих складок, осложненных продольными и поперечными нарушениями. Залежи, приуроченные к песчаникам эоцена и олигоцена — миоцена, сводовые, тектонически и литологически ограниченные.
Талыш-Вандамская нефтегазоносная область располагается на западном склоне одноименного выступа, который отделяет Предмало-кавказский прогиб от Нижнекуринского. В последние годы установлена региональная нефтеносность эоценовых отложений района междуречья Куры и Иори.
