Нефтегазоносная провинция, бассейн

Нефтегазоносная провинция - это сравнительно крупный участок земной коры, объединяющий несколько смежных нефтегазоносных областей с общими чертами региональной геологии и сходными условиями регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Бассейн (basin) уточняет связь нефтегазообразования и формирования залежей с осадочными бассейнами.
Провинция - более широкое понятие.
Деление условное - используется в рамках Нефтегазогеологического районирования.


Характеристики НГП:

• региональный стратиграфический диапазон нефтегазоносности,
• близкие геохимические, литолого-фациальные и гидрогеологические условия,
• значительные возможности генерации и нефти и газа аккумуляции нефти и газа.

НГП ограничены бесперспективными или малоперспективными территориями, крупными разломами или зонами резкой смены возраста осадочного чехла.
Различие НГП по тектоническим признакам:

• платформенные области,
• подвижные пояса,
• переходные области;

Различие НГП по возрасту регионально нефтегазоносных комплексов геохронологической шкалы:

• мезозойской (например, Западносибирская),
• венд-кембрийский ярус (например, Лено-Тунгусская) и др.

Различие НГП по возрасту:

• консолидации складчатого фундамента (на платформах),
• формирования складчатости,
• и мощности основных мегациклов осадконакопления.

Различают НГП по фазовым состояниям углеводородов и др.
Площади НГП находятся в диапазоне 350 - 2800 тысяч км².
В CCCP разные исследователи выделяют 12 и более НГП (Западно-Сибирская, Волго-Уральская, Тимано-Печорская, Прикаспийская и др).
За рубежом выделено свыше 70 НГП.

Нефть, газ, газовый конденсат находятся в недрах суши и на шельфе России.
Более 50% начальных ресурсов углеводородов расположены на территории молодых и древних платформ и (около 1/3) в зонах их сочленения со складчатыми областями, где они связаны с областями развития не дислоцированного или слабо дислоцированного осадочного чехла повышенной (более 1,0 - 1,5 км) мощности.
Залежи углеводородов установлены в отложениях от рифея до плиоцена:

• большая часть (примерно 60 - 70%) начальных суммарных ресурсов приурочена к мезозойским отложениям;
• вклады палеозойских и кайнозойских комплексов близки,
• доля докембрийских комплексов пока ограниченна.

В каждой провинции основная часть ресурсов обычно локализуется в сравнительно узких, как правило, относительно выдержанных, интервалах разреза.

Около 60% ресурсов связана с терригенными комплексами, около 1/3 - с карбонатными, небольшая доля - с кремнисто-глинистыми.
Среди установленных ловушек в большинстве регионов основное значение имеют антиклинальные, в ряде регионов существенную роль играют рифогенные, стратиграфические и литологические (чаще всего контролируемые зонами выклинивания), а также связанные с солянокупольной тектоникой.
Перспективными являются зоны поднадвигового распространения осадочных комплексов в обрамлении платформ.

В европейской части России выделяются: Тимано - Печорская, Волго - Уральско- Прикаспийская, Северо - Кавказско - Мангышлакская НГП и Балтийская нефтеносная область, в которых сосредоточены основные запасы углеводородов региона, а также Московская и Мезенская перспективные нефтеносные области.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,6 млн км²) расположена на территории одноименной эпибайкальской платформы, включает северную часть Предуральского краевого прогиба; продолжается на шельф Баренцева моря.
Фундамент (байкальский) залегает на глубинах от 1 - 3 до 7 - 12 км.
Нефтегазоносность распространена в отложениях от ордовика до триаса, в разрезе выделяется 8 нефтегазоносных терригенных и карбонатных комплексов.
Подавляющая часть ресурсов ( 75 - 95%), заключена в отложениях среднего-верхнего палеозоя, примерно поровну в визейско-нижнепермских и ордовикско-турнейских комплексах.
Нефтематеринскими считаются широко распространенные битуминозные глинистые известняки и сланцы верхнего девона (доманикиты) и нижнего карбона.
Большинство месторождений приурочено к брахиантиклинальным поднятиям и рифовым массивам.
В составе ресурсов преобладают нефтяные углеводороды.
В бассейне открыт ряд крупных нефтяных и газовых месторождений.
Запасы нефти категорий А+В+С₁ учтены более чем по 110 месторождениям.
Величины начальных и прогнозных ресурсов значительны.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,7 млн км²) - наиболее крупная провинция в Европейском регионе.
Включает перикратонную область Восточно-Европейской платформы и Предуральский краевой прогиб (его центральную и южную части).
Раннедокембрийский фундамент залегает на глубинах от 3 - 5 до более 10 км в Предуральском прогибе.
Практически все ресурсы находятся в отложениях среднего-верхнего палеозоя.
Продуктивным является ряд терригенных и карбонатных комплексов в разрезе девонской-пермской систем.
В качестве нефтематеринских рассматриваются регионально распространенные битуминозные глинистые известняки и сланцы верхнего девона (доманикиты) и нижнего (турне и визе).
Среди ловушек преобладают структурные и рифовые; перспективны также стратиграфические и литологические зоны выклинивания.
В составе ресурсов преобладают нефтяные углеводороды.
Плотность общих ресурсов высокая, наибольшая приурочена к Южно-Татарскому и Соль-Илецкому сводам, в пределах которых находятся самые крупные месторождения: Ромашкинское (нефтяное) и Оренбургское (газоконденсатное), которое содержит также крупные запасы газовой серы.
В результате геологоразведочных работ на нефть и газ было открыто 212 месторождений с нефтяными запасами и 19 месторождений с запасами газа, что составляет 46% всех открытых нефтяных месторождений России на суше. Запасы нефти в этих месторождениях составляют 25% от общих разведанных запасов категорий А+В+С₁ по России в целом.

Прикаспийская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,5 млн км²).
Отвечает одной из наиболее глубоких депрессионных структур мира, с мощностью осадочного чехла до 20 км и возможно больше.
Важные особенности разреза - региональное распространение мощной (до 3 - 4 км) нижнепермской толщи солей, сильно осложненной солянокупольной тектоникой, и широкое развитие в разрезе подсолевых отложений (от средне-верхнедевонских до нижнепермских) масштабных рифогенных комплексов, высотой до 2 - 5 км.
Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях от среднедевонских до палеоген-неогеновых.
Около 90% залежей содержится в подсолевых верхнедевонско-каменноугольных карбонатно-рифогенных и терригенных комплексах, примерно 10% - в надсолевых мезозойских.
Битуминозные глинисто-карбонатные образования, рассматриваемые в качестве нефтематеринских, присутствуют в верхнедевонских, нижне- и среднекаменноугольных и нижнепермских отложениях.
Месторождения приурочены к антиклинальным складкам и рифовым массивам, частично связаны с солянокупольными структурами.
Максимальная плотность ресурсов установлена на Астраханском своде, где находится одноименное гигантское газоконденсатное месторождение, содержащее уникальные концентрации и запасы сероводорода.
Объемы начальных суммарных ресурсов значительны.
Прикаспийская впадина и ее платформенное обрамление являются одним из немногих регионов европейской части России, где могут быть открыты крупные залежи углеводородов.

Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,4 млн км²) включает эпигерцинскую Скифскую плиту и альпийские Предкавказские краевые прогибы и распространяется в пределы акватории Каспийского моря.
Осадочный чехол, мощностью от 2 - 3 до 8 - 12 км, представлен нижним доплитным (PZ3-T) и плитным (J-N) комплексами, перекрытыми в пределах краевых прогибов олигоцен-неогеновой молассой.
Нефтегазоносность установлена в отложениях от пермо-триаса до неогена.
Выделяется до 7 - 8 песчаных и известняковых продуктивных комплексов.
В качестве нефтематеринских рассматриваются обладающие повышенной битуминозностью глинисто-карбонатные породы юры, мела и глинистые олигоцена-неогена.
Залежи нефти и газа контролируются антиклинальными поднятиями, частично рифовыми массивами, в меньшей мере зонами стратиграфического и литологического выклинивания.
К крупнейшим месторождениям относятся Старогрозненское (нефтяное), Анастасиевско-Троицкое (газонефтяное), Северо-Ставропольское (газовое).
Плотность начальных ресурсов высокая.
Дополнительные перспективы этой старейшей нефтегазоносной провинции связаны с нетрадиционными типами ловушек и с доплитным комплексом.

Балтийская нефтеносная область.
В геологической структуре прогнозных ресурсов нефти основная роль отводится кембрийскому нефтеносному комплексу, с которым в данном регионе связаны все открытые в настоящее время промышленные залежи нефти.
Несмотря на значительную степень разведанности ресурсов и выработанности запасов, этот комплекс на данный момент является в Калининградской области наиболее перспективным для освоения.

В азиатской части России наиболее крупными являются Западно-Сибирская и Лено-Тунгусская нефтегазоносные провинции, Енисейско-Анабарская, Хатанго-Вилюйская и Лено-Вилюйская газонефтеносные провинции.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 2,0 млн км²) одна из крупнейших нефтегазоносных провинций мира, занимающая большую часть молодой эпигерцинской плиты и продолжающаяся в пределах шельфа Карского моря.
Фундамент гетерогенный: на западе - герцинский, на севере, в центре и востоке - в основном, байкальский частично более древний, на юге - салаирский, каледонский, герцинский.
Залегает на глубинах от 2 - 3 до 5 - 10 км и более, регионально погружается в северном и северо-восточном направлениях.
В основании осадочного чехла располагается система грабенов, выполненных отложениями T-J1.
Выделяются 2 комплекса: доплитный (PZ-T), мощностью до 5 км, и плитный (J-N), мощностью 7–8 км.
Нефтегазоносны отложения палеозоя, нижней, средней и верхней юры, нижнего и верхнего мела.
Для всего разреза характерно резкое преобладание терригенных песчано-глинистых отложений.
Региональные покрышки: баженовская глинистая толща (J3-K1) и слои глин в разрезе мела.
В качестве нефтегазоматеринских рассматриваются кремнисто-глинистые породы баженовской толщи (Cорг до 10–12% и более), а также разреза нижнего мела. Среди ловушек преобладают антиклинальные и литологические. Основные ресурсы заключены в отложениях неокома и сеномана; некоторая часть связана с другими подразделениями юры и мела. Для провинции характерны уникальные ресурсы и очень высокая их средняя плотность.
В основных восьми нефтегазоносных комплексах открыто большое количество ловушек (около 4000) и залежей (более 5200) углеводородов. Залежи сконцентрированы в 695 месторождениях, которые тяготеют к центральной части Западно-Сибирской равнины и югу Карского моря, не приближаясь к бортам нефтегазоносных провинций ближе чем на 150 км.
Открыт ряд гигантских нефтяных (Самотлорское и др.), газовых и газоконденсатных (Ямбургское, Уренгойское и др.) месторождений.
Дальнейшие перспективы провинции очень высоки.
Дополнительные перспективы связываются с освоением глубинных объектов (триаса и палеозоя), Гыдано-Енисейского эпибайкальского бассейна.

Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 2,5 млн км² ).
Занимает большую часть Восточно-Сибирской платформы.
Фундамент дорифейский, залегает на глубинах от 2 - 5 до 10 - 12 км.
Продуктивен ряд комплексов:

• вендский преимущественно терригенный;
• венд-кембрийский глинисто-соляно-карбонатный с рифогенными образованиями,
• рифейский терригенно-карбонатный.

Большинство месторождений заключено в венд-нижнекембрийских комплексах; крупные залежи установлены также в рифейском, с которым связываются весьма значительные перспективы.
Повышенная битуминозность характерна для кремнисто-глинисто-карбонатных пород венд-кембрийского разреза.
Месторождения приурочены к антиклинальным ловушкам и рифовым массивам.
По общим ресурсам провинция существенно уступает Западно-Сибирской, особенно по изученности.
Открыто 35 месторождений нефти, газа и газового конденсата, приуроченных преимущественно к крупным положительным структурам: Непско-Ботуобинскому и Байкитскому сводам (на вершине последнего находится самое крупное Юрубчено-Тохомское месторождение нефти), Катангской седловине и др.
Кроме рифейско-кембрийских, к перспективным относятся также ордовикско-пермские отложения в северных областях провинции.
Нефтегазовый потенциал Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции высокий, и провинция является основным объектом геолого-разведочных работ.

Енисейско-Хатангский бассейн (площадь - примерно 0,35 млн км², Енисейско-Анабарская и Хатанго-Вилюйская газонефтеносные провинции).
Приурочен к мезозойскому краевому прогибу, который перекрывает область палеозойского перикратонного опускания Сибирской платформы и складчатые палеозойские комплексы Таймыра.
Фундамент гетерогенный, представлен комплексами докембрия, нижнего и среднего палеозоя.
Глубины залегания от 3 до 8 - 12 км.
Осадочный разрез представлен терригенно-карбонатными, вероятно соленосными, отложениями палеозоя, мощностью до 5 км, и терригенными мезозоя, мощностью до 8 км.
Нефтегазоносными являются юрские и меловые песчано-глинистые отложения.
В составе углеводородов преобладает газ (свыше 90%).
В качестве нефтематеринских рассматриваются глины верхней юры и нижнего мела.
Ловушки преимущественно антиклинальные.
Открыто 14 газовых и газоконденсатных и одно нефтегазоконденсатное месторождение.
Начальные ресурсы сосредоточены на западе бассейна.

Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция (площадь - примерно 0,35 млн км²).
Отвечает Предверхоянскому краевому прогибу, расположенному в зоне сочленения древней Сибирской платформы с Верхоянским орогенным поясом, почти повсеместно надвинутым на краевой прогиб.
Прогиб наложен на область перикратонного опускания платформы, осложненную поперечными рифейско-палеозойскими рифтогенными структурами, в тч погруженным северо-восточным звеном крупнейшего Вилюйского авлакогена.
Фундамент архейско-протерозойский.
Осадочный чехол (мощностью от 3 - 6 до 10 - 12 км) сложен платформенными (венд-юра) и молассовыми (верхняя юра-нижний мел) отложениями.
Нижние части разреза (венд-девон) не вскрыты.
Вскрытый разрез имеет существенно терригенный состав с 2 промышленно-угленосными комплексами: пермским и верхнеюрско-нижнемеловым.
Продуктивны пермские и триасовые песчаники.
В качестве нефтематеринских рассматриваются глинистые слои с повышенной битуминозностью раннего триаса и предполагаются нижележащие глинистые породы венда-кембрия.
В общих запасах преобладает газ.
Открыто 9 газовых и газоконденсатных месторождений в антиклинальных ловушках.
Прогнозный потенциал высокий.

Ряд возможно нефтегазоносных территорий связан с межгорными впадинами разновозрастных складчатых областей: Северо- и Южно-Минусинский и Кузнецкий перспективные нефтегазоносные районы в палеозоидах Урало-Охотского пояса, Зырянский и Момский прогибы в мезозоидах Верхоянско-Колымского пояса, Анадырско-Наваринская перспективная нефтегазоносная область в альпидах Тихоокеанского пояса и другие более мелкие.
Их нефтегазоносность практически не изучена, углеводородный потенциал в целом низкий.

Анадырско-Наваринская перспективная нефтегазоносная область (площадь - примерно 0,15 млн км²) отвечает внутрискладчатым прогибам в пределах Тихоокеанского кайнозойского пояса.
Фундамент представлен мезозойскими дислоцированными и метаморфизованными вулканогенными образованиями.
Осадочный чехол, мощностью до 4 - 5 км, возможно больше, сложен морскими и континентальными породами верхнего мела, палеогена и неогена.
Продуктивность связана с отложениями палеогена и миоцена.
Установлена промышленная нефтегазоносность.
Прогнозные ресурсы ограниченные.

Охотская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 1,7 млн км²).
Представляет собой обширную область преимущественно кайнозойского осадконакопления в пределах альпийского Тихоокеанского пояса.
Включает впадину Охотского моря и прилежащие континентальные области прогибания.
За кровлю фундамента принимается поверхность метаморфизованных пород мелового возраста.
Наибольшие мощности кайнозойской терригенной толщи (до 5 - 8 км и более) контролируются прогибами, обрамляющими приподнятый Охотский массив в центральной части Охотского моря.
Продуктивны песчаные горизонты миоцена.
Глинистые толщи в отложениях нижнего и среднего миоцена, обладающие повышенной битуминозностью, рассматриваются в качестве нефтегазоматеринских и одновременно как региональные флюидоупоры.
Ловушки антиклинального типа, часто тектонически осложненные.
На северо-востоке Сахалина открыто 60 месторождений, в т.ч. 47 нефтяных и 13 газовых.
Месторождения многопластовые (до 8–14 пластов); здесь плотность ресурсов высокая.
Дальнейшие перспективы провинции связаны преимущественно с прогибами на шельфах Охотского моря.
Крупный резерв углеводородного сырья России составляют шельфы арктических и дальневосточных окраинных морей, а также внутренние Каспийское и Балтийское моря.
Значительная часть их площади оценивается как перспективная.
На долю арктического шельфа приходится львиная доля общих ресурсов углеводородов континентального шельфа России.

Перспективен крупный Баренцево-Карский бассейн (площадь - примерно 2,4 млн км²) с установленной нефтегазоносностью (Западно- и Восточно-Баренцевские нефтегазоносные провинции, Северо-Карская, Северо-Сибирского порога перспективные нефтегазоносные области).
Он отвечает континентальному шельфу в пределах платформенной области с гетерогенным архейско-протерозойским фундаментом.
Бассейн исследован недостаточно, особенно в восточной части (Карское море).
Преобладающая мощность осадочного чехла 5 - 10 км, в депрессиях до 15 - 20 км.
Разрез чехла в изученной юго-западной части провинции сложен терригенными, карбонатными и соляными толщами верхнего палеозоя, терригенными угленосными триаса и юры, терригенно-карбонатными и вулканогенными мела и палеогена.
Основные продуктивные породы и горизонты - песчаники триаса и юры и верхнедевонско-нижнепермские карбонатные отложения.
В качестве нефтематеринских рассматриваются битуминозные глинистые пачки и углистые породы в триасовых и юрских толщах.
Ловушки структурного типа.
В российском и норвежском секторах Баренцева моря открыто 12, в основном газовых и газоконденсатных, месторождений.
Среди них уникальное по запасам Штокмановское в песчаниках триаса, приуроченное к прибортовой зоне Южно-Баренцевской впадины и Лудловской мегаседловине.
Наиболее изученные районы арктического шельфа - южные части Баренцева и Карского морей являются объектами лицензирования, конкурсов на геологическое доизучение недр, а крупнейшие газоконденсатные месторождения этих морей Русановское и Ленинградское в Карском море и Ледовое в Баренцевом море включены в Государственный стратегический газовый резерв страны.

К востоку от Западно- и Восточно-Баренцевских нефтегазоносных провинций, Северо-Карской перспективной нефтегазоносной области, Северо-Сибирского порога перспективной нефтегазоносной области, в пределах арктических акваторий располагается система слабо изученных территорий, объединенных в 4 перспективных объекта:

• Восточно-Арктическая перспективная нефтегазоносная провинция,
• Южно-Чукотская перспективная нефтегазоносная провинция,
• субаквальная часть Лаптевской перспективной нефтегазоносной провинции,
• субаквальная часть Усть-Индигирской перспективной газонефтеносной области.

В пределах дальневосточных акваторий, наряду с субаквальными частями Охотской нефтегазоносной провинции и Анадырско-Наваринской промышленной нефтегазоносной области, выделяется протяженная слабо изученная Притихоокеанская нефтегазоносная провинция.

Нефтяной баланс
В нефтяном балансе страны числится 2350 месторождений, в тч 14 на шельфе.
Большая часть текущих запасов остается в крупных месторождениях.
80% текущих запасов нефти Западной Сибири сосредоточены в 71 месторождении, в разработке 56 месторождений с запасами А, В, С₁ 7,5 млрд т.
В России, в текущих запасах нефти промышленных категорий:

• около 7 млрд т нефти приходится на низкопроницаемые коллекторы с проницаемостью менее 0,05 мкм₂ (в т. ч. 50% текущих запасов Западной Сибири, более 25% - Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, порядка 32% - в Тимано-Печорской провинции);
• свыше 3,1 млрд т в подгазовых залежах (в т.ч. 22,7% запасов Западной Сибири);
• порядка 1,7 млрд т тяжелой и высоковязкой нефти (> 30 тыс. мПа·с)

Разведанные запасы нефти (категорий А+В+С1, 12 % мировых) создают в среднем по стране обеспеченность текущего уровня добычи около 50 лет, но по ряду длительно эксплуатируемых нефтедобывающих районов обеспеченность уменьшена до 12 - 19 лет при охвате разработкой 97 - 100% всех разведанных запасов.
Перспективные и прогнозные ресурсы нефти России составляют 56 млрд т.
По этому показателю Россия занимает 2-3 место в мире.

Газовый баланс
Структура запасов природного газа России на начало 2001 г. оценивалась в 48,0 трлн м³ (в т. ч. 1,35 трлн м³ растворенного).
В балансовых запасах свободный газ учитывается по 787 месторождениям.
Свыше 72% газа сосредоточено в 22 уникальных месторождениях России, основные в Западной Сибири: Уренгойское, Ямбургское, Западно-Таркосалинское, Медвежье, Комсомольское, Ямсовейское, и Оренбургское месторождение Волго-Урала.
Они дают 84% годовой добычи свободного газа (более 500 млрд м³/год).
Освоенность начальных запасов этих месторождений превышает 50%.
На долю крупных месторождений (30 - 500 млрд м³) приходится 24,6% разведанных запасов, на средние и многочисленные мелкие - всего около 3% промышленных запасов.
В разрабатываемых месторождениях (около 440 месторождений) заключено примерно 46% текущих промышленных запасов газа России (21,3 трлн м³ по категории А, В, С₁ и 4,2 трлн м³ по категории С₂), в т.ч. в непосредственно разрабатываемых горизонтах 32% (15 трлн м³ по категории А, В, С₁).
Накопленная добыча свободного газа - более 12 трлн м³ (освоенность начальных промышленных запасов 21%).
В «старых» регионах, таких как Ставропольский и Краснодарский края, Нижнее Поволжье, республика Коми выработанность месторождений достигает 80 - 90%.
Россия полностью обеспечена жидкими, газообразными и твердыми ресурсами углеводородов.
Неразведанные извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в несколько десятков млрд тонн, газа - более 150 трлн м³.
Поэтому страна имеет возможность не только удовлетворять потребности топливно-энергетического комплекса, нефтехимической, металлургической и других отраслей промышленности, но и экспортировать углеводородное сырье.