Пропустить команды ленты
Пропустить до основного контента

Притихоокеанская НГП

:

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

 Нефтегазоносность

 

​Осадочный чехол (до 7 км) сложен в основном осадочными и вулканогенно-осадочными образованиями кайнозойского возраста и лишь в отдельных бассейнах в состав осадочного чехла входят верхнемеловые отложения. В качестве перспективных рассматриваются эоцен-олигоценовый и миоценовый комплексы. В сухопутной части Хатырского бассейна открыты два небольших по запасам месторождения нефти и газа.

Осадочный чехол впадин представлен преимущественно молассами палеоген-четвертичного возраста; в отдельных бассейнах чехол включает верхнемеловые терригенные и вулканогенно-обломочные породы. Карбонатные породы представлены в разрезе ограниченно; доля вулканогенных пород не превышает 10-30%. Для всего осадочного чехла Беринговоморского региона характерна при переходе от нижнего комплекса к верхнему  смена терригенного осадконакопления на существенно биогенное. Широкое распространение диатомовых осадков отражает смену прибрежно-морского осадконакопления на пелагическое. Повсеместное снижение скоростных характеристик и уменьшение мощностей все более молодых стратифицированных комплексов вверх по разрезу с одновременным расширением ареала их распространения свидетельствует о длительном погружении, начавшемся в середине палеогена и приведшем к формированию глубоководных впадин.

Перспективы нефтегазоносности Притихоокеанской НГП связаны с кайнозойскими отложениями. В осадочной толще выделяют два нефтегазоносных комплекса:

- Эоцен-олигоценовый комплекс представлен пачками переслаивания песчаников, глин, углей общей толщиной до 3000 м. Коллекторами служат песчаники, зональными покрышками - глины олигоценового возраста. Из этих отложений получены притоки горючего газа дебитом порядка 100 тыс.м3/сут на Поворотной площади в Анадырской впадине и около 60 тыс.м3/сут на Янракоимской площади в Хатырской впадине.

- Миоценовый комплекс имеет терригенно-угленосный состав, мощность - до 5000 м. Резервуар представлен песчаниками, перекрытыми глинистыми пачками верхнемиоценового (Анадырская впадина) и среднемиоценового (Хатырская впадина) возрастов. С этим комплексом связаны все открытые месторождения нефти и газа.

Миоценовый комплекс в Хатырской впадине, в отличие от Анадырской впадины не рассматривается как ведущий и концентрирует около 30% прогнозируемых ресурсов углеводородов.

Общий потенциал ресурсов углеводородов  невысокий и характеризуется преобладанием (до 70%) газовой составляющей.

 
 
 
 

 Партнеры