Реферат по предмету "Геология"


Нефтегазоносные бассейны краевых частей платформ

СОДЕРЖАНИЕ
1. Понятие о нефтегазоносных бассейнах и зонах нефтегазонакопления. 2. Различия в условиях нефтегазонакопления в платформенных и геосинклинальных условиях и основные типы нефтегазоносных бассейнов. 3. Нефтегазоносные бассейны краевых частей платформ.









































1. ПОНЯТИЕ О НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНАХ И ЗОНАХ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ Совершенно неоспоримым является вывод, что накопление органического вещества в осадке очень широко распространено в природе и всегда сопутствует в большей или меньшей мере про­цессу осадконакопления — седиментации. Пути преобразования органического вещества в горючие ископаемые непосредственно связаны с условиями преобразования осадка в горную породу, тектонической жизнью и палеогеографией крупных областей по­гружения земной коры. Скопления нефти и газа земной коре располагаются груп­пами - зонами, закономерно связанными либо с платформенными впадинами, либо с межгорными и предгорными прогибами. Законо­мерности в распространении этих зон накопления и сохранения залежей нефти и газа можно выявить лишь при изучении геологи­ческой истории формирования рассматриваемой области погруже­нии земной коры. Зонами нефте-газонакопления называются крупные структурные элементы, с которыми законо­мерно связаны группы залежей нефти и газа, составляющие место­рождения; закономерности образования групп залежей нефти и газа в пределах зоны нефте-газонакопления связаны с условиями образования ловушек. Группирование ловушек в пределах зоны нефте-газонакопления может быть обусловлено антиклинальными изгибами, осложняющими крупный структурный элемент, выкли­ниванием или несогласным перекрытием нефте-газоносных толщ. Таким образом, зона нефте-газонакопления наиболее тесно связана с тектонической жизнью участка земной коры. Образование зон нефте-газонакопления происходит в процессе формирования струк­туры земной коры, приводящем к возникновению антиклинальных складок, региональному выклиниванию отдельных толщ и регио­нальным несогласиям. Возникновение, разрушение и сохранение скоплений нефти и газа тесно связаны с геологической жизнью зоны нефте-газонакопления. При изучении условий образования залежей нефти и газа в мощ­ных толщах пород необходимо прежде всего рассмотреть соотно­шение ныне существующей зоны нефте-газонакопления с ранее существовавшими седиментационными прогибами. Под седиментационным прогибом пони­мается замкнутая область накопления осадков в водном бассейне. Одна общая поверхность (зеркало) водного бассейна может покрывать один или несколько седиментационных прогибов. В пределах водного бассейна седиментационные прогибы представляют собой впадины с прогибаю­щимся дном, являющиеся областями наибольшего накопления осадков в бассейне, иногда отделенные друг от друга подводными барьерами. Для каждого такого прогиба необходимо установить законо­мерности распространения рассеянных органических веществ в илистых — пелитовых породах, образующих мощные толщи. Можно предполагать направленное перемещение углеводородных соединений от областей прогиба, характеризующихся наибольшей мощностью осадков, к его краям. В настоящее время российские геологи изучают закономерности распространения рассеянных органических веществ в мощных толщах пелитовых пород, кото­рые могут рассматриваться в качестве нефтематеринских формаций. Первые же обобщения имеющихся мате­риалов показывают наличие закономерностей, подтверждающих региональность и направленность процессов битумообразования. Формирование отложений в каждом седиментационном прогибе определяет направление процессов накопления, перемещения и преобразования органических веществ, рассеянных в пелитовых породах. Условия формирования каждого седиментационного про­гиба, а следовательно, история осадконакопления слагающих его толщ осадочных пород могут быть изучены путем составления карт фаций и равных мощностей для каждой крупной формации. Изучение закономерностей в изменении мощностей нефтематеринских формации и покрывающих толщ пород дает возможность наметить примерное направление процессов миграции подвижных органических веществ. Каждый седиментационный прогиб обычно является составной частью более крупной области погружения земной коры. Очертания седиментационных прогибов и положение осевой части наиболь­шего прогибания их дна испытывают существенные изменения в связи с крупными волнообразно-колебатель­ными движениями земной коры, приводящими к изменению положения и соотношения между крупными областями прогибания и подъема земной коры. Эти изменения меньше отражаются на платформенных седиментационных прогибах и значительно больше на геосинклинальных. В геосинклинальных условиях в наиболее прогнутых осевых частях прогибов, прилегающих к горным сооружениям, осадконакопление сопровождается складчатостью. В процессе горообра­зования складки, заполняющие прогибы, наращивают сооруже­ния, образуя краевые складчатые зоны. Каждый этап горообразо­вания и наращивания горного сооружения сопровождается соответственно перемещением областей наибольшего погружения. Следовательно, каждый этап горообразования несет с собой корен­ное изменение условий миграции углеводородных веществ и гидрогеологической обстановки питания и разгрузки водных масс, на­сыщающих природные резервуары. Из сказанного следует, что, изучая закономер­ности в распространении зон нефте-газонакопления в той или иной современной крупной области прогибания земной коры, необходимо восстанавливать историю гео­логического развития и преобразования седиментационных прогибов, существо­вавших на данном участке земной коры. Исторический подход к разбираемой проблеме побудил в свое время И. О. Брода предложить генетическое толкование термина нефтегазоносная провинция. Под нефте­газоносной провинцией предлагалось понимать участок земной коры, представ­лявший собой в течение длительного геоло­гического времени единый седиментационный бассейн, характеризовавшийся общ­ностью условий битумообразования и региональных процессов нефте-газонакопления. Нефтегазоносные провинции выделялись по страти­графическому признаку. Выделение таких единиц в современной структуре земной коры зачастую оказывается очень трудным, а стратиграфическое положение границ провинций неопределен­ным.
Следует отметить, что в термин нефтегазоносная провинция различные авторы вкладывают разный смысл. Так, например, Н. Ю. Успенская в своей работе «Некоторые за­кономерности нефте-газонакопления на платформах» приводит такое определение: «Нефтегазоносной про­винцией называется крупная территория распространения нефтя­ных и газовых скоплений, связанная единством геологического строения и геологической истории, которая характеризуется единообразными фациями и типами структур, контролирующих битумообразование и нефтенакопление». Исходя из такого опреде­ления, Н.Ю. Успенская рассматривает в качестве нефте-газоносных провинций в одних случаях различного возраста впадины, в других — крупные сводовые поднятия, в третьих — группы поднятий на склоне крупных сооружений и т. д. Учитывая край­нюю неопределенность этого термина, применяемого и понимае­мого по-разному различными авторами, в том числе и американскими геологами, следует вообще от него отказаться. При райони­ровании крупных территорий рекомендуется пользоваться поня­тием о нефтегазоносных бассейнах.
Под нефтегазоносными бассейнами по­нимают области крупного и длительного погружения в современной структуре зем­ной коры, с которыми связаны многочи­сленные зоны нефтегазонакопления и пи­тающие их нефтесборные площади. Термин «нефтегазоносный» бассейн не является синонимом термина «нефтегазоносная провинция». Он не отвечает понятию о провин­ции как едином седиментационном бассейне. При анализе закономерностей распределения известных и воз­можных зон нефтегазонакопления, выделяемых в нефтегазоносных бассейнах, рассматривается соотношение этих зон в связи с современной структурой земной коры, с учетом геологических изменений, пережитых данным участком земной коры. Многие нефтегазоносные бассейны, образовавшиеся в ранние геологические эпохи, продолжают жить и теперь, сохраняя основ­ные черты своего строения. Некоторые области погружения земной коры, рассматриваемые в качестве нефтегазоносных бассейнов, полностью изменились не только в своих очертаниях, но и по структурным формам толщ пород, образовавшихся в них в период седи­ментации. До настоящего времени нефтегазоносные бассейны, возникшие в палеозойской эре, сохранились лишь на платформах с докембрийским фундаментом, а также и предгорных и межгорных впадинах областей погружения палеозойских складчатых сооружений. Если накопление органического вещества в осадке и пути его преобразования в битумы тесно связаны с условиями седиментации и диагенеза, то формирование и разрушение залежей нефти и газа более всего связано с тектоническими процессами. Региональ­ная миграция углеводородов, их дифференциация, акку­муляция и перераспределение могут происходить на протяжении всего существования нефтегазоносного бассейна. На разных эта­пах его развития те или иные из перечисленных процессов могут иметь преобладающее значение: усиливаться или ослабевать в зависимости от геологических условий формирования нефтегазоносного бассейна. Связанное с этими процессами образование залежей нефти и газа не может происходить равномерно в нефтегазоносном бассейне. В структуре нефтегазоносного бассейна выделяются отдельные депрессии и приподнятые участки. С приподнятыми участками оказываются связанными зоны нефтегазонакопления самого различного типа. Современные прогибы, примыкающие к зонам нефтегазонакопления, следует рассматривать как их нефтесборные пло­щади. Понятие о нефтесборных площадях введено в геологию нефти академиком И. М. Губкиным. В своей работе «О генезисе нефтяных месторождений Северного Кавказа» И. М. Губкин в качестве примеров нефтесборных площадей приводит Притерскую, Алхан-Чуртскую и Сунженскую депрессии. Таким образом, нефтегазоносные бассейны в их современной структуре включают в себя зоны нефтегазонакопления и нефтегазосборные площади. Общие условия для образования ряда залежей нефти и газа создаются для каждой зоны нефтегазонакопления единством усло­вий возникновения ловушек и условий внутрирезервуарной мигра­ции. При этом основное значение имеют структурные формы. Внутрирезервуарная миграция, благодаря которой в основном происходит формирование залежей, возможна лишь при наклонном положении пластов. Если крупный структурный изгиб слоев развивается в процессе нескольких этапов осадконакопления, то он может служить зоной нефте-газонакопления для ряда нефтематеринских формаций. Зоны нефте-газонакопления могут возникнуть в связи с любой полосой антиклинальных поднятий (типа Жигулевской зоны под­нятий на Русской платформе или Терского антиклинория в Пред­кавказье), со структурной террасой большой протяженности или просто с моноклинальным залеганием пород. Но образование каж­дой залежи в зонах нефтегазонакопления может произойти лишь при наличии ловушек. Возникновение ловушек в свою очередь связано с условиями формирования структурного подъема. Круп­ный структурный подъем может быть усложнен серией более мел­ких структурных поднятий, в связи с которыми и образуются ловушки. В пределах структурного подъема могут происходить резкие литологические изменения и стратиграфические несогласия, приводящие к образованию ловушек. Последнее особенно важно при моноклинальном залегании пород, так как в этом случае ло­вушки образуются главным образом благодаря резким литологическим изменениям или при несогласном перекрытии коллекторов слабо проницаемыми породами. Зоны нефтегазонакопления генетически связаны с изменением, палеогеографии бассейна и его тектоническим развитием. Палео­география бассейнов, условия накопления осадков в них значи­тельно отличаются друг от друга в платформенных и геосинкли­нальных областях. Также различны в этих областях проявления тектонических процессов, условия миграции подвижных веществ и условия формирования залежей нефти и газа. Следовательно, и зоны нефте-газонакопления в этих усло­виях должны иметь свои отличительные черты. В складчатых областях зоны нефтегазонакопления, как пра­вило, вытянуты линейно, параллельно основному простиранию складчатости либо под некоторым углом к нему в виде кулис. В платформенных же провинциях зоны нефтегазонакопления не имеют столь ясно выраженной ориентированности. Некоторая закономерная связь с очертаниями впадин наблюдается лишь для зон, вытянутых вдоль бортов платформенных нефтегазоносных бассейнов, в частности вдоль границ центральных и краевых обла­стей платформ.
2. РАЗЛИЧИЯ В УСЛОВИЯХ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ
В ПЛАТФОРМЕННЫХ И ГЕОСИНКЛИНАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ
И ОСНОВНЫЕ ТИПЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ Рассматривая геологическую обстановку формирования нефте­газоносных бассейнов, необходимо разобрать принципиальные отличия процессов образования и разрушения скоплений нефти или газа в геосинклинальных и платформенных условиях. Различ­ная обстановка седиментации в платформенных и геосинклиналь­ных прогибах вызывает и различия в условиях накопления и пре­образования органических веществ, захороненных в осадках. В геосинклинальном седиментационном прогибе захоронение органического вещества в осадках про­исходит при интенсивном накоплении мощных толщ отложений с преобладанием терригенных компонентов. Наоборот, в эпиконтинентальных бассейнах платформенного типа захоронение исходного органического материала происходит при относительно медленном накоплении осадка и при образования менее мощных толщ отложений в седиментационных прогибах. В платформенных отложе­ниях существенную роль играют карбонатные образования. По мощности и скорости накопления осадков к геосинклинальным условиям приближаются только седиментационные прогибы, свя­занные с краевыми частями платформы, втянутыми в глубокие погружения.
Колебания базиса эрозии и дна прогиба в платформенных усло­виях происходят медленно. Однотипные фации охватывают обширные площади и изменяются медленно в пространстве и во времени. В то же время геосинклинальные бассейны характеризуются ча­стыми и резкими колебаниями базиса эрозия и дна прогиба. Смена фаций, а следовательно, и условий преобразования органических остатков в битумы в пространстве и времени значительно более частая и резкая, чем па платформе.
В платформенных условиях происходит медлен­ное и спокойное обособление отдельных седиментационных проги­бов, являющихся областями захоронения и преобразования органического вещества. Области опусканий и подъемов чаще, чем в геосинклиналях, оказываются унаследованными от предыдущих геологических эпох. В геосинклинальных условиях наблюдается почти непрерывное перемещение областей наибольшего прогиба­ния и даже изменение общего направления колебательных движе­ний. Характерно расчленение геосинклинальной области погруже­ния на частные, линейно вытянутые, иногда очень глубокие про­гибы, разделенные крупными поднятиями. В осадках геосинклинальных прогибов температура и давление могут достигать значительно больших величин, чем в платформен­ных прогибах. Повышение давления и температуры находится в прямой зависимости от мощности накапливающихся отложений и глубины их погружения. Рассматривая повышение температуры и давления в качестве фактора, ускоряющего течение процесса преобразования органического вещества в битумы, следует признать для геосинклинальных условий возможность завершения этого процесса за более краткий по сравнению с платформенными усло­виями промежуток геологического времени. Области погружения, связанные с краевыми частями платформы, приближаются и по этому признаку к геосинклинальным условиям. По мере увеличения мощности отложений возрастает статиче­ская нагрузка. В геосинклинальных областях статическая нагрузка гораздо значительнее, чем в платформенных, что определяет воз­можность перемещения подвижных веществ на большие расстояния и в больших масштабах, чем в бассейнах, связанных с централь­ными частями платформ. Энергичные тектонические процессы в геосинклинальных обла­стях ведут к образованию складчатости. Возникшие при этом дина­мические усилия дополнительно уплотняют породы, а также вы­зывают большое развитие трещиноватости и появление зияющих разломов. Все эти явления способствуют усилению миграционных процессов, Тектонические изменения в платформенных бассейнах обусло­влены спокойными и сравнительно незначительными по амплитуде колебаниями глыб фундамента и плавным волнообразным переме­щением областей наибольшего регионального подъема и погруже­ния земной коры. Трещиноватость пород развита в значительно меньших масштабах по сравнению с геосинклинальными областями. Крупные разломы в центральных частях платформ встре­чаются чрезвычайно редко. Роль динамического давления как фак­тора, усиливающего миграцию, ничтожна. Только в краевых ча­стях платформ в связи с образованием иногда крупных разломов и при развитии соляной тектоники наблюдается обстановка, благо­приятная для широкого развития миграционных процессов. Геосинклинальный тектонический режим сопровождается то глубоким погружением, то значительным подъемом отдельных участков земной коры. Изменяющиеся при этом температура и да­вление создают возможность для неоднократного перехода подвиж­ных веществ в породах из одной фазы в другую. Возможен переход подвижных веществ из жидкой фазы в газообразную с последую­щим возвращением в жидкую фазу и наоборот. Не исключен пере­ход из жидкой фазы в твердую и затем (частично) обратный процесс. Подобные многократные перемены физического состояния подвиж­ных веществ, в том числе и углеводородных соединений, не могут не отразиться и на их конечном химическом составе. В централь­ных частях платформы многократный переход подвижных веществ из одной фазы в другую мало вероятен. Большая часть пород, подвергшихся в результате складкообра­зования высоким давлениям, лишается пластичности. При наличии скоплений нефти и газа этот процесс должен сопровождаться интенсивным перемещением и рассеиванием жидких и газообраз­ных углеводородов. Метаморфизация пород ведет к глубокому пре­образованию не только жидких, но и наиболее устойчивых, твер­дых углеводородных соединений. Подобный процесс мало вероятен в платформенных условиях. В процессе геосинклинального диастрофизма возникают много­численные нарушения сплошности пород самого различного мас­штаба, облегчающие внерезервуарную миграцию сквозь мощные толщи пород. Вперезервуарная миграция в толще пород, сформи­ровавшихся в платформенных условиях, гораздо более затруднена и имеет в основном молекулярный характер. Различие геосинклинальных и платформенных условий сказы­вается в значительной мере и на перемещении подвижных веществ внутри природных резервуаров. В основном здесь происходит циркуляция вод, насыщающих резервуары на всем их протяжении. Влияние гидравлического фактора на перемещение подвижных углеводородов зависит от разницы в гипсометрических отметках областей питания и областей разгрузки. В горных местностях гидравлический фактор имеет несравненно большее значение, чем в равнинных — платформенных областях. Передвижение воды спо­собствует внутрирезервуарной миграции нефти и газа и часто при­водит к выносу нефти и газа из слабо выраженных ловушек к нако­плению их в новых ловушках, т. е. ведет к перераспределению нефти и газа внутри природных резервуаров, распространенных на большой площади. Скопления нефти разрушаются быстрее газовых. Газ не только легче удерживается в ловушке в силу большей разницы в удельном весе между ним и водой, по и способен переме­щаться в направлении, обратном направлению стока воды. В плат­форменных областях гидравлический фактор, несмотря на свою меньшую величину, играет все же существенную роль в перемеще­нии нефти и газа по пластам с хорошими коллекторскими свойст­вами. Однако малый напор воды и малая скорость движения позво­ляют образоваться залежам даже в очень слабо выраженных ло­вушках. В более резко выраженных ловушках (в платформенных условиях) возможно образование относительно застойных зон. При отсутствии практически заметного движения вод застойные зоны весьма благоприятны для развития биохимических процес­сов, приводящих к разрушению залежей. В процессе внутрирезервуарной миграции происходит диффе­ренциация подвижных веществ под влиянием гравитационного фактора, т. е. разделение подвижных веществ по их удельным ве­сам. В геосинклинальных областях, характеризующихся резко выраженными изгибами пород, значительные углы наклона коллекторских пластов определяют величину гравитационных сил. В плат­форменных же областях, характеризующихся чрезвычайно малыми наклонами пород, гравитационные силы могут иметь существенное значение для перемещения углеводородов по восстанию пластов в газовой фазе. Силы сопротивления перемещению нефти (поверх­ностное натяжение, вязкость и т. п.) сильно ограничивают на плат­формах масштаб внутрирезервуарной миграции, происходящей под влиянием гравитационного фактора, весьма незначительного в слабо наклоненных коллекторских пластах. Отсюда следует, что гидравлический и гравитационный факторы, определяющие вели­чину и масштаб внутрирезервуарной миграции и дифференциации, играют в геосинклинальных условиях несравненно большую роль, чем в платформенных нефтегазоносных бассейнах.
Разрушение залежей в горных областях происходит в резуль­тате энергичного проявления геологических процессов, связанных со складкообразованием, магматизмом и крупными глыбовыми перемещениями, сопровождающимися метаморфизмом и энергич­ной денудацией, а также под действием гидравлического фактора. В платформенных областях разрушение залежей происходит зна­чительно слабее, в основном под действием гео-биохимических про­цессов и вследствие денудации, как правило, не столь резкой, как в горных областях. Поэтому большинство известных естествен­ных нефтегазопроявлений на поверхности приурочено к горным областям.
Сохранение залежей нефти и газа в геоантиклинальных зонах геосинклинальных областей исключено вследствие максимального проявления в них всех указанных факторов разрушения залежей. Таким образом, в горных сооружениях основные запасы нефти и газа оказываются связанными с их периферическими частями, сложенными более молодыми отложениями. В периферических зонах условия сохранения залежей более благоприятны, чем в цен­тральных частях этих же сооружений. Помимо того, благоприятны для сохранения залежей и межгорные впадины. В этих областях, хотя и расположенных во внутренних частях геосинклиналей, действие факторов разрушения ослаблено. Образование залежей в платформенных нефте­газоносных бассейнах зависят от общих условий, благоприятствующих битумообразованию и возникновению лову­шек, обеспеченных достаточно мощной и непроницаемой покрыш­кой. В центральных частях Русской и Северо-Американской плат­форм такие условия имеются лишь для палеозойских отложений; на периферии тех же платформ эти условия распространяются на мезозойские и отчасти на третичные отложения. По условиям битумообразования и нефтегазонакопления области погружения земной коры на платформах и в геосинклина­лях резко отличаются друг от друга. По условиям битумообразования, формирования и разрушения скоплений нефти и газа все нефтегазоносные бассейны можно разделить на четыре группы: 1) Нефтегазоносные бассейны, приуроченные к внутриплатформенным областям прогибания земной коры; 2) Нефтегазоносные бассейны, связанные с краевыми частями платформ, втянутыми в глубокое погружение; 3) Нефтегазоносные бассейны, приуроченные к впадинам древ­них глыбовых гор; 4) Нефтегазоносные бассейны, связанные с впадинами молодых горных сооружений.
3. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ КРАЕВЫХ ЧАСТЕЙ ПЛАТФОРМ Нефтегазоносные бассейны краевых ча­стей платформ представляют собой части платформ, втя­нутые в глубокое погружение в связи с образованием предгорных прогибов молодых складчатых горных сооружений. В связи с глубоким погружением крупные элементы складча­того фундамента нередко оказываются погребенными на большой глубине и, будучи перекрытыми молодыми отложениями, никак не проявляются ни в структуре отложений, заполняющих бассейн, ни в современном рельефе. В качестве типичного примера такого нефтегазоносного бас­сейна можно привести область глубокого погружения земной коры на юго-восточной окраине Русской платформы. Эта террито­рия, именуемая Северо-Каспийской впадиной (см. рис. 1), построена очень сложно и не может быть отчетливо ограничена со всех сторон. Рис. 1. Основные структурные элементы Северо-Каспийского бассейна и его обрамления (И. О. Брод и А. Г. Злизина, 1951). а — складчатые сооружения на поверхности; б — срезанные до корней складчатые сооружения; в — предполагаемое продолжение сооружений; г — основные прогибы; д — зоны поднятий и структурных террас на склонах бассейна; е — флексуры; I — Ураль­ское сооружение; II — Уфимское поднятие и его погруженные продолжения; III — Ман­гышлак; IV — Туаркыр; V — Узени-Ичкинский кряж; VI — Воронежский свод; VII — Донбасс; VIII — Азово-Подольский массив; 1 — Узени-Иргизская впадина; 2 — Хобдинско-Аралсорская впадина; 3 — Моршанско-Баландинская впадина; 4 — Днепровско-Донецкая впадина. Она (впадина) объединяет в связи с глу­бочайшим погружением земной коры прилегающие к ней разно­возрастные по времени образования, крупные структурные подня­тия и прогибы. Так, с севера и северо-запада склоны Северо-Каспий­ского нефтегазоносного бассейна ограничены Центральным сво­дом Русской платформы, где непосредственно на докембрийском фундаменте залегают девонские отложения, покрываемые каменно­угольными и пермскими отложениями. С северо-востока в этот бас­сейн погружается зона Рязаново-Охлебининских поднятий, про­должение которой намечается в области южных отрогов Общего Сырта в виде сильно сглаженного Узени-Ичкинского кряжа. К северу от этого кряжа располагается Узени-Иргизская мульда, заполненная не только палеозойскими, но и мезозойскими отложе­ниями. Очень большой мощности мезозойские отложения дости­гают в Хобдинско-Аралсорской впадине, расположенной к югу от Узени-Ичкинского кряжа, где они покрываются третичными отложениями. С запада в Северо-Каспийскую впадину погружается Воронежское сводовое поднятие. Моршанско-Баландинский про­гиб, отделяющий Воронежский свод от Центрального свода Рус­ской платформы, открывается в Узени-Иргизскую мульду. Днепровско-Донецкий прогиб, отделяющий Воронежский свод от Азово-Подольского массива, переходит в восточном направлении в Преддонецкий прогиб, открывающийся еще восточнее через узкое горло Сталинградского пролива в Хобдинско-Аралсорскую впадину. Последняя с востока ограничена западным склоном Урала, а с юга его погребенным продолжением (см. рис. 1). Благодаря очень большому молодому меридиональному погружению, в центре которого расположено Каспийское море, все широтные структур­ные элементы, даже такие крупные, как Уральское и Мангышлакское сооружения, оказались погребенными. Огромное погружение привело к тому, что южное ограничение Северо-Каспийского нефте­газоносного бассейна выражено неотчетливо и он почти сливается со Средне-каспийским бассейном. Диапазон битумообразования и нефтегазонакопления в Северо-Каспийском бассейне очень велик. Нефтематеринские формации, с которыми связаны и нефтегазоносные свиты, доказаны в север­ной половине бассейна для девонских, каменноугольных и пермских отложений. В этих отложениях известны пластовые сводовые и ли­тологически экранированные, а также массивные залежи нефти и газа в ряде зон нефтегазонакопления на северном и северо-западном борту бассейна: Саратовская, Жигулевская, Бугульминская, Туймазинская, Большекинельская, Малокинельская и дру­гие зоны. К тем же отложениям приурочены залежи в зонах Доно-Медведицких подня­тий, оконтуривающих вос­точную периклиналь Воро­нежского свода. В районе Узени-Ичкинского кряжа в юрских отложениях распространены горючие сланцы и породы, обладающие повышенным содержа­нием рассеянных битуминозных веществ. На южном борту Хобдинско-Аралсорского прогиба в Урало-Эмбенском районе в мезозойских отложениях обнаружены залежи нефти и газа, связанные с солянокупольными поднятиями. Многочисленные солянокупольные поднятия распространены на всем протяжении Хобдинско-Аралсорского прогиба. Кроме того, возможно обна­ружение многочисленных залежей в мезозойских отложениях в зонах выклинивания и несогласного перекрытия на склонах погребенных сооружений Урала и Узени-Ичкинского кряжа, а также на западном борту впадины на восточном склоне Доно-Медведицких поднятий.
Выходы тяжелой нефти на северном борту Северо-Каспийского бассейна, в районах, расположенных между Волгой и Уралом, были известны издавна, но им не придавалось значения. В дорево­люционное время прогноз о возможной нефтеносности девонских отложений был сделан профессором Московского университета акад. А. П. Павловым. И. М. Губкин обосновал проблему нефтегазоносности Волго-Уральской терри­тории и возглавил широкие поисково-разведочные работы в этих районах.
Между Волгой и Уралом и на правобережье Волги были созданы нефтедобывающие центры и газодобывающая промышленность, снабжающая газом Москву и другие крупные города. Парал­лельно развивалась и нефтедобывающая промышленность в юго-восточной части Северо-Каспийского бассейна, в междуречье рек Урала и Эмбы, где ведется добыча нефти из недр многих солянокупольных месторождений. Предстояло открытие новых зон нефтегазонакопления с залежами мезозойских отложений на склонах и на юго-западной периклинали Узени-Ичкинского кряжа, а также на западном и южном бортах бассейна. Не исключено обнаружение скоплений нефти и в третичных отложениях в области наибольшего погружения, выполненной палеогеновыми и неогеновыми отложе­ниями. На примере Северо-Каспийского нефтегазоносного бассейна видно, что в областях интенсивного погружения краевых частей платформ при сглаженном рельефе поверхности наблюдается весьма сложное расчленение бассейна на глубине. Бассейн на глубине распадается на разнородные по структуре крупные прогибы и погребенные поднятия. Нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива – один из крупнейших на земной шаре. Он приурочен к обширной впадине, внутренняя наиболее погруженная область которой покрыта водами Мексиканского залива. Окружающая последний материковая окраина бассейна располагается на территории главным образом США и Мексики, а также очень незначительными своими частями — на территории Гватемалы, Белиза и Кубы. Юго-западным и южным обрамлением бассейна служат элементы складчато-глыбовой системы Кордильер: на западе — ларамиды зоны Сьерра-Мадре-Ориенталь, на юге, в районе п-ова Юкатан — субширот­ное продолжение этой зоны. На юго-востоке граница бассейна выра­жена крупным разломом, проходящим параллельно восточному побе­режью п-ова Юкатан и далее к северному побережью о-ва Куба, где бассейн обрамлен Кубинско-Северогаитянским мегантиклинорием кай­нозойского возраста. Восточнее о-ва Куба граница бассейна делает резкий изгиб и, поворачивая на северо-запад, следует по Багамскому поднятию, далее на свод Окала во Флориде и затем к юго-западной окраине обнаженной Аппалачской складчатой системы. В северной час­ти бассейн примыкает по резкому структурному седлу к Предаппалачскому, а по своду Паскола — к Иллипойскому бассейнам, восточнее ограничен склоном антеклизы Озарк. Северо-западная граница бассейна охарактеризована при описании Пермского и Западного Внутрен­него бассейнов. На севере бассейна выделяются краевые прогибы Уошитской и Аппалачской складчатых систем. Крайний западный элемент этой зоны — выходящий на дневную поверхность предуошитский прогиб Аркома (Арканзасский), а крайний восточный -прогиб Блэк-Уорриор. На значительном протяжении зона краевых прогибов перекрыта наложен­ной на палеозойские отложения Миссисипской гемисинеклизой, сфор­мированной полого залегающими мезозойскими и кайнозойскими поро­дами. В прогибе Аркома на внутреннем борту осадочные толщи смяты в крутые складки, разбитые разрывами. В этом прогибе мощность па­леозойских отложений достигает 9 км. Песчано-аргиллитовая угленос­ная толща среднего Пенсильвания (до 6 км) покрыта терригенным комплексом верхнего Пенсильвания (до 2 км) и подстилается кембрий­скими — нижнепенсильванскими терригенно-карбонатными отложени­ями. Впадина Мексиканского залива занимает наибольшую часть рас­сматриваемого бассейна. В плане она имеет округлую форму с диамет­ром до 1800 км. Основная средняя часть впадины располагается под водами одноименного залива, в котором выделяются зона шельфа, континентальный склон и глубоководная котловина Сигсби, ограничен­ная крутыми уступами Сигсби, Флорида и Кампече. Континентальная окраина впадины, выделяющаяся в США и Мексике под названием Галф-Кост, входит в состав эпигерцинской Северо-Американской плиты {рис. 35). Рис. 35. Северная часть НГБ Мексиканского залива. Складчатость: а — докембрийская (Л—выступ Ллано, антеклиза Озарк), б — каледонско-герцинская (An — Аппалачи), в — герцинская (Ма — поднятие Маратон, У - складчатое сооружение Уошито), г — ларамийская; д — аконсервационная зона; границы бассейна: е — со смежными бассейнами, ж — с внебассейновыми пространствами; з — области распространения в Мексиканском заливе соляных диапиров; и — погребенный фронт палеозойских складчатых систем; к — краевые прогибы: Ар - Аркома, П — Паррас; л - своды и поднятия: 1 — Сан-Маркос, 2 — Себин, 3 — Монро, 4 — Джексон, 5 — Уиггннс, 6—Нашвилл, 7 Паскола, 8 — Тамаулипас, 9 — Коауила, 10 — Эль-Бурро-Пикачос; м — оси прогибов: 11 Рио-Гранде, 12 — Северо-Луизианского, 13 — Миссисипского, 14 — Миссисипской гемисинеклмлы, 15 Блэк-Уорриор; н — прогибы: 16 Тайлер, 17 — Сабинас, 18 — Бургос; о - зоны разломов: 19 — Балконес, 20 — Люлинг-Дарст-Крик, 21 – Мексиа -Талко, 22 — Южно-Арканзасская, 23 — Пикенс-Джильбертаун; п — крупные сбросы: 24 - Сэм-Фордайс-Взндербилт, 25 — Типитайт-Батон-Руж; р — ареалы зон нефтегазонакопления; с — зоны нефтегазонакопления; месторождении: т — газовые и газоконденсатные, у — нефтяные и газонефтяные; ф — мезозойский кайнозойский платформенный чехол над краевыми прогибами палеозоид и на склоне докембрийской платформы; х— изобаты, м; ПРА — Предаппалачский бассейн. Строение впадины наиболее хорошо изучено в ее северной части (Галф-Кост, США). Здесь герцинское складчатое основание региональ­но погружается к Мексиканскому заливу. Платформенный осадочный чехол образует в целом обширную и пологую моноклиналь. Структура последней осложнена погребенными поднятиями, прогибами и зонами региональных разломов. Основные зоны разломов группируются в два пояса — Северный и Южный. Северный состоит из следующих зон ре­гиональных разломов: Балконес и Люлинг-Дарст-Крик на северо-запа­де, Мексиа-Талко на северо-западе и севере, Южно-Арканзасской на севере и Пикенс-Джильбертаун на юго-востоке. Южный пояс также включает ряд зон региональных разломов — сбросов, из которых наи­более значительные Сэм-Фордайс-Ваидербилт в северо-западной части пояса и Типитайт-Батон-Руж — в средней. Местами разломы в этом поясе замещаются флексурами. Между Северным и Южным поясами разломов обособляется ряд поднятых и погруженных элементов. Первые представлены (с запада на восток) поднятием Сан-Маркос, сводами Себин и Монро, поднятия­ми Джексон и Уиггинс. Самые крупные из них своды Монро и Себин. Диаметр последнего равен 150 км. Наибольшей вертикальной амплиту­дой характеризуется поднятие Джексон (около 300 м по подошве ниж­него мела). В северо-западной части Галф-Коста находится прогиб Рио-Гранде, открывающийся на юго-восток в Мексиканский залив. Еще три проги­ба — Тайлер (Восточно-Техасский), Северо-Луизианский и Миссисипский — располагаются соответственно западнее свода Себин, между сводами Себин и Монро и между сводом Монро и поднятием Уиггинс.
Для Галф-Коста характерно значительное развитие соляных диапиров —штоков с солью, иногда прорывающей весь разрез (рис. 36). Соляные штоки образуют в осадочном чехле округлые или эллиптиче­ские в горизонтальном сечении колонны диаметром 0,8—9 км и высо­той предположительно до 10 км. В зависимости от степени внедрения штоков в надсоленосный осадочный чехол их своды находятся на раз­личных глубинах (закрытые соляные диапиры) или достигают земной поверхности (открытые диапиры). В кровле штоков присутствует кепрок. В некоторых куполах кепрок, иногда вместе с каменной солью, формирует карнизы («оверхэнги»), нависающие над соляными штоками. В закрытых диапирах отложения, покрывающие кровлю соляного што­ка, обычно разбиты многочисленными сбросами, которые иногда обра­зуют надсводовые грабены. В шельфовой части Галф-Коста наряду с соляными диапирами установлены и глиняные диапиры.
Строение центральной глубоководной части впадины Мексикан­ского залива изучено недостаточно. От Галф-Коста на юг мощность осадочного чехла убывает и в котловине Сигсби не превышает 5—6 км, а еще южнее, к Юкатанскому поднятию, она сокращается до 1—3 км. В котловине Сигсби, главным образом около уступа Кампече, геофизическими работами выявлены многочисленные локальные поднятия, боль­шинство которых выражено в рельефе морского дна. Скважина, зало­женная на одном из таких поднятий при глубине моря 3572 м, вошла в кепрок, насыщенный нефтью и газом. Разрез осадочного чехла Галф-Коста наиболее изучен в его северной части. Здесь он начинается красноцветными отложениями предполо­жительно пермского — триасового возраста мощностью около 2 км, покрывающими герцинское складчатое основание. Выше залегает толща эвапоритов (200 м), относящаяся скорее всего к верхнему триасу — средней юре. Верхняя юра представлена известняками и терригенными образованиями. Общая мощность юрских пород оценивается в 2,5 км. Нижний мел выражен базальной пачкой песчаников, остальная часть мела — преимущественно карбонатными породами. Мощность меловых отложений в северной части Галф-Коста определяется в 2900—3900 м. Кайнозойские отложения на западе Галф-Коста представлены пре­имущественно карбонатными породами, а в остальной его части — гораздо более мощными терригенными толщами. В области их распро­странения с севера на юг глинисто-песчаные аллювиальные, дельтовые и лагунные отложения сменяются все более глубоководными морскими, в которых возрастает содержание глин. Максимальная мощность па­леогена отмечается в прибрежных районах штата Техас (до 9 км), неогена – у побережья (около8 км), а плейстоцена – южнее побережья штата Луизиана, у внешней окраины шельфа (до 3 км). Общая мощность осадочного чехла возрастает в Галф-Косте к Мексиканскому заливу, достигая наибольших значений на побережье штата Луизиана и в смежной части шельфа. Южнее, пределах континентального склона над выявленным геофизическим выступом фундамента мощность осадочного чехла значительно сокращается.










































Заключение В настоящее время в мире выявлено более 200 нефтегазоносных бассейнов. По мере расширения фронта поисковых работ количество таких бассейнов будет возрастать за счет обнаружения промышленных скоплений нефти и газа в бассейнах, которые пока оцениваются в качестве потенциально или возможно нефтегазоносных и составляют не менее 250. Соответственно общее количество новых месторождений должно превысить количество уже открытых.


ЛИТЕРАТУРА
Основы геологии нефти и газа. Брод И.О. Еременко Н.А. Москва, 1957. Геология и Геохимия нефти и газа. Б.А. Соколов О.К. Баженов. МГУ, 2000. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. И.В. Высоцкий и др. Москва, 1990.


Не сдавайте скачаную работу преподавателю!
Данный реферат Вы можете использовать для подготовки курсовых проектов.

Поделись с друзьями, за репост + 100 мильонов к студенческой карме :

Пишем реферат самостоятельно:
! Как писать рефераты
Практические рекомендации по написанию студенческих рефератов.
! План реферата Краткий список разделов, отражающий структура и порядок работы над будующим рефератом.
! Введение реферата Вводная часть работы, в которой отражается цель и обозначается список задач.
! Заключение реферата В заключении подводятся итоги, описывается была ли достигнута поставленная цель, каковы результаты.
! Оформление рефератов Методические рекомендации по грамотному оформлению работы по ГОСТ.

Читайте также:
Виды рефератов Какими бывают рефераты по своему назначению и структуре.

Сейчас смотрят :

Реферат Принципы обработки входящих документов
Реферат «Проблемы прогнозирования основных показателей рынка труда в рамках макроэкономической модели российской экономики»
Реферат Конструирование антенн
Реферат Проектирование горячего цеха столовой общедоступной на 210 мест в г Подольске
Реферат Белки. Строение, функции
Реферат Общая долевая и совместная собственность
Реферат М-С. Гадаев (1909-1973 гг.)
Реферат Современная философия экономики
Реферат Беларусь у ХVІ-ХVІІІ cтагодзях
Реферат Вітчизняний ринок масових популярних журналiв
Реферат Використання додаткового матеріалу на уроках природознавства
Реферат Многообразия алгебраических систем
Реферат 1. Вступ. Основні поняття та методологія до історія розвитку та використання методів дослідження операцій (ДО). Наукова суть до
Реферат Радиотехнические координаторы как элемент построения РЛС
Реферат Экономическая целесообразность применения фотоэпиляции в салонах красоты различного класса