Пропустить команды ленты
Пропустить до основного контента

Восточно-Арктическая ПНГП

:

Вход
Заявка для регистрации на портале Сообщение для службы поддержки портала
Главная > Углеводородное сырье > Восточно-Арктическая ПНГП > oilandgas
  Территория:  Карта:    Открыть в новой вкладке (только карту) Как работать с картой Как работать с картой
 

 Нефтегазоносность

 

​Основные перспективы провинции связываются с осадочными бассейнами Вилькицкого и Северо-Чукотским. Они заложены на каледонском (элсмирском) складчатом фундаменте. В их осадочном чехле мощностью до 6-18 км выделяется пять структурно-формационных комплексов: нижнеэлсмирский (верхнедевонско(?) – каменноугольно-нижнепермский), верхнеэлсмирский (верхнепермско-среднеюрский), рифтовый (бофортский, верхнеюрско-неокомский), нижнебрукский (апт-верхнемеловой) и верхнебрукский (кайнозойский), разделенных серией поверхностей региональных несогласий.

В осадочных бассейнах Вилькицкого и Северо-Чукотском суммарная мощность предполагаемых в разрезе элсмирских отложений варьирует от 6 км на юге до 4 км на севере бассейнов. Нижнеэлсмирский комплекс предположительно является аналогом терригенной группы Эндикотт и карбонатной группы Лисберн на Аляске, верхнеэлсмирский сложен преимущественно терригенными образованиями, соответствующими группе Седлрочит (формации Эчука, Кавик и Ивишако) и формациям Шублик, Саг-Ривер и Нижний Кингак.

Бофортский (рифтовый) комплекс, мощностью до 6 км, комплекс представлен аналогами формаций Верхний Кингак, Купарук и Пебл-Шейл, сложенными на шельфе Аляски преимущественно терригенными породами и с прослоями углей, вулканитов различного состава и их туфов в пределах Чукотского полуострова.

В составе терригенного угленосного нижнебрукского комплекса выделяются три стратиграфических подразделения – аналоги формаций Торок, группы Нанушук и формации Колвилл. В бассейнах Вилькицкого и Северо-Чукотском мощность отложений комплекса превышает 6 км, а в Восточно-Сибирском и Южно-Чукотском достигает 3,5 км.

Верхнебрукский комплекс, толщиной более 4 км, предположительно представлен терригенными угленосными толщами – возрастными аналогами формации Сагаваниркток.

На основе данных бурения скважин в американском секторе, к основным нефтегазоматеринским толщам отнесены глинистые образования триаса (формация Ивишак, Шаблик) и юры (формация Кингак). Песчаники Купарук (J3 – K1) рассматриваются как наилучшие резервуары с пористостью до 33 % и проницаемостью тысячи млД.

В разрезе нижнего мела основными источниками  УВ являются баррем-аптские сланцы формации Пеббл Шейл и Торок, а потенциальными резервуарами – песчаники из этих формаций (пористость 16-22%, проницаемость 49 млД), в которых зафиксированы проявления нефти. Весьма высоко американские исследователи оценивают емкостной потенциал отложений позднего мела-неогена (пористость 31 %, проницаемость около 500 млД). Источниками УВ для них могут быть не только баррем-аптские отложения, но и более древние глинистые образования.

 
 
 
 

 Партнеры