Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
ОТ РЕДАКТОРА
К началу 1975 г. в мире открыто около 32 000 нефтяных и газовых месторождений. Настоящий справочник ставит своей целью дать краткую характеристику наиболее представительных типов месторождений нефти и газа и, в частности, всех крупных по запасам, чем-либо особенных по условиям залегания нефти и газа, а также открытых в новых районах за последние годы. ^Справочник должен служить исходным материалом для выяснения закономерностей в размещении месторождений нефти и газа, оценки перспектив нефтегазоносности различных территорий, подсчета прогнозных запасов, решения теоретических проблем геологии нефти и других исследований, необходимых для усовершенствования методики поисков еще не выявленных месторождений.
Справочник составлен по единым табличным формам с незначительными отклонениями, вызванными главным образом отсутствием опубликованных материалов по некоторым странам. (В таблицах прочерки означают — «нет данных»).
Нефтяные и газовые месторождения описываются по континентам и нефтегазодобывающим странам, а внутри стран — по нефтегазоносным бассейнам. По каждому континенту (региону) дается краткая характеристика современной его структуры, положение нефтегазоносных, потенциально нефтегазоносных (перспективных) и возможно нефтегазоносных (с невыясненными перспективами) бассейнов, приводятся данные о последних открытиях илн отдельных месторождениях в странах, которые ввиду незначительного количества месторождений в них не описываются в справочнике.
Нефтегазоносные бассейны или их части в пределах отдельных стран характеризуются следующими таблицами: краткий литолого-стратиграфический разрез, распределение нефтегазоносности по разрезу и размещение месторождений. Так как в ряде случаев один и тот же нефтегазоносный бассейн включает территории нескольких смежных стран, сведения по нему приводятся в соответствующем порядке по этим странам. Например, в Европе Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн располагается в пределах семи стран: Великобритании, Норвегии, Дании, Нидерландов, ФРГ, ГДР и Польши. Материалы по этому бассейну приводятся по его элементам, расположенным на территории этих стран.
Основными в справочнике являются таблицы с характеристиками месторождений нефти и газа, в которых излагаются сведения о местоположенин месторождений, их структурной форме, типах залежей, их стратиграфическом и гипсометрическом положении и т. д. Месторождения характеризуются также доказанными извлекаемыми запасами нефти и газа. Так как во многих случаях отсутствовали сведения о начальных разведанных запасах месторождений, то об их ориентировочных размерах судили по количеству добытой и добываемой нефти, размеру ловушек и другим признакам; поэтому в таблице указывается принадлежность этих месторождений к определенным количественным категориям запасов.
По-величине начальных доказанных извлекаемых запасов выделяются следующие категории месторождений:
мелкие — менее 5 млн. т нефти или менее 5 млрд, м3 газа;
средние — 5—50 млн. т нефти или 5—50 млрд, м3 газа;
крупные — 50—100 млн. т нефти или 50—100 млрд, м3 газа; , крупнейшие — 100—500 млн. т нефти или 100—500 млрд, м3 газа;
гигантские — более 500 млн. т нефти или более 500 млрд, м3 газа.
В группу нефтяных месторождений при оценке их запасов включались также и газонефтя- Hbie, т. е. те, в которых количество нефти преобладало над количеством газа (при пересчете газа на нефть по тепловому эквиваленту), к газовым относились и нефтегазовые.
Справочник снабжен таблицами-приложениями, которые можно использовать при работе с зарубежными источниками.
В составлении справочника приняли участие коллективы научных сотрудников, работающие по проблеме нефтяной геологии зарубежных стран: кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых Геологического факультета Московского государственного университета (МГУ), Научно-исследовательской лаборатории зарубежных стран (НИЛЗарубежгеология), а также Всесоюзного научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института (ВНИНИ), Всесоюзного института научной и технической информации (ВИНИТИ), Института геологии и геохимии горючих ископаемых АН УССР (ИГ и ГГИ) и др. Статистические сведения (добыча, запасы и др.), приводимые в справочнике, подготовлены А1. Ш. Моделевским.
При работе с таким огромным материалом, естественно, могли быть недостатки. Авторы и редактор будут благодарны всем читателям, указавшим на них.
И. Высоцкий
1
ЕВРОПА
口丄，Таблица 1,1
一一Нефтегазоносные (Н「В) и потенциально нефтегазоносные (ЛНГБ) бассейны Европы
Название бассейна； год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое и административное положение
Размеры (ширина, км； длина, км； площадь, км2； объем осадочного выполнения, кмз)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа), максимальная мощность отложений, слагающих бассейн
Возраст нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
нефти
газа
Центральноевропейский НГБ; 1896
Великобритания, Нидерланды, ФРГ, ГДР, ПНР, Советская Прибалтика, Норвегия, Дания
1 000； 1 625；
1 625 000;
3 250 000
Западная пери- кратонная область Европейской платформы; узловая впадина
PZ, MZ, KZ; 〉12 км
С1- Сз, Pi, Рг, Ti, T2，T3, L, % %, К1, К3( Р
169
101'
Предкарпатско-Балканский НГБ; 1857
СРР, НРБ
225; 500;
112 500;
562 500
Предгорный прогиб; плита； складчатая область (Предбал- канье)
KZ, MZ, PZ; 〜12 км
т. “，К1, к3, Рз, Ni, N2
180
70
Адриатический НГБ; 1936
Италия; Югосла- вия, Албания
375; 900;
339 000;
678 000
Межгорная впадина
MZ, KZ; >10 км
К?, Pi, Р2, №, №
11
Трансильванский НГБ;
1908
СРР
150; 175;
26 250;
105 000
Межскладчатая впадина на Срединном массиве
PZ, MZ, KZ;
-—6 км
№，№
67
Паннонский НГБ; 1937
ВНР, СФРЮ, СРР, ЧССР, СССР, Австрия
475; 525;
248 375;
993 500
Межскладчатая впадина на Срединном массиве
PZ, MZ, KZ; 7 км
т, %, Р„ №, №
101
Аквитанский НГБ; 1939
Юго-западная часть Франции
375; 350;
131 500;
328 750
Пограничный (предгорный) прогиб
PZ, MZ, KZ; 〜12 км
j?, j8, Ki, к2 ] I
5
Сицилийский 1 НГБ; 1953
Италия, о. Сицилия
875; ИЗ;
98 500;
197 000
Предгорный прогиб
MZ, KZ; >6 км
Т, К, №, №
4
6
Венский НГБ; 1913
Австрия, ЧССР
63; 200;
12 600;
25 200
Внутрискладча- тый грабен
MZ, KZ； >Ю км
Т, J, Р 1-з» Ni-2
31
19
Эбро (Арагонский) НГБ; 1964
Северная Испания
100; 400;
40 000;
60 000
Предгорный прогиб
MZ, KZ;〜4 км
т, к
2
Предальпийский (Молассовый) НГБ; 1883
ФРГ, Австрия, Швейцария
М2; 625;
70 000;
119 000
Пограничный (предгорный) прогиб
PZ, MZ, KZ; 〜7 км
Т, J1, J2, К2, Р1, % №
25
211
Северо-Предкарпатский НГБ; 1930
ПНР, ЧССР, СССР
35—60;
875;
43 750;
175 000
Пограничный (предгорный) прогиб
PZ, MZ, KZ; 〜8 км
Д, С, Тз，〕2，」3, К2, №
23
75
Центральнокарпатский (Кросненский) НГБ; 1853
ПНР, СССР, ЧССР
50—70;
600;
36 000;
180 000
Внешняя (флишевая) зона Карпат
MZ, KZ;〜7 км
Ki, %, Pl, Р2, Рз
79
6
Название бассейна； год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое и административное положение
Размеры (ширина, км； длина, км； площадь, км2;
объем осадочного выполнения, км3)
Структурный тнп бассейна
Возраст (группа), максимальная мощность отложений, слагающих бассейн
Возраст нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
нефти
газа
Англо-Парижский НГБ; 1958
Южная Англия, северная часть Франции
450; 700;
315 000;
535 500
Синеклиза эпи- герцинской платформы
Р, MZ, KZ; 3 км
Р—Т, J2, J3, Ki
17
1
Рейнский НГБ; 1813
Франция, ФРГ
75; 287;
21 500;
43 000
Внутриплатфор- менньш грабен
PZ, MZ, KZ; 〜3 км
T2，T3，J1，J2，J3， *
21
13
Тюрингский НГБ; 1907
ГДР
100; 300;
13 000;
15 600
Внутриплатфор- менный грабен активизированный
MZ, PZ;〜2,2 км
p2. T2
3
5
Шотландский 2 НГБ; 1922
Шотландия
87; 100;
8700; 6090
Внутриплатфор- менный грабен
PZ; 4 км
q
1
1
Западно-Английский (Ливерпульский) НГБ; 1939
Западная Англия
50; 75;
3750;
4500
Синеклиза
PZ;〜7 км
J3
1
Ронский НГБ; 1924
Юго-восточная часть Франции
50—400;
425; 85 000;
102 000
Предгорный прогиб
MZ, KZ;〜5 км
Ti, T2, T3, J2, Р3
1
2
2
Варненский 3 НГБ; 1951
Северо-восточная часть НРБ
75; 90;
6750;
43 870
Плита; предгорный прогиб
PZ, MZ, KZ;
〉8 км
Ki, Р>2»]
4
Португальский (Лузитан- ский) ПНГБ.
Португалия
150; 320;
47 000;
70 500
Межгорная впадина
MZ; 4 км
Андалузский (Гвадалкви- вирский) ПНГБ
Южная Испания
75; 300;
22 500;
27 000
Предгорный прогиб
MZ, KZ (признаки); 3 км
Старокастильский (Дуэро) ПНГБ
Испания
237; 210;
49 700;
59 640
Межгорная впадина
MZ, KZ; 2 км
Т, К (признаки)
Новокастильский (Кастиль- ско-Куэнский или Мадрид- ский) ПНГБ
Испания
250; 200;
50 000;
75 000
Межгорная впадина
MZ； KZ; 2 KM
Ki
Фессалийский ПНГБ
Греция
75; 200;
15 000;
30 000
Грабен-синклинорий
KZ; 3 км
Ni
Фракийский ПНГБ
Турция, Греция
100; 200;
20 000;
20 000
Межгорная впадина
KZ; 3 км
1 Сицилийский прогиб представляет собой участок северной окраины Сахаро-Восточносредиземноморского НГБ.
2 Шотландский грабен входит в состав Североморской синеклнзы Центральноевропейского НГБ.
о；
Характеристика основных месторождений Центральноевропейского НГБТ а 6 п н ц а 1.5
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры；
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количестве
Тип залежей
Плотность нефти в г/смэ (Ри)； газовый фактор в м3/т (Гф); состав газа в %
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Фортнс, нефтяное; 1970
Блок 21/10
Антиклиналь; 16X8 км2, высота 150 м
Палеоцен
2113
Пластовая сводовая
Рн = 0,840
Начало добычи в 1975 r.
Крупнейшее; 240 млн. т (при 々нзвл =
Ок, нефтяное; 1970
Блок 30/16
Антиклиналь
Пермь
一
Массивная
Рн = 0,837
Начало добычи планируется на 1976 г. в разме-
Среднее;
13 млн. т (при 々НЗВЛ ~
Монтроз, нефтяное, 1969
Блок 22/18
Антиклиналь
Палеоцен
2470
——
Рн = 0,811; Гф = НО
Не эксплуатируется
Среднее;
ное; 1970
Блок 30/13
Антиклиналь
Средняя юра
3700—
4100
—
рн = 0,865
Не эксплуатируется
Среднее;
нефтяное;
Блок 211/29
Антиклиналь
Юра
—
—
Рн = 0,845
Не эксплуатируется
МЛН, Т
Крупнейшее; 300 млн. т
^豐оран, нефтяное;
Блок 211/26
—-
антиклиналь
Юра
—
—
Не эксплуа-
TnnVPTr ст
Крупнейшее;
Тнсл, нефтяное; 1972
Блок 211/18
Антиклиналь; высота 120 м
Юра
—
—
рн = 0,839；
Не эксплуатируется
1OZ МЛН. т
Крупнейшее;
132 млн. т
^рилл, нефтяное;
5лок 9/13
- -
Антиклиналь
Юра
—
Ри = 0,830; Гф = 218
Не эксплуа-
ТИП VPTCСТ
Крупнейшее;
№ш1ер, нефтяное;
Блок 15/17
Нарушенная антиклиналь
Юра
2318
—
Рн = 0,839
Не эксплуа-
ТИП VPTCст
IUU млн. т
Крупнейшее; 110 млн. т
Вест-Соул, газовое: 1965
элок 48/6
Нарушенная антиклиналь; 19X5 км2
Нижняя пермь
2860
Пластовая сводовая, экранированная4
разрывом
СН4 — 94; С2Н6 + + высш.— '；СО2—0,5; № — 1,3
Среднее;
30 млрд, м3
jiLMdH, газовое; 1966 f
〉лок 49/26
Крупная пологая нарушенная антиклиналь;
29X8 км2
Нижняя пермь
1900
Пластовая С сводовая, экраниро- занная
:Н& —95,5;
+ + высш.— 8,63; С5 —
Крупнейшее;
340 млрд, м3
[Крупнейшее;
一\ 226 млрд, м3.
2 —
* Индифэтнгейбл, газовое; 1966
1 Блок 49/18
Антиклиналь; 16X8 км2
Нижняя пермь
2500
Пластовая 1 сводовая,экранирован- чаягразрывом|
Хьюитт, газовое; 1966
Блок 48/29
Антиклиналь; 24X5 км2
Нижний триас
900—1500
Пластовая сводовая
CH 4—92,4; с2н.+ 4- высш.— 5,25; СО2—0,03
1\р у linSlUJS
120 млрд, м3
Вайкннг, газовое;
Блок 49/12
——
Нижняя пермь
2800
Пластовая сводовая
—
ХуруЦНсИШСС) 130 млрл. м3
1968
Локтон, газовое; 1966
В?15：км западнее г. Скарборо
Ловушка образована комбинацией анти- клннали и рифа
Верхняя
пермь, 。 плитчатый
1830
Массивная сводовая
СН4 — 93; с2н6 + + высш. —4; со2+№ — з
Около 2 млрд, м3
Срнцнсс
Тысячи тонн
Мелкое
Икринг, нефтяное; 1939
Графство Йоркшир
Антиклиналь
Верхний карбон, жерновые песчаники
540— 750;
3
пластовые сводовые
卩 н ~。‘ 8 57, нефть недо- насыщена газом
Эгмонтон, нефтяное; 1955
Графство Йоркшир
Антиклиналь
Верхний карбон, жерновые песчаники
930— 1020;
2
Пластовые сводовые
ри = 0,829; нефть недо- насыщена газом
Тысячи тонн
мелкие
Плунгар, нефтяное; 1953
Графство Йоркшир
Антиклиналь
Верхний карбон, жерновые песчаники
840—932
Пластовая сводовая
Рн= 0,864; нефть недо- насыщена 1 газом
Тысячи тонн
Мел кое
Гейнсборо, нефтяное; 1959
Графство Йоркшир
Изометричная антиклиналь;
7,8 км2
Верхний карбон, уг леносная, жерновые песчаники
1000— 1410;
6
Пластовые сводовые
19 тыс. т
Мелкое
Ботемсолл, нефтяное; 1958
Графство Йоркшир
Куполовидная антиклиналь;
1,3 км2
Верхний карбон, угленосная
1000; 2
Пластовые сводовые из за неравномерной пре ницаемостр песчаникоЕ имеются элс менты лнт( логическог экранирования
рн = 0,824
А О
13 тыс. т
Мелкое
9
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количе-
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн); газовый фактор в м3/т (%); состав газа в %
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти в млн. т. газа в млрд, м?
Код, газоконденсатное; 1968
Блок 7/11
Палеоген
3900
—
Рн = 0,774
Не эксплуатируется
Крупное; конденсат 58 млн. т, газ — 36 млрд, м3
Фригг, нефтеконденсатногазовое;
1971
Блок 25/1
Палеоген?
4600
Рн= 0,916;
СН《一 96
Не эксплуатируется
Крупнейшее; 300 млрд, м3
Экофиск, нефтяное; 1969
Блок 2/4 (в 185 км к западу от Абердина)
Антиклиналь;
2918 га
Верхний мел, (датский ярус)
3100—3320; 2
Массивная сводовая
Рн= 0,847； Тф = 374
1,7
Крупнейшее;
150 млн. т (при ^извл = 25%)
Вест-Экофиск, нефтяное; 1970
Блок 2/4
Антиклиналь
Верхний мел, (датский ярус)
3300
—
Ри = 0,811
Не эксплуатируется
Крупное； 60 млн. т
Торфельт, нефтяное; 1970
Блок 2/5
—
Верхний мел, (датский ярус)
一
рн = 0,825
Не эксплу' атируется
Среднее;
16 млн. т
Эдда, нефтяное; 1972
Блок 2/7
Верхний мел —— палеоген (датский ярус)
3000; 2
Рн = 0,834
Не эксплу^ атнруется
Среднее;
8 млн. т
Элдфиск, нефтяное; 1970
Блок 2/7
Высота
z 150 м
Верхний мел (датский ярус)
2789—2905;
4
——
рн = 0,845
Не эксплу^ атнруется
Крупнейшее； 130 млн. т.
Хаймдалл, газо- конденсатнонефтя- ное; 1972
Блок 25/4
Верхний мел (датский ярус, газоконденсат), юра (признаки нефти)
1830—2130
一
Не эксплуатируется
Среднее;
40 млрд, м3
Характеристика основных месторождений Центральноевропейского НГБ
Т а б л и ц а 1.11
т6т6口口弱е/г弱е/г中丨n中丨nSo g 嘖s 尸弱0;mII. nSo g 嘖s 尸弱0;mII. n
т
6
т
6
口
口
弱е
/г
弱е
/г
中丨n
中丨n
So g 嘖s 尸弱0
;m
II. n
So g 嘖s 尸弱0
;m
II. n
w
Месторождение;
год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количе-
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (рн)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т, -аза в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в мли. т, газа в млрд, м9
Ийзельмонд, нефтяное; 1956
Провинция Ю?кная Голландия, окрестности г. Роттердам
Брахианти- клиналь
Баррем
930
Пластовая сводовая
Рн — 0,942
Незначительная
Мелкое
Пийнакер, нефтяное; 1955
Провинция Южная Голландия
Брахианти- клиналь
Баррем
1740
Пластовая сводовая с элементами тектонического экранирования
Рн = 0,845
Незначительная
Мелкое
Ридеркерк, нефтяное; 1957
Провинция Южная Голландия
Брахианти- клиналь
Баррем;
валанжин
900—1530; 3
Пластовые сводовые
Рн = 0,902
Незначительная
Мелкое
Дельфт, нефтяное; 1954
Провинция Южная Голландия
Брахианти- клиналь
Неоком; альб
900—1100; 3
Пластовые сводовые
рн = 0,866
Незначительная
Мелкое
Вассенар, нефтяное; 1956
Провинция Южная Голландия
Брахианти- клиналь
Готерив
1560
Пластовая сводовая
Рн 匸 0,946
Незначительная
Мелкое
Слохтерен (Гронинген), газовое； 1959
Провинция Гронинген, Северо-Восточные Нидерланды
Купол, разбитый многочисленными нарушениями;
22X40 км2
Нижняя пермь, песчаники слохтерен
2800—2975
Пластовая сводовая с элементами тектонического экранирования
СН&—82, С?Нб+ £ + высш, — 3, № — 14, СО2 — 1; содержание конденсата незначительное
3,6 млрд, м3
Гигантское; 1870 млрд, м3
Шенебек, нефтяное; 1943
Провинция Дренте
Пологая антиклиналь, нарушенная рядом поперечных разломов
Валанжин, бентхайм- ский песчаник
650—880
Пластовая тектонически и стратиграфически экранированная
Рн = 0,942
0,79
1
Среднее;
35 млн. т
Де-^ийк, газо-
Провинция
< 3'Vv>*'hto
Ловушка об- ,Г*а^остамя кем-
Верхняя тт<'Г>м1>.
2400
Массивная в барь- J СН4 — 15,/
J Мелкие
бинацией антиклинали и барьерного
ГШ由2
плитчатый доломит
1
1
Берген, газо- вое; 1964
Провинция Северная
Антиклиналь, ЗОНЫ ВЬГКЛИ' нивания
Нижняя пермь; вер хний мел
1698—2521
Пластовая сводовая, литологически огр аниченная
СЩ —94,6, № — 0,98
0,0151
Крупное;
99,1 млрд, м3
Кеворден, газовое; 1948
Провинция Оверейссел
Антиклиналь, зоны выклинивания
Верхняя пермь; главный доломит
2700
Массивная в барьерном рифе
СН4-91,5, с2н6 + + высш.— 0,5, N2 一 5, co2 — з
Среднее;
8 млрд, м3
Тюберген, газовое; 1949
Провинция Оверейссел
Антиклиналь, зоны выклинивания
Верхняя пермь; “ главный доломит
1400
Массивная в барьерном рифе
CH4 — 88, с2нб +
вьгеш. 2， № — 8,6, COg — 1 ,з
0,0015
Среднее;
7 млрд. м‘
Харлинген, га-
Провинция фриг гтзнлия
Антиклиналь
Нижняя пермь
1800
Пластовая сводовая
Газ сухой
Крупное;
7в敏лрд. W
зовое, 1966
Амеланд, газо-
Остров Аме-
Антиклиналь
Нижняя пермь
!3000
Пластовая сводовая
1 Газ сухой
Крупное;
1 50 млрд, м3.
вое; 1УОЭГ.
Блок
L/10—L/|Lc
Блоки
L/10—L/11
Антиклиналь
Нижняя пермь
4150
一
Не эксплуатируется
Крупнейшее; 150 млрд, м3
газовое; 1969
Блок F/18, нефтяное; 1970
Блок F/18 Голландского сектора Северного
—
Юра
—
Рн = °，831
Не эксплуатируется
Крупное； 50 млн. т
Денекамп, газовое; 1952
Провинция Оверейссел
Ловушка образована комбинацией антиклинали и барьерного рифа
Верхняя пермь
1850
Массивная в барьерном рифе
СН4 — 86
Среднее
Блок К/7, газовое; 1969
Блок К" Голландского сектора Северного моря
Нижний триас
4270
Таблица 1.16
Характеристика основных месторождений Центральноевропейского НГБ
Таблица 1.19
Характеристика основных месторождений Центральноевропейского НГ6
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазо- насосных пластов в м； их количе-
Типы залежей
Плотность нефти в с/см3 3)； газовый фактор в ма/т (%); состав газа в %
Добыча I нефти в мли, т,
В Млрд м3 в 1974 г.
Категория крупности;
начальные доказанные
запасы нефти в млн, т, газа
в млрд, м3
Киль, нефтяное; 1955
В 15 км к северо-востоку от Киля
Региональный подъем юрских отложений
Доггер (аален — доггер 0)
1600
Пластовая, стратиграфически экранированная
Незначительная
Мелкое
Хайде, нефтяное; 1925
Западное побережье ШлезвигТол- штейна
Соляной купол; 60X4 км2
Маастрихт; ту- рон; неоком; цехштейн (кепрок)
200—1700;
7
Пластовые, стратиграфически и тектонически экранированные, массивная сводовая
Рн = = 0,865 —
—0,927
Незначительная
Мелкое
Райтброк, нефтяное; 1938
В 15 км к югу от Гамбурга
Соляной купол; ширнна 3 км
Маастрихт, райтброкскне слои; аален, доггер В
600—700
Пластовые, тектонически экранированные
Ри = 0,930
Незначительная
Мелкое
Хоне, нефтяное; 1951
В 50 км к северо-востоку от Ганновера
Брахианти- клиналь
Нижний доггер; лейас; рэт
1400
Пластовые, тектонически экранированные
Ри = =0,854 — —0,860
Незначительная
Мелкое
Везендорф, нефтяное； 1943
е
В 15 км к северу от Гифхорна
Соляной купол
Лейас а; доггер 0; неоком
250—1800;
3
Пластовые, тектонически экранированные
pH = =0,815— —0,952;
Гф = 12—14
Незначительная
Мелкое
叫叫_6_6「АМЕУР「「АМЕУР「6РЕМЕН6РЕМЕН尽尽Ng ^s^ d 鷗3W2。Ng ^s^ d 鷗3W2。--Q--Q飞02飞02фрфрНК6УРТНК6УРТ然N3z諸然N3z諸р5'^-CCHр5'^-CCH-，8-，8iiii".".ebehuapsrebehuapsrSv.' zsffB豈嵬Sv.' zsffB豈嵬рнс，1・19・ Обзорная схема раз， меЕення MecTOPO7K=eHHнефти н газа в пределах иентрамьноев， pone#CKOro S ПредальпнАского неетегазоноснь-х ^HnQ^XO® на террнторнн ФРГ а ― граннщя неетегазонос， ных бассейнов- 6 丨 дга^-нг^ е 丨 raе ― нзогвпс 広 KPOBUH rex， Етейна в м; Q I нзогнпсы до — AOEBblnoHeoreHOBOro основания в м; е — Гранина к>рско，мело， вых трогов，месторо-ЖАення- централь— колм^оз^дал^к® Нг八 — змлнххам- 2 — змлнх， «p^slwsp- 3—рзл4 —Адор 5 1Aцорпалум” 6 Iеер， Хорн。 7 - лннген- 8 丨 кал 9 - ратиелу S- ( внмен"二一 иттербек-хал} еренсве， re- Mennelj4 - ребе- пермеер” 75 — Аннавеен- J6 I ЗЕ」7 丨 ybseHls - Георге， поре—вентхам” 2D--хоен， кербен- "—фенпорф^ 22—рк}， тенброк” мы— ©в^геьг- 24—злъ， беле25--зтиел26-хенгст， лаге、 27—— петлннген28-вар・ рнен” 2g 丨остенвазьпе” 30 I пннез|「арен・ 32— мель， берген- 33 丨 Хе金ельтг 34 丨рнс，1・19・ Обзорная схема раз， меЕення MecTOPO7K=eHHнефти н газа в пределах иентрамьноев， pone#CKOro S ПредальпнАского неетегазоноснь-х ^HnQ^XO® на террнторнн ФРГ а ― граннщя неетегазонос， ных бассейнов- 6 丨 дга^-нг^ е 丨 raе ― нзогвпс 広 KPOBUH rex， Етейна в м; Q I нзогнпсы до — AOEBblnoHeoreHOBOro основания в м; е — Гранина к>рско，мело， вых трогов，месторо-ЖАення- централь— колм^оз^дал^к® Нг八 — змлнххам- 2 — змлнх， «p^slwsp- 3—рзл4 —Адор 5 1Aцорпалум” 6 Iеер， Хорн。 7 - лннген- 8 丨 кал 9 - ратиелу S- ( внмен"二一 иттербек-хал} еренсве， re- Mennelj4 - ребе- пермеер” 75 — Аннавеен- J6 I ЗЕ」7 丨 ybseHls - Георге， поре—вентхам” 2D--хоен， кербен- "—фенпорф^ 22—рк}， тенброк” мы— ©в^геьг- 24—злъ， беле25--зтиел26-хенгст， лаге、 27—— петлннген28-вар・ рнен” 2g 丨остенвазьпе” 30 I пннез|「арен・ 32— мель， берген- 33 丨 Хе金ельтг 34 丨士енннген。35 — ертланп” 66 — кваккенбрзкк" eexm J』1「опьпенЕтап39 丨утз^^ I ъ^ззге- 4」一верблен” 42 —，ЦН1 кель・ 43 ——вухорст- 44 I Знен6ург・ 45 丿 вареноур46 ——фогге・ gzlEpaMoepre-qs — ApeHma^Ae 49 I ЕОСС50 - Апьте- 5丨曰 та今М6ке・ 52 丨义адемспорф" 53 丨 SJOAepQPVX- 54 I эсперке- 55 丨 то， ре 产 56 丨 BHTU57 — ©5^-^л^^- 58 — FaM6ypeH・ 59 — нненхаген・ 60丨 хенн^сен” 6、丨 Харлесс62 — ^-лооол- 63 — JIeDTP 64 - o^nrt^s' 65 - мекьме" W6 - Оберг- 67 丨 EpoiillnaA.丨 хоенасселу 69 GexenbA70 — еаутге^м" 7 7 - PJOM72 — меерпор73 — пейвер п70 — Гн今хор严 75 - еальЕтейн,- 7f I зйклннген" 77 I везендоре” 78 ! w^w^ffis^-wsto' 79 - хоне，80 丨 ЗХАННГен- 87 I оррель- 82 丨 83 丨 пзбен- 84 - виттннген" 8 5 丨 кнесебек。8” I ^и®^- 8 7 丨-эра" 88 J оорхот 39 I Кальберла" 90 丨 варсепет” 9 7 — Шведенек. 92 — кнму 93 I вооттап94 丨 плен、пен・ост” 95 — Варнау- 96 — Прнти- 97 丨 BpaMETahT) 98 丨 Меккель 今 ель9g - саттор0 丨 CHHCTOPe s^ 丨 pa®T6POKy2 丨 хестербер3 丨 ванзен・ s^ — оструп” 705 ― пюбен、s^ 1 тензе”07 丨 вустро 708 Апельдорн、-09 丨 АЕен"о — варенборстеп一二 — ЕОКЕТапту j2 ―- пеблннгсхаузен-二 3 I барвнк-二4 I FPOC?MecceH・5 I кваадмоор jI ред,ен-7 — загермеер”8 I ETOPCT” 二9 — барнхорнуo 丨 e40^s- 727 丨 внтннгсмооу 722 I гроотхузен'уттум- -23 I змемюнпун124 — КНР， 《аттен-25 丨 Мессинген- Пред,аптннскнн「в二 — Меншрот; 2 丨 3-лнванген; 3 I KxpmnopB” 4 丨 П 今 улленуор^ —I ^M&20^4sxss- 6 — лаубен- 7 丨 Арлесрн8 I ^nn^s«^- 9 I моозах- 10 — волт ьерсберг- ; I Анцнн? 72 丨 хоенлннден”」3 - BenbneH* j4 - Алъбахнн/ — Енаупннг” -6 - изенг G -- Аорфен、78 丨曰танкнрхен" - 9 — ОАГассер” 20 If внерван2- Амтенн22 丨 ww^sw^to^^^v^ 73 丿 мюльдрре- 24 - гентор4b 25 ——kapxlw26 — игтензе27 ——G^sxo^nK- 28 丨 ^os^wwtf - 29 —— хосскнрх-— мнзенхайм- 3」丨 маркпор32 丨 EHaT3e33 - Валь юрско，мелове прогнбь二 7 - врамЕтад,т，кнпьскн- 77 ― X w^ta-л - ff 丨 rt-^одаЁ^^Ъ-н'^ ws^^^ows»^- W I Fxop 产 V I— Алпер 一 yj — ннхнесаксонскан впаднна士енннген。35 — ертланп” 66 — кваккенбрзкк" eexm J』1「опьпенЕтап39 丨утз^^ I ъ^ззге- 4」一верблен” 42 —，ЦН1 кель・ 43 ——вухорст- 44 I Знен6ург・ 45 丿 вареноур46 ——фогге・ gzlEpaMoepre-qs — ApeHma^Ae 49 I ЕОСС50 - Апьте- 5丨曰 та今М6ке・ 52 丨义адемспорф" 53 丨 SJOAepQPVX- 54 I эсперке- 55 丨 то， ре 产 56 丨 BHTU57 — ©5^-^л^^- 58 — FaM6ypeH・ 59 — нненхаген・ 60丨 хенн^сен” 6、丨 Харлесс62 — ^-лооол- 63 — JIeDTP 64 - o^nrt^s' 65 - мекьме" W6 - Оберг- 67 丨 EpoiillnaA.丨 хоенасселу 69 GexenbA70 — еаутге^м" 7 7 - PJOM72 — меерпор73 — пейвер п70 — Гн今хор严 75 - еальЕтейн,- 7f I зйклннген" 77 I везендоре” 78 ! w^w^ffis^-wsto' 79 - хоне，80 丨 ЗХАННГен- 87 I оррель- 82 丨 83 丨 пзбен- 84 - виттннген" 8 5 丨 кнесебек。8” I ^и®^- 8 7 丨-эра" 88 J оорхот 39 I Кальберла" 90 丨 варсепет” 9 7 — Шведенек. 92 — кнму 93 I вооттап94 丨 плен、пен・ост” 95 — Варнау- 96 — Прнти- 97 丨 BpaMETahT) 98 丨 Меккель 今 ель9g - саттор0 丨 CHHCTOPe s^ 丨 pa®T6POKy2 丨 хестербер3 丨 ванзен・ s^ — оструп” 705 ― пюбен、s^ 1 тензе”07 丨 вустро 708 Апельдорн、-09 丨 АЕен"о — варенборстеп一二 — ЕОКЕТапту j2 ―- пеблннгсхаузен-二 3 I барвнк-二4 I FPOC?MecceH・5 I кваадмоор jI ред,ен-7 — загермеер”8 I ETOPCT” 二9 — барнхорнуo 丨 e40^s- 727 丨 внтннгсмооу 722 I гроотхузен'уттум- -23 I змемюнпун124 — КНР， 《аттен-25 丨 Мессинген- Пред,аптннскнн「в二 — Меншрот; 2 丨 3-лнванген; 3 I KxpmnopB” 4 丨 П 今 улленуор^ —I ^M&20^4sxss- 6 — лаубен- 7 丨 Арлесрн8 I ^nn^s«^- 9 I моозах- 10 — волт ьерсберг- ; I Анцнн? 72 丨 хоенлннден”」3 - BenbneH* j4 - Алъбахнн/ — Енаупннг” -6 - изенг G -- Аорфен、78 丨曰танкнрхен" - 9 — ОАГассер” 20 If внерван2- Амтенн22 丨 ww^sw^to^^^v^ 73 丿 мюльдрре- 24 - гентор4b 25 ——kapxlw26 — игтензе27 ——G^sxo^nK- 28 丨 ^os^wwtf - 29 —— хосскнрх-— мнзенхайм- 3」丨 маркпор32 丨 EHaT3e33 - Валь юрско，мелове прогнбь二 7 - врамЕтад,т，кнпьскн- 77 ― X w^ta-л - ff 丨 rt-^одаЁ^^Ъ-н'^ ws^^^ows»^- W I Fxop 产 V I— Алпер 一 yj — ннхнесаксонскан впаднналенннген。35 1 ортланд” 66 —ленннген。35 1 ортланд” 66 —I Зйклннген ханкенсбютте*I Зйклннген ханкенсбютте*
叫
叫
_6
_6
「АМЕУР「
「АМЕУР「
6РЕМЕН
6РЕМЕН
尽
尽
Ng ^s^ d 鷗3W2。
Ng ^s^ d 鷗3W2。
--Q
--Q
飞02
飞02
фр
фр
НК6УРТ
НК6УРТ
然N3z諸
然N3z諸
р5'^-CCH
р5'^-CCH
-，8
-，8
ii
ii
".
".
ebehuapsr
ebehuapsr
Sv.' zsffB豈嵬
Sv.' zsffB豈嵬
рнс，1・19・ Обзорная схема раз， меЕення MecTOPO7K=eHHнефти н газа в пределах иентрамьноев， pone#CKOro S ПредальпнАского неетегазоноснь-х ^HnQ^XO® на террнторнн ФРГ а ― граннщя неетегазонос， ных бассейнов- 6 丨 дга^-нг^ е 丨 raе ― нзогвпс 広 KPOBUH rex， Етейна в м; Q I нзогнпсы до — AOEBblnoHeoreHOBOro основания в м; е — Гранина к>рско，мело， вых трогов，
месторо-ЖАення- централь— колм^оз^дал^к® Нг八 — змлнххам- 2 — змлнх， «p^slwsp- 3—рзл4 —Адор 5 1Aцорпалум” 6 Iеер， Хорн。 7 - лннген- 8 丨 кал 9 - ратиелу S- ( внмен"二一 иттербек-хал} еренсве， re- Mennelj4 - ребе- пермеер” 75 — Аннавеен- J6 I ЗЕ」7 丨 ybseHls - Георге， поре—вентхам” 2D--хоен， кербен- "—фенпорф^ 22—рк}， тенброк” мы— ©в^геьг- 24—злъ， беле25--зтиел26-хенгст， лаге、 27—— петлннген28-вар・ рнен” 2g 丨остенвазьпе” 30 I пннез|「арен・ 32— мель， берген- 33 丨 Хе金ельтг 34 丨
рнс，1・19・ Обзорная схема раз， меЕення MecTOPO7K=eHHнефти н газа в пределах иентрамьноев， pone#CKOro S ПредальпнАского неетегазоноснь-х ^HnQ^XO® на террнторнн ФРГ а ― граннщя неетегазонос， ных бассейнов- 6 丨 дга^-нг^ е 丨 raе ― нзогвпс 広 KPOBUH rex， Етейна в м; Q I нзогнпсы до — AOEBblnoHeoreHOBOro основания в м; е — Гранина к>рско，мело， вых трогов，
месторо-ЖАення- централь— колм^оз^дал^к® Нг八 — змлнххам- 2 — змлнх， «p^slwsp- 3—рзл4 —Адор 5 1Aцорпалум” 6 Iеер， Хорн。 7 - лннген- 8 丨 кал 9 - ратиелу S- ( внмен"二一 иттербек-хал} еренсве， re- Mennelj4 - ребе- пермеер” 75 — Аннавеен- J6 I ЗЕ」7 丨 ybseHls - Георге， поре—вентхам” 2D--хоен， кербен- "—фенпорф^ 22—рк}， тенброк” мы— ©в^геьг- 24—злъ， беле25--зтиел26-хенгст， лаге、 27—— петлннген28-вар・ рнен” 2g 丨остенвазьпе” 30 I пннез|「арен・ 32— мель， берген- 33 丨 Хе金ельтг 34 丨
士енннген。35 — ертланп” 66 — кваккенбрзкк" eexm J』1「опьпенЕтап39 丨утз^^ I ъ^ззге- 4」一верблен” 42 —，ЦН1 кель・ 43 ——вухорст- 44 I Знен6ург・ 45 丿 вареноур46 ——фогге・ gzlEpaMoepre-qs — ApeHma^Ae 49 I ЕОСС50 - Апьте- 5丨曰 та今М6ке・ 52 丨义адемспорф" 53 丨 SJOAepQPVX- 54 I эсперке- 55 丨 то， ре 产 56 丨 BHTU57 — ©5^-^л^^- 58 — FaM6ypeH・ 59 — нненхаген・ 60丨 хенн^сен” 6、丨 Харлесс62 — ^-лооол- 63 — JIeDTP 64 - o^nrt^s' 65 - мекьме" W6 - Оберг- 67 丨 EpoiillnaA.丨 хоенасселу 69 GexenbA70 — еаутге^м" 7 7 - PJOM72 — меерпор73 — пейвер п70 — Гн今хор严 75 - еальЕтейн,- 7f I зйклннген" 77 I везендоре” 78 ! w^w^ffis^-wsto' 79 - хоне，80 丨 ЗХАННГен- 87 I оррель- 82 丨 83 丨 пзбен- 84 - виттннген" 8 5 丨 кнесебек。8” I ^и®^- 8 7 丨-эра" 88 J оорхот 39 I Кальберла" 90 丨 варсепет” 9 7 — Шведенек. 92 — кнму 93 I вооттап94 丨 плен、пен・ост” 95 — Варнау- 96 — Прнти- 97 丨 BpaMETahT) 98 丨 Меккель 今 ель9g - саттор0 丨 CHHCTOPe s^ 丨 pa®T6POKy2 丨 хестербер3 丨 ванзен・ s^ — оструп” 705 ― пюбен、s^ 1 тензе”07 丨 вустро 708 Апельдорн、-09 丨 АЕен"о — варенборстеп一二 — ЕОКЕТапту j2 ―- пеблннгсхаузен-二 3 I барвнк-二4 I FPOC?MecceH・5 I кваадмоор jI ред,ен-7 — загермеер”8 I ETOPCT” 二9 — барнхорнуo 丨 e40^s- 727 丨 внтннгсмооу 722 I гроотхузен'уттум- -23 I змемюнпун124 — КНР， 《аттен-25 丨 Мессинген- Пред,аптннскнн「в二 — Меншрот; 2 丨 3-лнванген; 3 I KxpmnopB” 4 丨 П 今 улленуор^ —I ^M&20^4sxss- 6 — лаубен- 7 丨 Арлесрн8 I ^nn^s«^- 9 I моозах- 10 — волт ьерсберг- ; I Анцнн? 72 丨 хоенлннден”」3 - BenbneH* j4 - Алъбахнн/ — Енаупннг” -6 - изенг G -- Аорфен、78 丨曰танкнрхен" - 9 — ОАГассер” 20 If внерван2- Амтенн22 丨 ww^sw^to^^^v^ 73 丿 мюльдрре- 24 - гентор4b 25 ——kapxlw26 — игтензе27 ——G^sxo^nK- 28 丨 ^os^wwtf - 29 —— хосскнрх-— мнзенхайм- 3」丨 маркпор32 丨 EHaT3e33 - Валь юрско，мелове прогнбь二 7 - врамЕтад,т，кнпьскн- 77 ― X w^ta-л - ff 丨 rt-^одаЁ^^Ъ-н'^ ws^^^ows»^- W I Fxop 产 V I— Алпер 一 yj — ннхнесаксонскан впаднна
士енннген。35 — ертланп” 66 — кваккенбрзкк" eexm J』1「опьпенЕтап39 丨утз^^ I ъ^ззге- 4」一верблен” 42 —，ЦН1 кель・ 43 ——вухорст- 44 I Знен6ург・ 45 丿 вареноур46 ——фогге・ gzlEpaMoepre-qs — ApeHma^Ae 49 I ЕОСС50 - Апьте- 5丨曰 та今М6ке・ 52 丨义адемспорф" 53 丨 SJOAepQPVX- 54 I эсперке- 55 丨 то， ре 产 56 丨 BHTU57 — ©5^-^л^^- 58 — FaM6ypeH・ 59 — нненхаген・ 60丨 хенн^сен” 6、丨 Харлесс62 — ^-лооол- 63 — JIeDTP 64 - o^nrt^s' 65 - мекьме" W6 - Оберг- 67 丨 EpoiillnaA.丨 хоенасселу 69 GexenbA70 — еаутге^м" 7 7 - PJOM72 — меерпор73 — пейвер п70 — Гн今хор严 75 - еальЕтейн,- 7f I зйклннген" 77 I везендоре” 78 ! w^w^ffis^-wsto' 79 - хоне，80 丨 ЗХАННГен- 87 I оррель- 82 丨 83 丨 пзбен- 84 - виттннген" 8 5 丨 кнесебек。8” I ^и®^- 8 7 丨-эра" 88 J оорхот 39 I Кальберла" 90 丨 варсепет” 9 7 — Шведенек. 92 — кнму 93 I вооттап94 丨 плен、пен・ост” 95 — Варнау- 96 — Прнти- 97 丨 BpaMETahT) 98 丨 Меккель 今 ель9g - саттор0 丨 CHHCTOPe s^ 丨 pa®T6POKy2 丨 хестербер3 丨 ванзен・ s^ — оструп” 705 ― пюбен、s^ 1 тензе”07 丨 вустро 708 Апельдорн、-09 丨 АЕен"о — варенборстеп一二 — ЕОКЕТапту j2 ―- пеблннгсхаузен-二 3 I барвнк-二4 I FPOC?MecceH・5 I кваадмоор jI ред,ен-7 — загермеер”8 I ETOPCT” 二9 — барнхорнуo 丨 e40^s- 727 丨 внтннгсмооу 722 I гроотхузен'уттум- -23 I змемюнпун124 — КНР， 《аттен-25 丨 Мессинген- Пред,аптннскнн「в二 — Меншрот; 2 丨 3-лнванген; 3 I KxpmnopB” 4 丨 П 今 улленуор^ —I ^M&20^4sxss- 6 — лаубен- 7 丨 Арлесрн8 I ^nn^s«^- 9 I моозах- 10 — волт ьерсберг- ; I Анцнн? 72 丨 хоенлннден”」3 - BenbneH* j4 - Алъбахнн/ — Енаупннг” -6 - изенг G -- Аорфен、78 丨曰танкнрхен" - 9 — ОАГассер” 20 If внерван2- Амтенн22 丨 ww^sw^to^^^v^ 73 丿 мюльдрре- 24 - гентор4b 25 ——kapxlw26 — игтензе27 ——G^sxo^nK- 28 丨 ^os^wwtf - 29 —— хосскнрх-— мнзенхайм- 3」丨 маркпор32 丨 EHaT3e33 - Валь юрско，мелове прогнбь二 7 - врамЕтад,т，кнпьскн- 77 ― X w^ta-л - ff 丨 rt-^одаЁ^^Ъ-н'^ ws^^^ows»^- W I Fxop 产 V I— Алпер 一 yj — ннхнесаксонскан впаднна
ленннген。35 1 ортланд” 66 —
ленннген。35 1 ортланд” 66 —
I Зйклннген ханкенсбютте*
I Зйклннген ханкенсбютте*
j продолжение табл. 1.19
ЛТесто рождение год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложеннй
Глубина залегания нефтегазонасосных пластов； их количество
Тины залежей
Плотность нефти в г/см (Рн)； газовы фактор в м3/ (^ф)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд м3 в 1972 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти в млн, т, газа
Ханкенсбюттель, нефтяное, 1954
В 80 км к югу от Гамбурга
Стратиграфическая ловушка на крыле соляного купола
Доггер В
1428—1538, 1482-1535;
2
Пластовые стратиграфически экранированные
Рн = 0,850
Незначительная
Мелкое
Ниенхаген-Хе- нигсен, нефтяное; 1870
В 30 км к северо-востоку от Ганновера
Соляной купол
Маастрихт； ва- ланжин; вельд; корнбраш； рэт
450—1500; 5
Пластовые, стратиграфически и литологически экранированные
р“ = 0,879
Незначительная
Мелкое
Витце, нефтяное; 1896
В 40 км к северу от Ганновера
Соляной купол; 15X3 км2
Маастрихт; вельд; корнбраш; рэт
160-1250
Пластовые, тектонически экранированные
Ри = 二 0,880— —0,950
Незначительная
Мелкое
Зюдербрух, нефтяное; 1949
В 40 км к северо-западу от Ганновера
Пологая антиклиналь в межсолевой мульде
Валанжин; портланд, ки- меридж; доггер; лейас
1100-2500;
5
Пластовые сводовые, литологически ограниченные
Рн = =0,834— —0,940
Незначительная
Мелкое
Дюсте, нефтегазовое; 1954
В 30 км к югу от Бремена
Антиклиналь, нарушенная сбросами
Валанжин； мальм; нижний триас; цех- штейн
1000—1300, 2500
Пластовые сводовые
Незначительная
Мелкое
Продолжение табл. 1*19
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегання нефтегазонасосных пластов； в м нх количество
Тнпы залежей
Плотность 1 тебтн в г/сма (Рн)； газовый фактор в м3/т1 (「ф)； “став газа в %
Добыча ] нефти [ в млн. т. 1 газа1
в млрд м8 в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд. ма
Реден, газовое; 1961
В 60 км к югу от Бремена
Антиклиналь, разбитая сбросами
Верхняя пермь, главный доломит; нижний триас; верхний карбон
2100—2500;
3
Пластовые сводовые с элементами тектонического экранирования
Цехштейн: СН4 — 75, № — 7. Верхний карбон: СН4 一 81,4, № — 7
0,65 млрд, м3
Среднее
Адорф-Далум, газонефтяное; 1942, 1955
В провинции Эмсланд
Антиклиналь
Валанжин;
мальм; нижний триас; верхняя пермь;
главный доломит; верхний карбон
2170—2825;
4
Пластовые сводовые, массивная сводовая
Рн = 0,866; СН4 — 77,3, № — 4,6
0,16
млрд, м3
Среднее; 6 млн. т
Брамберге, нефтяное; 1958
В 10 км к северу от Лингена
Антиклиналь;
9,5 км2
Валанжин, бентхаймский песчаник
800; 1
Пластовая сводовая
Рн = 0,881;
Тф = 36
0,8 млн. т
Среднее;
35 млн. т
Георгсдорф, нефтяное; 1944
В провинции Эмсланд
Антиклиналь
Валанжин бентхаймский песчаник; а пт
870; 4
Пластовые сводовые
ри = 0,906
~0)3 млн. т
Среднее;
20 млн. т
Гроотхузен; газовое; 1964
В устье р. Эмс
Антиклиналь
Нижняя пермь
3300; 1
Пластовая сводовая
СН4 — 75, № — 7,9
4,6 млрд, м3
65
млрд, м3
Уттум, газовое; 1970
В устье р.Эмс, в 10 км к северо-востоку от Гро- отхузена
Антиклиналь
Нижняя пермь
3700
Пластовая сводовая
СН4 一 93, N2 — 3
Среднее
8
рнт-2-месторожхенне Амп 今 нш*《no Kraus・ 1969》，一 структурная карта кровлн хаттских песнаннков6 I структурная карта кровлн базальных necqa. у 宅； ннков зоиенае — разрез местобожАення.f I н30s 口 сы кровлн базальных песнанмков 30ена в м2 I нарушения3 — гвк" 4 I залежвгазарнт-2-месторожхенне Амп 今 нш*《no Kraus・ 1969》，一 структурная карта кровлн хаттских песнаннков6 I структурная карта кровлн базальных necqa. у 宅； ннков зоиенае — разрез местобожАення.f I н30s 口 сы кровлн базальных песнанмков 30ена в м2 I нарушения3 — гвк" 4 I залежвгазаPHP 1・2-Месторо 国денне Внерванг《口。Kraus-1969)— структурная карта кровли Хатт,скнх песнанмков； 6 — разрез место,рохбенн 戸J 丨 нзогнпсы кровля хантскнх песча， ннков в м) 2 I HapyEeHHHJ 3 丨 гвк- 4 I ЬКМЯЛ mss^msu^sss НРОАУКТНВ, ных песианнков- 5 — газовая залежьPHP 1・2-Месторо 国денне Внерванг《口。Kraus-1969)— структурная карта кровли Хатт,скнх песнанмков； 6 — разрез место,рохбенн 戸J 丨 нзогнпсы кровля хантскнх песча， ннков в м) 2 I HapyEeHHHJ 3 丨 гвк- 4 I ЬКМЯЛ mss^msu^sss НРОАУКТНВ, ных песианнков- 5 — газовая залежь
рнт-2-месторожхенне Амп 今 нш*《no Kraus・ 1969》
，一 структурная карта кровлн хаттских песнаннков6 I структурная карта кровлн базальных necqa. у 宅； ннков зоиенае — разрез местобожАення.
f I н30s 口 сы кровлн базальных песнанмков 30ена в м2 I нарушения3 — гвк" 4 I залежвгаза
рнт-2-месторожхенне Амп 今 нш*《no Kraus・ 1969》
，一 структурная карта кровлн хаттских песнаннков6 I структурная карта кровлн базальных necqa. у 宅； ннков зоиенае — разрез местобожАення.
f I н30s 口 сы кровлн базальных песнанмков 30ена в м2 I нарушения3 — гвк" 4 I залежвгаза
PHP 1・2-Месторо 国денне Внерванг《口。Kraus-1969)— структурная карта кровли Хатт,скнх песнанмков； 6 — разрез место,рохбенн 戸
J 丨 нзогнпсы кровля хантскнх песча， ннков в м) 2 I HapyEeHHHJ 3 丨 гвк- 4 I ЬКМЯЛ mss^msu^sss НРОАУКТНВ, ных песианнков- 5 — газовая залежь
PHP 1・2-Месторо 国денне Внерванг《口。Kraus-1969)— структурная карта кровли Хатт,скнх песнанмков； 6 — разрез место,рохбенн 戸
J 丨 нзогнпсы кровля хантскнх песча， ннков в м) 2 I HapyEeHHHJ 3 丨 гвк- 4 I ЬКМЯЛ mss^msu^sss НРОАУКТНВ, ных песианнков- 5 — газовая залежь
Характеристика основных месторождений Предальпийского НГБ
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания продуктивных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти
В г/см« (рн)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд. Ms
Биерванг, газовое; 1964
В 62 км к востоку от Мюнхена
Пологая антиклиналь;
8X1,3 км2, высота 55 м
Хатт
1550; 2
1 Пластовые сводовые
СН4 — 99
Незначительная
Мелкое;
2,8 млрд, м3 (хатт)
Ампфинг, газонефтяное, 1954
В 60 км к северу—северо- востоку от Мюнхена
Пологая антиклиналь; хатt —— 6X0,7 км?, высота 30 м; эоцен — длина 10 км, высота 120 м
Хатт; эоцен, базальные песчаники
Хатт — 1045—1075. Эоцен — 1700—1820;
3
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Рн = 0,900; газ сухой
Незначительная
Мелкое; 0,5 млн. т, 1,2 млрд, м3
Асслинг, нефтяное; 1961
В 40 км к юго- востоку от Мюнхена
Пологая антиклиналь; длина 5,5 км, высота 70 м
Эоцен, базальные песчаники
3500
Пластовая сводовая
ри = 0,835
Незначительная
Мелкое;
1,13 млн. т
Дархинг, нефтяное, 1965
В 30 км к северо-востоку от Мюнхена
Пологая антиклиналь
Эоцен, базальные песчаники; ру- пель
4400
Пластовая сводовая
Рн = 0,827
Незначительная
Мелкое
Киршдорф, газовое; 1962
В 35 км к югу от Ульма
Пологая антиклиналь
Средняя юра
——
Пластовая сводовая
СН4 一 91
0,024 млрд, м3
Мелкое
Маркдорф, нефтяное; 1962
На северном берегу оз. Боденского
Пологая антиклиналь
Лейас
Пластовая сводовая
Рн = 0,902
/
Мелкое
р「р「ТУЗУЗАТУЗУЗАVV冒0 S- 图3图dN6 Ne gw冒0 S- 图3图dN6 Ne gwAPMO 至 AHC至工 МАСС"APMO 至 AHC至工 МАСС"//^s\^s\、鴉一、鴉一^^^>Е^^ ・2^^^>Е^^ ・2Q: sQ: spc・ 1・47・ Обзорнаясхема рюзме!ценнане 今 TaHEX н газовых MecTopoacNeHHHиАк"нтанском Н『Е ^^.^»2 ^.w поверхность:— юрскнх OHbosrtffis®' 6 — nane030CKHX OTSOSieHHA в м- е I M^wascE Аквт кого неетегазоносного бассейна — мавныnHpeHCKJНМАВН6 — Н80ГНПСЕ KPOBUH еунпамент - ^oa^^s»^ -密з£*е у 丨 Мот; 4 — Парент 受 5 丨 Кабе 竺 6 — -Люк支 7 丨 бура” MHMK3aH，HOPд — хмгжзук.ю—ЛаверЛтпа'тес—меАо^сен-фо — по^/ГАС—руссе- J2 — сен，марсе・J3 - Лак~ f4 ―曰аркьpc・ 1・47・ Обзорнаясхема рюзме!ценнане 今 TaHEX н газовых MecTopoacNeHHHиАк"нтанском Н『Е ^^.^»2 ^.w поверхность:— юрскнх OHbosrtffis®' 6 — nane030CKHX OTSOSieHHA в м- е I M^wascE Аквт кого неетегазоносного бассейна — мавныnHpeHCKJНМАВН6 — Н80ГНПСЕ KPOBUH еунпамент - ^oa^^s»^ -密з£*е у 丨 Мот; 4 — Парент 受 5 丨 Кабе 竺 6 — -Люк支 7 丨 бура” MHMK3aH，HOPд — хмгжзук.ю—ЛаверЛтпа'тес—меАо^сен-фо — по^/ГАС—руссе- J2 — сен，марсе・J3 - Лак~ f4 ―曰аркь"Y а Ъ л и u. я \ .АЯ
р「
р「
ТУЗУЗА
ТУЗУЗА
V
V
冒0 S- 图3图d
N6 Ne gw
冒0 S- 图3图d
N6 Ne gw
APMO 至 AHC至工 МАСС"
APMO 至 AHC至工 МАСС"
/
/
^s\
^s\
、鴉一
、鴉一
^^^>Е^^ ・2
^^^>Е^^ ・2
Q: s
Q: s
pc・ 1・47・ Обзорнаясхема рюзме!ценнане 今 TaHEX н газовых MecTopoacNeHHHиАк"нтанском Н『Е ^^.^»2 ^.w поверхность:— юрскнх OHbosrtffis®' 6 — nane030CKHX OTSOSieHHA в м- е I M^wascE Аквт кого неетегазоносного бассейна — мавныnHpeHCKJНМАВН6 — Н80ГНПСЕ KPOBUH еунпамент - ^oa^^s»^ -密з£*е у 丨 Мот; 4 — Парент 受 5 丨 Кабе 竺 6 — -Люк支 7 丨 бура” MHMK3aH，HOPд — хмгжзук.ю—ЛаверЛтпа'тес—меАо^сен-фо — по^/ГАС—руссе- J2 — сен，марсе・
J3 - Лак~ f4 ―曰аркь
pc・ 1・47・ Обзорнаясхема рюзме!ценнане 今 TaHEX н газовых MecTopoacNeHHHиАк"нтанском Н『Е ^^.^»2 ^.w поверхность:— юрскнх OHbosrtffis®' 6 — nane030CKHX OTSOSieHHA в м- е I M^wascE Аквт кого неетегазоносного бассейна — мавныnHpeHCKJНМАВН6 — Н80ГНПСЕ KPOBUH еунпамент - ^oa^^s»^ -密з£*е у 丨 Мот; 4 — Парент 受 5 丨 Кабе 竺 6 — -Люк支 7 丨 бура” MHMK3aH，HOPд — хмгжзук.ю—ЛаверЛтпа'тес—меАо^сен-фо — по^/ГАС—руссе- J2 — сен，марсе・
J3 - Лак~ f4 ―曰аркь
Размещение месторождений н&г@ * 2 乌 Аквнтанском НГЕ
Крупный струк- турЪыИ элемент НГЕ
1 Район нефтегазо- накоплення
Структурная форма месторождения
Стратиграфическое положение продук- тнвннх отложений
Количество месторождений
Примеры месторождений
нефти
газа
не$тн1газа
Аркашонская впадина (впадина Паренти)
Парентн
Брахиантиклннали
Нижний мел (альб, апт, неоком)； верхняя и средняя юра
10
Паренти, Казо, Мот, Кабей, Лавернь, Ла-Тест
Впадина Адур
Лакская (антиклиналь По)
Антиклинали, разбитые нарушениями
Кампан, неоком, верхняя юра
1
2
Лак
Лак, Мейон- Сен-Фо-Пон- д'Ас—Руссе
Предпиренейский ппогиб
Сен-Марсе
Крутая антиклиналь
Сеноман, средняя юра, нижняя юра
1
Сен-Марсе
Таблица 1.49
Характеристика основных месторождений Аквитанского НГЪ
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (рн)； газовый фактор в мз/т (%)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд, м3 б 1974 г.
Категория круп■ ности； начальные доказанные запасы нефти в мли. т, газа в млрд, м3
Паренти, нефтяное, 1954
В западной части Аквитанского бассейна к юго-западу от Бордо
Антиклиналь; 10X4 км2, высота 370 M
Неоком— верхняя юра
2300—2670
Массивная сводовая
Рн = 0,862;
Гф — 15
0,54 млн. т
Среднее;
20 млн. т
Казо, нефтяное; 1959
В 60 км к юго-западу от Бордо
Антиклиналь, линзовидные прослои песчаников
Альб; верхняя юра, пур- бек
Альб — 2460—3000; 7
Пурбек — 3130; 2
Литологиче^ ски ограниченные, пластовые сводовые
Альб: рн = =0,854 Пурбек: рн = ~ 0,838
〜0,3 млн. т
Мелкое
О _
-
_ Продолжение табл. 1.49
Месторожде нне; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в Г/см3 ®н)； газовый фактор В МЗ/Т (%)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд, в 1974 г.
Категория круп、 ностн； начальные доказанные запасы не力тн в млн. т, газа в млрд, м3
Лавернь-ла- Тест, нефтяное, 1962
В окрестностях Арка- шона
Антиклиналь; 5 км2
Неоком; верхняя юра, пур- бек
3280
Пластовая сводовая
Рн = 0,820;
Гф 122
〜0,05 млн. т
Мелкое
Мот, нефтяное, 1955
В 50 км к югу от Бордо
Антиклиналь;
2,5—3 км2
Неоком
2430
Массивная сводовая
Рн = 0,920
〜0,02 млн. т
Мелкое
Кабей, нефтяное; 1964
К 25 км к востоку от Паренти
Моноклиналь, нарушенная сбросом
Неоком; верхняя юра
2075
Пластовые литологически н стратиграфи' чески зкрани- рованные
Рн = 0,841
0,05 млн. т
Мелкое
ЛюгоЛ нефтяное; 1956
В 33 км к северо-востоку от Паренти
Антиклиналь, нарушенная сбросами;
1X3,5 км2
А пт; неоком
Апт—/500 Неоком
1
Пластовые тектонически экранированные
Рн = 0,930;
不力=1*
〜0,02 млн. т
Мелкое
Люка, нефтяное; 1956
В 30 км к востоку от Паренти
Антиклиналь; 0,4 км2
Неоком; верхняя юра
2000
Массивная сводовая
pH = 0,835
0,003 млн. т
Мелкое
Лак Верхний, нефтяное; 1949
В 30 км к западу от По
Антиклиналь, нарушенная сбросами;
ЮХ 15 км2, высота 500 м
Кампан; неоком —верхняя юра
640 3500—5270
Массивные сводовые
pH 口 0,924; СН4 — 70, СгНб+высш.—
5, Н2s -— 16 1
0,03 млн. т, 7 млрд, м3
Крупнейшее; 0,7 млн. т, 250 млрд, м3
Лак Нижний, газовое; 1951
Продо лжей и е т аб л. 1.49
Месторождение； ГОД открытия
Местополо-. женне
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, нанмеиоваиие продуктивных отложений
Глубина залегания иефтегазо- иосных пластов в м； их количество
гДобычакатегория
Плотность неф;нефтиности; иачаль-
тн в г/см% (Рн),в м侖.т,ные доказа里ые
Тилы залежей | газовый фактор \газа\ запасы нефти
в м3/т (厂屯)；в млрд, м3 1 в мли. т, газа
состав газа в %в 1974 г. [ в м』рл・ м，
Мейон-Сен- Фо, газовое, 1965
Пон-д'Ас, газовое； 1970
Руссе, газо- вое, 1970
В 6 КМ К юго-востоку от По
Все три месторождения представляют собой различные блоки крупной антиклинали
Верхняя юра, доломит мано, доломит мей- он
4800—5150
Массивные сводовые, тек、 тонически экранированные
Мейон-Сен-Фо: СН4 — 77,8, С?Нб+ высш.— 8,8, Н2s — 5,8, СОа — 8,5
Мейон, Пон-д*Ас и Руссе — 0,4 млрд, м3
Крупное;
80 млрд, м3； (из них Мейон- Сен-Фо и Пон-д^с — 70 млрд, м3, Руссе —
10 млрд, м3
4450—5170
Пон-д'Ас: СН4 - 76,8, Н2s ~ 7,04
4450—4850
Руссе: СН《一 76,52, №S — 0,77
Сен-Марсе, газонефтяное, 1939
В предгорьях Пиренеев, в 30 км к западу от Буссенса
Антиклиналь с крутопадающими крыльями, разбитая сбросами, осложнена соляным массивом
Сеноман (газ); доггер (нефть); лейас (газ) 1
Сеноман — 1450 Лейас — 1830—1930
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
СН4 — 88,8, С2Н6+высш.— 8,2, № — 2,9, СО2 —0,1
~0,2 млрд, м3
Среднее;
7 млрд, м3
Характеристика основных месторождений Венского НГБ
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, иаимеиоваиие продуктиВ' ных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Ph)； газовый фактор в м3/т (%); состав газа в %
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Мюльберг, нефтегазовое; 1942
На севере Австрии, в 5 км к югу от границы с ЧССР
Брахиантикли- наль, разбитая продольным сбросом
Паннон; сармат; тор- тон
500—1700; 15
Пластовые тектонически экранированные
Ри 胃 0,840 (23-й горизонт тортона) — 0,905 (11-й горизонт)
0,056 млн. т
Мелкое
Хоенруп- персдорф; нефтегазовое; 1941
Брахиантикли- наль, нарушенная сбросами
Паннон;
сармат; тор- тон; гельвет; эоцен
520—1200; 6
Пластовые, тектонически экранированные
Мелкое
Санкт-Уль- рих-Хау- скирхен, нефтяное; 1938
В 12 км к югу от границы с ЧССР \
Погребенный эрозионный выступ флишевых пород донеоге- нового основа- 12X4 км2
Эоцен; гельвет； лаге-1, лаге-2, голубой горизонт
500—1400; 7
Пластовые, литологиче- ски экранированные, 1 массивные 1 в структур-[ ном выступе 1
Рн = 0,892 (гельвет) —0,860
0,075 млн. т ! Мелкое
Продолжени е табл. *.82
Месторож- 1Место-
денни; год /положение
открытия
Структура (форма; размеры)
СгратнгрЭ' фическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
\\ Категория
г1\ крупности,
ПлотностьIДобыча ] начальные
нефти в г/см3 (Рн); 1 нефти в мли. 1 доказанные газовый1т, газа [запасы
巾актор в м3/т (「由)；] в м班м [ нефти в мли. состав газа в %1 вГ" 1т, газа 8
11 в млрд, м$
Цверндорф;
газовое;
1952
В центральной части Венского бассейна (на границе Австриии
ЧССР)
Брахиантикли- наль; 10X5 км2
Паннон;
сармат; тор- тон
500—2500
Пластовые сводовые
Газ сухой
1,9 млрд, м3 1
Крупное;
70 млрд, м3
Матцен; нефтегазовое; 1949
В 30 км к северо- востоку от Вены
Брахиантикли- наль; 15X3 км2
Паннон； сармат; тор- тон; гельвет; эоцен
300—1900;
19
Пластовые сводовые, литологически экранированные
рн = 0,902—0,913
1,3 млн. т, 0,12 млрд, м3
Крупное;
62 млн. т
Адерклаа, нефтегазовое; 1950
В 20 км к северо- востоку от Вены
Брахиантикли- наль
Сармат; тортон; гельвет; мел; юра; триас
1000—3509;
7
Пластовые сводовые, массивные сводовые (в мезозое)
Тортон:Рн =
=0,803—0,808;
Гф— 100 Юра:
рн = 0,819
Триас: рн = 0,765
0,12 млн. т
Мелкое;
6 млрд, м3 в главном доломите триаса,
0,8 млрд, м3 в верхнем мелу,
0,08 млрд, м3 в юре
Шёнкирхен- Тиф, Шён- кирхен- Убертиф, нефтегазовые; 1962
Мезозойская часть месторождения Матцен
Крутая антиклиналь
Гельвет； триас
2500—5500
Массивная сводовая
Триас: рн = 0,879; С% —88,0,С?НбТ 十 высш. — 1,5, H2S — 0,4, СО2 一 8,91
0,2 млрд, м3
0,7 млн. т
Среднее
^Таблица 1.97
Распределение нефтегазоносности по разрезу отложений Адриатического НГБ
Стратиграфическое положение продуктивных толщНаименование продуктивной тол щиМощность продуктивной ТОЛЩИ, мЛитологический состав продуктивной толщи и коллекторовПлейстоценПалезине, корреджо^1500Пески, песчаникиПлиоценРипальта, кавьяга^2000Пески, песчаникиМиоцен— олигоценКортемаджО' ре, Сан-Джорджио^2500В Паданской впадине —— пески； на Адриатическом побережье — известнякиВерхний мел^1000Закарстованные известнякиСтратиграфическое положение продуктивных толщНаименование продуктивной тол щиМощность продуктивной ТОЛЩИ, мЛитологический состав продуктивной толщи и коллекторовПлейстоценПалезине, корреджо^1500Пески, песчаникиПлиоценРипальта, кавьяга^2000Пески, песчаникиМиоцен— олигоценКортемаджО' ре, Сан-Джорджио^2500В Паданской впадине —— пески； на Адриатическом побережье — известнякиВерхний мел^1000Закарстованные известнякиКоличество пластов- коллекторов в продуктивной толщеХарактеристика пластов- коллекторовПримеры место рож дений, содержащих залежи нефти (н), газа (г)Мощность, мПористость, %Проницаемость, мД240——Равенна-Маре (г), Порто- Корзини-Маре (г), Кор- реджио (г)2100—125341,06—992Гроттоле-Феррандина (г), Порто-Корзини-Маре (г), Сан-Сальво (г), Сангро- Маре (г)Количество пластов- коллекторов в продуктивной толщеХарактеристика пластов- коллекторовПримеры место рож дений, содержащих залежи нефти (н), газа (г)Мощность, мПористость, %Проницаемость, мД240——Равенна-Маре (г), Порто- Корзини-Маре (г), Кор- реджио (г)2100—125341,06—992Гроттоле-Феррандина (г), Порто-Корзини-Маре (г), Сан-Сальво (г), Сангро- Маре (г)7—317—3126—3926—3924—110024—1100Кортемаджоре (н, г), Пьядена (г), Кавьяга (г), Рипальта (г), Сантерно (г), Купелло-Сан-Сальво (г), Сальсамаджоре (г, н)Кортемаджоре (н, г), Пьядена (г), Кавьяга (г), Рипальта (г), Сантерно (г), Купелло-Сан-Сальво (г), Сальсамаджоре (г, н)J Гроттоле-Феррандина (н), / Пистиччи (н, г), Купелло- / Сан-Сальво (г)J Гроттоле-Феррандина (н), / Пистиччи (н, г), Купелло- / Сан-Сальво (г)
Стратиграфическое положение продуктивных толщ
Наименование продуктивной тол щи
Мощность продуктивной ТОЛЩИ, м
Литологический состав продуктивной толщи и коллекторов
Плейстоцен
Палезине, корреджо
^1500
Пески, песчаники
Плиоцен
Рипальта, кавьяга
^2000
Пески, песчаники
Миоцен— олигоцен
КортемаджО' ре, Сан-Джорджио
^2500
В Паданской впадине —— пески； на Адриатическом побережье — известняки
Верхний мел
^1000
Закарстованные известняки
Стратиграфическое положение продуктивных толщ
Наименование продуктивной тол щи
Мощность продуктивной ТОЛЩИ, м
Литологический состав продуктивной толщи и коллекторов
Плейстоцен
Палезине, корреджо
^1500
Пески, песчаники
Плиоцен
Рипальта, кавьяга
^2000
Пески, песчаники
Миоцен— олигоцен
КортемаджО' ре, Сан-Джорджио
^2500
В Паданской впадине —— пески； на Адриатическом побережье — известняки
Верхний мел
^1000
Закарстованные известняки
Количество пластов- коллекторов в продуктивной толще
Характеристика пластов- коллекторов
Примеры место рож дений, содержащих залежи нефти (н), газа (г)
Мощность, м
Пористость, %
Проницаемость, мД
2
40
—
—
Равенна-Маре (г), Порто- Корзини-Маре (г), Кор- реджио (г)
2
100—125
34
1,06—992
Гроттоле-Феррандина (г), Порто-Корзини-Маре (г), Сан-Сальво (г), Сангро- Маре (г)
Количество пластов- коллекторов в продуктивной толще
Характеристика пластов- коллекторов
Примеры место рож дений, содержащих залежи нефти (н), газа (г)
Мощность, м
Пористость, %
Проницаемость, мД
2
40
—
—
Равенна-Маре (г), Порто- Корзини-Маре (г), Кор- реджио (г)
2
100—125
34
1,06—992
Гроттоле-Феррандина (г), Порто-Корзини-Маре (г), Сан-Сальво (г), Сангро- Маре (г)
7—31
7—31
26—39
26—39
24—1100
24—1100
Кортемаджоре (н, г), Пьядена (г), Кавьяга (г), Рипальта (г), Сантерно (г), Купелло-Сан-Сальво (г), Сальсамаджоре (г, н)
Кортемаджоре (н, г), Пьядена (г), Кавьяга (г), Рипальта (г), Сантерно (г), Купелло-Сан-Сальво (г), Сальсамаджоре (г, н)
J Гроттоле-Феррандина (н), / Пистиччи (н, г), Купелло- / Сан-Сальво (г)
J Гроттоле-Феррандина (н), / Пистиччи (н, г), Купелло- / Сан-Сальво (г)
Табпниа *.98
GХарактеристика основных месторождений Адриатического HF6
点 Месторожде^
6иие; год
открытия
Местоположение ■
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, нанменова- иие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность1
нефти в г/см3
(Рн)；1
состав газа[
в %
\ Категорня
1 крупности;
] начальные Добыча газа 1 доказанные в млрд, м1 запасы нефти
в 19711 в мли. т,
1 в млрд. мэ
Равенна- Маре, газовое; I960
Венецианский залив, в 10 км от берега
Брахианти-
клиналь
Средний плиоцен
2300—2380
Пластовые сводовые, литологически ограниченные, комбинированные
Газ сухой
〜1 млрд, м3
Среднее;
25—40
Кортема- джоре, газонефтяное; 1949
В 20 км к юго-востоку от Пьяченцы
Антиклиналь; 8Х
X 3 км2, вы
сота 160 м
Нижний плиоцен (2 залежи); тортон (2 залежи)
1500—1700, 1900—2100;
4
Пластовые сводовые
Рн — 0,847; СН4 — 90, СйН6 + высш.— 8,1, № — 1,9
〜0,3 млрд, м3
Среднее;
20
Равенна, газовое;
1956
В 4 км к северо-западу от Равенны
Брахианти- клиналь; 14Х 4 км2
Антропоген; плиоцен
1200—2200;
6
Пластовые сводовые, литологически ограниченные, комбинированные
СН4 — 99,53, СзН6 + высш.— 0,07, № — 0,4
~0,1 млрд, м3
Мелкое
Порто-Корзини-Маре, газовое;
1961
2
Венецианский залив, в 15 км от берега
Брахианти- клиналь
Плиоцен
1300—2230, 2340—2380;
3
Пластовые сводовые, литологически ограниченные, комбинированные
Газ сухой
〜1 млрд, м3
Среднее;
20
3-"，-"-
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; нх колнче-
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 ®н)； состав газа в %
Добыча газа в млрд, м3
В 1971 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти в млн. т,
в млрд, м3
Кавьяга, газовое;
1957
В 40 км к юго-востоку от Милана
Брахианти- клиналь
Плиоцен
1000—1500; з
Пластовые сводовые, литологически ограниченные, комбинированные
СН4 — 97,2, СйН6 + высш.— 2,1
—
Среднее
Брюерио, газовое;
1964
В 105 км к северу от Милана
Брахианти- клиналь
Плиоцен
1000; 1
Пластовые сводовые, литологически ограниченные, комбинированные
—
—
Среднее
Бордолано, газовое;
1953
В 65 км к северо- востоку от Милана
Антиклиналь, разбитая сбросами
Плиоцен
1700—2100; 5
Пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, комбинированные
СН4 —99,11, СйНб + высш.— 0,39
Среднее
Пистиччи, нефтегазовое; 1959
В 20 км к северо- западу от Таранто
В плиоцене —пологая брахи- антикли- наль, в верхнем мелу — [эрозионный 1 выступ
Верхний и средний плиоцеи (газ); верхний мел (нефть)
Плиоцен — 400—1500;
верхний мел — 2000
Пластовые сводовые, литологически ограниченные, мае' сивная в эрозионном вы- / ступе
Плиоцен: рн = —0,997; СН4 —
99,22, С2% + + высш. —1
0,18, нефть — 1
Незначитель- Мелкое ная
Продолжение табп. \98
Месторожде-Место-
яие; год / положение открытия 1
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； нх количе-
Типы залежей
[\ Категория
Плотность ]\ начальные
нефти в г/емздобыча газа \ доказанные
(Рн)；вм 寫+产запасы нефти
состав газа 1в 1971 г.\ в мли. т,
в %1газа
11 в млрд. ма
Гроттоле- Ферранди- на, газовое; 1959
В 90 км к юго-западу от Бари
В плиоцене —пологая брахи- антикли- наль, в верхнем мелу -- эрозионный выступ
Плиоцен;
верхний мел
Плиоцен — 50—650; 8 Верхний мел — 600
Пластовые сводовые, литологически ограниченные, массивная в эрозионном выступе
Плиоцен; СН& — 99,24. Верхний мел; СН4 — 87,86, СгНб + + высш.— 4,18,СО含一
4,48
вреднее; 10
Купелло- Сан-Сальво, газовое;
1959
К 60 км к юго-востоку от Пескары
Эрозионный выступ известняков
Средний— верхний плиоцен; миоцен
Плиоцен — 800—1100;
5 Миоцен — 1250
Пластовые сводовые, литологически ограниченные, массивная в эрозионном выступе
Плиоцен： СН《一 99,24. Миоцен: СН4 —60,18, СзНв + высш.— 9,74
Среднее; 10
Канделла-
Палина, газовое; 1962
В 120 км к югу от Пескары
Пологая брахианти- клиналь
Верхний— средний плиоцен
2720
Литологически ограниченные
Газ сухой
—
Среднее; 10
Сан-Джорд- жио-Маре, газовое;
1969
Адриатическое море, в 30 км от берега, к югу от Анконы
Плиоцен, нижний миоцен
1850
В миоцене газ с небольшим содержанием конденсата
Мелкое; 5—6
Сицилийский нефтегазоносный бассейн
Схематический
литолого-стратиграфический разрез отложений Сицилийского НГБ
Таблица 1.99
Система
'Отдел
Ярус
Свита
Слои
Основной состав переслаивающихся пород
Максимальная мощность, м
Антропоген
Аллювиальные отложения
0—950
Плиоцен
Глины, песчаники, известняки, брекчированные глины, мергели, тектоническая брекчия из известня- ков и доломитов мезозойского и палеозойского возраста
0500
(на месторождении Джела)
Неоген
Несогласие—
Миоцен
Средний
Телларо
ГлинЧ известняки, сульфатизиро- ванные, доломиты, чеш уй ча тые глины
400
(на месторождении Джела), до 2000
Нижний
Ко л леса но
Ирминио
iвсогласив —
Глины чешуйчатые, мергели, известняки органогенные, песчаники
Палеоген
Олигоден, эоцен
Леонардо
Известняки, базальные конгломераты
400
Верхний
—
Несогласие
Мел
Сенонский, ту- ронский, сеноманский
Америльо
Известняки, доломиты, местами окремнелые
990
Нижний
Альбский, аптский, неоком- ский
Алькамо
Хибла, буза мбра
Известняки, доломиты, туфогенные породы
2000
Верхний
Известняки, доломиты с прослоями 1 туфов
100
Средний
Жиардини
Известняки кремнистые, туфоген- нне породы; в нижней части，— известняки, мергели
325■
Виллагонья
Известняки, мергели, сланцы/
Т рнас
\ Верхний, \ Средний» \ УАижиий
Стреппеноза
Сланцы, известняки и доломиты /
540
Таормина
1
■Доломнтьг /
Т а 6 л и n a WG
Характеристика основных месторождений Сицилийского
НГБ
丨 побыча \ Категория плотность кТи I》需т:舐盥窑
в г/см3 (рв MR：, т, \ доказанные газовый фактор、二、г мззапасы нефти
n МmТg)； 犠犒祟歸中За состав газа 1 в мли т, 1 в м〃РД>. м ‘ в%弋 1971%："弋驚 а：а
1IН MJIH . 1
Месторождение； год открытия
Место- ] положение
1
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов; их количество
1
Типы залежей 1
Липпоне, газовое; 1956
В 10 км к северо- западу от Кастельве-
—
Нефтегазоносн
Миоцен
ый район Kaei
2500
ельветрано
СН4 —99,15, СзНб + высш.— 0,15, СО? — 0,02
Незначительная
Мелкое
Джела, нефтяное; 1956
У г. Джела, на берегу Тунисского пролива
Брахиантикли- на ль, нарушенная сбросами; 5X2,5 км2; высота 379 м
Нефтегазонос Триас (свита таормина; юра (залежь не разрабатывается)
ный район Ка
Глубина внк — 3517 м
лтанизетта Массивная сводовая
Рн = 1,019;
「力=18; растворенный газ: СН4 —9,34, СО2 —75,87
〜0,5 млн. т
Среднее;
14 млн. т
Гагльяно, конденсатногазовое; 1960
В 20 км к востоку от вулкана Этна
Брахиантикли- наль со сброшенным юго- западным крылом, высота залежи 153 м
Нижний миоцен, верхний олигоцен (свита коллесано)
Верхняя газовая залежь —
2500—3000, нижняя кондеисат- ногазовая —— 3200; 6
Пластовая сводовая, литологически ограниченная
СНа-89,3, СзНв + высш.一 9,67, СО2 — 0—69,№ —
0,37
■〜2 млрд, м3
Среднее;
20 млрд, м3, 2,2 млн. т (конденсат)
Бронте-Сан- Никола, газовое; 1961
На склоне вулкана Этна, в 8 км от
—
Нижний миоцен
—
Газ сухой
Среднее;
10 млрд, м*
Рагуза, нефтяное; 1953
2
У Рагузы
Брахиантикли- наль; 1200 га, высота 610 м
Нефтегазонс Триас, свита таормина
)сный район п ВНК на глубине 1455 м, ГНК — 1140 м
лато Иблео Массивная сводовая
рн и 0,937; растворенный газ:СН& —
ILLСО2 —
81,4
Около 0,5 млн. т
Среднее;
22 млн. т
Характеристика месторождений НГБ Эбро
Месторождение； год отк рытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение продуктнв- ных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Типы залежей
Плотность нефти, в "см3
Добыча нефти в млн. Т в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти
в млн. т
Айолуэнго, нефтяное;
1964
В 60 км к северу от Бургоса, Южно-Пиренейская синклиналь
Антиклиналь криптодиапирового типа, нарушенная грабеном; 18Х X 5 км2
Нижний мел — верхняя юра; нижняя юра
1350—1400
Пластовая сводовая с элементами тектонического экранирования
0,830—0,934
0,184
Мелкое; 2
Ампоста- Марино, нефтяное; 1970
В 30 км от устья р. Эбро, на шельфе Средиземного моря, впадина Морелла 1
Пологая антиклиналь;
93 081 га
Верхний мел
1800
Массивная сводовая
0,940
1,6
Среднее
1 Впадина Морелла вместе с прилегающей субаквальной частью, возможно, представляет самостоятельный нефтегазоносный бассейн пограничного типа, примыкающий к молодой складчатой системе Балеарских островов. — Прим. ред.
список
Q u е f о 1 R・ Petroleum Exploration in Spain. The exploration tor petroieuE tn Europe and North Africa. London, 1969, p. 49 — 73.
Spain scores first NV'iiterrane an oiler. — «Oil and Gas», 197 O, No. \ 4 . p . 46—A7 .
ЛИТЕРАТУРЫ
Stoeckinger W. Spanish Mediterranean geology offers much for Europ's dri"crs. — <Of I and Gas In t.», 1971, vol. J J, No. 7， p. 44—48.
СЕВЕРНАЯ
M
ЦЕНТРАЛЬНАЯАМЕРИКА
Нефтегазоносные (НГБ) и потенциально нефтегазоносные (ПНГБ) бассейны Северной и Центральной Америки
/
Название бассейна;
год установленияГеографическое и админист-
промышленноЛ ]ратнвное' положение
нефтегазоносности f-
1 Размеры (ширина в км; длина в км; площадь в км2; объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа);] максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн
Возраст нефтегазоносных ' или потен- циальио иеф- тегазоиосиых пород (система, отдел)
Количество месторождений
нефти ! газа
НГББофорта;
1970
Канада, Северо-Западные территории н Юкон
315; 780; 100 000;
511 500
Склон плиты и предгорный прогиб
KZ, >0,6 КМ； MZ, ?; PZ, ?
N, Р, К, D2
6
9
НГБМакензи;
1920
Канада, Северо-Западные территории
115; 620; 30 000; 100 000
Межгорная впадина эпи- платформенного орогена
KZ, 1,8 км; MZ,
1,8 км; PZ, 4,6 км
d2
1
НГБ Свердруп;
1969
Канадский Арктический архипелаг
535; 1 025;
280 000; 2 410 000
Синеклиза и нижннй складч атый этаж
KZ, 3,1 км; MZ,
8,1 км; PZ, 14,4 км
К1，J, т, P, P-Ps,
D2-3
3
6
Западно-Канадский НГБ; 1883 (газ), 1920 (нефть)
Канада, Северо-Западные территории, провинции Британская Колумбия, Альберта; США, шт. Монтана
650; 2 675;
1 187 500;
3 777 500
Склон плиты и передовой прогиб
KZ,〜2,0 км; MZ, 5,3 км; PZ, 3,9 км
К, J, T, P—Ps, Mis, D2_3, d
>300
>650
Баффино-Лабра- дорский НГБ; 1974
Канада; Гренландия (Дат.)； моря Баффина и Лабрадор
800; 1 085;
1 555 000;
4 610 000
Виутриплат- формеппая впадина
Sz } 9,0 К"；
PZ; ?
N, P, K, J
1
1
Унллистонский
НГБ; 1907
Канада, провинции Альберта, Саскачеван, Манитоба; США, штаты Монтана, Северная и Южная Дакота, Небраска
950; 1 100;
670 500; 1 125 000
Синеклиза
KZ, 0,5 км; MZ,
1,7 км; PZ, 2,8 км
K, J, T, Ps, Mis, D, S, O, 6
>200
■-^80
Мичиганский НГБ;
1884
2
4
3
Канада, провинция Онтарио; США, штаты Мичиган, Индиана, Огайо
610; 1 100;
360 000; 1 160 000
Синеклиза
KZ, 0,3 км; MZ,
0,3 км; PZ, 4,2 км
Q, Ps, Mis, D”2, S, 0
>400
>200
Название бассейна; год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое и административное положение
Размеры (ширина в км; длина в км; площадь в км2;
объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа); максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн
Возраст нефтегазоносных илн потенциально нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
нефти
газа
Предаппалачский НГБ; 1859
Канада, провинция Онтарио; США, штаты Нью-Йорк, Пенсильвания, Огайо, Западная Виргиния, Кентукки, Мэриленд, Теннесси, Алабама, Виргиния
400; 1 200;
450 000; 2 000 000
Склон платформы и краевой прогиб
PZ, 13,0 км
Ps, Mis, D* S, O2, &
>600
>1000
НГБ Меритаймс; 1909
Канада, провинции Нью- Брансуик, Новая Шотландия
300; 835; 165 000; 532 500
Межгорная впадина эпи- платформенного орогена
KZ, ?; MZ, 0,3 км; PZ,
15,4 км
Mis
1
НГБ Восточного шельфа Северной Америки (Приат- лантический); 1971
США н Канада (Атлантический шельф и прибрежношельфовые районы)
800; 4 000;
1 026 000;
〜3 000 000
Периконти- нентальная впадина
KZ,〜3,0 км;
MZ;〜7,0 км;
PZ, ?
p, к
3
4
НГБ р. Святого Лаврентия; 1955
Канада, провинции Квебек, Онтарио; США, шт. Нью- Йорк
130; 550; 35 000; 26 000
Окраинный платформенный грабен
KZ, 0,01 км;
PZ, 1,5—2 км
Q, О
1
НГБ Комокс-Не- неимо (Фрейзер);
1934
Канада, провинция Британская Колумбия; США, шт. Вашингтон
80; 205; 8 084;
20 480
Межгорная впадина
KZ, 3,0 км; MZ, 5,6 км; PZ, ?
Q
1
НГБ Арктического склона Аляски; 1946
США, шт. Аляска
750; 1 050;
462 500; 1 961 250
Склон платформы и предгорный прогиб
KZ, 2,1 км; MZ,
8,1 км; PZ, 1,6 км
K, J, Tj14 J 9
Ps, MisI/
НЕВ зал. Кука； [ США, шт. Аляска 1957]
115; 450; 37 500; 143 750
Внутри- склядчатый грабен/
KZ, 7,7 км; MZ, 1 N* Р/
5,6 км;PZ, //
9,0 км//
6/ 15
Продолжение табл. 2.1
式 v(, *)а …н н с
—i\ Возраст неф- \
Возраст (группа); \ 曙器器:韋 \
Количествоместорожденнл
Название бассейна; год установления промышленной нефтегазоносности
НГБ Сент-Элиас (Якатага-Катал- ла); 1902
НГБ Биг-Хорн;
1906
НГБ Паудер-Ри- вер; 1887
НГБ Уинд-Ривер; 1884
НГБ Грин-Ривер; 1870
НГБ Ханна-Ларами; 1918
Географическое и адмннист-paniBHOe положение
США, шт. Аляска
США, штаты Вайоминг, Монтана
США, штаты Вайоминг, Монтана
США, шт. Вайоминг
США, штаты Вайоминг, Колорадо, Юта
Размеры (ширинав км; длина в км：площадь в км .объем осадочноговыполнения в км )
ОПА, штаты Вайоминг, Колорадо
^Гбаесейна 蹲誤 выпол- ^егазок™ 电^НхбаСЕ噥。%黑广
125； 635; 50 000; Грабен-син-
160 000
клинорий
KZ,
10,6 км \ N—Р
145; 192; 30 040;
108 160
160; 400; 108 800;320 040
120; 300;
20 200; 74 220
152; 480; 67 080;312 560
НГБ НорТ'Мидл- Парк; 1926
2 4-
5
США, шт. Колорадо
Межгорная впадина эпиплат- форменного орогена
15
>150
KZ, 4,5 км; MZ, Р1，К,钾
2,7 км; PZ, Т, ，
1,2 км器 Ds，
нефти \ газа
Предгорный KZ, 1,5 км; MZ,阪нб 鶴 КМКМ； PZ，
Межгорная впадина эпи-
платформен- 1,1 км ного орогена |
KZ, 4,3 км; MZ,
5,7 км； PZ,
Р1, К, J3, Т, Р, Ps,
Mis
Р2, Р1，К,
50
>30
35
Межгорная впадина эпи- платформенного орогена
KZ, 3,0 КМ； MZ,
5,5 км; PZ, 1,2 км
N, Р2, Р。 Kz, J, Р， Ps, Mis, е
>50
>7。
58; 80;—впадина Ханна;
50; 140 —впадина Ларами;П 400; 31 200
60； 120; 5 700;
20 500
Межгорная впадина эпиплат- форменного орогена
Межгорная
впадина
KZ，3,0 км; MZ, км; PZ,
км
К, L Т, Ps
20
14
4,5 0,6
KZ, 1,0 КМ； MZ, К» J эпи- 2,5 км; PZ,
платформен- 0,5 км
ного орогена —
з
5
3
—一一— Продолжение табл. 2.1
Название бассейна; год установления - промышленной нефтегазоносное ги
Географическое и административное положение
Размеры (ширина в км; длина в км; площадь в км2; объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тип бассейна
Возраст(группа); максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн
Возраст нефтегазоносных или потенциально нефтегазоносных пород (система, отдел)
Колнчс местороя
нефти
2СТВО
<дений
газа
НГБ Уинта-Пай- сенс; 1902
США, штаты Колорадо, Юта
175； 200 — впадина Уиита;
180Х 164 一 впадина Пайсенс; 65 000; 323 400
Межгорная впадина эпиплат- форменного орогена
KZ, 6,2 КМ； MZ,
5,0 км; PZ, 1,8 км
N, Р2, ₽!， К, J, Т, Р, Ps
>40
>100
НГБ Денвер; 1862
США, штаты Колорадо, Вайоминг, Небраска
320; 480; 156 000; 385 000
Предгорный прогиб
KZ, 1,0 км; MZ,
2,7 км; PZ, 1,2 км
р, К, Р, Ps
>500
>80
НГБ Парадокс;
1908
США, штаты Юта, Колорадо, Нью-Мексико, Аризона
200; 400; 51 320; 150 000
Межгорная впадина эпиплат- форменного орогена
MZ, 1,0 км; PZ, 5,0 км
К2, J, Т, Р, Ps, Mis, D3 1
50
20
НГБ Сан-Хуан;
1911
США, штаты Нью-Мексико, Колорадо
160; 240; 27 245;
100 000
Межгорная впадина эпи- платформеи- ного орогена
KZ, 0,8 км; MZ,
3,0 км; PZ, 1,2 км
К, J, Р, т, Ps, Mis, D3
〜70
〜40
НГБ Блэк-Меса- Кейпаровиц; 1964
США, штаты Юта, Аризона
150; 350; 52 500； 110 000
Межгорная впадина эпи- платформенного орогена 1
MZ, 2,0 км; PZ, 1
3,0 км1
P，Ps, D3 ]2/ 1
НГЕ Ратон; 1895 I США, штаты Нью-Мексико
104; 280; 21 250; 46 750
Предгорный I KZ, 1,8 км; MZ, / К Ps/1/3
прогиб/ J.3 км； PZ, ///
И p <> Д<> л же и и v табл. 2.1
党豔「今當皆瀛需靠"
нефтегазоностностн /
Размеры (ширина в км; длина в км; площадь в км”； объем осадочного выполнения в км3)
,[1Возраст неф-\Количество
»1Возраст^(группа);]тегазоноеннх\месторождений
尸Iмаксимальная丨нпн потен-〔
Структурныймощность отло- 1 инапьно неф- \\
тип бассетаженНЙ1 выпол-1 тегазоносных \\
няющнх бассейн пороА (снс】е・]не^тн \ газа 1 ма, отдел) |]
НГБ Крейзи-Бул- Маунтине; 1919
США, шт. Монтана
150; 250; 37 500;
140 000
Предгорный прогиб
KZ, 150 м; MZ, К,\ >20 [ >1。
2,5 км; PZ, Mis1\
1,7 км11]
НГБ Грейт-Валли; 1865
США, шт. Калифорния
100; 900; 65 000; 328 000
Грабен- синклинорий
KZ, 8,0 км; MZ, 8,0 км
Q, № Р, К2
110
100
НГБ Хаф-Мун-Са- линас-Кайама; 1948
США, шт. Калифорния
50; 265; 10 900; 18 800
Грабен- синклинорий
KZ, 4,5 км
N
14
3
НГБ Санта-Мария; 1901
США, шт. Калифорния
50; 90; 4 400;
20 000
Грабен- синклинорий
KZ, 5,0 км
N, Р
15
1
НГБ Вентура-Сан- та-Барбара; 1866
США, шт. Калифорния и акватория прол. Санта-Барбара
70; 210; 14 000;
140 000
Грабеп- синклипорий
KZ, 14 км; MZ, 2,0 км
N, Р, К2
>70
8
НГБ Лос-Анджелес; 1880
2
США, шт. Калифорния
60; 80; 4 150;
30 000
Грабен-сиы- клинорий
KZ, 11,0 км;
MZ, 2,7 км
Q, N, J
70
1
4
7
to
Название бассейна; год установления промышленной нефтегазоносности '
Географическое и административное положение
Размеры (ширина в км; длина в км; площадь в км?; объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа); максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн
Возраст нефтегазоносных или потенциально нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
нефти
газа
НГБ Сонома-Орин- да-Ливермор; 1926
США, шт. Калифорния
20; 120; 2 400; 5 420
Грабен- синклинорий
KZ, 10 КМ； MZ, 5,0 км
N, Р, К
1
2
НГБ Ил-Ривер; 1937
США, шт. Калифорния и акватория зал. Гумбольдта
40; 75; 13 200;
15 000
Грабен-синклинорий
KZ, 4,5 км; MZ, 0,8 км
№, Кг
1
3
Западный Внутренний НГБ; 1887
США, штаты Небраска, Айова, Канзас, Миссури, Оклахома, Техас
675; 1 000;
734 000; 1 250 000
Синеклиза
KZ, 0,2 км; MZ, 0,2 км; PZ, 6,5 км; для прогиба Анадарко —PZ, 12,0 км
Р, Ps, Mis,
D, S, О, 6з
>4000
>1200
Пермский НГБ;
1904
США, штаты Техас, Оклахома, Нью-Мексико
580; 720; 370 000; 1 180 000
Синеклиза и система краевых прогибов
KZ, 550 м; MZ,
850 м； PZ,
7,7 км
К, р, с, D, s, о, е
>5000
>500
Иллинойский НГБ 1882 (газ), 1886 (нефть)
США, штаты Иллинойс, Индиана, Кентукки, Теннесси, Миссури
458; 675; 275 000; 800 000
Синеклиза
PZ, 4,3 км
Ps, Mis, D, >1100>200
Пр^уошитский[ США, штаты Алабама, Мис-
НЕЬ; 1902 (газ)\ сисипи, Арканзас, Оклахо-
\ мп, Теннесси
220; 1 075;
165 000; 670 000
КраевойKZ, 0,8 км; MZ, / Ps, Misr D, //5/ >/。0
11 p о д '> .1 ж c ii и с т а 6 4. 2.1
Название бассейна; |
т-од установленияГеографическое и админист-
промышленно^|ративное положение
нефтегазоносности
Размеры (ширина в км; длина в км; площадь в км?; объем осадочного выполнения в км$)
Структурный тип бассейна
\ Возраст неф- \ Количество Возраст (группа); 1 тегазоносных 1 месторождений, максимальная i или потен- \ мощность отло- 1 циально неф- 1i
женнй, выпол- 1 тегазоносных 11
няющих бассейн пород (систе- I нефти 1 газа ] ма, отдел) \\
НГБ Мексиканского залива (Галф- Кост); 1896
США, штаты Флорида, Джорджия, Алабама, Миссисипи, Луизиана, Арканзас, Техас; Мексика, штаты Тамаулипас, Нуэво, Леон, Идальго, Пуэбла, Оохака, Чиапас, Веракрус, Табаско, Кампече; Белиз, и акватория Мексиканского залива
1 150； 1 700;
2 000 000;
>7 000 000
Гемисинеклиза
KZ, 12,0 км;
MZ, 4,0 км
Q, N, Р, К,[
>4500 :
^4000
Севере-Кубинский НГБ; 1881
Куба, северное побережье провинции Гавана, провинции Матансас, Лас-Вильяс
35X230; 8 050;
48 300
Краевой прогиб
KZ, 3,0 км; MZ, 5,0 км
J3—₽2
11
Центральнокубинский НГБ; 1943
Куба, центральная часть провинции Камагуэй
20x120; 2400; 8400
Грабен- синклинорий
KZ, 3,0 км; MZ, 4,0 км
к2
5
ПНГБ Игл-Плейн; 1960
Канада, территория Юкон
105; 465; 30 000； 142 500
Межгорная впадина эпиплат- форменного орогена
MZ; PZ; ^^7,0 км
Ki
1
Предпинарский ПНГБ
Куба, северо-западное побережье провинции Пинар- дель-Рио
25X270; 6 750; 33 750
Краевой прогиб
KZ, 1,5 км; MZ, 4,5 км
J3
2
5、
2
Распределение нефтегазоносности по разрезу отложении НГБ Бофорта
Таблица 2.3
Стратиграфическое положение продуктивной ТОЛЩИ
Наименование Продуктивной ТОЛЩИ
М0ЩН0СТ1 Продуктивной
ТОЛЩИ, м
Литологический состав коллекторов
Количество пластов-коллекторов в продуктивной толще
Характеристика пластов-коллекторов
Примеры месторождений, содержащих залежи нефти (Н), газа (г), конденсата (к)
Мощность, м
Пористость, %
Проницаемость ,мД
Палеоген, неоген
394
Песчаники
1
71,7
18—25
/0—6300
Таглу (г), Малик (г), Мейогиак (г, н), Адго (г, н)
Верхний мел
205
Кварцевые пески
2
75—80,1
18
35
Таглу (г, к)
Нижний мел
Сент-солт (нижняя часть) — аналог песчаников купарук на месторождении Прудхо- Бей
Песчаники, конгломераты
2 гори
зонта
37—76
Средняя 20
Средняя — 1800, максимальная 10 000
Аткннсон-Пойнт (Н)
2
—
Высокая
Мейогиак (н, г)
3
Высокая
<100
Парсонс (г), Ма・
<лнк (г), Айвик г)
Средний девон :
530
Рифогенные известняки
1
— J Мейогиак (в)
Т а б л и Ц а 2.4
Характеристика основных месторождений^ НТЪ Во恥рта
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наимеиоваиие продуктивных отложений
Глубина залегания иефтегазо- иосиых пластов в м; их количе-
1 Плотность не®тн\ Категория круп- в г/см3 (Ри);[ ностн; началь-
Типы залежейгазовый фактор \ ные доказанные
в мз” 住由)；запасы газа
состав газа%7 %в мпрХ 中
Аткинсон-
Пойнт, газонефтяное; 1970
Северо-западная часть п-ова Туктояк- тук, юго-восточная окраина бассейна Бофорта
Локальное поднятие, осложненное разрывами
Нижний мел, песчаники
1710—1728;
1
1735—1755;
1
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
Рн = 0,910; в 「ф = 54,5
крупнейшее (?)
Мейогиак, газонефтяное;
1971
К востоку от дельты р. Макензи на п-ове Туктояктук, юго-восточное побережье моря Бофорта
Связана с рифовым массивом
Палеоген; неоген; нижний мел; песчаники
1140; 1158,2;
1206
Массивная сводовая в структуре облекания рифового массива
pH = 0,855
Средний дезон, рифовые известняки
2820—2865,
1
Массивная в биогенном выступе
Рн = 0,870
Таглу I, нефтеконденсатногазовое; 1971
О. Ричардс, дельта р. Макензи
Палеоген; неоген, песчаники
2465—2545
Высокое содержание конденсата; жирный газ
Крупнейшее;
420 млрд, м3
Верхний мел, песчаники
2765—2930
Айвик, нефтегазовое; 1972 2
Самая северная часть дельты р. Макензи
——
Палеоген, н ижний мел
2430—2960;
3600
—
Рн = 0,910
—
4
Продолже
н и е табл. 2.4
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количе-
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (%)； газовый фактор в mЗ/t (气)； состав газа в %
Категория крупности; началь' ные доказанные запасы газа в млрд, м3
Малик, газовое; 1972
—
Нижний мел; палеоген—— неоген
2492
—
—
Крупнейшее;
420 млрд, м3
Парсонс, газовое; 1972
Дельта р. Макензи, в 57,6 км юго-восточнее месторождения Таглу
Нижний мел, базальные пес
чаник
2880; 2790; газ 2580— 2850, конденсат
—
—
Среднее;
28,3 млрд, м3
Адго, нефтегазовое; 1974
Искусственный остров в море Бофорта, в (4,8 км от дельты р. Макензи
Палеоген—неоген; песчаники
1036—1258;
газ 1258— 1721; 4 нефтегазоносных интервала
Рн = 0,950
—
Лтертак, нефтяное; 1971
Дельта р. Макензи
—
Палеогеи
1229—1360
——
Рн = 0,916
Йо- Йо, газо- вое; 1973
Дельта р. Макензи, к юго-востоку от Таглу
Палеоген'неоген
1769—2470
—
—
Ниглинтгак, газовое； 1973
1 В 16 км к Пптенциальные р
В 14,4 км запад — юго-западнее месторождения Таглу
югу от Таглу — крупная есурсы нефти в районе пе：
складка с газе ьты р Макензи
Неоген?
зноеным пластом н
4,725 млрд, т., газ。
750—254 5;
5 газовых,
5 нефтяных
глубине 2170 -5,880 трлн.
— 2480 м.
—
Месторождение； год открытия
Местоположение
Характеристика основных месторождений НГЪ Свердруп
Таблица 2.7
Структура(форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залега-ния нефтегазо-носных пластовв м； их количе-ство
Типызалежей
Плотностьнефти в г/см3(%)； составгаза в %
Дрейк-Пойнт, зовое; 1969
Категориякрупности;начальныедоказанныезапасы газав млрд, м3
га-
Северо-восточная дасть о. Мелвилл
Антиклиналь
Юра, песчаники
1098—1159
СН4 — 96
Верхний
свита хейберг
триас, 1200—3300; 5
Кинг-Христиан 】, газовое； 1970
Кристофер-Бей -, газовое; 1971
Тор з, газонефтяное; 1972
Ромулюс, нефтяное: 1972
Юго-восточная иасть о. Кинг- Христиан
Антиклиналь; 32X8 км3
Верхний триас, свита хейберг
600-650, высота залежи 155 м
1Пласто-вая сво-довая
Газ сухой,СН& — 96
Юго-западная оконечность о. Эллеф- Рингнес, в 64,5 км к северо-западу от о. Кинг-Христиан
О・ Тор, западнее о. КинГ'Христиан
Западная о. Элсмир
часть
Крупнейшее, юра — 140 млрд, м3 триас — 140 млрд, м3
Крупнейшее;
300 млрд, м3
Антиклиналь Доум-Бей, часть которой погружена под воды зал. Кристофер
Антиклиналь
Антиклиналь Рому ЛЮС； 16+ 19X6,4+8 км2
Верхний триас, свита хейберг
1372,5—1410
Газ сухой, СН《一96
Крупнейшее;
336 млрд, м3
Юра?
верхний
трнас, свита хейберг
1160—1190
Юра—мел?, верх- 1028;
нни триас, свита
гори-
Ри = 0,825
хейберг
Нижний триас, свита бьерн (аналог свиты прудхо- бей)
зонт
1341; 1 горизонт
Нефтяной горизонт —— 2438—2820； 1 горизонт Залежь нефти
3042 м
Рн = 0,884; нефть малосернистая
Рк = 0,760, Рн = 0,839
Продолжение та6л・ 2/7
Месторождение;год открытия
Местоположение
Структура(форма, размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продук- и тивных отложений
1]ТКатегория
IПлотность\крупности-,
ТипыIнефти в г/сма\начальные
залежей |состав I доказанные
I ' ?аза в %1 запасы газа
J/D J в млрд, м3
Хекла, 1972
газовое;
О. Мелвилл, п-ов Сабииа, в 56 км к за:аду от место- рожде1ия Дрейк- Пойнт
Антиклиналь;
длина
21-
28 км, ширина 11—15 км
Юра; триас, берг
верхний свита хей-
950—1067,5
СН《一96
Бент-Хорн, нефтяное; 1973
Юго-запад о. Камерон
Средний, верхний девон, свиты гри- пер-бей и хекла- бей
，3000
ри
0,790
1 в 1973 г.
в 32
открыла новое газовое
§
км к северо-западу от месторождения Кинг-Христиан (западное побережье о.
一месторождение Уоллис.чпп а Рннгнес в песчаниках верхнего триаса
К северо-западу от месторождения Кристофер-Бей и а о. ЭллефР^ арктических островах: нефть - В феврале 1971 г. компания «Доум-Петролеум» оценила запа—
Рис. 2.5. Структурная карта антиклинали Кинг-Христиан (Horst-Heise, 1971) / — изогипсы поверхности песчаников хейберг в м; 2 — нарушения
Крупнейшее; юра—70 млрд м3, триас 140 млрд, м3
Книг- Христиан) скважина Уоллис К-62 (свита хейберг) Открыта газовая залежь. 6,75 млрд, м%「аз — 8,4 трлн. м3.
Характеристика основных местоп
„ ая пя п но- Канадского НГБ
Таблица 2.13
Месторождение, год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
п。勰瓚噥%可
m噥『盜： 吧г装CH吗 叱астов в м, 嘰 к"Н“е-
口 сТВО
СКЛОН。…г
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (рн)； состав нефти в %• газовый фактор в мз/т (%)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т, аза в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности;
начальные доказанные запасы нефти (текущие) в млн. т, газа в млрд, м3, конденсата в млн. т
Атабаска L битуминозные песчаники с окисленной, загустевшей нефтью; 1788
Провинция Альберта в верховьях реки Атабаска, к северу —северо-востоку от г. Эдмонтон
Рзйон выклинивания на моноклинали; 21 300 км2
ники «ак-марр^- 5
"Дологически эк- раннрованная
Мальта — 1,02 г/см3; S — 4—5
0,006
Крупнейшее; после соот- ветству ющей переработки может быть получено 36,0 млрд, т «синтетической нефти»
Пембииа, газонефтяное; 1953 (нефть), 1957 (газ)
Провинция Альберта, на западе—юго- западе от г. Эдмонтон
Участок выклинивания на моноклинали; 2100 км2
белли-ривер Йг 一
MW； с】^鎗 горизонт RH忐阳
900—1870；。
克 залежей
Литологически экранированные
Белли-ривер: рн = 0,849 Кардиум: рн = 0,815—0,850;
S — 0,42; % = 102, иногда 680
6,8 млн. т;
1,7 млрд, м3
Крупнейшее; нефть — 239 (на 1/1 1975—129,1) Среднее; конденсат — 11
Среднее; газ — 44,4—
®Ра, серия ферт миссисипий, изв». ннкн серии рани
Стр ати гр афи чес ки экранированные
(на 1/1 1974—24,4)
Рейнбоу-Лейк, нефтяное;
1965
Северо-западная часть провинции Альберта, севернее г. Эдмонтон, вблизи границы с Британской Колумбией и Северо-Западными территориями
Месторождения Рейнбоу-Лейк и За- ма-Лейк приурочены к “ субмеридиональной цепи рифов (180X30 км). Размеры этих структурных форм — ЗХ X 2,5 км2. Рифы в зоне высотой 30,4— 244 м. Площадь залежей 4—15,7 км3
Средний девон, о — 噩 кег;ривер, суль- фур-пойнт, маскег (горизонты А, В, F и др.)
150(Н-2020;
79 залежей
Массивные в биогенном выступе, пластовые сводовые над рифовыми телами
Залежь А:
Рн = 0,825—0,830;
% - 82,77
Залежь В:
ри = 0,825—0,844;
「巾=42,54
Залежь F:
рн = 0,825; S — 0,84
3,9 млн. т
Среднее； нефть—41,0 (на 1/1 1975-17,4)
Зама-Лейк, газонефтяное; 1966
Средний девон, свита маскег
1464—1800;
2 залежи
Массивные в биогенном выступе
ри = 0,815—0,835, 0,850—0,882
0,7 млн. т
Среднее; 28,7 (иа 1/1 1975—23,3)
Суон-Хилс, нефтяное; 1957
Провинция Альберта, севернее г. Эдмонтон, вблизи границы с Британской Колумбией и Северо- Западными территориями
Рифовый массив;
1911,6 км2
Верхний девон, свита биверхилл-лейк
2230—2750； 2
Массивные в биогенном выступе
ри = 0,820—0,835;
S — 0,80;
Гф = 69,54
5,2 млн. т
Крупнейшее; 177,8 (на 1/1 1975—133,4)
Суои-Хилс Южное, нефтяное; 1959
Между р. Атабаска и Большим Невольничьим озером
Рифовый массив;
144 км2
Верхний дев。噱11 та биверхилл-ле№
— 2562—2648 1 горизонт
Массивная в биогенном выступе
ри = 0,823-0,820; 0,840;S—0,80;
91,35
2,4 млн. т
Крупное; 54,1 (на
1/1 1975—34,7)戸
Редуотер, газонефтяное; 1948
Провинция Альберта, в 56 км северо- восточнее г. Эдмонтон
Рифовый массив;
150 км2
Нижний м吗肅 верхний 噥^併 ты ниску,呼
600-1200
5 залежей
Массивные в биогенном выступе и сводовые в складке облекания
рн = 0,865—0,849; S — 0,63—0,42, Н2О - 20;「巾=41
4,2 млн. т
Крупнейшее; 107,3 (на 1/1 1975—38,0)
Джуди-Крик, кондеисатноне- фтяное; 1959
Провинция Альберта, левобережье р. Атабаска, севернее г. Эдмонтон
Рифовый массив;
164,4 км2
Нижний ^ 榔’ 需隘^
齡；68Q
Массивные залежи в биогенных высту- пах и сводовая в складке облекания
Рн= 0,815—0,811
3,2 млн. т
Крупное;нефть —
70,0 (на 1/1 1975—45,2 Среднее;конденсат —
11,0 мли. т
282
283
Продолжение табл. 2.13
лотность нефти в г/см3
(р ); состав нефти；
в %• газовый факторГа
в м3/т (「ф)； состав
газа в %
Добыча неф- и в млн. т, за в млрд, мз в 1974 г. в
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти (текущие) млн. т, газа в млрд, м , конденсата в мли. т
Месторождение, год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
СтратнгьагЬ
положение J Чес^о« 1
臨僚 器制厂
不5; 3
5 за】/”
-
2590； 2621;
2 залежи
■
1376—3133
1 горизонт;
6 залежей
г
Тнпн залежей
НОМ выступе доные и пластовые
4
рн = 0,806
—
Мелкое; 0,55 млн. т
Джуди-Крик Южное, нефтяное; 1960
Провинция Альберта, левобережье р. Атабаска, севернее г. Эдмонтон
Рифовый массив;
12,2 км2
р„ = 0,815—0,820； S — 0,25
2,5 млн. т
Крупное; 60,8 (на 1/1 1975—32,2) млн. т Среднее; 16,8 млрд, м3
Бонни-Глен, газонефтяное; 1952
Провинция Альберта, южнее г. Эдмонтон
Рифовый массив;
28,4 км2
Верхний м' мел; верхний 贬(? свита ледюк
сводовые__
Массивные в биогерме
рн = 0,810'
0,9 млн. т
Среднее; 8,7 млн. т (на 1/1 1975-11,9)
Карсон-Крик Северное, нефтяное; 1958
Провинция Альберта, северо-западнее г. Эдмонтон
94,7 км2
Верхний девон, СВц. та биверхилл-лейк
Массивные в биогерме, массивные и пластовые сводовые
р„ = 0,811, 0,802,
Рн 0,788; S — 0,04
0,7 млн. т
Крупное; 51,8 мли. т (на 1/1 1975—44,5)
Кейбоб, газонефтяное; 1957
Провинция Альберта, левый берег р. Атабаска, северо- западнее г. Эдмонтон
Рифовый массив;
72,9 км2
Нижний мел； верхний девон, сви- та биверхилл-лейк
Кейбоб Южное, газонефтяное; 1958
Провинция Альберта, левый берег р. Атабаска, северо- западнее г. Эдмонтон
Рифовый массив;
66,6 км2
Верхний мел； нижний мел; триас; верхний девой, свита биверхилл-лейк
1710； 2084;
3185;
7 залежей
Массивная в биогерме и сводовые
рн = 0,802-0,788
0,45 млн. т
Среднее; 8,86 млн. т (на 1/1 1975—5,64
Среднее; 10,4 млрд, м3
рн — 0,845—0,835; S — 0,23
1,8 млн. т
Среднее; 42,7 млн. т (на 1/1 1975 — 19,9 млн. т)
Голден-Спайк, газоконденсатнонефтяное; 1949 (1951 ?)
Провинция Альберта, юго-западнее г. Эдмонтон
Рифовый массив;
44,6 км2
Нижний мел; верхний девон, свита ледюк
1071-1758;
1 ГОрИЗОН!
Массивные в биогерме
Ледюк-Вудбенд; газоконден- сатионефтяное; 1947
Провинция Альберта, около г. Эдмонтон
Рифовый массив;
Ледюк — 110 км2；
Верхний мел; нижний мел; верхний девон, свиты ледюк, ннску
919-1281; 1350-1920; 40 залежей
Массивные в биогерме, массивные и пластовые сводовые в складке облекания
р„ — 0,825—0,855;
S — 0,30; % = 116
1,0 млн. т
Крупное; 80,5 млн. т (на 1/11975—36,4)
1233； 1745
8 залежей
Массивные в биогенном выступе и сводовые в складке облекания
рн = 0,830-0,849
2,0 млн. т
Среднее; 28,8 млн. т (на 1/1 1975-10,6)
В изард-Лейк, газонефтяное; 1951
Провинция Альберта, южнее г. Эдмонтон
Рифовый массив;
8 км2
Нижний мел; верхний девон, та ледюк
И 90； 1560-1616 / залежей
-
2425；
1 залежь
Массивные в биогер- ме (ледюк) и массив- на я в складке обле- кания (ниску), пла- стовая сводовая
Рн= 0,921—0,860;
S-0,71
1,3 млн. т
Среднее; 35,4 млн. т (на 1/1 1975-15,4)
Фенн-Б иг- В алл и, газонефтяное; 1950
Провинция Альберта, в 160 км северо- восточнее г. Калгари
Рифовый массив;
60 км2
Нижний мел; верхний девон, ты ледюк, ниск)
Верхний дев°и,酬 та ледюк
Массивная в биоген ном выступе
рн -0,816
—
Среднее; 30,9 млн. т
Среднее; 22,3 млрд. м$
Хоумглен-Римбей,нефте
газовое; 1953
Провинция Альберта на юг от г. Эдмонтон
Рифовый массив;
56,9 км2
285
Месторождение, год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
П。需躋讚1 。崎賦、
何嚅。е"нх ::;стов в м； 嘰 ZonHue-
Типы залежей
1лотность нефтн в г/см3 (рн); состав нефтн
в %; газовый фактор г в мз/т (「у； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т, аза в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности;
начальные доказанные запасы нефтн (текущие) в млн. т, газа в млрд, м3, конденсата в млн. т
иХ ств。
Вирджиния-Хилс, нефтяное; 1957
Провинция Альберта, в 192 км северо- западнее г. Эдмонтон
Рифовый массив: 1,1 км2
Нижний
В叩xH唠А j喉 тн бнверх諧 Q суон-хилс 喩
230(X2750；
281。； 3 за- лежн
Массивная в биоген- X выступе и садовые в складке обле- кэния
ри = 0,829—0,834;
S — 0,42； % = 65,2
1,0 млн. т
Среднее; 23,49 млн. т (на 1/1 1975—5,29)
Ннписсн, нефтяное; 1965
Провинция Альберта, район Пис-Ри- вер, левобережье р. Атабаска
Участок выклинивания на моноклинали
1000—1720
—
Пластовая, литологически экранированная
рн = 0,810—0,816
2,0 мли. т
Среднее; 39,6 млн. т (на 1/1 1975—28,1)
ТИнтсью, нефтяное; 1964
Провинция Альберта, район Пис-Рн- вер, левобережье р- Атабаска, к северу от г. Эдмонтон
Участок выклинивания иа моноклинали над склоном выступа докембрийского фундамента; 420 км2, Длина — 72 км, ширина —12 км
Средний девон,期・ та гилвуд
—
1800—1850;
2 залежи
Пластовые, литологически экранированные
рн = 0,810—0,816
2,1 млн. т
Среднее; 48,2 млн. т (на 1/I 1975—34,8)
Вестероз, газонефтяное; 1952
Провинция Альберта, к югу от г. Эдмонтон
Рифовый массив; 7 км3
Нижний мел； верхний девон, свата ледюк
2045-2150;
2 залежи
Массивная в биогенном выступе и пластовая сводовая
рн = 0,815； Гф= 136
0,8 млн. т
Среднее; 15,0 мли. т (на 1/1 1975-7,6) Мелкое; 2,8 млрд, м3
Кроссфилд, нефтегазовое; 1951 (газ); 1956 (нефть)
Провинция Альберта, к югу от г. Эдмонтон
Участок выклинивания на моноклинали
Верхний девон, света вабамун
Миссисипий, сер腴 рандл, горизонт элк- тон; верхний мел, свита кардиум; н^' ний мел, свита блей-— рмор~
1 2348-2775
1648-2570;
2586; 14 залежей
~
Литологически экранированные
ри = 0,840—0,845
0,07 млн. т
45 млрд, м3
Мелкое; 4,36 млн. т (на 1/1 1975-2,33) Крупнейшее;
103,9 млрд, м3;
(на 1/1 1974-57,3),
Кроссфилд Восточное, газовое; I960
Провинция Альберта, к югу от г. Эдмонтон
Участок выклинивания на моноклинали
Верхний ме雳疇 ниймел；миссида. верхний девон, с—
2309-2775;
! У залежей
—
Литологически экранированные
—
Крупное; 50,4 млрд, м3
та вабамун__
煦,262一 3100； 6 за- Дежей
Стратиграфически экранированные, нн- дологически экранированные
Рн = 0,65; Н2s— 2,1; СО2 — 4,99; СН4 — 88,25; С2Н6 — 2,79;
С3Н8 — 0,63； № — 0,14
Мелкое; 0,61 млн. т Крупное; 70 млрд, м3
Эдсон, нефтегазовое; 1962
Провинция Альберта, район Эдсон— Калгари, правобережье р. Атабаска, западнее г. Эдмонтон
Участок несогласия на моноклинали;
64Х",5 км2
Верхний мел；**, мел; миссисилнй, ркзонт霖綺 фтеносныи г°Р-
в песка±^^
檄'靜,
*е£ запе・
^~
Медисин-Хат, газовое; 1890
Южная часть провинции Альберта, в пределах свода Суитграсс
Участок выклинивания; 2790 км2
Верхний мел 备.， медисии-ха^ 30JJrj ний мел,产( викинг; юра 丿
Литологически экранированные
Газ сухой
Крупное; 56 млрд, м3
—
287
Продолжение табл. 2.13
-WW-'""ЧИ^^^^про ДОЛ>
Месторождение, год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
碗с
—пл
Типы залежейв
пассивная в биоген-
ом выступе丨
рафиче«и эк?ми-
рванные
отность нефти в г/см (р)； состав нефти о/. газовый фактор в М3/т (Гф)； состав газа в %
= 0,835, 0,845;
Добыча нефти в млн. т,§
「аза в млрд, м3
в 1974 г. в
0,3 млн. т М (1
—С
1 0,25 млн. т 1 С
《атегорня к рупности; начальные доказанные апасы нефти (текут吧3 «лн. т, газа в млрд, и ‘
конденсата в млн. т
едкое; 4,94 млн т
ia 1/1 1975—3,79)
реднее; 37,8 млрд, м3
вреднее; нефть—7,9 млн л на 1/1 1975—3,6) вреднее; конденсат —
19,0 млн. т
Среднее; газ —
47,6 млрд. Md
Медисин-Ривер, нефтяное; 1954
Провинция Альберта
pawi, горнзон署 тон; девон, сви?" дюк &
4 залежи
处 12-2567；［ 2600；
3 залежи
!
〜800；
2 залежи
Вестероз Южное, газовое; 1953
Центральная Альберта
Рифовый массив
Харматтан-Элктон, нефтеконденсатногазовое; 1955
Провинция Альберта, район Эдсон— Калгари, правобережье р. Атабаска
Участок несогласия на моноклинали
Гф =183
Харматтан Восточное, нефтегазовое; 1957
Провинция Альберта, район Эдсон—— Калгари, правобережье р. Атабаска
Участок несогласия на моноклинали
Нижний мел- миссисипий, сем | рандл, горизонт ^ тон
Массивные, страти графически экранированные и литологически экранированная
—
Массивная в ЭР°" зионном выступе и пластовая сводовая
рн = 0,835°
,4 млн. т
Среднее; Vмлн. т
(на 1/1 1975—5,0)
Среднее; .33,6 млрд, м3
Мартин-Хилс, газовое; 1961
Провинция Альберта, левобережье р. Атабаска, севернее г. Эдмонтон
Структура облека- ния над эрозионным останцом известняков среднего девона
Верхний девой, серия вабамун; нн*・— ний мел, пески be- биску
Среднее; 36,4 млрд, м3
Викинг-Кинселла, газовое; 1914
Провинция Альберта, юго-восточнее г. Эдмонтон
Нижний мел, горн зонт викииг; девон
.665; 760
12 залежей
——
Среднее; 23,7 млрд, м»
Кессфорд,нефтегазовое;
1950
Провинция Альберта, левобережье р. Саут-Саскачеван, восточнее г. Калгари
Локальное платформенное поднятие
Нижний мел, гори- 一 зонт викинг; нижний мел, базальные слои серий колораде, блейрмор, мнсси- сипий
844-1018;
1042;
47 залежег
Пластовые сводовые
рн = 0,910—0,887；1
газ сухой
0,1 млн. т
Среднее; 34,1 млрд, м?
Кларк-Лейк, газовое; 1957
Провинция Британская Колумбия, северо-западнее города Форт-Сент-Джон, вблизи южной границы Юкона и Северо-Западных территорий
Рифовый массив
Средний девон, гори- ~ зонт слейв-пойнт
1100—260(
)Массивная в био герме
Среднее; 44,8 млрд.困
Бивер-Ривер, нефтегазовое; 1958 (газ); 1967 (нефть)
Провинция Британская Колумбия, район Форт-Нельсон, на границе Юкона и Северо-Западных территорий
Рифовый массив и складка облекания;
21,5X6 км2
Средний девон；呻 сисипий
2^0;380
5100
)—Массивные в би герме и в склад облекания
о- Рн = 0,815 ке
一
Среднее; 40,8 млрд- м3 на 1/1 1974—40,3)
289
Месторождение;
год открытия
Строн, газовое; 1967
Местоположение
Центральная часть западной Альберты
(форма; размеры)
Рифовый массив
пол^^
та леДЮК; н '
L
窝縞e" Н'*ств。
7 зон
Типы залежей
Массивная в биогерме
[лотность нефти в г/см® 工
))；состав нефти, в /)；
Н 'газовый факторrw
в м3/т J)； состав
газа в %
Продо
Добыча неф- и в млн. т， за в млрд, м3
в 1974 г.
л ж е н и е табл. 2.13
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти (текущие) млн. т, газа в млрд, м , конденсата в млн. т
Среднее; 36,96 млрд, м8
Форт-Сент-Джон,газовое;
1952
Данвеган, газовое; 1952
Провинция Британская Колумбия, в 64 KM восточнее предгорий Канадских Кордильер, на р. Пис-Рнвер
В 60 км к западу от г. Пис-Ривер
Локальное платформенное поднятие
竺 нсснс^й■ пенсильваний РМ°- Рнн белой； ' мм，свнта кад5
ПИИ — пермь
Массивные и пластовые сводовые
Среднее; 36,8 млрд, м3
Среднее; 34,0 млрд, м3
—
Котчо-Лей к,^газовое; 1959
Провинция Британская Колумбия, район Форт-Нель- сон, севернее г. Форт-Сент-Джон
Рифовый массив
-
СРВДний (?) девон горизонт слейв-пойнт
-—
1100—2600
Массивная в биогерме
Среднее; 28,3 млрд, м3
ПегитоФнвер, газовое; 1959
Провинция Британская Колумбия, район Форт-Нель- сон, на границе с Северо-Западными территориями
Рифовый массив
Средний (?) девон, горизонт слейв- пойнт
1100-2600
Массивная в биогерме
一
Среднее; 28,3 млрд, м3
Йо-Йо, газовое; 1963
Провинция Британская Колумбия, район Форт-Нельсон, в 64 км восточнее г. Форт-Нельсон
Рифовый массив
Средний (?) девон, горизонт слейв- пойнт
1100-2600
Массивная в биогерме
Среднее 2; 25,2 млрд.'м3
Карстерс, газовое; 1958
Провинция Альберта
Участок выклинивания на моноклинали
Мнссисипий ———'
2470
Литологически экранированная
——
-
Среднее; 24,5 млрд, м3
Прово, нефтегазовое; 1946
Провинция Альберта, юго-восточнее г. Эдмонтон, междуречье рек Норт и Саут-Саскачеван
Локальное платформенное поднятие, структура облекания палеозойского палеорельефа
Нижний мел,唧肥 зонт викинг,
842； 9 залежей
卜565, 2583,
п^чи» Аль
“爲貶試
19*
Пластовая сводовая и литологически экранированные
0,3 млн. т
Среднее; 6,76 млн. т 向 1/1 1975-4,61) Среднее；124,0 млрд, м
Карсон-Крик, газовое; 1957
'Всего в бассейне 7 месторс в нижнемеловых отложениях на
2 Подсчет велся по нзолирон
290
В 170 км северо-западнее г. Эдмонтон ждений бнтумниозных пе лубинах 80 — 680 м средн энным выступам рнфа： Й(
73 км2
сков； все онн расположен ей мощностью 80—100 м.
)-Яо — 12,7 млрд, м3, Сь
Верхний девон,£ та биверхил-ленк
1Ы В северной 43CT«HJj
2一
竹Рта, общей площадью
*华学吧吧95,7 млрд. 1 топщ_н горизонта слейв-п
32,4 тыс. км2. Битумнноз г. Извлекаемые запасы «снп ойнт — 2,8 млрд. м3.
1 Среднее; 7,3 млрд, м* иые пески приурочены к трем ■интервалам тетнческой нефти» 39,5 млрд. т.
291
Характеристика основных месторождений Уиллистонского НГБ
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных слоев в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/смз (pH)； состав нефти в %; газовый фактор в м-1/т
(〃巾)
Добыча нефти !! млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные (текущие на 1/ 1975) запасы нефти в млн. т
Стилмен, нефтяное; 1954
Район Соурис-Вал- ли, северо-восточный борт бассейна
Участок несогласия на моноклинали; 180 км2
Мнссиснпий, свита чарльз, слои мидейл; свита ми- шен-каньон, слои Фробишер
1377—
1450 (3 залежи)
Литологически экранированные с элементами стратиграфического экранирования
Рн = 0,922— 0,830;
S — 1,89
0,9
Среднее; 30,0(7,0)
Верден, нефтяное;
1955
Участок несогласия на моноклинали; 29 км2
Миссисипи#, свита чарльз, слои мидейл
600—700
Литологически экранированная
рн = 0,849
0,5
Среднее;
12,5 (2,3)
Колвилл-
Смайли, газонефтяное; 1951
Район Колвилл- Смайли, в 50 км западнее границы Саскачевана с Альбертой, в 185 км запад—юго-запад- иее г. Саскатун
Локальное платформенное поднятие; 16 км2
Миссисипи#, свита колвилл (баккен или банфф)
700
Пластовая сводовая
Ph h 0,972— 0,986
0,2
Мелкое 3,65 (0,15)
Уэйборн, нефтяное; 1955
1 Район Соурис-Вал-
1 ли, северо-восточ-
1 ный борт бассейна
Миссисипнй, свита чарльз, слои мидейл
1380—
1500
1
Литологически рн = 0,860—/ и стратиграфи- / 0,910;/
иескл экрани- /S—2,12 рованная//
1,1 Среднее;
42,9
/ (17,8)
/.
V\p одолжение табл. 2Л”
2.
Место рождение; годМестоположение
S открытия
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, н аименоваиие продуктивных отложений
Глубииа ] залегания 1 нефтега- зоносиых слоев в м; их количество
1\\ Категория
I\\ крупно-
\ Плотность 1\ стн; на-
1 нефти в г/см3 \Добыча\ чальиые состав \ нефти \ доказан-
Ти11Ы запеженн^фти в %; V1 ^1'ТГЫе ⑺吋
I газовый фак-卜 1974 rd ^е и а торвмз/т
什倬)豊1а0ы не
11 / 屮丿[|фти в млн/г
Мидейл, нефтяное; 1953
Район Соурис-Вал- ли, северо-восточный борт бассейна, в 144 км юго-восточнее Реджайна
Участок несогласия на моноклинали; 36 км2
Миссисипий, свита чарльз, слои мидейл
1380—
1500
Литологически экранированная с элементами стратиграфического экранирования
Рн = 0,865— 0,887;
S —2
0,4
Среднее;
13.9 (3,6)
Фостертон, нефтяное;
1952
Район Рапдан-Фос- тертон, западный борт бассейна
Участок несогласия на моноклинали; 14,5 км2
Юра, свита вангард
960—990
Пластовая стратиграфически экранированная
рн = 0,922— 0,910;
Тф = 3,0
0,2
Среднее;
6,48 (0,18)
Доллард, нефтяное 1953
Провигщия Саскачеван, южная часть района, площадь Шаунавон, западный борт бассейна
Участок выклинивания на моноклинали; 22 км2
Юра, свита шау- навон
1380
Литологически экранированная
рн = 0,916
0,4
Среднее;
8,4
Кантуар, нефтяное;
1952
5
Район Рапдан-Фос- тертон, западный борт бассейна, восточный склон свода Суитграсс
Участок несогласия на моноклинали; 16 км2
Юра; нижний мел, нижний менвилл
990; 960
Пластовая, стратиграфически экранированная
Юра: рн = 0,952 Мел:
Рн = 0,910
Среднее;
>ю (юра — 0,85, мел — 5,4)
3
Характеристика основных месторождений НГБ Восточного шельфа Северной Америки (Приатлантического)
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубииа залегания нефтегазоносных пластов в м; их количе-
Плотность нефти в г/см3 (ри); плотность конденсата в г/см3 (рк)
Сейбл, нефтегазокои- денсатное; 1971
На о. Сейбл, в 280 км западнее г. Галифакс
Песчаный бар; длина—32 км, ширииа— 1,6 км
Палеоген, верхний (?) мел, нижний мел
630—1860； 17 горизонтов
ри = 0,850—0,820; рк = 0,775—0,735
Тебо, газоконденсатное; 1972
В 10 км юго-западнее о. Сейбл
Соляной купол
Нижний мел, свиты логан-каньон, миссисога
2915—3850;
5 зон
Примроз, нефтегазовое; 1972
В 55 км восточнее о. Сейбл
Нижний мел, свита ло- ган-каньон
4 зоны
с ррил1ечания. 1. По предварительной оценке потенциал»,ные ресурсы всего бассейна "оставляют: нефть — 3640 млн. т, газ ——2800 млрд, м‘. £• Общий дебит Скважины Тебо 1,32 мли. м3/сут газа н 16 т/сут конденсата. 3. В 1973 г. открыты нефтяные месторождения Кохасет и А даль- фас. а в 1974 г .газоконденсатное месторождение Ситнольта.
рнс・ 2・3?канааска* насть НГВ BOCTOCHgo шельфа СеверноА Амернкн (прнатлантннеского) — акватория бассейнскладчатость: 6 — докембрийская- ф— 3w^8wo»n^wa- е — нзогнпс£ поверхности складчатого основання в км・ На врезке—месторождення- J 丨 газоконденсат， ное теб2 — небтегазоконхенсатное nQ^^- 3 — нефтегазовое Прнмроз
спнеок Модепевскнй М III: топстойн・с・ Теологна н нефтегазоносность арктнческнх н суб, кнх районов мнра，м: нзд,，^^^^^ф^п. Geology and Economic Minerals of Canada” 7p- 68Au: R，L w* Douglas- H・ Gabriels
ЛИТЕРАТУРЕ
L o・ wheeler" D・ F.
nyea・
G e о 1 о g
si-i 'and PH・ R・ < Be-
— c- ^!> pe-roleum fl-dya syy， posium edifed by Michel T・ H-u』y，37p・ 75 Natural gases of
of gjan-
B・ Warren Beebe" 196-
^0«.^ America，
p・ 2493,
-di-or
СОЕДИНЕННЕЕ ШТАТЫ АМЕРМКМ Площадь — 9400 тыс. к(без акватории континентального шельфаL Население丨214 мпн. иеаовек (на 1/Х1974 г・
Начало добыин- нефти — 1859 г: газа I 1870 т\ R Побыиа в 1974 г參 th I 4」млн・ т・ конденсата — 89」млн. т・ 3^^^ ^«」 3 Суммарная добыла一二 1975 7 Ht 丨-4 322 млн・ т・ ИНТ i млн аза 一36 M』Dn м3
7оказанные нзвлекаемне запаси на S 1975: нефти — 4627 g^s- WQawsnM BlJMlbrRsa — 6718 MmpM3・
⑵HqecTBO месторождений- нефти 丨】8 68газа J814©，S3 2HT 由 лмас ЕИ7 нефтегазоносны。бассейны —APKTHqecKQro склона >^Mnw^ уал・ к〃г^ ^ ^ ”“рн】унн¥рнвер・ ханналарамн. ^olxg.u^^^-^sx?^10 э^р^й^ Ta,KempF кре,ЕУЛ,маунтннс” паузрнвденр" у^^^^^^ 建(用 ная ё^. чхьь^зи- реатрод’валлгрент’валл 寸 epel^ep ^O^H^^tf^- ^^i - COHOMabpHHAFWHBepMOPхае,мун,св.нннас,ка5А盍• санта’марнн B^u 吁 gQa^-^ 一 ^J Л?АН星 ee^ss& внутренняя пермскнн》 g=^o=oxx»- ПредуоЕНТСКНЙ. Прнатлантниескн. Мексиканского зтнва(「атф,к〉т Агбкозмо 关 но нефтегазоносное бассейныкогшер- е^”он，ф.п，канпО леаАР 尸 Танана- BOCTOqHO・BepHHI'OBOMOPCKHCHm寸K—PHWPJ<apco 唱 ep I{發^евнпезерсаут’парк Х”6РУсан,лун^51о.рд^лг- 3^^^. ^^^^ cag，Арена. BOAera. группа bHF5*HO‘KamdPHHCKOru шельфа (qHTaJWTFHHKaсан，Педр - ,днее Санта,Крус" сан’каталнна” сан’ктсменте” сан—HHKgac” Таннер3-5
8
Распределение нефтегазоносности по разрезу отложений НГБ Арктического склона Аляски Таблица 2.22
Стратнгра- фическое положение продуктивной толщи
Наименование продуктивно» толщи
Мощность продуктивной толщи, м
Литологический состав коллекторов
Количество пластов или пачек коллекторов в продуктивной толще
Характеристика коллекторов
Примеры месторождений, содержащих залежи нефти (н), газа (г)
Моышость, м
Пористость, %
Проницаемость, мД
Men
Свита принс-крик
1060
Песчаники
4,4—25,4
W3780
Вулф-Кри К (г)
Горизонт талавак
365
Губнк (г)
Свита сиби
450
Алевролиты
10,3—20,4
43
Сквайр-Лейк (г)
Свита нинулук
200
Песчаники
1,6—15,1
0—265
Губик (г)
Свита чандлер
—
—
Уммат (н)
Свита грандстенд
550
2
1 — 15—22
1—41
5—1220
Умиат (н)
Горизонт купарук-ри- вер
102
——
—
11—25
—
Симпсон (н)
—
—
23—25 J 80—190
Угну(н),Пруд- хо-Бей (н)
Триас
Свиты сег-ривер, шуб- лик, садлрочит
140—195
22,4265
Прудхо-Бей (н, г)
Миссиси- пий.—пен- сильванин
Серия лисберн
500
Известняки
!!■ 1
// Прудхо-Бей
МгТ™™я：^ местоположение
Структура) (форма； размеры)
Стратиграфическое -положение, наименование продуктивных отложений
Глубииа залегания нефтегазоносных пла - стов в м; их количество
1 Плотность неф- \ Категория круп- тти в г/сма (ртЛ; ностн; началь-
Типы11 ные доказанные
залежейгазовый 黑к,ор ] запасы нефти
в м /т V ф)*в млн. т, газа
состав газа в %в млрд, м3
Прудхо-Бей, газонефтяное;
1968
Побережье моря Бофорта, в районе зал. Прудхо-Бей, в низовьях рек Купарук и Са- гаванирхток
Антиклиналь, срезанная поверхностью несогласия;
64X32 км2； 1500 км?
Мел, горизонт ку- парук-ривер； триас, свиты сег-ри- вер, шублик, садлрочит; мисси- сипий, пенсильва- ний, серия лисберн
Купарук 2060— 2150 м;садл- рочит 2480—2650; лисберн — 2680—3190
Сводовые, частично стратиграфически и тектонически экранированные
Рк=0,833—0,898 рн = 0,888;
Г* - 74； СО2~9,1, СН4 — 44, С2Нб-5,1, С3Н8 一 3,0,
С7H16-32,5
Крупнейшее;
1350—
2700 млн. т Крупнейшее;
1056 млрд, м3
Умиат, нефтяное； 1946
Среднее течение р. Колвилл, левый берег
Антиклиналь
Нижний мел, свиты грандстенд, чандлер
200—300;
2 горизонта
Пластовая сводовая
Рн = 0,84— 0,85; СН4 — 97,3, С2Н6 —2,7, S —0,01
Среднее;
13,5 млн. т
Нст-Умнат, газовое; 1964
Среднее течение р. Колвилл, правый берег
Нижний мел свиты нинулук, гранд- стенд
—
Барроу, газовое; 1949
Арктическое побережье м. Барроу
Верхний триас, свита сег-ривер
770—1080
Пластовая сводовая
Мелкое;
0,5 млрд, м3
Губик, газовое; 1951
Среднее течение р. Колвилл, севернее месторождения Умиат
Антиклиналь широтного простирания;
20X4 км2, высота120一
150 м
Верхний мел, горизонт талавак и свиты нинулук, принс-крик
270—530, 1021 — 1128;
2 горизонта
Пластовые сводовые
СН4 一 94,7, С2Нб -4,5
Среднее;
25,2 млрд, м3
，Т а б л и ц а 2.23
X ара к терис тика основных месторождений НГБ Арктического склона Аляски
Примечание. 1. На месторождении Прудхо-Бей добыча нефти в 1973 г. составила 0,1 млн. т; всего на 1/1 1974 г. добыто 0,595 млн. т. 2. За последние 5 лет в бассейне открыты 6 нефтяных и 2 газовых месторождения, запасы которых пока ие оценены; всего в бассейне 14 нефтяных и 19 газовых месторождений, все они приурочены к антиклииальньш складкам; продуктивными отложениями являются в основном мезозойские песчаные породы мелового — триасового возраста.
КК
К
К
厘Таблица 2.26
Характеристика основных месторождений НГБ зал. Кука
Месторождение； год открытия
Местонахождение
Структура (форма; размер)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； нх количество
Типы залежей
Плотн ость нефти в г/см3 (Рн); газовый фактор в м3/т (「ф), состав газа, %
热^
О S
Категория крупности; начальные доказанные (текущие на I/I 1974) запасы нефти в млн. т, газа
В млрд, м3
Макартур- Ривер, газонефтяное;
1965
Центральная часть залива Кука
Антиклиналь
Палеоген—неоген;
нефть—горизонт хемлок, свита тионек (горизонт мидл-граунд-шоал)} свита вест-форленд; газ — свита тионек (горизонты чуитна, мидл-граунд- шоал)
2896—3340
Пластовые сводовые
Ри =
=0,849— 0,850;
Тф = 83— 115
5,3
Крупное; 50,0 (23,8) млн. т Среднее; 5,8 млрд, м3
Мидл-Гра- унд-Шоал, газонефтяное; 1963
Центральная часть залива Кука
Антиклиналь, вытянутая с севера на юг;
1,5Х 1,6 км2
Палеоген, неоген: нефть—свита тионек (горизонт мидл-граунд-шо- ал), горизонт хемлок; газ一свита тионек (горизонт мидл-граунд-шоал)
2200—2400; несколько горизонтов
Пластовые сводовые
pH = 0,849; Тф= 70,6— 97,8
1,4
Среднее;
24,9 (14,3) млн. т Мелкое газовое газ попутный
Гранит-
Пойнт, нефтяное; 1965
Северо- западная часть залива Кука
Антиклиналь
Палеоген—неоген, серия кенай, свита тионек, (горизонт мидл-граунд-шоал)
2340—2490
Пластовые сводовые
Рн = 0,816;
Гф = =63,75— 75,0
0,6
Среднее;
12,2 (5,1) млн. т
Суонсон-Ривер, газонефтяное; 1957 (нефть), 1959 (газ)
На п-ове Ке・ най
Брахиантикли- наль, разбитая разрывами;
0,3—0,4 км2;
длина — 6,5 км
Палеоген——неоген, серия кенай, нефть — горизонт хемлок; газ—свита стерлинг, свита тионек, (горизонт мидл-граунд- шоал)
2325—2332, 3350—3400
1
Пластовые сводовые, разбитые на блоки
Рн = 0,876, 1 1,6 / Среднее;
「巾= 30,3—27,9 (8,2)
75,7// млн. т
// Мелкое;
// /,2 млрд, л"
Y1 р о до л w. ен и с табл. 2.26
Месторождение; год открытия
Местонахождение
Структура (форма； размер)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Г лубина залегания нефтегазоносных пластов в м； их 1 количество 1
1] j \ Категория
ПлотностьPg K₽S^
*1 нефтн .в I / см 1 ^q \ доказанные
1нпн1《к)； 1 аз0ВЫ \ н^, \ (текущие на
залежейфактор в м3/т \■ 11/11974)
(Гф); состав] s ® [ запасы нефти газа, %о 2 1 в млн. т, газа
1 На [ в млрд, м3
Трэдинг- Бей, газонефтяное; 1965
Зал. Кука, севернее месторождения Макар- тур Ривер
Антиклиналь
Палеоген—неоген, серия кенай, горизонт хемлок; свита тионек (горизонт мидл-граунд- шоал)
1806, 2947—
3035, 2898—2985
Пластовые сводовые
рн = 0,85
1,1
Среднее;
10」(3,5) млн. т Мелкое;
0,5 млрд, м3
Кенай, газовое; 1959
Центральная часть п-ова Кенай
Антиклиналь;
3,5X2,5 км2
Палеоген一неоген, серия кенай, свиты стерлинг, тионек (горизонт мидл-гр аунд-шоал)
1067— 1678, 2745—2916
Пластовые сводовые
сн《— 99,49, e2H8 —。, 1， № 一 0,41
Крупнейшее; 151,86 (142,07) млрд, м3
Белуга-Ри- вер, газовое; 1962
Северная часть залива Кука, на побережье и частично в море
Антиклиналь
Палеоген—неоген, серия кенай, свиты стерлинг, белуга
2381
Пластовая сводовая
Среднее;
12,4 млрд, м3
Рис. 2.42. Продольный разрез АА' (см* рис. 2.41) месторождения Суонсон-Ривер
Характери!
Место рожден н е ； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграф
термополис,工偉！Ч пермь, фосфо縹乎 сильваний 1 п«в- амсден; ' мне黑屮 мадисон; верхни£Ч Дарби； ордовик,^' 嚮н; кембр喇息
1Я залега-
1
Тнп залежей
Мел И кембрий 一 пластовые сводовые, остальные —массивные
Плотность нефти в г/см3 (рн); газовый фактор в мз/т (Гф); состав газа в %
Цобыча неф- ги в млн. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы (те- <ущне) нефти в млн. т
Элк-Бейсин, тяное; 1915
неф-
В 80 км юго-восточнее г. Колумбус, на северном борту НГБ
Асимметричная антиклиналь, нарушенная сбросами и взбросами； 12,5X4 км2, амплитуда 1500 м
Фронтьер: рн = 0,80—0,82 Кловерли: СН4 — 77,5, CaHg 一■ 19,72, СО? — 0,07 Фосфориа: рн = 0,915;
S — 2,34
1,2 млн. т
Крупное; 70,0 (на 1/1 1975 г.
9,4)
Тенслип, мадисон： р =0,87 一 0,90
Тенслип: СН4 一 51,9, С2Нб + высш. —24,7, СО2 — 3,25
Гарленд, газонефтяное; 1906
В 100 км юго-восточнее г. Колумбус, на северном борту НГБ; округа Парк, Биг- Хорн, шт. Вайоминг
Асимметричная антиклиналь 13X3,2 км2, амплитуда 780 м
Верхн叩 мел, фр®蹴. нижний мел, кловерли' рра, моррисон; пермь' фО£форна; пенсильва' ний, тенслнп, амсден- миссисипий, мадисон； верхний девон, дарби; ордовик, биг-хорн
Мел - 200 —
570*
Палеозой — 845-1250
Мезозой — пластовые сводовые, палеозой — массивные
Фронтьер: рн = 0,82 Тенслип, мадисон: =0,92—0,94
)н =
0,66 млн. т
Среднее;
18,6 (на 1/1975— 3,5)
Юрегон-Бейсин, газонефтяное;
1912
В 125 км южнее г. Колумбус, на западном борту НГБ, окр. Парк, шт. Вайоминг
Антиклиналь, осложненная двумя куполами —Северный и Южный Орегон-Бейсин;
10Х 18 км2, амплитуды соответственно 150 и 270 м
Верхний мел, фронтьер; нижний мел, кловерли; юра, моррисон; триас, чагуотер; пермь, фос- фориа; пенсильванин, тенслип, амсден; мне- сисипий, мадисон; девон, дарби; кембрий, флэтхед
Мезозой — 230-730 Палеозой — 915-1250
Мел, триас и кембрий — пластовые, сводовые; остальные — массивные
Фронтьер: СН4 — 96,7, С2Нб + высш. — 2,8, СО2 —0,58
Дакота, лакота： СН4 — 92,6, СзН6 + высш. — 4,6 — 7,3 Моррисон; СН《一90,0,
С2нб + высш. — 7,4, СО2 —0,12
Чагуотер: СН《一91,6, СйН6 + высш. — 8,4 Тенслип; рн=0,91； СН& — 84,6, С2Н6 + высш. — 12,5, СО?—1,17
Мадисон: рн = °,92 — 0,94; S — 3,2—3,4, СН《一75,1,
С2% + ВЫСШ. — 14,6, СО2— 10,23
1,5 млн. т, 0,2 млрд. м3
Среднее; 43,2 (на 1/1 1975 г. — 10,8)
Грасс-Крик, тяное; 1914
неф-
В 200 км южнее г. Колумбус, на юго-западном борту НГБ; окр. Хот-Спрингс, шт. Вайоминг
Антиклиналь с пологим северо-восточным и крутым, нарушенным сбросом, юго-восточным крыльями
Верхний мел, ФР°；；；* триас, кет 叱 小а фосфориа; п ^ен； 器^总聯%螂。"
師 350「
Мезозой — пластовые, сводовые, тектонически н литологически экранированные; палеозой— массивные, тектоииче- Ски нарушенные
Фронтьер: рн = 0,77 Тенслип: рн = 0,89; S Мадисон; рн = 0,95; S
— 2,4
-3,1
0,4 млн. т
Среднее;
22,3 (на 1/1 1975 г. -3,3)
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
讖窥璇淞
Гамильтон-Доум, нефтяное; 1918
В 210 км южнее г. Колумбус, на южном борту НГБ, окр. Хот- Спрингс, шт. Вайомлнг
Асимметр ичная антикли- наль с нарушенным разрывами северо-восточным крылом
工Рнас, Кётис- Фо^фориа;；入啣顺 нН讯 тенелип 丁，"帆 МИССИСИПИЙ ，JMC恥卜：. верхний деВон ^> ораовик, бигХорн Рб8：
Фра! ни, нефтяное; 1928
В 90 км юго-восточнее г. Колумбус, на северном борту НГБ, окру- га Парк, Карбон, шт. Вайоминг
Асимметричная антиклиналь, нарушенная на северо-восточном крыле продольным разрывом: 4,8X2,4 км?
~
Пенсильвании, тевм,„ =Н；МИССИСИПЙЙ.^
Анна забега- ГлУ^ефтегазо- н龍嚣 постов
Тнп залежей
Плотность нефти в г/см3 (рн); газовый фактор в м〃т (%); состав газа в %
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд, мз в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т
366—11°°
Триас — пластовая сво- д(5вая, тектонически и литологически экранированная; палеозой — массивная тектонически нарушенная
Кетис: рн = 0,93; S — 3,07 Фосфориа: рн — 0,91; S — 2,7
Тенслип: рн — 0,92; S — 2,38
Мадисон: рн — 0,99; S — 3,9
Бигхорн: рн = 0,97, S — 3,5
0,6 МЛН. Т
Среднее; 34,3 (на 1/1 1975 г. — 4,8)
800—1140
Массивная, тектонически экранированная, на юго-западном крыле стратиграфически экранированная (тенслип)
Тенслип: рн = 0,89; S — 2,43
Мадисон: рн = 0,9б； S—3,1
В 1972 г.— 0,3 мли. т
Среднее;
10,1
Продолжение табл. 2.30
Рис. 2.45. Разрез через месторождения Орегон- Бейсин и Вест-Орегон- Бейсин
Верхний мел: / — коди, 2 — фроитьер, 3 — мау- ри； 4 — ннжний мел, кловерлн； 5 — юра; 6 — триас; 7 — пермь; пен- сильваний： 8 ——тенслнп; 9 — амсден; 10 — мнс- сисипнй, маДисон, // —— Девон, Джефферсон； 12 — ордовик; 13 — кембрий;
/4 — докембрий
Рис. 2.46. Структурная карта и разрез месторо»ДеНЙ
Франии
а — изогипсы кровли свиты фосфориа; 6 一
нефть； 6
вода： 2 — разрмвы — яМсден：
/ — пермь; пеиснльваинй： 2 — тенслип, J 4 — миссисипнй
Рис. 2,47. Структурная карта месторождений Вест-Сейдж- Крик (Л), Сейдж-Кри к (fi), и Норт- Дивер (В)
Скважины: / — иа пенснльваннй (тенслип); 2 — на миссиснпий; 3 — сухие; 4 — продуктивные площади; 5 — изогипсы кровли пеисильваиских отложений в м; 6 — разрывы
г
Зака? 596
337
Месторождение; год открытия
Местоположение
X
Структура (форма； размеры)
арактернст*
гВ Паудер-Рнв?
Типы залежей
Плотность Нефти в г/см3 рн； состав газа в %
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы (текущие) нефти в мли. т
Солт-Крик, газонефтяное; 1906
В 48 км севернее 匸 Каспер, окр. Натро- на, шт. Вайоминг
Асимметричная антиклиналь, нарушенная большим количеством поперечных сбросов; :需32 км?, амплитуда
Запа^
Фронтьер- п3 * мнДДн,.姦от烈" 朧МОРР就Р Панс, нижн兄я ： пенсильваний 工
餌 се^на
а；0-1460； '12
一_—
Пластовые., сводовые, тектонически экранированные; в верхнемеловых (2 и 3 горизонты уолл-крик), нижнемеловых (лакота) и юрских (2 горизонт сан- ианс) отложениях, также литологически экранированные
],2, 3 горизонты уолл- крик, лакота, Моррисон, 1, 2, 3 горизонты санданс: рн = °,83— 0,87
2 горизонт УОЛЛ'КрИК： gН4 - 32,8二85,9,
С2Н6 + ВЫСШ. — И ,02— 65,8, СО? — 0,33—0,9 Лакота: СН& — 69,9— 75,2, С2Н6 + высш. 一 28,2—23,9, СО2 — 0,9— 1,9
Тенслип:
рн — 0,90, S — 2,36
1,8
Крупное； 84,3 (на 1/1 1975 г. —11,1)
Сассекс, нефтяное: 1950
0 Kp. Джонсон, шт. Вайоминг
Структурная терраса на северо-восточном крыле крупной антиклинали Солт-Крик
Верхний мел, кол, нижний мел, лакота; нижняя пермь; Пенсильвании, тенслип
940-2775
Пластовые сводовые
Паркмен, сассекс, шэн- нон, фронтьер, лакота: рн = 6,82—0,85 Санданс, тенслип, амс- ден: рн — 0,87—0,88
В 1972 г.— 0,2
Среднее; 7,7 -
Саут-Коул-Крик, нефтяное; 1938
Округа Натрона, Кон- вере, шт. Вайоминг
Антиклиналь
Верхний мел, kojb; нижний мел, маддя, дакота, лакота
1348-2500
Пластовые сводовые
Дакота： рн = 0,84, СН4 — 63,8, С2Н6 + + высш. — 26,5, СО2— 2,89
В 1972 г.—
0」
Среднее; 5,5
Биг-Мадди и Ист-Биг-Мадди, нефтяное； 1916
Южная окраина западного борта НГБ; округа Натрона, Конверс, шт. Вайоминг
Брахиантиклиналь, разбитая в своде сбросами; 15Х 8 км2
Верхний меп, J當
2667280
"08-1769
2133—2166
Фронтьер и лакота — пластовые сводовые (Биг-Мадди); шеннон— литологически ограни' ченные; мадди и дакота —пластовые, антологически и тектониче- скн экранированные
Шеннон: рн — 0,85; СН4 一 85,7, С2Н6 + + высш. — 13,4, СО2 — 0,18
Уолл-крик: рн = 0,85;
СН《一78,8, С2Н6 — 2,01
Дакота: рн =。力3 — 0,85; СН4 一 6,81, СгН6 + высш. — 30,5
В 1972 г,—0,1
Среднее;〜9,0
Саут-Гленрок, нефтяное; 1950
Шеннон, дакота, мадди:рн — 0,83—0,86;
СН4 — 60,5—92,5, СгНв + высш. — 6,2 38,8, СО2 — 0—0,95
В 1972 г,—0,1
Среднее; 10,1 1
Гленрок, нефтяное; 1949
Мадди, дакота: рн = =0,83—0,85
В 1972 г.—0,：
344
345
Рис. 2.50.謂 *. ная карта м«^ р(д) дений 6%吧产:" Мст-Внг嘴吧 саГ Глеирок (^) кер- Гленрок (/1 ' 54)РИ Н 即:: гР» / 一明懿膿时f инцы вн： 2”. песчаников^ ^湫 кота,二w「吗 ма^' дакота.； кров喝нЗ Н即叱 стоверные м；. лагаем 唸 р℃Рис. 2.50.謂 *. ная карта м«^ р(д) дений 6%吧产:" Мст-Внг嘴吧 саГ Глеирок (^) кер- Гленрок (/1 ' 54)РИ Н 即:: гР» / 一明懿膿时f инцы вн： 2”. песчаников^ ^湫 кота,二w「吗 ма^' дакота.； кров喝нЗ Н即叱 стоверные м；. лагаем 唸 р℃Рис, 2.51. Схема расположения залежей нефти и газа в древнем русле реки (горизонт иьюкасл) — ме員ор(^де- ния Осейдж, Фидлер-Крик, Хай-Крик и Лоун- Фри- Крик (по Шлейкджеру, I960)Рис, 2.51. Схема расположения залежей нефти и газа в древнем русле реки (горизонт иьюкасл) — ме員ор(^де- ния Осейдж, Фидлер-Крик, Хай-Крик и Лоун- Фри- Крик (по Шлейкджеру, I960)Продолжение табл. 2.33
Рис. 2.50.謂 *. ная карта м«^ р(д) дений 6%吧产:" Мст-Внг嘴吧 саГ Глеирок (^) кер- Гленрок (/1 ' 54)
РИ Н 即:: гР» / 一明懿膿时f инцы вн： 2”. песчаников^ ^湫 кота,二w「吗 ма^' дакота.； кров喝нЗ Н即叱 стоверные м；. лагаем 唸 р℃
Рис. 2.50.謂 *. ная карта м«^ р(д) дений 6%吧产:" Мст-Внг嘴吧 саГ Глеирок (^) кер- Гленрок (/1 ' 54)
РИ Н 即:: гР» / 一明懿膿时f инцы вн： 2”. песчаников^ ^湫 кота,二w「吗 ма^' дакота.； кров喝нЗ Н即叱 стоверные м；. лагаем 唸 р℃
Рис, 2.51. Схема расположения залежей нефти и газа в древнем русле реки (горизонт иьюкасл) — ме員ор(^де- ния Осейдж, Фидлер-Крик, Хай-Крик и Лоун- Фри- Крик (по Шлейкджеру, I960)
Рис, 2.51. Схема расположения залежей нефти и газа в древнем русле реки (горизонт иьюкасл) — ме員ор(^де- ния Осейдж, Фидлер-Крик, Хай-Крик и Лоун- Фри- Крик (по Шлейкджеру, I960)
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
:為辘翩忘:
捲喘.
吗 м； нх
打50~ q
J%, С)
Типы залежей
Плоти ость нефти в г/см3 ("н)； состав газа в %; газовый фактор в м3/т (Гф)
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в мли. т
Хилайт, газонефтяное; 1969
Средняя часть восточного борта НГБ; окр. Кэмпбелл, шт. Вайоминг
Зона выклинивания на моноклинали
Ннжннй мел 皮
*нсн」ьванн丁壊
ассейна
Литологически экранированные
рн =。,81; cН4一67,3, С2Н6 + высш.—29,0, СО2 — 1,2, №—2,5
1」
Среднее; 18,2 (на 1/1 1975 г,— 11,6)
Осейдж-Крик, нефтяное; 1919
Восточная окраина НГБ, окр. Уэстсон, шт. Вайоминг
Погребенное русло реки; длина — 40 км, ширина —1 —10 км
Пластовые, литологически и стратиграфически экранированные
Рн = 0,84
—
Мелкие
Фидлер-Крик, нефтяное; 1948
ньХ™л
рн = 0,81—0,83
Хай-Крик, нефтя- ное; 1949
Рн =。,81
1,3
Среднее; 15,7 (иа 1/1 1975 г.™ 6,4)
Белл-Крик, газонефтяное; 1967
В 40 км юго-восточнее г. Бродес, на севере восточного борта НГБ, окр. Паудер-Ривер, шт. Монтана
Зона выклинивания на моноклинали;
24X5,6 км2
нижний мелП莅】■'二
1310-.
1380;1
Литологически экранированная
рн = 0,865; С% — 95, С2Н6 + высш. —2,6, № — 2,3
Уайкмен-Флэтс, нефтяное, 1919
Северо-восточный борт НГБ
Песчаная линза
Верхний мел, фронтьер. ~ линзы песчаников пр- нер
Литологически ограниченные
Мелкое
Донки-Крик, нефтяное, 1953
Северо-восточный борт НГБ, окр. Крук, шт. Вайоминг
Терраса на западном крыле антиклинали Пайн-Ридж
Нижний мел, дакота: пенсильванин, мн 眠 луза
Дакота — 1877- 1888; ми- нелуза —— 2344-2365
Пластовые, литологически экранированные
Дакота: рн = 0,83 Миннелуза： рн = 0,889 Гф = 85
Мелкое
口 m三互4 Ez?
Месторожден ие ； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
"。:躋龍噥产他 отложений ЫХ
Сёкл-Ридж, нефтяное; 1923
В 80 км северо-западнее г. Ривертон, на северо-западном борту НГБ; окр. Фримонт, шт. Вайоминг
Куполовидная складка, нарушенная взбросом
Пермь, парк-СИтй. сильваний, тенслип ^' еден; миссисипий ' * Дисон* ма・
-Стимбоат-Батт, га- .зонефтяное; 1943
В 53 км северо-западнее г. Ривертон, на северо-западном борту НГБ; окр. Фримонт, шт. Вайоминг
Антиклиналь, осложненная продольным разрывом； 0,8X4 км2
Мел, фронтьер, кловер- ли; юра, сандаис, на「 гет; триас, чагуотер； пермь, парк-сити; пен- сильваний, тенслип
Пайлот-Батт, газонефтяное, 1916
В 45 км северо-западнее г. Ривертон, на северо-западном борту НГБ; окр. Фримонт, шт. Вайоминг
Антиклиналь, нарушенная сбросами'
Мел, коди, термополис; пермь, парк-сити; пей- сильваиий, тенслип
Уинклмен-Доум, газонефтяное; 1917
В 45 км северо-западнее г. Ривертон, на северо-западном борту НГБ
Асимметричная : антя- клиналь; 2,4хЗ；2 км2
Мел, кловер；喘瞿 парк-сити; пеней ний, тенслип
354
НГБ Уиид-Ривер
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； состав газа В %
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд, м3 в 1973 г.
Категория крупности； доказанные запасы нефти в млн. т,
в млрд, м3
а та залегания "》緞 зоноеннх 吋壊зв м; ^количество
290—518
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
рн = 0,90—0,91;S —
2,7-2,8
Среднее
фронтьер, сан- данс 一 975一 1300; санданс-ча- гуотер — 1540— 1660; фосфориа,
тенслип —2020— 2120
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
фронтьер: рн = 0,84; СН4 — 83,9, СгНе 一 15,7
Дакота;рн = 0,85;
СН《一75,С2Hg +
+ высш. — 21,2,
СО2 — 0,42
Тенслип: СН4 —44,2, СгН6 + высш. — 45,2, СО2 — 3,3
0,2 мли. т
Среднее;
11 млн. т
Коди — 240;
мадди — ЮОО;
фосфориа, теи- 削 一 1740— I860
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Фронтьер: рн = 0,83; СН& — 96,8, С2Н6 — 0,17, СО2 —0,1
Мадди:ри = 0,80;
С?% + высш. — 12,71,
СО2 —0,5
Фосфориа: рн = 90 Тенслип: СН4 — 86,3, СгН6 + высш. — 12,7
Среднее
Ь^牆一 59； “нп-83‘7 一鄒
Пластовые свод。- вне, на северозападном крыле литологически экранированные
Фосфориа, тенслип: рн = 0,90-0,92; S — 2,6—3,2
в 1972 г.— 0,45 млн. т
Среднее;
8,0 млн. т
355
Продолжение табл. 3.36
Месторождение； год открытия '
Местоположение
Структура (форма; размеры)
"。以盟體如风
"Не №。咸卜.
。2。啸N
胃依。
уипы залежей
Плотность нефти в г/см3 (ри); состав газа в %
Добыча нефти в мли. т, газа в млрд, м3 в 1973 г.
Категория крупности; доказанные запасы нефти в мли. т, газа в млрд, м3
Бивер-Крик, газонефтяное; 1938
В 22 км южнее г. Ривертон, на южном борту НГБ
Асимметричная антиклиналь, нарушенная широтным сбросом- Длина 11 км '
%е』，месавер肥 巾ронтьер,関，к% кповерпн； пер^°飞
пенен鎬* тенслип;叫
案俨с：н； осн。；吃 тенмш°НТЬер'ла^ тенслип, мадйсон
М：嚕乳12能 般嘴因跚 触р跳嚼。
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Месаверде: рн = 0,76; СН《一81,7, СаНб + + высш — 18,3 Фронтьер: ри = 0,75;
СН《一 84,5, С?Нб + + высш. — 15,35, СО2 一 0,28
Лакота:СН4 一 95,5;
СзН6 十 высш. — 4,0, СО2 — 0,8
Фосфориа,тенслип:
рн = 0,80—0,83
В 1971 Г.— 0,3 млн. т, 0,5 млрд, м3
Среднее;
8,7 млн. т, 0,5 млрд, м3
Биг-Санд-Дро, газонефтяное; 1918
В 35 км южнее г. Ривертон, на южном борту НГБ
Антиклиналь, осложненная продольным сбросом
-_
Мел, фронтьер, кловер- ли; юра, моррйеоа, пермь, парк-сити; Пенсильвании, тенслип
Фронтьер, мор- рисон -825— 1314; фосфориа, тенслип — 1815— 2145
Пластовые сводовые и пластовые, тектонически экранированные
Фронтьер: СН4 一 93,3, С2Н6 + ВЫСШ — 4,9, СО2 — 1,1
Кловерли: СН4 一 84, С2Н6 + высш. — 11,4， СО2 — 0,3
Фосфориа: рн " °,73; СН& — 67,7, СзНб 4~ + высш. — 30,6, СО2 — 4,0
Тенслип: ри = °,85— 0,90; S — 1,4—2,6
В 1971 г.— 0,2 млн. т.
Среднее;
7,5 млн. т
Маскрэт, газонефтяное; 1928
В 45 км юго-восточнее г. Ривертон, на южном борту НГБ
Антиклиналь, осложненная тремя куполовидными поднятиями
Мел, фронтьер,吗黑
?ронтьер — 1220; • кловер-
Пластовые сводовые, на северо- западном крыле ——литологически экранированные
Фронтьер: СН4 — 97,5, С2Нб — 02 Не — 0,2 Лакота： СН4 — 95,1, С2Н6 — 4,75, СО2 —0,2 Фосфориа,тенслип:
ри — 0,85—0,86; СН4 一 33,6—34,5,С?% +
丄 высш. — 16,3—17,4; СОг — 2,0—2,53, S — 1,31-2,27
1
Среднее;
8,8 млн. т
356 '357
Характернее .
Гпин-Ривер
Л^есторождения ； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
НИЙ *喘 нь»х
гл
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)， состав газа в %
Добыча нефти в мли. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности :начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Лост-Солджер, газонефтяное; 1916
В 128 км юго-западнее г. Каспер, северный борт впадины Грейт- Дивайд; окр. Суитуо- тер, шт. Вайоминг
Антиклиналь, нарушенная сбросом; 2X4 км2; амплитуда — 1050
Men, фронтьер ли； юра, мор
Аанс; пенс段躋， тенспнп, амсК•體 第呼，мадисон> брийТ&
J1C0；
Пластовые, сво- довые, тектонически экранированные
фронтьер:Рн = °，8(;
СНл — 81,3, С2Н6 —9,1； СО2 — 8,6
Лакота: рн = 0,88；СН4— 91,3, С2Н6 — 3,0, COz — 5,7.
Моррисон,санданс.
Рн = 0,88
Тенслип:рн 一 u,J"
S — 1,18, СН4 — 5喈，
С2Н6 + ВЫСШ. — 29,4， СО 2 — 5,0
Тенслип, мадисон, флэт- хед: рн = 0,85
Мадисон:匕口4 一 JU,?，
С2Н6 + высш. — 29,1, СО2 — 5,3 ①латхед: СН4 — 32,8,
С2Н6 + высш. — 29,2, СО 2 — 0,79
0,5 млн. т
Среднее;
22,3 млн. т (на 1/11975 г.—
3,2 млн. т)
Вертц, газонефтяное; 1920
В 120 км юго-западнее г. Каспер, северный борт впадины Грейт- Дивайд; окр. Карбон, шт. Вайоминг
Антиклиналь; 2x4,8 км2
Мел, фронтьер, клонили; юра, моррисон, сан' дане; пенсильваиий,№ слип, амсден;吗叫 пий, мадисон： кембрии- флэтхед
685-2300;
8-12
Пластовые сводовые
Фронтьер: СН《一94,9, СйН6 + высш. — 0,36, СОй 一 1,0
Дакота:СН《一84,9,
СгН6 + высш- 一 7,5 Санданс:СН& — 87,1,
С2Н6 + высш. —7,6, 82 — 3,75
Тенслип: рн = 0,86; S — 1,32,СН& — 2,68, С2Н6 + 十 высш. — 16,0, СО2 — 52,0_
Амсден, мадисон: рн/7 =0,85; S — 1,17—1,25, СН& — 18,52—26,0, С2Н6 + высш. — 18,7— 27,1, СО2 — 18,5―40,5 Флэтхед:Рн = °，86
S — 1,33
0,2 млн. т
Среднее;
13,7 млн. т (на 1/11974 г.—
4,6 млн. т)
368
24 Зака『—•ЗЬУ
Продолжение табл. 2.41
Месторождения； год открытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
嚅緇單畿
Нид °"。*
「% анна 盜 тег*。- 端e噁
仙暗
ЦХ с количество
290-46,0； 6-12 (ос-
новные —
в свите уосатч)
Тнпь! залежей
Плотность нефти в г/см3 (Ри), состав газа в %
Добыча нефти в мли. т, газа в млрд, м3
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в мли. т. газа в млрд, м3
Литологически ограниченные； литологически и стратиграфически экранированные; в отложениях мезозоя 一■ также пластовые сводовые и пластовые, литологически или стратиграфически экранированные
Рн = 0,74-0,82
Уосатч; СН《一 88,4— 98,2, С2Н6 + высш.— 0,69—9,0, СО2 —0—0,19 Фронтьер:СН《一89,
С2Нб + высш. — 9 Тенслип; СН《一26,3, C2Hfi + высш. — 0,2, СО2—64,2 Ордовик: СН&—26,3, Са^б + высш. — 0,4, СО2—85,5
В 1973 Г.— 2,0 млрд, м3 и 0,15 млн. т
Среднее;
6,4 млн. т Крупное;
79,2 млрд, м3
Биг-Пайни, нефтегазовое; 1938 (Норт- и Саут-)
Западный борт впадины Бриджер; округа Себлетт, Линкольн, шт. Вайоминг
Песчаные линзы, зоны выклинивания и стратиграфического несогласия на моноклинали, в мезозойских отложениях —также антиклинали; 20x40 км2
Эоцен, уОсатч.
?ен, форт-Юнион> месаверде, фро' «Ч ； на месторож諧 н糕；； :。птора,
Бэкстер-Бейсин (Норт- Мидл- и
Саут-), газовое;
1922
Свод поднятия Рок- Спрингс; окр. Суитуо- тер, шт. Вайоминг
Антиклинали, разбитые сбросами
Мел, фронтьер, дакота； на месторождении Норт- Бэкстер-Бейсин юра. моррисон, наггет
580-1240
Пластовые св。- довые, тектонически и литологически экранированные и литологически ограниченные
Фронтьер: СН4 — 90,2一 96,8, Св/ + высш.—
0—0,70, СОа —• 0,2
Дакота: СН4 — 96,8— 99,2, GHe + высш.— 0,17—0,3, СОа — 0,29— 0,52
Наггет: СН& — 96,6, e2儿 + выеш. - 1,7； СО2 — 1,7
Среднее
7
*070—1650
眈7500
Литологически и стратиграфически экранированные
Ри = 0,83
В 1972 г.—
0,4 млн. т и
5,8 млн. м3
Среднее;
10,8 млн. т
Патрик-Дро, газонефтяное; 1959
Южное крыло свода Вамсаттер (восточное крыло поднятия Рок- Спрингс); окр. Суитуо- тер, шт. Вайоминг
Структурный нос; 3,2х 16 км2
Верхний мел, змена
Пластовые сводо- вне, литологиче- ски экранирован- нме, на крыльях складки ■~ лито- логически ограниченные
Уосатч: рн = 0,85; CH4 —93,5; C2He + + высш. — 5,1, СОа—1,4
В 1972 г.— 0,25 млн т и 65 млн. м3
Мелкое
Гайявата, газонефтяное; 1926
Северный борт впадины Санд-Уош
Брахиантиклиналь;
4,2X22 км2, амплитуда —120 м
Эоцен, уосатч； цеи, форт-юнион,
371
Месторождение; год открытия
Местоположение
(форма； размеры)
Стратнгра 巾
нанмен墙;躋久 ных。臨к*
Ред-Уош, газонефтяное; 1951
В 155 км северо-западнее г. Гранд-Джанкшен, на северо-восточном борту впадины Уинта; окр. Уинта, шт. Юта
Крупный структурный нос'
3°Нен，грнн-р г У* верхн體露
Алтамонт, нефтяное; 1970
Северный борт впадины
Уинта； шт. Юта
Крупный структурный нос”
Зоиен, грин-рив^Г^
Блуэбел, газонефтяное; 1955
Северный борт впадины
Уинта； шт. Юта
Крупный структурный нос
Зоиен, грин-ривер
Эшли-Валли, газонефтяное; 1925
Северный борт впадины Уинга
Антиклиналь, нарушенная сбросом
—
Юра, моррисон； пермь парк-сити； Пенсильвании, вебер
Ча пита-Уэлс, газо- кондепсагное; 1954
Южный борт впадины Уинта
Зоны выклинивание песчаных пластов и песчаные линзы
Эоцен, уосат"； верхып： мел, месаверде
Рэйнджли, нефтяное; 1902
В 115 км южнее г. Гранд-Джанкшен, на северной окраине вну- трибассейнового поднятия Дуглас-Крик
Асимметричный купол, нарушенный разрывами; 12x32 км2
Верхний» мел,；манкос; триас, шинарамп; пен- сильванин, вебер
Пайсенс-Крик, газовое; 1930
Северо-восточна я наиболее погруженная часть впадины Пайсенс
Асимметричная антиклиналь
Эоцен, грин-ривер; палеоцен, форт-юнион
Иквити, газовое
Западный борт впадины Пайсенс
Антиклинальный нос
Эоцен, уосат»!, 4。可 юнион; верхний не』， мссаверле, манкос
Вилсон-Крик, неф* тяиое； 1938
Юго-восточная часть антиклинальной зоны Денфоос-Хилс, шт. Юта
Антиклиналь
Мел, дакота; юра, ^ ■ рисон, энтрада; jP^g： шинарамп; пенс，
Уиита-Пайсеис
пЛа^чество
Плотность нефти в г/см3 (рн)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т
碎ко песча- ^ тел)； ос™®- н, горизонт — "у?лас-крик
Пластовые, литологически экранированные и литологически ограниченные
рн = 0,82; СН& — 98,6, СйН6 + + высш. — 0,16, 82 — 0,71
0,45
Среднее; 18,5 (на 1/1 1975 г. — 6,3)
3765-39 50
Литологически экранированные и литологически ограниченные
Рн = 0,83
2,9
Среднее; 37,1 (на 1/1 1975 г.— 30,8)
2750-4280
Литологически экранированные и литологически ограниченные
Рн = 0,84
—
Среднее
1430—1525; не
сколько
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Моррисон: СН4 — 99,4; СО2 — 0,2 рh =。，87
—
Среднее
1520-1660; 2483—2500
Литологически экранированные и литологически ограниченные
СН4 — 93,8, С2Нв + высш.— 5,79, СО2 — 0,08
150-2000; 4—5
Пластовые сводовые, литологически экранированные
р„ = 0,77-0,85
2,7
Крупное; 90,7 (на 1/11975 |г. 一
21,4)
950-1670
Пластовые сводовые, литологически экранированные и литологически ограниченные
СН& — 93,24, С2Нб + высш.— 1,8
—
Среднее
1080, 2200, 2640
Литологически и стратиграфически экранированные
Уосатч: СН4 — 92,3, С2Нб + + высш. — 6,9, СО2 — 0,78 Месаверде: СН&— 81,5-93,7, СаНб + высш. 一 5,4—15,8, СОа — 0,17—1,53 Манкос: СН4 — 94,3, СаНб + высш. 一 4,5» СОа — 0,78
Среднее
眈7100
Пластовые сводовые и пластовые, литологически экранированные
Рн 工 0,79
В 1972 г,— 0,3
Средн ее;£6,3
Месторождение： год открытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
нанмен：%
П蹴^蹴 отложений
Литл-Бивер, газонефтяное; 1951
В 108 км северо-восточнее г. Денвер, на восточном борту НГБ； окр. Вашингтон, шт. Колорадо
Песчаные бары на моноклинали борта
кота'"
Адена, газонефтяное; 1953
В 116 км северо-восточнее г. Денвер, на восточном борту НГБ; окр. ,Морган, шт. Колорадо
Песчаные бары на моноклинали борта;
11,2X6,4 км2
Нижний мел, да- кота
Биг-Спрингс, газовое: 1950
В 273 км северо-восточнее г. Денвер, на восточном борту НГБ
Антиклиналь небольшой амплитуды 」
Нижний мел, дакота
Саут~Вест-Сидней, нефтегазовое; 195Э
В 220 км северо-восточнее г. Денвер, на восточном борту НГБ
Структурный нос небольшой антиклинали
Нижний мел, дакота
Флоренс-Кэннон-Сити, нефтяное; 1863
Южная окраина западного борта НГБ, шт. Колорадо
Антиклиналь; 24X 5 км2
Верхний мел, пиерри
^ория 1, газонефтяное;
В 64 км к востоку от 「. Денвер; окр. Арапа- хо, шт. Колорадо
Песчан ые дельтовые линзы на моноклинали
Нижнип мел, Да， кота
^号-Крик, нефтяное;
В 20 км к северо-востоку от г. Денвер; окр. Адамс, шт. Колорадо
Песчаные линзы на моноклинали
Нижний M3L М кота
Уоттенберг 1, конденсатогазовое; 1970
Округ Адамс, шт. Колорадо
Песчаные линзы на моноклинали
Верхний ме・?； НИЖНИЙ мм W кота
Брендон, нефгяное; 1965
Окр. Какова, шт. Колорадо
Антиклиналь северо-западного простирания
Мнссисип1/й, сант-луис, 111 卩 ген, варссу，
1 Наиболее крупные нз
открытых в последние годы месторождений.
В горизонте логическая зоне резкого рообразного
с icon- 3 песчаных i 15бО-15Уи,
I бара
Таблица 2.49 .
НГБ Денвер
алегаиия
,носиых в м； иХ
личество
Типы залежей
D — литозалежь в изгиба ба- песчаного
тела; в горизонте
J —
Горизонт J: рн = = 0,85; СН《一67,1, СйН6 + высш.— 26,7, СО2 — 0,3 %—130； 1V2—5,7
Категории крупности начальные
Добыча
доказан-
нефти
иые
в млн. т
запасы
в 1973 г.
нефти в млн. т, газа в млрд.м3
Среднее
Плотность нефти в г/см3 (рн); газовый фактор в м3/т (Гф);
состав газа в %
1695—1735； 3 песчаных бара; основной — в горизонте J
В горизонте D — литологическая залежь в зоне выклинивания по восстанию двух небольших прибрежных ба- ровз в горизонте J — залежь литологически ограниченная
Горизонт J: газовая шапка — СН4 — 79,9,С?% +
+ высш. — 15,9; растворенный газ — СН《一7,28—21,9, СзНб 4- высш.— 67,8—78,14
Среднее;
13,омлн.т
Несколько песчаных тел в горизонтах J и D (основ иые — в D)
Пластовые сводовые, литологически зкрани- рсванные и литологически ограниченные
Горизонт D: СН4 — 91,1—94,3, С2Нв + + высш. — 0,18— 1,1, СО2 —0,4—0,94
—
Мелкое
1500—1540; несколько песчаных линз в горизонтах D и J (основные в D)
Пластовые, литологически ограниченные
СН《一84,0—79,7, СйН6 + высш. •— 9,6-13,4, СО2 一 0,8-1,0
—
Мелкое
300； 1
Пластовая сводовая
—
—
Мелкое
1982 —20 1 3 ; 3 в горизон-
-
Литологически ограниченные в горизонте J, русловые пески
ри = 0,8155;
Гф = 146
0,3
Среднее
2525—2535
Литологически ограниченные дельтовые пески в горизонте J
рн = 0,825
Среднее
1350-2500 '
Литологически ограниченные дельтовые пески в горизонте Z
рк = 0,79
Среднее;
36,8 млрд. м3
底 0—1460
Пластовая сводовая
рн 工 0,8348
0,1
Среднее
литологически ограниченная залежь в зоне зыклинивкмна
391
Месторождение； год открытия
Местоположение
А
Структура (форма, размеры)
Грейтер-Анет, нефтяное; 1956
В 123 км северо-за пад- нее г. Фармингтон, на южном борту НГБ; окр. Сан-Хуан, шт. Юта
Погребенный водоро- елевый массив (банка? 17X9 км? з
докз зона 銹
Кэч, нефтяное; 1964
В 110 км северо-западнее г. Фармингтон, на южном борту НГБ
Погребенный биогерм
Покс, зона немей
Баундари-Батт 】，関 нефтегазовое; 1948
В 100 км северо-западнее г. Фармингтон, на южном борту НГБ; 0 Kp. Сан-Хуан, шт. Юта
Асимметричная анти- клиналь с тремя купо- лами — Ист-Баундари- Батт, Баундари-Батт и Норт-Баундари-Батт
Пермь, де-челлн； сильваний, парадо
Лисбон 2,газо
нефтяное; 1960
В 240 км северо-западнее г. Фармингтон, на юго-западном борту НГБ )
Соляная антиклиналь, нарушенная разрывом； длина 40 км '
Пенсильваний, верхняя хермоза, парадокс; мне- сисипий, ледвилл; девон, оурей, мак-кра- кен; основная залежь связана с миссисипскими отложениями (зоны В, С и D)
2 卩雪2?怨士?I"。*'1111 仪 продуктивны только иа месторождениях Норт- и Ист-Бауидари-Батт.
1 аз нз «цевонскнх отложений содержит повышенное количество гелия.
“ urb Парадок^
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
-алегания 嘴叫X ::% ”еств。
Типы залежей
Массивная сводовая в биогенном выступе и покрывающих его карбонатных породах
Рн = 0,81; СН《—55,3, СзН6 ~й высш. 一 44,6, Не — 0,01
1」
Среднее;
42,5 млн. т (на 1/1
1975 г.—
7,5 млн. т)
斤 IO—1740
Массивная в биогерм- ных выступах
Рн = 0,80
—
Мелкое
460-1525
д^р-ngji ли — пластовые сводовые; парадокс — в биогенных выступах —массивные сводовые
Баундари-Батт, зона исмей: СН4 — 70,0, СзН6 + высш. — 3,86, СО2 — 0,64; Ист-Баун- дари-Батт, зона аках: СН4 一 70,3, С2Н6 + + высш. 一 6,6, СО2 — 13,8, Не — 1,0; Ист-Ба- ундари-Батт, зона де- зерт-крик： СН4 — 76,0, СзН6 + высш. — 6,5, СОг — 5,1, Не — 1,1
Среднее
Верхняя хермо- за — 1220; мис- снснпий — 2600
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Хермоза: рн = 0,76— 0,80; СН4 — 59,1—87,4, С2Н6 + высш. — до 25, СО2 — 0,1—0,2; Мисси- сипий: СН4 — 40,1 — 74,8, Св/ + высш. W W 20, СО2 一 9,7- 26,7, Не — 0,8—1,0
0,4
Среднее;
6,7 млн. т Мелкое;
1,9 млрд, м?
Рис. 2,7о. Геологический разрез сгруЕР* месторождения Грейтер-Аиет
/,— Нижиий горизонт зоны немей g^e '/ — базальные черные глины и алевр
,〃/ — зона дезерт-крик.
/ — черные глииы; 2 一 ангидриты；匕)门”
*иты； 4 — водорослевый массив (бан 彳匕时 выщелоченные оолитовые известняки；
вропнтн
on嚣普“ескнй разрез месторож - Деиия Лисбои
/ 二嚣5ь； 6 一 газ
沿寫三标傅盛一把%惠， (戰以)；^史空豊 парадоке; e — пара- & 一 кембр^ Соисипий； , — Девой； р н, 9 一 докембрий
^福鼠^0与頁^福鼠^0与頁® r> сл s® r> сл s
^福
鼠^0与頁
^福
鼠^0与頁
® r> сл s
® r> сл s
1
Характеристика основных месторождений НГБ Сан-Хуан
Табл
и ц а 2.55
Месторождение; ГОД открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование п родуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (рн); состав газа в %
Добыла газа в млрд-м3
Категория крупности;
начальные доказанные запасы газа в млрд, м3
Бланко- Месаверде (Бланко- Бейсин), газовое； 1927
В 24 км северо- восточнее г. Фармингтон, в центральной наиболее опущенной части НГБ
Зоны выклинивания на гомоклинали; 54 X X 102 км2
Верхний мел, фармингтон, фруитленд, льюис, клифф- хаус, менефи, иойнт-лукаут, дакота
50—2000 (основные горизонты— клифф-хаус и пойнт-лу- каут);
1525—1650
Литологически экранированные и литологически ограниченные
СНд—88—96; СЛ+внсш.
11—3, N2— 1,5
в 1973г.- 17 млрд.м3
Крупнейшее;
424,5 (на I/1 1974—
245)
Бисти, нефтяное; 1955
В 28 км южнее f. Фармингтон, на юго-западном борту НГБ
Песчанке бары на гомоклинали; залежи 25x43 км2
Верхний мел, галлап
1352—1500
Литологически экранированные
рн=0,82—0,84
Среднее
Реттлснейк, нефтяное;
1924
1 В 50 км западнее г. Фармингтон, на
1 юго-восточном
1 борту НГБ («плат- \ форма» Фор-Кор- 1 нерс)
Антиклиналь;
8,2x10 км?
Нижний мел, дакота; пен- сильваний, девон
260—2135
Пластовые сво- 1 довые и лито- логически эк- 1 раиированные J Дакота)/ }
Девонг/
CH4-14,2;
С2НвЧ~высш,-— /
2,8,СО2—2.8. /
<е—7,68/
— Среднее
翁受 泸 5 §-- ^普У 7 礎峙‘ 3；^
79 I sx
I 2
陰二R
g^O^ I
二^望
?
Мес торождение; год открытия
Местоположен ие
Структура (форма, размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (pj； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т в 1973 г.
Дайнех-би- Киех х, нефтяное; 1967
В 80 км западнее г. Фармингтон, на восточном крыле впадины Блэк-Меса; шт. Аризона
Антиклиналь северо-восточного простирания, параллельная поднятию Дефайанс
Пенсильва- ний
840—1340
Нефть в изверженных силлах миоценового возраста, заключенных в пенсильванских породах
Рн=0,81
0」
Пинта-Доум2, газовое, 1950
Южное крыло поднятия Дефайанс, на восточном крыле впадины Блэ к-Меса
Купол с нарушенным сбросом северо-восточным крылом
Пермь, чинли, ко- конино
180—500; 2
Пластовые сводовые
N — 89,9, Не — 8—9, СН& —0,1
Аппер-Валлн, 1 Северо-восточное нефтяное; 1964 1 крыло впадины Кей- 1 паровнц； шт. К>га
Антиклиналь; 25X6,4 км2
Пермь, кей- боб; МИССн- сипий
2030—2677
1
Пластовая сводовая,
Характеристика основных месторождений НГБ Блэк-Меса—Кейпаровиц
' В песпанттках девона обн ару жен ■ газ с повышенн ым содержанием гелия.
• Тепневое месторождение.
Нефтегазоносный бассейн Крейзи-Бул-Маунтинс
Т а 6 с к па
Система
Отдел
Серия
Свнта
1
Горизонт
Основной состав переслаивающихсяиая
пород
Лесчаники, глины, галечники
Палеоген
Палеоцен
Монтана
форт-юнион]
Ливингстон
Лебо1
Андезиты一
Таллок
Андезиты—
Хел-крик
Андезитовые туфы
Мел
Верхний
Леннеп
Песчаники—
Вирпоу
Аргиллиты—
Джудит-ривер
Песчаники—
Клаггет
Аргиллиты
Игл
Песчаники 1
Вирджеле
Песчаники—
Аргиллиты
Телеграф-крик
Колорадо
фронтьер
Песчаники-
Маури
Песчаники
Аргиллиты
Нижний
1- - 1
Термополис
Мадди
Аргиллиты, песчаники
Дакота
Песчаники
! Кутеней
Песчаники, аргиллиты
150
1800
схемаl«ГБ
мощность, м
3
390
6
■
222222222_2 * а иносностн по
разрезу отложений НГБ Крейзи-Бул-МаунтинсТаблица 2.59
стратиграфическое положеыи
продуктивной толщи
е Наымеиоваиие продуктивной толщи
Мощность продуктивно толщи, м
Литологический состав
9 продуктивной толщи
н коллекторов
Характеристика пластов-коллекторов
_Примеры месторождений,
содержащих залежи нефти (н) газа (г)'
Мощность,
Пористость, %
Проницаемость, мД
Верхний мел
Игл
Песчаники
14
17
50—150
-.
Фронтьер
Песчаники
12
18
50—200
Норт-Ленк-Бейснн (г)
Ннжннй мел
Грейбулл
Песчаники
3
11
14—40
Дакота
Песчаники
9
17
25—4400
Лейк-Бейснн (н), Бнг-Кулн (г), Моссер-Дом (н), Дэвнс-Бей- £Нн (н), Бнг-Кулн (г), Вулф- Спрннгс (н)
Верхняя юра
Бриндли
Песчаники
з
15
Средняя юра
Фэрмун
Известняки
—
Тенслип
Песчаники
6
16
01000
Юманс-Покет (н), Вулф-Спрннгс (н), Гайявата (н), Бнг-Уолл (н), Делфна (н), Су- ^атра (н), Мелстон (н), Бнг-
Пенсилъваний
Амсден
Песчаники
—
Тайлер
Песчаники
6
16
03900
Миссиснпнй
Хит
Известняки
2
17
^уматра (н), Дэвис-Бейсин (н), Эаггед-Пойнт (н)
Киббей
Песчаники
7 1
W28
Ордовик
Ред-ривер丨
200
Доломитовые известняки
МО
12 /
W5/ Стонсвед (н)
_一 /
Характеристика основных месторождений НГБ Крейзи-Бул-Маунтиис
Табл
к a a 2.G0
Г/
Л!есторожде- /.
кине;/ Местоположение
> год открытия/
1Структура
(форма, размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных горизонтов
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Плотность [ нефти в г/см"
Добыча 1 иефти\
Категория крупности;
начальные доказанные запасы иефти
в мли. т
Поднятие Бнг-Кули
Юманс-По- кет, нефтяное; 1948
Окр, Голден- Валли, шт. Монтана
Антиклиналь
Пенснльваний, амсден
620—625
Массивная сводовая
0,94
К началу 1973 г.—0,5
i
Впадина
Бул-ЛАаунтин
Делфна, нефтяное; 1958
Окр. Масселшелл, шт. Монтана
Антиклиналь; 2,0 км2
Пенснльваннй, амсден
1900—1910
Массивная сводовая
0,858
В 1972 г.— 0,42
Мелкое
Вулф- Спрингс, 1 нефтяное； 1955
Окр. Йеллоустон, шт. Монтана
Антиклиналь; 0,4 км2
Юра, фэрмун; пенсильваннй, амсден
1650; 1870
Массивные сводовые
0,871
В 1972 г.—
4,1
Мелкое
Межбассейновое поднятие Центральной Монтаны (южный склон)
Дэвис-Бей- снн, нефтяное; 1919
Окр. Масселшелл, шт. Монтана
Антиклиналь
Пенснльваннй, амсден; мнссн- сипий, хнт
350—680
Массивная сводовая
0,887
В 1972 г.— 0,23
Мелкое
Биг-Уолл, нефтяное； 1948
Окр. Масселшелл, шт. Монтана
Антиклиналь;
2,4 км2
Юра, Моррисон; пенснль- ваний, амсден, тайлер
630—915
Пластовые сводовые, массивная сводовая
0,94
В 1972 г.—
10,1
Мелкое
Суматра, нефтяное; 1949
Окр. Розбад, шт. Монтана
Антиклиналь
Миссиснпнй, хит; пенснль- ваний, тайлер, амсден
1220—1525
Массивные н пластовые сводовые, лнтоло- гически экранированные
0,87—0,89
В 1973 г.— 0,3
Среднее; 6,5
龙 I Самое крупное месторождение бассейна.
4g
Месторож-дение；год открытия
Местополо-жение
Кэт-Банк, газонефтяное; 1926
―^Е^тернстнка основных месторождений ЗападноКанадского НГБТаблица 2.62
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания иефтегазо- иосиых пластов в м
Типы залежей
Плотность нефти В Г/СМ3 (pj газовый фактор
В М3/Т(「ф);
состав газа в %
Добыча ^™?рНЯ "УМ нефти в млн.т, ности* начальные газадоказанные
в млрд, мз зат^ы (текущие) в 1974 гнефти в мли. т,
•газа в млрд, м3
0,43 млн. т
Монокли
Нижний мел.
350—945
наль на за
кзт-банк, сан-
падном
бэрст; мнесиси-
склоне ку
пий, мадисоя
пола Кевии*
Округа Глейшер, Тул, шт. Монтана
Саибэрст
Лннзовндная (газ из песчаников сан- бзрст), литоло- гическн экранированные
рн=0,84—0,87; миссисипий: j
Среднее;
26,6 млн. т (на 1/1 1975— 7,9) среднее;
16,0 млрд, м3
Пондера, нефтяное; 1927
Округа Пондера, Титон, шт. Монтана
Структурный нос
Мнссисипий, маднсон
640—650
Лнтологически экраинроваи- иые
Рн=0,834— 0,893
Гипсн-Бей- син, нефтяное; 1951
а
угадер%м р и то • ^к и а отн
Антикли
наль, разбитая на блоки
Ннжний мел, са и бэр ст; юра, свифт; миссисипий, мади- сон
960—1100
Стратиграфически и литологически экранированные, массивная сводовая, разбитая иа блоки
Рн=0,852
Блэклнф, газовое, 1958
Окр. Титон, шт. Монтана
Антиклиналь в поднадвиговой зоне
Миссисипий
1175—1610
Массивная сводовая
С『79,3, ^Нд~^-ВЬ1СШ,I 16,0, C0l@ 7
Мелкое;
4,3 млн. т (иа 1/1 1974 г,-
1,4 млн. т)
Мелкое
Не эксплуа- Мелкое тируется
Ту-Медисин, Окр. Глей- газоконден- тер, сатное;1 шт. Монта-
19&i1 на
Примечание. Санбзрст
Антиклиналь в поднадвиговой зоне
—ОСНОВНОЙ г(
Миссисипий
зоносный горизонт
2512
Массивная сво- 1 довая/
—/ Не эксплуа-/ Мелкое
1 тируется /
к д " а 2 2
Рис. 2.76.
(Ж)5
Обзорная карта Уилли- и Западно- Канадского
СТОИСКОГО “г— -'■.
НГБ (Южная часть США)
)刀"7"一6£"7
а — границы нефтегазоносных бассейнов； б — границы нефтегазоносных районов или зон нефтега- зонакоплеция； в -- изогипсы кровли кристаллического докембрийского фундамента в км; выходы на 门о、 верхнссть; а — докембрийских крн- сталлическпх пород; д --палеогеио- вых интрузив1[ых пород; е— основные зоны разломов; яс — оси антн- клинальиых складок; з — нефть；
и - газ
Уиллистонский НГБ: нефтегазоносные районы 〃 зоны нефтегазонакопления: 丿口 ——район Богтиио-Соурис'Валлн； /б — зона Нессон ； /в — район месторождения Фрайберг; /г — зона Поплар; /А— зона Сидар-Крик; 〃4 — зола Вау- дойн; /% — район БирпоУ-Литл- Рокки; межбасеейновое поднятие Центральной Монтаны: //е—зона Кэт-Крик, 〃2 ― зона Суматра (НГБ
fe
Кзт-Крнк, //азона Суматра (НГБ Крейзи-Бул-Мауитинс); межбассейновое поднятие Суитзрасс： Ид — район восточного склона свода Суитграсс.
Западно-Канадский НГБ： /// — Западный склон свода Суитграсс； / V — краевой прогиб Скалистых гор; нефтегазоносные районы или зоны нефтегаз^накопления: Ша — купол Кевин-Саибэрст и его западный склон; Шб — район поднятия Суат; JVa ~ район «нарушеииого пояса*
Месторождения： / — Ньюбург; 2 — Глейберн; 3 — Хасс； 4 — Ривел; 5 — Лигнайт; 6 — Норт-ТаЙога； 7 — Тайога; 8 — Бивер-Лодж; 9 — Уайт-Эрт； /0 — Хофлеид； // 一 Чарлсои; /2 — Антилоп; 13 — Скорма; /4— Фрайберг;丿5 — Зенит; 16 — Диккиисои; /7 —— Буффало-Крик; /8 — Аутлук; /夕一Двайер; 20 — Брорсои; 21 一 Поплар; 22 — Ричей; 23 — Дир-Крик; 24 — Пайи; 25 — Кэбии-Крик; 26 — Пениел; 27 一 Плевна; 2 8 — Сидар-Крик; 29 — Литл-Бивер; 30 — Траверс; 3/ — Оттериес; 32 — Буффало; 33 — Баудойи； 34 — Кзт-Крнк： 35 — Суматра; 36 — Стеисвед; 37 — Раггед-Пойит; 32 — Мелстои; 39 —Гайявата; 40 — Вулф-Спрингс； 41 — Бауис; 42 — ТаЙгер-Ридж； 43 — Флэт-Кули; 44 — Утопия; 45 —Девой; 46 — Кевии-Саибэрст; 47 — Кэт-Байк; 42 — Дардииг; 49 — Риган; 50 — Гипси-БеЙсин； 51 — Поидера; 52 — Ту-Медисии; 53 — Блэклиф
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
"。〃以豔у蹤еское 吟Ук晔М:號號:
Пайн, газонефтяное; 1952
Округа Уибо, Фаллон, Прери, Юго-Восточная Монтана
Антиклиналь; 33 км2
Снлур, интерлейк- в% ред-рив^реик'屮取
Кэбин-Крик, газонефтяное; 1912, 1953
Окр. Фаллон, Юго-Восточная Монтана
Антиклиналь
疏х喘攜儲喘；* каньон; сиЛур.Ордов^»-
Антилоп, нефтяное; 1953 г.
Окр. Мак-Кензи, шт. Северная Дакота
Антиклиналь на моноклиналь
Миссисипий; девон； силур
Бивер-Лодж, нефтяное; 1951
Окр. Вильямс, шт. Северная Дакота
Брахиантиклиналь
Миссисипий, мишен-кань- он, чарльз; девон; снлур； ордовик, ред-ривер знн- нипег; кембрий, дедвуд ,
Тайога, нефтяное, 1952
Округа Маунтрейл, Вильямс, шт. Северная Дакота
Брахнантиклиналь
Миссисипий; девон; силур; ордовик
Поплар, нефтяное; 1952
Окр. Рузвельт, шт. Монтана
Купол
Миссисипий; маднсон; i девон, ниску|
Аутлук, газонефтяное; 1956
Окр. Шеридан, шт. Монтана
Антиклиналь; 10 км2
Девон, дьюпероу, вннн* пегосис; силур, ннтер* лейк; ордовик, ред-ривеР
Ньюбург, газонефтяное; 1955
Окр. Берк, шт. Северная Дакота
Асимметричная антиклиналь
Триас, спирфиш; мнссн・ сипий
Фрайберг, нефтяное; 1952
Окр. Биллингс, шт. Северная Дакота
Флексурообразиый перегиб
Пенсильвании, миссисипий; орДоВ
Кэт-Крик, нефтяное; 1920
Округа Гарфилд, Пет- ролием, шт. Монтана
Антиклиналь
Нижний м皿爲队， верхняя юра, % 狷门 свифт; пенсильваяи^- ден
глубина 器閣" 懒忠s。
2500-2660
-•-•"-—"― 240—450, 2260—2560
нефтяных (газовых) залежей месторождения
Плотность нефти в г/см3 (р )； газовый фактор в м3/т (Гд); состав газа в %
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в мли. т
Массивные сводовые
рн = 0,84一0,86; Гф = 24
0,39
Среднее; 13,5 (на 1/1 1975 г. — 2,9)
Литологически ограниченные; пластовые сводовые, разбитые на блоки; массивные сводовые
рн = 0,802—0,876, 0,816-0,757
0,5
Среднее; 9,5 (на 1/1 1974 г. 一 2,5)
3220—3320
Литологически ограниченные; пластовые сводовые
СН4 — 64, N — 1,5, СО 2 — 1,4
0,3 (1973 г.)
Среднее; 6 (на 1/1 1974 г. — 1,5)
2600—3800
Массивные сводовые
рн = 0,758—0,828; СН& — 63—79, N —2—19, H2S — 2,8
0,4
Среднее; 13,5 (на 1/1 1974 г. — 3,3)
2530-3900
Массивные сводовые
Рн = 0,825—0,855; 0,775; СН4 — 74,
СО? — 1,8
0,13
Среднее; 13,5 (на 1/1 1975 г. — 2,9)
1480—2215
Массивные сводовые
Рн = 0,8；「ф = 16
0,3 (1973 г.)
Среднее; 11,0 (на 1/1 1975 г. — 4,0)
2770-3050
Массивные сводовые
рн = 0,825—0,86；
Гф = 38
—
Мелкое; 1,3
985—1168
2460-3680
330-650
Литологически и стратиграфически экранированные
ри = 0,84
—
Мелкое
Цитологически ограниченные, массивные сводовые
ри =0,745—0,871
0,2
Мелкое; 3,0
Пластовые сводовые, разбитые поперечными разрывами на блоки
рн = 0,78
—3
Мелкое; 4,7
4
Й
Стратиграфическое положение продуктивной ТОЛЩИ
Наименование продуктивной толщи
Мощность продуктивно толщи, м
й Литологический состав коллекторов
Характеристика пластов
Продолжение табл. 2.66
-коллекторов
一 Примеры место рождений, содержащих залежи * не^ггн (н), газа (г)
Мощность, м
Пористость, %
Проницае* мость, мД
Плейстоцен
Тулар
Прогиб С Конгломераты, песчаники, глины； коллекторы—песчаники
ан-Хоакин
—
Мидуэй-Сансет (н), Керн-Ривер (н), Белридж (н)
Плиоцен
Сан-хоакин, этчигойн
Глины, алевроли- тн, песчаники; коллекторы——песчаники
—
Мидуэй-Сансет (н), Элк-Хилс (н), Керн-Ривер (н), Буэна-Виста (н, г), Фрутвелл (н) Тпикп
Верхний миоцен
Санта-маргарита (стивенс, асфаль- то)
1800
Глины, алевроли- ть1, песчаники; коллекторы—песчаники
0—35
20—3000
Мидуэй-Сансет (н), Элк-Хилс (н), Коалинга (н), Белридж, (н), Маунт-Посо (н), Колс-Леви (н), Рио-Браво (н), Палома (н)
Средний миоцен
Темблор (девилуо- тер)
2100
Нижний миоцен
Веддер (рио-браво, вакерос)
Олигоцен
Крейен-хаген, ле- да； плейто, тамей
200
Аргиллиты, пес- I чаники; коллекторы—песчаники
—
Коалинга-Ноуз (н), Кеттлмсн-Норт-Доум (% г), Кимрик (н)
Эоцен
Теджон, Нортонвилл, авенал, до- менгин, гатчелл
1500
Аргиллиты, песчаники; коллекторы—песчаники
—
Палеоцен
Вейант
120
Песчаники
uro2U—3000 /
Верхний[ Уинтерс, старки,
меп\ трейси-блюэетт;
\ латроп
Песчаники, аргил- литы, конгломера- тн； коллекторы— песчаники
// ^елм (н), Верна口нс (г),
// Чоучилла (г), Латроп (г)
// Ванта (н)
Характеристика основных месторождений НГБ Грейт-Валлн
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м, нх количество
Плотность \\Категория
нефти в г/см3 1 добыча нефти!^^J^J^L
(ри)； состав \ в млн^ т, \доказанные
газа в %;弋曾 ззапасы (текущие)
плотностьв「；&* м ] не^тн в мли. т
конденсата 1*1 газа в млрд, м
в Г/СМ»(PQ ] 丄—
Месторож- 1 Местополо- дение; годжение .
открытия
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Типы залежей
Прогиб Сан-Хоакин
Мидуэй-
Сансет, нефтяное; 1894
Долина Сан-Хоакин, в районе г. Тарп, шт. Калифорния
Антиклиналь
Плейстоцен; плиоцен, миоцен
200— 1680;
34 залежи
Пластовые сводовые, стратиграфически и литологически экранированные
рн = 0,860— 0,989;
СН&—97,1, с2н6+ высш. — 1
СО2—0,9
4,7 млн. т.
Крупнейшее; 218,4 млн. т (на 1/1 1975 г.— 56,7 млн. т) Среднее; растворенный газ — 〜15 млрд, м3
-
Элк-Хилс, газонефтяное; 1919
Окр. Керн, шт~ Калифорния
Двухкупольная антиклиналь субширотного простирания;
11,5X32 км2
Плиоцен, этчигойн, сан-хоа- кин; миоцен, стивенс
920—2839
Пластовые сводовые, разбитые на блоки и литологически экранированные
= 0,777— 0,925;
СН《一83-95, CgH© + высш.— 13—3, СО2—2,8
0,11 млн. т
Крупнейшее; 177,8 млн. т (на 1/1 1975 г. 一 139,2 млн. т) Среднее; растворенный газ 一 13,5 млрд, м3
Керн-Ривер, нефтяное;
1899
Окр. Керн, шт. Калифорния
Моноклиналь, осложненная сбросами
Плейстоцен, плиоцен верхний, керн-ри- вер; миоцен
275—400
Тектонически экранированные
рн = 0,974
3,6 млн. т
Крупнейшее; 200,6 млн. т (на 1/1 1975 г.— 114,7 млн. т)
Коалинга, нефтяное;
1900
4
3 t—•
Окр. Керн, шт. Калифорния
Моноклиналь, осложненная сбросами
Миоцен, эоцен
574
Пластовые сводовые и литологически экранированные
рн ~ 0,964; CH&—77,5, c2h6 + высш.—20,4 CO2—1,1
0,88 млн. т
Крупное;
94,3 млн. т (на 1/1 1975 г.—
8,9 млн. т)
沼 <Продолжение табл. 2.67
Месторождение； год открытия
Местополо
жение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м, их количестве
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； состав газа в %； плотность конденсата в「/см* (pQ
Добыча нефти в млн. т, газа.
в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности;
начальные доказанные запасы (текущие) нефти (в млн, т, газа в млрд, м3
Буэна- Виста, газонефтяное;
1909
Окр. Керн, шт. Калифорния
Антиклиналь
Плейстоцен; плиоцен; миоцен
480, 961 — 1586
Пластовые сводовые и литологически экранированные
Рн = 0,860— 989
0,6 МЛН. Т； 〜0,5 млрд, м3
Крупное;
87,7 млн. т (иа 1/1 1975 г. 一
4,4 млн. т) Среднее;
25,5 млрд, м3
Коалинга- Ноуз, нефтяное; 1938
Окр. Фресно, шт. Калифорния
Антиклиналь
Миоцен; эоцен
1964— 2391
Пластовые сводовые и литологически экранированные
рн = 0,837— 0,877
0,5 млн. т
Крупное； 62,5 млн. т (на 1/1 1975 г.— 4,2 млн. т) Среднее;
19,5 млрд, м3
Кеттлмен- Норт-Доум, нефтегазовое; 1928
Округа Кингс, Фресно, шт. Калифорния
Антиклиналь
Миоцен; эоцен
2529—
3446
Пластовые сводовые
Ри = 0,786— 0,873
СН4—83,9, с?% + высш.—14,5, СО?—1,5
0,1 млн. т
Крупное;
61,5 млн. т (на 1/1 1975 г.— 0,5 млн. т) Крупное;
101,9 млрд, м3 (на 1/1 1974 г.— 22,9 млрд, м3)
Саут-Бел- ридж, нефтяное; 1911
Окр. Керн, шт. Калифорния
Антиклиналь
Плейстоцен;
миоцен; плиоцен
323
Пластовые сводовые и литологически экранированные
Рн = 0,9471,15 млн. т
Среднее； 36,8 млн. т (на 1/1 1975 r.— i0,5 млн. т)
ГЛак-КитрикЗ Окр. Кери, 1 Выклинивание газонефтя- \ шт. Кали- I коллекторов на ное; \887 \ форния I моноклинали
Плейстоцен
317
Литологически рн — 0,966 / 0,88 млн. т / Среднее; экранирован- /// 33,7 млн. т
ныеI// (на /// /975 厂一
///5.8 млн т)
Иродолженне табл. 2.67
2.
ОО
и Месторож- з деине; год gоткрытия
1 п
Местополо-Структура
жение(форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м, их <оличество
Типы залежей
Плотность \\Категория
ефти в г/сма 1 побыча не也тн\крупностх;
(Рн)； составв млн. т, \начальные
也^ вм^.м，3alsа漂跪吟 广器嘴34Г・、壊^綢弋
Маунт- Посо, неф
тяное; 1926
Окр. Керн, шт. Калифорния
Выклинивание коллекторов на моноклинали
Миоцен
543—659
Литологически экранированные
рн = 0,959— 0,972;
СН4-74,7, с2н6 + высш.—8,3, СО2—13
0,34 млн. т ；
Среднее;
25,5 млн. т (на 1/1 1975 г.— 2,8 млн. т)
Керн- Фронт, нефтяное; 1915
Окр. Керн, шт. Калифорния
Выклинивание коллекторов на моноклинали
Плиоцен; миоцен
693—891
Литологически экранированные
Рн = 0,925— 0,971
0,44 млн. т
Среднее;
22,3 млн. т (на 1/1 1975 г.—
4,1 млн. т)
Кимрик, газонефтяное; 1916
Окр. Керн, шт. Калифорния
Выклинивание коллекторов на моноклинали
Плейстоцен;
миоцен, эоцен
345—1989
Стратиграфически и литологически экранированные
рн = 0,832— 0,983
0,40 млн. т
Среднее;
21,0 млн. т (на 1/1 1975 г.— 3,3 млн. т)
Норт-Колс- Леви, нефтяное; 1938
Окр. Керн, шт. Калифорния
Антиклиналь
Плиоцен; миоцен; эоцен
1625—
5457
Пластовые сводовые и литологически экранированные
рн = 0,763— 0,873
0,16 млн. т
Среднее;
20,7 млн. т (на 1/1 1975 г.— 1,7 млн. т)
Латроп, газовое; 1937
4
3
3
Окр. Сан- Хоакин, около г. Стоктон, шт. Калифорния
Брахиаитикли- наль субширотного простирания, нарушенная разломами; амплитуда 100 м
Верхний мел, блюэетт, трей- си, латроп, зона Е
1230— 1405;
2070— 2610;
12 горизонтов
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Среднее;
16,3 млрд, м3
Продолжение табл. 2.67
Месторождение： год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименоваине продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м, нх количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/смз (Рн); состав газа в %, плотность конденсата в г/см3 (Рк)
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд.
в 1973 г.
Категория крупности;
начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Прогиб Сакраменто
Рио-Виста, газовое;
1936
Округа Сакраменто, Солаио и Контра- Коста, шт. Калифорнии
Купол, разбитый многочисленными разрывами субме- ридиоиального простирания
Палеоген, Нортонвилл, до- менгин, Гамильтон, андерсон, мидленд, М-5, мак-кормик
11282743;
6 продуктивных ЗОИ
Пластовые сводовые, разбитые на блоки
СН4 — 94,6, С2Н6 一 2,7, N — 1,6, СО2 — 0,2;
〜2,0 млрд, м3
Крупное;
99,1 млрд, м3 (на 1/1 1974 г.—
22,8 млрд, м3)
Мейн-Прей- ри, газовое;
1945
Окр. Солано, шт. Калифорния
Антиклиналь северо-западного простирания, осложненная сбросами
Нижиий эоцен- палеоцен, меганос-мартинес (пески ваймен), верхний мел, старки
13721854;
3 залежи
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
СН4 — 96,9, QHq — 1,9, N — 1,2
〜0,1 млрд, м3
Мелкое;
3,7 млрд, м3
Брентвуд, нефтегазовое; 1962
Окр. Контра-Коста, шт. Калифорния
Моноклиналь, осложненная разрывами
Палеоцен, меганос-мартинес; верхний мел, старки, уиц- терс
1100—
—1400
Тектонически экранированные
рн = 0,830 СН4 —87,7, С2н6 - 3,7, СО2 —0,11
Среднее
Уиллоу- Бихайв- Венн, газовое; 193?
1 В 112 км к
1 северу 01
1 г. Сакра- 1 меито, [окр. Гленн, \ шт. Кали- 1 форния
Антиклиналь
Верхний мел, каноне, форбс
570—1800
Пластовые сводовые, литологически экранированные
СН「96,5, С?Нб+ высш.—0,5, 1 n2—3,0
0,4 млрд,
Среднее;
8,4 млрд, м3
У
翳飞萨爵TliK詣icliHr電翦 X。Byppyrf 1968》
7 нзоГнпсы кр。唱 Н =ecqa 弋宾b— m， wotfosao» контакт8 I разрыв?
Характеристика основных месторождений НГБ Хаф-Мун-Салинас-Кайама
Т а б л и ц а 2.74
Месторож* дение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
'Стратиграфическое положение, наименование продуктивных горизонтов
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; нх [количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3;
состав газа в %
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие： нефти в млн. т
Рассел- Ранч, нефтяное; 1948
Окр. Санта- Барбара, шт, Калифорния
Пологое поднадвиговое поднятие, рассеченное продольным сбросом
Плиоцен— миоцен, Диббли, колгров
427—1250;
>10
Пластовые сводовые и тектонически :экранированные
Рн 0,829— 0,978
Среднее; 11,5
Саут- Кайама, нефтяное; 1949
Окр. Санта- Барбара, шт. Калифорния
Антиклиналь, осложненная сбросами, погребенная под надвигом
Нижний миоцен, вакерос
649—1783
Пластовые сводовые и тектонически экранированные
рн0,841— 0,972
0,20
Среднее; 29,6 (на 1/1 1975 г.— 1,5)
Сан-Ардо, нефтяное; 1947
Окр. Монтерей, шт. Калифорния
Антиклиналь
Верхний— средний миоцен, монтерей
646—801
Пластовые сводовые
рн 0,983'— 1 0,993
СН《*—94,2, высш.— 2,7, СОТ；
Крупное； 51,0 (на 1/1 1975 г.— 14,0)
Ла-Хонда, нефтяное
[Окр. Санта- Крус,
1 шт. Калифор-
\ НИЯ
Антиклиналь, 1 погребенная 1 под надвигом
Верхний миоцен — эоцен, бьютано
1650
Мноцен: Пластовые сво- рн=0,9б / довые и стр а- Эоцеи； 1 тиграфически рн =/
экранирован-=0,865— /
ные/ 0,893/
Не эксплуатируется /
Мелкое
ДЛ^^ОЗ«ОЯ02Е^ бассейн санта—марня
Т а 6 л мвз'75 схематическилитолого'сграшграфнческнразрез отло 貝 еня иентральночасти HF6 санта—марня
1 〔
碌己 s
1
^3
q 0 g 口
二 в
翡超
К S ts §
乂 6p
2 s О
H 口
s s
о
i
сл ел о о о 1
g о
g о
M H ^ ^
f
V g о
f
—
*2 В m
7 g
/ 2*86* nonepeqHESI разрез месторо黑рассем，рани нн; 5 —^^о^^ол^д" ^ I верхние，3 丨 среднмА — ннж‘ в песиакках днбблн; 6— залежь в necqa， ках колгров】7 —верхние мел
Характеристика месторождений НГБ Ил-Ривер
2.69
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура
Стратиграфическое положение, наимено- ванне продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
口雷У мин11* 「аза в млрд;
Тэйбл- Блафф, газовое; 1960
Южное побережье зал. Гумбольдта
Антиклиналь, осложненная разрывом
Плиоцен, рио- делл
1113—
1418
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Мелкое；
?，7 млрд, мз f эксплуатируетсу
Томпкинс- Хилл, газовое; 1937
Район г. Юрика, окр. Гумбольдт, шт. Калифорния
Антиклиналь
Плиоцен, рио- делл
1032—
1784
Пластовые сводовые
— Мелкое;
；^аm№4 mз (к 檄3 г. добык 1,6 млрд, м3)
Гризли-
Блафф, газовое; 1964
Окр. Гумбольдт, шт. Калифорния
Антиклиналь
Нижний плиоцен, свита ил-ри- вер
1387—
1615
Пластовые сводовые
Мелкое
(к 1973 г. добыто
1,1 млрд, м3)
Петролиа, нефтяное; 1864
Около г. Петро- лиа, окр, Гумбольдт, шт. Калифорния
—
Плиоцен
Мелкое (не эксплуатируется)
Нефтегазоносный бассейн Сонома-Оринда-Ливермор
Таблица 2.70
Схематический литолого-стратиграфический разрез отложений НГБ Соиома-Ориида-Л ивермор
Система
Отдел
Серия
Свита
Основной состав переслаивающихся пород
Максимальная МОЩНОСТЬ» м
——■
Антропогеи
Аллювиальная терригенная толща
1600
Неоген
Плиоцен
Контра- коста
Мерсед, вулфхилл, лоу- лер, сонома, петалума, пеквуд, оринда
Песчаники, конгломераты, покровы андезитов, базальтов и их туфов
Продолжены
з табл. 2.70
СММа
Отдел
Серия
Свита
Основной состав переслаивающихся пород
Максимальная мощность, м
Сан- пабло
Неролл-клербо, б оис, геркулес
рай-
Граувакки, карбонатные аргиллиты, лигниты, в основании туфогенные песчаники
1100
Неоген
МИОЦСЛ
Монтерей
Редео-хамбр, тайс-дар- сон, клармонт, собран- те
Аргиллиты, линзы битуминозных песчаников
800
一--
Олигоцен
Сан-рамон
Опесчаненные аргиллиты, туфогенные песчаники
170
Палеоген
Эоцен
Маркли, менгин, меганос
джеймсон, до- тесла-капей,
Песчаники, аргиллиты, алевролиты, в основании кон гл ом ер а ты
1600
Палеоцен
Мартинес
Аргиллиты, глауконитовые песчаники
90
Мел
1 Верх-
1 НИЙ
Морено-гранде, чико, I паноче
Кремнистые сланцы, песчаники, линзы конгломератов
3200
Нижний
Комплекс пород складча-
Юра
Верхний
того основания
Т
Характеристика месторождений НГБ Соиома-Оринда-Ливермор
а б л
и ц а 2.71
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных горизонтов
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Категория крупности
Петалума, гззонефтя- ное； 1926
~
В 6 км восточнее г. Петалума, шт, Калифорния
Антиклиналь, осложненная разрывом; 0,6 км2
Плиоцен
200—370
Сводовые, тектонически экранированные
Мелкое (к 1973 г. добыто 2 тыс. т нефти, 12 млн. м3газа)
Хоспитал- Н。百с, газо- В8； 1952
——-
В районе г. Ливермор
Структурный нос
Верхний мел
1541
—1609
Сводовые, тектонически экранированные
Мелкое (не эксплуатируется с 1957 г.; всего добыто 0,41 млн, м3)
鶴*'мор， 喘叫；
В районе г. Ливермор
Антиклиналь, осложненная разрывом;
0.7 км2
Палеоген; верхний мел
422-
—1627
Сводовые, тектонически экранированные
Мелкое
(к 1973 г. добыто 0,11 млн. т нефти)
ПлиоценПлиоценНефтеносный 〃6C9Q"〃什Нефтеносный 〃6C9Q"〃什Собремен-Собремен-Санта-叫Санта-叫Т а б л и и а 2.78；Т а б л и и а 2.78；
Плиоцен
Плиоцен
Нефтеносный 〃6C9Q"〃什
Нефтеносный 〃6C9Q"〃什
Собремен-
Собремен-
Санта-叫
Санта-叫
Т а б л и и а 2.78；
Т а б л и и а 2.78；
4
Характеристика основных месторождений НГБ Санта-МарияТаблица 2.77
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Тип залежей
Плотность нефти в г/см3 (рн)； содержание серы в %
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т
Санта-Ма- рия-Валли, нефтяное； • 1934
Окр. Санта- Барбара, шт. Калифорния
Зона выклинивания на моноклинали
Плиоцен, СИСКО； миоцен, Монтерей
1449—
2175
Литологически и стратиграфически экранированные
Рн = 0,969— 1,001;
S — 5
0,48
Среднее; 25,1 (на 1/1 1975 г. 一 3,6)
Оркатт, нефтяное; 1902
Окр. Санта- Барбара, шт. Калифорния
Антиклиналь, разбитая на тектонические блоки
Плиоцен, СИСКО； миоцен, монтерей
518—
1090
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
рн = 0,898— 0,959
S — 5
0,24
Среднее; 21,8 (на 1/1 1975 г. - 1,8)
В ест-Кэт- Каньон, нефтяное;
1908
Примеч в нефти газа.
Окр. Санта- Барбара, шт. Калифорния
ание. В 1968 г.
Антиклиналь
на месторожден
Плиоцен, СИСКО； миоцен
иях Санта-Мари
942—1885
Я'Валли, С
Пластовые сводовые
ркатт, Вест-Кэт-Каньо
Рн = 0,919— 0,966;
S — 5
а и Ломпок был
0,82 (вместе с Ист- Кэт- Каньон)
о добыто 360 卜
Среднее; 30,0 (на 1/1 1975 г. - 6,5 вместе с Ист- Кэт- Каньон)
5H. м* растворенного
юз
Рис. 2.89. Геологический разрез месторождения Санта-Мария-Валли (по Леворсе-ну, 1970)
Нефтегазоносный бассейн Вентура-Санта-Барбара
Система
Отдел
Подотдел
Свита
Горизонт
Основной состав переслаивающихся пород
Макси-]
мальиая |Примечания
мощность,*
м 1
Антропоген
Плейстоцен
Согес
Песчаники, конгломераты
650
Неоген
Плиоцен
Верхний
Санта-барбара
650
Алевролиты, песчаники,77771
глины1
'—1 1250 1
Средний
Пико
Нижний
Репетто
--неоеоыв
Миоцен
Верхний
Санта-маргари- та
Диатомовые глины, песчаники
300
Средний
Монтерей
Песчаники модело
Диатомовые, кремнистые и глинистые сланцы
750
Топанга
Песчаники, кремнистые сланцы, известняки
160
Нижний
Ринкон
Аргиллиты с известняковыми конкрециями
600
Вакерос
Песчаники
190
——Перерыв
разрез отложений НГБ Вентура-Санта-Барбар а
Памоген
Олигоцен
Сеспе ,
Пестроцветные аргилли-
ты, песчаники, мераты
коигло-
2130
学
о
g
g
7 g
3 g О
2
g о
g
g
2
碧
О
у
М в й аh 1
羯 3 g 齡
IS с g
w
Ca
11
1冷h
шельфовая (акватормальная) Serb HFB (пропив санта&арбара)
H
5
н p p C
SS=gg
g S 2
р
S
g о
g о
g о
о
g
3 g о
H s
H
3
£ 3 н ”
T
强
1
1
C R 鶴
鹏 Me巴
謳
三宀一 h 廳^
謳言駡毋 工聋ga貝 闘冤鋒 窮讀1 北三譚 冬^*三置/
导襲事 占а н Н 髡冕 豆蕈鱼 三冒♦ 眠？
Вентура-Санта-Барбара
Месторождение; год открытия
Местоположение
Молино, газовое; 1962
Пролив Санта- Барбара, в 40 км к югу от г. Санта- Барбара, в 3,3 км от берега
Пикадо, нефтяное; 1970
Пролив Санта- Барбара
Антиклиналь Миоцеи 2653—3660
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； 1 их количество(
Антиклиналь широтного простирания
Миоцен, вакерос; олигоцен
W2590
Характеристика основных месторождений НГЕ
Типы залежей
Пластовые сводовые
Пластовые сводовые
Группа Санта-
Инес, нефтяные； 1970
Пролив Санта- Барбара
Антиклиналь с тремя куполами
Миоцен, монтерей； эоцен, мати- лиджа
2135—4270;
5 зон
Пластовые сводовые
4 5
Дон-Куадрас, газонефтяное; 1968
п Б Q^ р
е
б 0TB а
Карпинтерия, Пролив Санта- нефтяное； 1§66 барбара, в
7 KM к юго-востоку от г. Санта-Барбара
Брахиантикли- наль
Плиоцен, репетто Миоцен, вакерос
Брахиантикли- наль
Плиоцен, ПИКО, репетто
Саут-Маунтии, 0Kp нефтяное; 1916 | шт. ния
Вентура, Антиклиналь, Калифор- с севера ограниченная раз-
I рывом
Наземнан часть НГВ
м
c g
si
M'g結
iff 1
甥昌
-X ? 1
耀項/
噂/：
g т
Р м 貿,
]\Категория
IIкрупностн;
Плот-(Добычанефти Iначальные
и остьIвмли.т,Iдоказанные
нефти, газавмлрд. м31 запасы (текущие) Г/см3 [ В 1974 Г. ] нефти в млн, т,
I газа в млрд, м3
0,3 млрд. М*
Среднее;
11,9 млрд, м3
0.844
Крупнейшее; 135—400 млн. т (оценка)
1200
3480—4054
Пластовые сводовые
—-
2,0 млн. т
Среднее;
23,7 млн. т (на 1/1 1975г.— 9,9 млн. т)
915-П24
Пластовые сводовые
Рн = =0,898
：0,5 млн. т
Среднее;
9,8 млн. т (на 1/11974 г.—
4,2 млн. т)
1388—2555
Пластовые сводовые и тектонически экранированные
рн= =0,845— 0,865;
0,914
0.22 млн. т
Среднее；
19.8 млн. т (на 1/11975г.— 2,2 млн. т)
Плиоцен; олигоцен
1
&
5
2 一 ，. .
Месторождение- Г04 открытия '
1
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, нанменоваиие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； нх количестве
Типы залежей
Плот- ность нефти, 「/САР
④ р од о 〃 же
Добыча иефтн в млн, т, 「аза в млрд, лг3 в 1974 г.
нне табл. 2.80
Категория крупности； начальные доказанные запасы (текущие; иефти в млн. т,
JVlQyA, MCipT Я ~ ное; 1928
BenTvn勺uc 小
Окр. Санта- Барбара, пгт. Калифорния
Антиклиналь
Миоцен, вакер ос； олигоцен, сеспе
1 1599—1742
Пластовые сводовые и тектонически экранированные
1
0,840- 0,850
0,005 млн, т
газа в млрд, м3
Среднее; 14,0 млн. т (на 1/1 1975 г.—
a J ?a, Hey тяное； 1916
Окр. Вентура, в 3 км к севе^ РУ от г. Венту- ра, шт. Калифорния
Антиклиналь,, разбитая сбро- сами на отдельные блоки
Плиоцен, i
ПИКО； миоцеи
400—700, 700—4200；
15 залежей
Пластовые сво- довые, разби- тне на блоки и тектонически экранированные
0,75— 0,79, 0 85— 0,91
1,54 млн. т, 〜0,30 млрд, м3
0,07 мли, т)
Крупнейшее； 119,0 млн. т (на I/I 1975 г.- Н,9 мл и. т) Крупное； 62,3 М4рд, м3 (на 1/1 1974 г.— 10 млрд. *
ю
5
1\ и
J '
1
§ 6
g X
g匸 a
2
bo
口 s g
s
g g
1Ц
—
о
§з
® К w
2
О
С о
2 4 5 О
о
3 g
g
S § v w
^^,£'Схема «W№w3sossa неета， екеуов。宫 еннв HF6 JTD7AH， gee £。гардетту・ I97Maiisre- : 197。) c-/^o^^off KPOB2H аунАамента j J DB к啓 6 — зонь二азломов- ХЖ5^<^Ж^=^-、r — умттьер” rrr — 會%号§1У— сан，га， HHTOCA /KPHCTHa， HK2・/не&тхне MecTQPO?K9 ^^^^§0- 2 I Iue‘ J COMT-Heihr 4 — ^ffr^ ?嘉至： 5 / >0 — монтебезпо- _q 匸 OMHHrec” 73—Top， / 詩嗓HrT。尸 75 — зон? -хантнн?
л^о^он- 27 — 4 302aA2.5 — сан， Аементе
F5
&
Распределение нефтегазоносности по разрезу отлох
«еннЛ НГБ Лос-Анд>
5нка пластов-колл ем
Таблица 2.82 келес
Стратиг рафиче ское положены продуктивной толщи
е Наименование продуктивной толщи
Мощность продуктивной толщи, м
Литологический состав коллекторов
Характер!
оров
一 Примеры место рожден ий, содержащих залежи ' нефти (н), газа (г)
Мощн ость, м
Пористость, %
Проницаемость, мД
Нижний плейстоцен
Ла-хабра
300
Пески；
——
——
—
Йорба-Линда (н)
Плиоцен
Пико
3000
Песчаники
30—90
20—40
100—2000
Лонг-Бич (н), Потреро (н), Инглвуд (н), Эль-Сегундо (г)
Репетто
Хантингтон-Бич (н), Уилминг-тон (н), Торранс (н), Лонг-Бич (н), Бреа-Олинда (н)
Верхний миоцен
Пуэнте
1000
Песчаники
20—175
25—38
100—700
У илмингтон (н), Ричфилд (н), Лонг-Бич (н), Сил-Бич (н), Домингес (н), Бреа-Олинда (н)
Средний миоцен
Топанга
400
Пески и песчаники
—
—
——
Инглвуд (н), Сансет-Бич (н), Пуэнте-Хилс (н)
Верхний мел
—
Аркозовые песчаники
——
10—16g86Кристианитос-Крик (н),
Сан-Клементе (н)
®ра ?1 Кристаллические
\ сланцы каталина
Трещиноватые сланцы
25—40125/
275Уилмингтон (н), Эль-Се-
ес .
Характеристика оснойных месторождений НГБ Л ос-Анджел
Месторождение; год открытия
Местоположение
структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
1\ Категория круп-
ПлотностьДобыча нефти в \ ностн： началь-
и^фти в г/см> [ МЛИ. т, газа卜弋齡器费畧威
газа в %11в млн. т
Уилмингтон, нефтяное; 1932
Экр. Лос- 4нд*елес, лт. Калифорния
Антиклиналь северозападного простирания, разбитая на блоки пятью разрывами меридионального простира-
Нижний плиоцен, репетто; верхний миоцен, пуэнте; юра, каталина
762; 779—2200;
7 зон, 37 залежей
Пластовые сводовые, разбитые на блоки и тектонически экранированные
Рн = 0,86—] 0,98;
СН& — 84,9, СО2 一 3,7
8,8 млн. т; в 1971 г. растворенный газ — 0,46 млрд, м3
Крупнейшее; 321,2 (на 1/1 1975 г. — 94⑵
Хантингтон-Бич, нефтяное; 1920
В 20 км к юго-востоку от г. Л он г- Бич
Антиклиналь, осложненная разрывом
Плиоцен, репетто; миоцен, пуэнте
* *1^ - у ▽ ttafoyf '686=2018
Пластовые сводовые, разбитые на блоки и тектонически экранирован-
Рн = 0,884— 0,983
2,57 млн. т; в 1972 г. растворенный газ — 0,49 млрд, м3
Крупнейшее;
140,8 (на 1/1
1975 г. 一 16,0)
Лонг-Бич, нефтяное;
1921
В районе Лонг-Бич
Антиклиналь, осложненная разрывом
Плиоцен, пико, репетто; миоцен, пуэнте; юра
1563—3064
Пластовые сводовые
рн = 0,863— 0,910
0,36 млн. т; в 1972 г. растворенный газ — 0,07 млрд, м3
121,3 (на 1/1
1975 г.—2,8)
Санта-Фе- Спрингс, нефтяное; 1919
В 19 км к юго-востоку от г. Лос- Анджелес
Купол
Плиоцен, репетто; верхний миоцен, пуэнте
900—307 5 9 зон
Пластовые сводовые
ри = 0,856— 0,863
0,11 млн. т; в 1972 г. растворенный газ — 0,04 млрд, м3
Крупное, и/,и (на 1/1 1975 г.— 1,5)
Сан-Клементе, нефтяное; 1954
5
5
Округ Лос- Анджелес, шт. Калифорния
Антиклиналь, разбитая на блоки
Верхний мел. уильямс
2148
Пластовая сводовая и тектонически экра- ниоованные
рн = 0,802
К началу 1973 г добыто 2000 т нефти
.Мелкое
РИС. 2.95. структурнаяекарт ер Р плиоцен) лощений I®^3 у^лмингтон (по данным месторв 蚱 ннЯма^ю；е, 1970)РИС. 2.95. структурнаяекарт ер Р плиоцен) лощений I®^3 у^лмингтон (по данным месторв 蚱 ннЯма^ю；е, 1970)рейнджеррейнджер/-изогнись. Твли горища/-изогнись. Твли горищар^^ Нефтеносностьр^^ Нефтеносность* „азоез месторождения Уилмингтон (по2.98. Поперечный Р^^, 197。) ^нтн) и ^。吟一* „азоез месторождения Уилмингтон (по2.98. Поперечный Р^^, 197。) ^нтн) и ^。吟一Рнс. 2.97Рнс. 2.97Зоны： /Зоны： /.Г…У暁强产тазя - нефтеносная; 3 一。сновке-газОИ°Сглвиистые разделы.Г…У暁强产тазя - нефтеносная; 3 一。сновке-газОИ°Сглвиистые разделырнс・рнс・
РИС. 2.95. структурнаяекарт ер Р плиоцен) лощений I®^3 у^лмингтон (по данным месторв 蚱 ннЯма^ю；е, 1970)
РИС. 2.95. структурнаяекарт ер Р плиоцен) лощений I®^3 у^лмингтон (по данным месторв 蚱 ннЯма^ю；е, 1970)
рейнджер
рейнджер
/-изогнись. Твли горища
/-изогнись. Твли горища
р^^ Нефтеносность
р^^ Нефтеносность
* „азоез месторождения Уилмингтон (по
2.98. Поперечный Р^^, 197。) ^нтн) и ^。吟一
* „азоез месторождения Уилмингтон (по
2.98. Поперечный Р^^, 197。) ^нтн) и ^。吟一
Рнс. 2.97
Рнс. 2.97
Зоны： /
Зоны： /
.Г…У暁强产таз
я - нефтеносная; 3 一。сновке
-газОИ°Сглвиистые разделы
.Г…У暁强产таз
я - нефтеносная; 3 一。сновке
-газОИ°Сглвиистые разделы
рнс・
рнс・
йПродолжение табл. 2.83
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложе-
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； состав газа в %
Добыча иефти в мли. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) иефти в мли. т
Бреа-Олинда, нефтяное; 1884
В 30 км к востоку —— юго-востоку от г. Лос- Анджелес
Антиклиналь, осложненная разрывами
Нижний плиоцен, репетто; верхний миоцен, пуэнте
844—1637
Пластовые сводовые, разбитые на блоки, тектонически экранированные
Рн = 0,880— 0,943
0,46 млн. т; в 1972 г. растворенный газ — 0,11 млрд, м3
Среднее; 49,7 (на 1/1 1975 г.— 3,3)
Инглвуд, нефтяное; 1924
В 12 км к юго-западу от г. Лос- Анджелес
Антиклиналь, осложненная разрывами
Плиоцен, пико, ре- петто; верхний миоцен, пуэнте; средний миоцен, топанга
689—2683
Пластовые сводовые, разбитые на блоки, тектонически экранированные
Рн = 0,872— 0,939
0,48 млн. т; в 1971r.—
0,16 млрд, м3
Среднее; 43,4 (на 1/1 1975 г.-
3,4 млн. т)
Домингес, нефтяное; 1923
В 12 км к северу от г. Лонг-Бич
Антиклиналь, осложненная разрывами
Нижний плиоцен, репетто; верхний миоцен, пуэнте
1314—3178
Пластовые сводовые, разбитые на блоки, тектонически экранированные
Рн = 0,868— 0,891
0,18 млн. т; в 1971 г. растворенный газ —
0,05 млрд, м3
Среднее; 36,2 (на 1/1 1975 г.— 1,4)
Вест-Койот, нефтяное;
1909
В 25 км к юго-востоку от г. Лос- Анджелес
Антиклиналь, осложненная разрывами
Нижний плиоцен, репетто
1020—2140
Пластовые сводовые
рн = 0,863— 0,931
0,29 млн. т
Среднее; 33,8 (на 1/1 1975 г.— 2,5)
Сил-Бич,] В 3 км к 1 Антикли-
нефтяное;1 востоку от [ наль, ос-
19261 г. Лонг-Бич ложненная
11 разрывами
Нижний плиоцен, репетто; верхний 1 миоцен, I пуэнте
1422—3079
Пластовые сводовые
рн = 0,868—
0,901
0,18 млн. т/ Среднее; . 26,3
/ (на 1/1 1975 r.— / 1,6)
сланцысланцы舞矇啖部螂纖н产3。仁題…_ Зре- кр*
сланцы
сланцы
■унмон*паснфик; — Фаллические …
Т а б л и ц a 2.87
Характеристика основных месторождений Западного Внутреннего НГБ
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количе-
Типы залежей
'Плотность нефти в г/см8 (Рн)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности, начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т
Поднятие Немаха
Эльдорадо, нефтяное;
1915
Окр. Батлер, шт. Канзас
Крутые складки в кембрийских —миссисипских слоях, пологие складки в пенсильванских слоях;
7,2X19,2 км2
Пенсильвании, бартлсвилл; миссисипий, чаттапуга; ордовик—кембрий, уилкокс, арбакл
192— 777;
15 горизонтов
Сводовые
Рн н 0,835— 0,855
0,15
Среднее; 39,1 (на 1/1 1975 г.— 1,4)
Оклахома- Сити, газонефтяное;
1928
Окр. Оклахома, шт. Оклахома
Локальное поднятие, разорванное сбросом на периклинали погребенного хребта Немаха; 12,8х 15,0 км2
Пенсильвании, лейтон, тонка- во; ордовик— кембрий, уилкокс, арбакл, ойл-крик .
110—1900
Сводовые и стратиграфически экранированные
Рн = 0,835; СН&—79—84, С2Н6-|-высш. — 14,19, СО2—0,2, №— 1,6—2,4
0,27
Крупное; 101,2 (на 1/1 1975 г.— 2⑵
Центральноканзасское поднятие
2±мно1 Окр. Эллис, 1 Эрозионный
™^' # 5. Канзасвыступ и
тяное, 192В 11 структура об-
\] лекания
Пенсильваний, ленсин-, канзас-сити; ордовик, арбакл
905-1125 1 Массивная в 1 рн = 0,835—/0,26/ Среднее; 31 7
эрозионном вы- 0,873/ (на 1/1 1975 г. —
ступе и пласто- // 2,2)
1 вые сводовые /// *
F1\родилткени^. табл. '2.87
Месторожде- /
нне; годМестоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
\\\ Категории крут
1 Плотность \ Добыча \ и ости； началь- нефти в г/сма 1 нефти в ] иые доказанный Типы залежей 1 /л、 состав 1 млн. т ] запасы, (теку-
J 1974 r.弋諸雷1
Холл-Гар- ней, нефтяное; 1931
Окр. Эллис, шт. Канзас
Эрозионный выступ И структура об- лекания
Пенсильвании, освего; ордовик, арбакл, докембрий
605—973
Массивная в эрозионном выступе и пластовые сводовые
рн = 0,825— 0,830
0,25
Среднее; 18,9 (на 1/1 1975 г,— 1,7)
Чейс-Сили- ка, нефтяное; 1930
Окр. Райс, шт. Канзас
Эрозионный выступ и структура об- лекания
Пенсильвании, освего; ордовик, арбакл
697—1040
Массивная в эрозионном выступе и пластовые сводовые
рп = 0,822— 0,825
0,16
Среднее; 35,1 (на 1/1 1975 г.— 1,3)
Семинол, нефтяное; 1926
Окр. Семинол, шт. Оклахома
Пологая бра- хиантиклиналь
Свод
Пенсильваний; девон; ордовик, уилкокс, бромайд
Семинол
1035— 1280
Пластовые сводовые .
Рп = 0,880
0,14
Среднее; 28,3 (на 1/1 1975г. 一 1,4)
Боулегс, нефтяное; 1927
Окр. Семи ио л, шт. Оклахома
Пологая бра- хиантиклиналь
Пенсильваний; девон; ордовик
900— 1310
Пластовые сводовые
рн = 0,830
0,22
Среднее; 22,2 (на 1/1 1975 г.— 0,9)
Сент-Луис, нефтяное;
1925
Окр. Поттача- томи, шт. Оклахома
Пологая бра- хиантиклиналь
Пенсильвании; девон; ордовик, уилкокс, бро- манд
760—
1800
Пластовые сводовые
рн = 0,835— 0,845
0,15
Среднее; 30,4 (на 1/1 1975 г. f 1,2)
з ' ' ■'
一 一一- Продолжение табл. 2.87
Месторождение; год открытия
Местопол ожен не
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см8 (Ри)； состав газа в %
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
Категория крупности начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т
Литл-Ривер, нефтяное;
1937
Окр. Семинол, шт. Оклахома
Пологая бра- хиантиклиналь
Пенсильваний; девон; ордовик, уилкокс, бро- майд
970—1350
Пластовые сводовые
Ри — 0,840
0,05
Среднее; 22,3 (на 1/1 1975 г,- 0,7)
Бербанк, нефтяное; 1920
Окр. Осейдж, шт. Оклахома
Прибрежный песчаный вал
Свод Чотоква и
Пенсильвании, бербанк
прогиб Фо
820—850
рест-Сити
Линзовидная
ри = 0,825— 0,840
0,5
Крупное; 73,0 (на 1/1 1975 г.— 5,0)
Глеи-Пул, нефтяное;
1905
Округа Крик и Тулса; шт. Оклахома
Пологая бра- хиантиклиналь
Пенсильвании, бартлсвилл, глен; ордовик, уилкокс
212—830
Пластовые сводовые
Ри = 0,835— 0,865
0,27
Среднее; 43,2 (на 1/1 1975 г.- 1,4)
Поднятие Амарилло и западный борт впадины Анадарко
Панхэндл- Хьюготон, нефтегазовое; 1910— 1922
На стыке штатов Канзас, Техас, Оклахома 1
Занимает центральную и юго-восточную части поднятия Амарилло и обширную моноклиналь ва
1 западных бор- 1 тах впадин 1 Анадарко и I Додж-Сити;
1 91X490 км
Пермь, эдмайр, самнер, чейс; пенсильваний, биг-лайм, шоу- ни, уобонси
430—1670
Массивная сводовая на юге, литологически экранированная на севере
Рн=0,823; I СН4—50—77, С2Нб4-высш.11 —7—14, 1
N2—10—41, Не—0,2—0,9
1,67
1 Крупное; 191,02 (на 1/1 1975 г.— 19,40)
/ Крупнейшее;
1 2037,6 млрд, м3 газа
1\родолж.енне табп.2.87
1.
Месторожде- 1 нне，год [ Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания иефтега- зоиосиых пластов в м; нх количество
Типы залежей
]\ Категория круп-
Плотность 1 Добыча 1 и ости; началь- нефти в г/см3 \ нефти в \ нне доказатлние /о、： составмли. тзапасы (теку-
(总 в % в 1973 r.学R閣ф*
Камрик, газовое; 1954
Шт. Оклахома
Зона выклинивания на моноклинали
Пенсильваний, морроу; МЙССИ- сипий, честер
1400—
2460
Литологически экранированные
СН&-92,9, С2Нб+высш.
—3,2, № — 3, 4, СО2— 0,1
Крупное;
84,8 млрд, м3 газа
Мокане-Ла- верне, газовое; 1952
Окр. Бивер, шт. Оклахома
Зона выклинивания на моноклинали
Пермь, каун- сил-гроув; Пенсильвании, гу- вер, тонкаво, морроу; мисси- сипий, честер
1350—
2080
Литологически экранированные
СН, — 86,2, С2Нв — 6,1, N — 3,0, СО3 — 0,2
Крупнейшее;
135,4 млрд, м3 газа
Северный борт впадины Анадарко
Вест-Эдмонд, нефтяное;
1943
Шт. Оклахома
Участок выклинивания иа моноклинали
Пенсильваний
1640— 2400;
11 горизонтов
Литологически экранированные
Рн
=0,815
Среднее;〜25
Верден, нефтяное; 1967
Округа Кэддо и Греди, шт. Оклахома
Участок выклинивания на моноклинали
Пеисильваний
2390—
3238
Литологически экранированные
Рн
—0,815
Среднее
Месторождение； ГОД открытия
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение;
наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количе-
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Ри)； состав газа в %
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т
Местоположение
Южная и восточная части впадины Анадарко, впадина Ардмор
Семент, * нефтяное； 1917
Окр. Каддо, шт. Оклахома
Антиклиналь, осложненная разрывами
Пермь;
пенсильваиий
564—4178
Пластовые сводовые, разбитые на блоки
ри ~ 0,859~^~ 0,870
0,17
Среднее; - 20,9 млн. т, на 1/1 1975 г.— 2,0 млн. т
Зона Голден-Тренд (м-ния Гувер, Кэти, Линдсей, Нью-Хоуп и др.), нефтяные； 1944
Округа МакКлейн и Гарвин, шт. Оклахома
Антиклинали, обычно нарушенные разрывами
Пенсильвании； мисси сипий; кембро-ордовик
325—3460
Сводовые, тектонически, иногда стратиграфически экранированные
рн = 0,806— 0,835
1,1
Крупное;
67,5 млн. т, на 1/1 1975 г.— 13,2 млн. т
Буффало-
Уиллоу, газовое; 1967
Округа Хемп- хилл и Уилер, шт. Оклахома
Антиклиналь
Пенсильвании, морроу, спрингер; девон—силур, хантон
4250—6060
Пластовые и массивные сводовые
СН《—92,6, СаНб — 3,5, СО2 — 2,6, № — 0,8
Среднее
Велма, нефтяное; 1917
1 Окр. Стивен, 1 шт. Оклахома
Антиклинали, 1 обычно нару- 1 шенные разры- \ вами
Пенсильваиий, спрингер； силур—девон, ]хантон; ордо- 1 внк—кембрий, 1 арбакл
100—2930
Сводовые, тек- 1 топически, иногда стратигра- / фически экра- | нированные|
Рн = 0,815—/ 0,893
Среднее
сг у и Vl-vr (см. рис. 2.99) месторож-
Рис. 2JQQ・ Ра需:旣/к&А^тон (ПО Пипииу, 1970)
Дения Паихэндл льклиспрсчаненнне глинистые
/ 一 известняки; 2 — доломиты,5 — газовая залежь;
&HUH； 4 — гипс-авгндритовая 宇吧鼠乳；8 _ вода
6 —- газоводяной контакт, /八匸屮
х-搗寓牆噺觸》»П僚F:鴨1縊舞修盟⑪土 7a翼吧財。
рис. 2.101. Структурнаякарта кровли известняковар ба к л месторождения °^'хома-Сити (по Гейтвуду,[1970)
/ 一 залежь нефтн; 2 — нз°.ГНПСЫ кровли арбакл в м,3 •— разрывы
PHP 2二0-Обзорная карта нефтегазоносности Пермского НГЪ
N — нзогнпсы кровом докембрнаског。крнстамхндеского фундамента ® я-^ 1 кл^нр- е ; газ2 — наиболее крупные разрывы* еестОЖАен二5 — зтпзня”нок?хнлс” гр&6ер?д:жексон. MaNnJKaMap” ① мпа.збо〕6— Взкьют п— 店нтон- gN— £отер"— ^^моьы.-о — Уоссон-1 Расселл〕^ ——танстнлмз - sb.Map- 74 丨 х^о-к^§ёао- ^1 коанос6 — Гоме77 — пакет8 — враун，ассетд Iннс.монью・ мент】20— Д氧 алмат，юмонт “ 2」丨 Хендрикс」22 丨 Хоббс 23 I до-лдархадд24 I KHCTOH25 — 3 *ерор25 I УОР」27 — тн&кс，①nj 28 — сент，хн29 / еулпертон--「одцсмнт- 3/ I блок，*」 I ^р^ф?- 33 丨 MaK&NPO・ У4 — s^?- 36 — Семнн 纟】37 丨 норт，кауен- 38 I здпнс саут，кауден~ ^опн^^- й^оаооя^ 39 — мнн40 丨 ssfabs_«>ea^sn^ 4,7 к ^2ъа^ 42 丨 пегасу48 — спрабрн'тренд" 44 1yo.пт，крнк.・ 45 I когдезл" 46 I ^льья.ояю»§ (CKapDHZ 47 ——3 - I 4- 49 — АНТОН，АРНЕ; 50 — ?rt«H^W- 57丨 KMA- 52 I BepKGepHeTT- 53
4
&^х05-2- 48 丨 говардзаско一
soo -200
т
0
-2。
00
24
3QG
36
2g
46
I ВУНСВНЛЗ
Luckd р'
BocrnoqHb_a
п-нати
п-НАтие и.енрньноgzaduHQ, ппаормь一 миме
бпинр 0т，р
s0B「a-HbGH р¥
"ат0俗|
岂-L
Строум р”2 Атокр PSN
@-囲2昌J用心曲5团6
PHC・ 2-io・ ^AOM^S^nnKS» ^PUQnw >^ ^rts- psc・ 2"QS 7 I звапорнты」2 1 конгломераты】3 — песчаник史 494
нерез ainB ни6 m。Хартману” ВУАарАУ” 197= 4 J аргнллнты6 J нзвестнакн】6 1 AQnoMHTX
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, иаимеиование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; нх количество
1
Типы залежей
Плотность 1 нефти в г/см3 ри); газовый фактор в м3/т (「/ состав газа в %； плотность конденсата в г/см3
Добыча нефти 1 в млн. т, газа в млрд,- м3 в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы (текущие) нефти в мли. т, газа в млрд,- м3
Танстилл, нефтяное; 1947
Округа Ло- винг, Риивс, шт. Техас
Участок выклинивания на моноклинали
Вт
Пермь, белл- каньон
]дина Дел 964—1115
авэр
Литологически экранированные
рн — 0,820— 0,870
Мелкое
Рохо- Каббалос, конденсатно-газовое; 1960
Окр. Пекос, шт. Техас
Локальное поднятие
Пермь; Пенсильвании, морроу
1576— 1640
4587— 4620
Пластовые сводовые, литологически экранированные
рн = 0,87 (Пермь);
Рн = 0,760
Среднее;
37,0 млрд, м3
Койаноса, конденсатно-газовое;
1962
Окр. Пекос, шт. Техас
Полагая бра- хиантиклиналь субмеридионального про- стирания; 8Х X 14 км2
Пермь, дела- вэр, вулфкемп
1459— 1470, 3123— 3144
Массивные и пластовые сводовые
Рн = 0,850; СН& —81, С2Нб — 8, СОа -1 £5;
Рк = 0,77
СН& — 93, СО2 — 1，5, С2Нб — з； Рк = 0*64
4,9 々 млрд, м3
Среднее; 6,0 млн. т Крупнейшее; 100 млрд, м3 (на 1/1 1974 г.— 70,0 млрд, м3)
Девон
3586—
3618
Ордовик, эл- ленбергер
4575—
4790
Рк = 0,773
Гомез, газовое; 1963
Окр. Пекос, шт. Техас
Локальное поднятие, нарушенное по периферии сбросами
Ордовик, эл- ненбергер
6056— 7022
Массивные сводовые
СН& — 97,1, СО? — 2,7, S — 0J
12,3 млрд, м3
Крупнейшее; 283 млрд, м3 (на 1/1 1974 г.— 233 млрд, м3)
Т а б л tt и. а 2.91
НГБ
I
一 一11родолжение табл. 2.91
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма, размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; нх количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/смз (Рн)： газовый фактор в м3/т (Гф); состав газа в %; ПЛОТНОСТЬ конденсата в г/см3
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд. м・з в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Локридж, газовое; 1966
Окр. Уорд, шт. Техас
Локальное поднятие, по периферии нарушенное сбросами
Ордовик, ЭЛ- ленбергер
5669—
6090
Массивные сводовые
СН4 — 98, СО? — 1,5
〜2,0
млрд, м3
Крупнейшее; 103 млрд, м3 (на 1/1 1974 г.— 95,0 млрд, м3)
Поднятие Центральной платформы
Йейтс, нефтяное; 1926
Округа Кроккет, Пекос, шт. Техас
Сложно построенная платформенная антиклиналь северо-западного простирания;
7Х 16 км2
Нижний мел, тоборг; верхняя пермь, грейбург, йейтс, куин
90—460;
800—
840
Массивные сводовые, литологически ограниченные, литологически экранированные
Рн = 0,850— 0,940;
S — 1,5
2,5 млн. т
Крупнейшее;
216,0 млн. т (на 1/1 1975 г. 一.
134,3 млн. т)я
Голдсмит, газонефтяное; 1935
Окр. Эктор, шт. Техас
Пологая бра- хиантиклиналь
Пермь, сан- андрес, клир- форк
1115—
1890
Массивные и пластовые сводовые, литологически экранированные
ри = 0,825— 0,845;
2,3 млн. т /
Среднее;
91,1 млн. т (на 1/1 1975 г.— 13,0 млн. т)
Пенсильвании
Девон; силур, фасселман
2360—
2580
Рк = 820
Рн = 0,806—
0,815
ОрДОВИК,ЭЛ-
ленбергер
2890—
2910
Рн 0,793 /
/"
ii八▲小 1 n j \ j 6 n. 20'飞電1
2 _
3
s
g Месторож-
方 деиие; год отк рытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтега- зои осиых пластов в м; ИХ количе- ство
Типы залежей
Плотность 1\
йефти в г/см3 1\ Категория круп-
%)； га30ВЫЙ 1 Добыча нефти \ ностн; начальные фактор в мз/т 1 в млн. т, газа \ доказанные за- (%)； составв млрд, м? [ пасы (текущие)
газа в %;в 1974 г.нефти в млн. т
плотность 1I газа в млрд, м
конденсата ||
в г/см3
Юнис- Моньюмент; нефтяное;
1929
Окр. Ли, шт. Нью- Мексико
Рифовый массив
Нижняя пермь, леонард, вулф- кемп
1120—
2215
Массивная в биогенном выступе
рн = 0,793— 0,865
0,6 млн. т
Крупное;
53,7 млн. т (на 1/1 1975 г.—
8,3 млн. т)
Хендрикс, газонефтяное; 1926
Окр. Уинклер, шт. Техас
Рифовый массив и структура облекания
Верхняя пермь, иейтс; пенсильваний, атока
730— 1040;
3040— 4070
Массивные в биогенном выступе и сводовая
ри = 0,850— 0,893
0,09 млн. т
Среднее;
34,5 млн. т , (на 1/1 1975 г. — 1 0,4 млн. т) ]
Хоббс, нефтяное; 1928
Окр. Ли, Нью-Мексико
Локальное платформенное поднятие
Верхняя пермь, саи-ан- дрес
1100—
1960
Массивная и пластовые сводовые
рн = 0,835— 0,860
0,64 млн. т
Среднее;
34,4 млн. т (на 1/1 1975 г.— 4,5 млн. т)
Семинол, газонефтяное; 1936
Окр. Гейнс, шт. Техас
Локальное платформенное поднятие;
3,8Х 13 км2
Пермь, сан- андрес, клир- форк; девон
960;
1535—
2824
Массивные сводовые
Ри = 0,810— 0,887 S — 1,86
2,7 млн. т
Среднее;
42,5 млн. т1
(на 1/1 1975 г.—
12,9 млн. т)
Сент-Хилс, газонефтяное; 1930
4
Окр. Крейн, шт. Техас
Локальное платформенное поднятие
Пермь
930—1920
Пластовые и пластовые сводовые
ри = 0,834— 0,857
0,7 млн. т
Среднее;
33,1 млн, т (на 1/1 1975 г.—
7,5 млн. т)
7 ",
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, иаимеиоваиие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн); газовый фактор в мз/т (Гф); состав газа в %; плотность конденсата в г/см3
Добыча нефти в мли. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Норт-Кау- ден, нефтегазонефтяное; 1930
Округа Эктор, Андрус, шт. Техас
Локальное платформенное поднятие; 4Х X 13 км2
Пермь, пен- сильваний
1220—
2740
Сводовая и литологически экранированная
Рн = 0,815— 0,874
2,0 млн. т
Среднее;
43,9 млн. т (на 1/1 1975 г. 一
6,5 млн. т)
Блок-31, газонефтяное; 1945
Окр. Крейн, шт. Техас
Локальное платформенное поднятие;
27,3 км2
Пермь; девон, ордовик; мак- ки, элленбер- гер
97 5—3270
Пластовые сводовые, массивные сводовые
Рн = 0,790— 0,887
0,85 млн. т
Среднее;
25,7 млн. т (на 1/1 1975 г.—
6,2 млн. т)
Мак- Кейми, газонефтяное; 1925
Окр. Аптон, шт. Техас
Поднятие, осложненное разрывами
Верхняя пермь, грей- бург, сан-ан- дрес; девон; силур; ордовик
610—2480
Массивные сводовые
рн = 0,797— 0,898
0,11 млн. т
Среднее;
17,5 млн. т (на 1/1 1975 г.—
0,8 млн, т)
Джалмат- Юмонт, нефтегазовое; 1929
Окр. Ли, шт. Нью- Мексико
Участок выклинивания на моноклинали
Пермь, севен- риверс, йейтс
880—1200
Литологически экранированные
рн = 0,844; СН4—80,9, с2нб + + выеш.——
16,3, №一2,4
В 1973 г.— 〜0,2 ,млн. т； 〜4,5 млрд, м3
Среднее;
13,5 млн. т Крупнейшее; 229,3 млрд, м3 (на 1/1 1975 г.— 86,3 млрд, м3)
Мак-Элрой, нефтяное;
1926
\ Округа
\ Крейн, \ Аптон, \ шт. Техас
1 Пологая бра-
1 хиантиклииаль
I Пермь; пен- 1 сильваиий
824—870;
2730— 2760
Массивные сводовые
Рн = 0,810—/ 0,870; / S — 2,4 /
1,6 млн. т / Среднее;
/ 48,4 млн. т
/ (на1975 r.—
/6,8 мли. т)
I\po».oJ\i«.eHHC тайл. 2.9'
го
Месторож- 1 деиие; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, иаимеиование продуктивных отложений
Глубина алегаиия нефтегазоносных пластов в м; их количество
1 Плотность [\
1 нефти в г/см3 ]\ Категория круп-
(Ри)； газовый [ добыча нефти \ ности; начальные фактор в мя/т J в млн. т, газа \ доказанные за- Типы залежей(%)； составв млрд, м，пасы 可^吧
考за в %•в 1974 г. \ нефти в млн. т,
询。緬「аза в млрд, м，
конденсата]
в г/см31
Кийстон, нефтяное;
1929
Окр. Уинклер, шт. Техас
Локальное поднятие, на глубине разбитое разрывами
Верхняя пермь, сан-андрес; девон; силур, фасселман; ордовик, эллен- бергер; докембрий
750—3020
Пластовые и массивные сводовые, некоторые из них частично тектонически экранированные; массивная стратиграфически экранированная
ри = 0,731 — 0,860;
S — 0,6 Гф — зз； СН&—.84, ©2®+ 4-ВЫСШ,—13, СО 2—0,6, N2—2,5
0,7 млн. т
Среднее;
43,2 млн. т (на 1/1 1975 г.—
6,4 млн. т)
Ти-Экс-Эл, нефтяное;
1944
Окр. Эктор, шт. Техас
Локальное поднятие, на глубине разбитое разрывами ЗХ X 12 км2
Пермь, вулф- кемп, клир- форк; Пенсильвании; девон, силур—фассел- ман; ордовик; элленбергер, мак-ки
1335— 2930
Массивные сводовые; массивная стратиграфически экранированная; пластовые сводовые
ри = 0,806— 0,85;
S -0,16
Гф —，56
0,5 млн. т
Среднее;
35,8 млн. т (на 1/1 1975 г.—
3,9 млн. т)
Фуллертон, нефтяное;
1941
4
9
Округ Эндрьюс, шт. Техас
Пологая бра- хиантиклиналь
Пермь; девон; ордовик
1330— 3300
Массивные и пластовые сводовые
ри = 0,788- 0,86;
Гф 一 20
S — 2,09
-0,9 млн. т
Среднее;
40,5 млн. т (на 1/1 1975 г.—
8,3 млн. т)
Впадина Мидленд
Минс, нефтяное; 1934
Окр.
Эндрьюс, шт. Техас
Пологая бра- хиантиклиналь
Пермь; пен- сильваний; девон
1225—
3660
Сводовые
Рн ~ 0,832—
0,880；
Тф — 50
0,9 млн. т
Среднее;
28,3 млн. т (на 1/1 1975 г.—
8,6 млн. т)
Мидленд- Фармс, нефтяное; 1944
Окр.
Эндрьюс, шт. Техас
Пологая бра- хиантиклиналь
Пермь; девон;
силур； ордовик
500
1466—
3865
Сводовые
Рн= о,779— 0,876
Т力一59
1
0,9 млн. т Среднее;
30,4 млн. т
(на 1/11975 г. 一 1 6,6 млн. т)
Пегасус, \ Окр. Аптон, | Пологая бра- газонефтя- ] шт. Техас 1 хиантиклиналь нее; 1949 \ [
Пермь; девон；
силур； ордовик
1703—
3915
Сводовые
Рн =。，766—/ 0,35 млн. т / Среднее: °，881// /8,9 млн. т
// (на 1/1 1975 г.—
// 3,6 млн. т)
Продолжение табл. 2.9\
Месторождение； год открытия
Местополо- жение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн); газовый фактор в м3/т (「力)；состав газа в %; плотность конденсата в г/см3
1 Категория круп- Добыча нефти \ Ностн; начальные в м〃н. т, газа 1 доказанные за- в млрд, мзпасы (текущие)
в 1974 г. \ нефти в млн. т, 1 газа в млрд. м'л
Спраберри- Тренд, нефтяное; 1949
Округа Мидленд, Гласко, Аптон, Риган, шт. Техас
Моноклиналь; 40Х 64 км2
Пермь, спра- берри； пенсиль- ваний； девон
1801 — 3410
Литологически экранированные
Рн= 0,771- 0,859 Гф = 1 ю— 140
2,5 млп. т
Крупное;
68,8 млн. т (на 1/1 1975 г.— 20,0 млн. т)
Впадина Вал-Верде
Пакетт,
1
Пологая бра-
Пенсильвании, 1 строун; девон
3355—
Массивные и пластовые сводовые, разби-
СН4 — 90, СО2 — 2,4, Рк = 0,782
〜5,0
Крупнейшее;
184 млрд, м3 (на 1/1 1974 г.— 〜118,7 млрд, м3)
конденсатно-газовое; 1952
Окр. Пекос, шт. Техас
хиантиклиналь северо-западного простирания; 8义 15 км2
Ордовик, ЭЛ-
3412, 4071 —
4575 1
СН4 — 69, СО2 一 2,8; рк - 0,766
млрд, м3
Браун-Бассет, газовое； 1958
Окр. Терелл, шт. Техас
Пологая бра- хиантиклиналь северо-западного простирания, разбитая на блоки；6,4义
X 24 км2
Нижняя пермь, вулфкемп； пенсильваний, строун;
силур; ордовик, элленбергер
1890, 3507—
3544, 3836—
3850, 4392—
4544
Массивные и пластовые сводовые, разбитые на блоки
рк=0,738 (Пермь);
СпН2п — 46, РН&—39— 96, С2Н6 + 4-высш.— — 0,4—10,
СО2—0,3—4€
〜1,5 млрд, м3
Крупное； 73 млрд, м3 (на 1/1 1974 г. 一 44,0 млрд, м3)
Месторождение； год открытияМестоположениеСтруктура (форма； размеры)Месторождение； год открытияМестоположениеСтруктура (форма； размеры)Стратиграфическое положение, наименованне продуктивных отложенийСтратиграфическое положение, наименованне продуктивных отложенийГлубиназалеганиянефтега-зоносныхпластовв М； ихколиче-Глубиназалеганиянефтега-зоносныхпластовв М； ихколиче-Типы залежейТипы залежейПлотностьнефти в г/см3(Рн); газовыйфактор в м3/т(Гф); составгаза в % ；плотностьконденсатав г/см3Плотностьнефти в г/см3(Рн); газовыйфактор в м3/т(Гф); составгаза в % ；плотностьконденсатав г/см3Добыча нефтив млн. т, газаДобыча нефтив млн. т, газаКатегория круп-ности； начальныедоказанные за-пасы (текущие)нефти в млн. т,газа в млрд, м3Категория круп-ности； начальныедоказанные за-пасы (текущие)нефти в млн. т,газа в млрд, м3Доллар- Округа хайд, неф- Эндрыос, тяное; 1945 Ли, шт. ТехасДоллар- Округа хайд, неф- Эндрыос, тяное; 1945 Ли, шт. ТехасПологая двух- купольная бра- хиантиклиналь меридионального простирания, осложненная разломами;1,8X7,2 км2Пологая двух- купольная бра- хиантиклиналь меридионального простирания, осложненная разломами;1,8X7,2 км2Пермь, вулф- кемп; девон; силур, фассел- ман; ордовик; элленбергерПермь, вулф- кемп; девон; силур, фассел- ман; ордовик; элленбергер9015690424671159 2 ^ 2 w^ 39015690424671159 2 ^ 2 w^ 3Массивные иРн = 0,802—пластовые сво0,834довые, литологически огра-г小-153Массивные иРн = 0,802—пластовые сво0,834довые, литологически огра-г小-153ниченныениченные),8 млн. тСреднее;28,3 млн. т (на 1/1 1975 г.—8,1 млн. т)),8 млн. тСреднее;28,3 млн. т (на 1/1 1975 г.—8,1 млн. т)
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименованне продуктивных отложений
Стратиграфическое положение, наименованне продуктивных отложений
Глубиназалеганиянефтега-зоносныхпластовв М； ихколиче-
Глубиназалеганиянефтега-зоносныхпластовв М； ихколиче-
Типы залежей
Типы залежей
Плотностьнефти в г/см3(Рн); газовыйфактор в м3/т(Гф); составгаза в % ；плотностьконденсатав г/см3
Плотностьнефти в г/см3(Рн); газовыйфактор в м3/т(Гф); составгаза в % ；плотностьконденсатав г/см3
Добыча нефтив млн. т, газа
Добыча нефтив млн. т, газа
Категория круп-ности； начальныедоказанные за-пасы (текущие)нефти в млн. т,газа в млрд, м3
Категория круп-ности； начальныедоказанные за-пасы (текущие)нефти в млн. т,газа в млрд, м3
Доллар- Округа хайд, неф- Эндрыос, тяное; 1945 Ли, шт. Техас
Доллар- Округа хайд, неф- Эндрыос, тяное; 1945 Ли, шт. Техас
Пологая двух- купольная бра- хиантиклиналь меридионального простирания, осложненная разломами;
1,8X7,2 км2
Пологая двух- купольная бра- хиантиклиналь меридионального простирания, осложненная разломами;
1,8X7,2 км2
Пермь, вулф- кемп; девон; силур, фассел- ман; ордовик; элленбергер
Пермь, вулф- кемп; девон; силур, фассел- ман; ордовик; элленбергер
901569042467115
9 2 ^ 2 w^ 3
901569042467115
9 2 ^ 2 w^ 3
Массивные и
Рн = 0,802—
пластовые сво
0,834
довые, литологически огра-
г小-153
Массивные и
Рн = 0,802—
пластовые сво
0,834
довые, литологически огра-
г小-153
ниченные
ниченные
),8 млн. т
Среднее;
28,3 млн. т (на 1/1 1975 г.—
8,1 млн. т)
),8 млн. т
Среднее;
28,3 млн. т (на 1/1 1975 г.—
8,1 млн. т)
g
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, иаимеиоваиие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Ри); газовый фактор в мэ/т (Гф)； состав газа в %； плотность конденсата в г/см、'
Добыча нефтн в мли. т, газа в млрд, м3 в 1974 Г-
Категория крупности; начальные доказанные за. пасы (текущие) иефти в млн. т, газа в млрд, м3
Солт-Крик, нефтяное; 1950
Окр. Кент, шт. Техас
Рифовый массив
Во
Пенсильваний
СТОЧНЫЙ UJ
1890— 2017
ельф
Массивная в биогенном выступе
Рн = 0,828— 0,848;
「小一128
1,8 МЛН. Т
Среднее; 31,0 млн. т (на 1/1 1975 г. 一 14,0 млн. т)
Когделл, нефтяное;
1949
Округа Кент, Скарри, шт. Техас
Рифовый массив и структура облекания
Пермь, пенсильваний
450—480;
1520— 2235
Сводовые, массивная в биогенном выступе
Рн = 0,806— 0,865； 「Ф — 360
1,38 МЛН. Т
Среднее;
43,2 млн. т (на 1/1 1975 г.— 17,8 млн. т)
Даймонд-М, нефтяное;
1948
Окр. Скарри, шт. Техас
Рифовый массив и структура облекания
Пермь, пенсильваний
726—2004
Сводовые, массивная в биогенном выступе
Ри = 0,806— 0,915
S — 0,2 0—185
0,93 млн. т
Среднее;
37,1 млн. т (на 1/1 1975 г.— 10,5 млн. т)
Келли-Снайдер (Скарри), нефтяное； 1948
Окр. Скар- 1 Рифовый мас- ,ри, сив и структу- 1 шт. Техас | ра облекания
Пермь; пенсильваний
Сводовые
900—
1200,
1200—
2100
Сводовые, мае- I р“ = 0,802—] 10,32 млн. т / Крупнейшее； сивная в био- 0,860;/ 149,6 млн. т
генном выступе [ S — 0,3// <на 〃/ 1975 r.—
1 Гф — 200// 6б,4 млн. т)
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратнграфнче” ское положение, иаимеиование продуктивных отложений
一1 Глубина алегания иефтега- зоиосных пластов в м; их количество
ПЛОТНОСТЬ I\
нефти в r/смз \\ к
(Ри)； газовый ] добыча иефтн \ н фактор в мз/т в млн. т, газа 1 Типы залежей(「ф)； состав 1 в млрд, м3 \
газа в %；в 1974 г.
1ПЛОТНОСТЬ1[
конденсата]
в г/см3[[
атегория круп。
〉стн； начальные доказанные запасы (текущие) иефти в млн. т> газа в млрд. М
Говард- Гласко, нефтяное; 1925.
Окр. Говард, шт. Техас
Пологая бра- хиантиклиналь широтного простирания с несколькими куполами; 3,5义 X 24 км2
Верхняя пермь, йейтс, севен- риверс, куин, грейбург, сан- андрес
为390一 724
Массивные и пластовые сводовые
Рн = 0,820— 0,883;
S — 1,18
0,93 млн. т
Крупное;
50,6 млн. т (на "I 1975 г.— 8,7 млн. т)
рн = 0,889— 910;
Нижняя пермь, леонард, гло- риетта, клир- форк
890—2718
L_
Бунсвилл, газовое 195(
Округа Уайз, Джек шт. Техас
Моноклиналь
Впа
Пенсильваний, строун, бенд; ордовик, эл- ленбергер
дина Фор1
885— 2100;
9
г-Уэрт
Литологически экранированные
рк =0,75一 0,806
Крупное;
84,9 млрд, м3 (на 1/1 1975 г.— 25 млрд, м3)
—
Эмпайр-Эбо, 1 Округа Ли, 1 Рн'овнй мас- нефтяное; 1 Эдди,1 си
1957шт- Нью-
Мексико
§L」—
Северо-запс
Нижняя пермь ————
здный и с
1834— 1950
«一,."—
дверный шельф
В биогенном выступе
ри = 0,820 方少一290
1,66 млн. т
Среднее; 27,0 млн. т (на 1/1 1975 г.— 12,0 млн. т)
2 111 Структурная карта кровнн Аономнтов Зааен6ергер,3е”тор。禺尸 енна^ою£^?-- ру Ут and Gas fields in Wesf Texas》- 1966)-2 111 Структурная карта кровнн Аономнтов Зааен6ергер,3е”тор。禺尸 енна^ою£^?-- ру Ут and Gas fields in Wesf Texas》- 1966)-рнс・рнс・-'13я0^ K1H $eH营P 嘉 4广龍雪電 контакт- o.s§»c.- - I -i«.-'13я0^ K1H $eH营P 嘉 4广龍雪電 контакт- o.s§»c.- - I -i«.psc・•二'структурная карта кровлн горизонта меловнх известняков место- ро貝д,енн$1 ®л№чн- залегающих на 100 м ВЕЕе пород, сермн трнннтн《НН号 ннмел)о Аоногью)psc・•二'структурная карта кровлн горизонта меловнх известняков место- ро貝д,енн$1 ®л№чн- залегающих на 100 м ВЕЕе пород, сермн трнннтн《НН号 ннмел)о Аоногью)зале* 三 7 — в песчаниках тоборг (нн*нн=,мел)” 2 丨 в песчан->й0е+с (верхняя пермь)) 3 ! зксплуатапнонные скважннн в отло%еннях йеатс'лаймзале* 三 7 — в песчаниках тоборг (нн*нн=,мел)” 2 丨 в песчан->й0е+с (верхняя пермь)) 3 ! зксплуатапнонные скважннн в отло%еннях йеатс'лайм
2 111 Структурная карта кровнн Аономнтов Зааен6ергер,3е”тор。禺尸 енна^ою£^?-- ру Ут and Gas fields in Wesf Texas》- 1966)-
2 111 Структурная карта кровнн Аономнтов Зааен6ергер,3е”тор。禺尸 енна^ою£^?-- ру Ут and Gas fields in Wesf Texas》- 1966)-
рнс・
рнс・
-'13я0^ K1H $eH营P 嘉 4广龍雪電 контакт- o.s§»c.- - I -i«.
-'13я0^ K1H $eH营P 嘉 4广龍雪電 контакт- o.s§»c.- - I -i«.
psc・•二'структурная карта кровлн горизонта меловнх известняков место- ро貝д,енн$1 ®л№чн- залегающих на 100 м ВЕЕе пород, сермн трнннтн《НН号 ннмел)о Аоногью)
psc・•二'структурная карта кровлн горизонта меловнх известняков место- ро貝д,енн$1 ®л№чн- залегающих на 100 м ВЕЕе пород, сермн трнннтн《НН号 ннмел)о Аоногью)
зале* 三 7 — в песчаниках тоборг (нн*нн=,мел)” 2 丨 в песчан->й0е+с (верхняя пермь)) 3 ! зксплуатапнонные скважннн в отло%еннях йеатс'лайм
зале* 三 7 — в песчаниках тоборг (нн*нн=,мел)” 2 丨 в песчан->й0е+с (верхняя пермь)) 3 ! зксплуатапнонные скважннн в отло%еннях йеатс'лайм
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положен ие, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； ИХ количество
Типы залежей
Плотн ость нефти в г/см3 (рн); газовый фактор в мз/т (Гф); состав газа в %； плотность конденсата в г/емз
Добыча нефтн в млн. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Вэкьюм, нефтяное;
1929
Окр. Ли, шт. Нью- Мексико
Рифовый массив
Пермь, сан- андрес; Пенсильвании
1186
1370— 1430;
2900— 4018
В биогенном выступе
Ри = 0,78— 0,86 Гф-316
1,77 млн, т
Крупное;
54 млн. т (на 1/1 1975 г. 一 16,9 млн. т)
Левеленд, нефтяное; 1945
Окр. Хокли, шт. Техас
Крупное пологое поднятие с рядом внутренних куполов
Верхняя пермь, сан-андрес;
Пенсильвании
1450— 3090
Сводовые
Рн = 0,876— 0,887
1,67 млн. т
Среднее;
43,9 млн. т (на 1/1 1975 г.— 12,5 млн. т)
Слотер, нефтяное; 1936
Округа Кокран, Хокли, шт. Техас
Пермь, сан- андрес
1500—
2836
рн = 0,865— 0,887
6,4 млн. т
Крупнейшее; 106,6 млн. т (на 1/1 1975 г.— 26,2 млн. т)
Уоссон, нефтяное; 1936
Округа Йокем, Гейнс, шт, Техас
Пологая бра- хиантиклиналь
Пермь, сан-ан- дрес, клирфорк; Пенсильвании
1490—
2680
Массивные сводовые
Рн = 0,819— 0,876 %— 205
11,7 млн. т
Крупнейшее; 179,9 млн. т (на 1/1 1975 г. 一 85,0 млн. т)
Дентон, 1 Окр. Ли. Пологая бра- нефтяное; [ шт. Нью- хиантиклиналь 1949 1 Мексике 1
Нижняя пермь; миссисипий девон
2850—
3990
Массивные сво- довме
1(
Ри = 0,795—1 0,21 млн. т / Среднее； 0,320;丿喝9т
Т@ ■— 217I/ (на 1// 1975 г.—
// 2' млн. т丿
5О；5О；Характеристика основных месторождений Предаппалачского НГБ
5
О；
5
О；
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (ри); состав газа в %
Добыча нефти в млн, т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория круп- ности; начальные, доказанные запасы (текущие) нефти в мли. т, газа в млрд, м3
Восточная часть НГБ
Брэдфорд, нефтяное;
1871
В 50 км к югу от г. Литл- Валлн
Асимметричная антиклиналь
Девон, слои брэдфорд, I, II, III
360—600
Пластовые сводовые и литологически экранированные
Рн = 0,797— 0,820
0,35 млн. т
Крупное;
91,6 млн. т (на 1/1 1975 г.—
2,7 млн. т)
Аллегейни, нефтяное;
1879
Окр. Аллегейни, шт. Пенсильвания
Антиклиналь
Пенейльва- ний
600
Пластовые сводовые и литологически экранированные
Рн = 0,870
0,054 млн. т
Среднее;
22,6 млн. т (на 1/1 1975г.— 0,2 млн. т)
Уоррен, нефтяное
Окр, Уоррен, шт. Пенсильвания
Антиклиналь
Пенсильвании; мисси- сипий; девон
400—900
Пластовые сводовые и литологически экранированные
Рн — 0,870
Среднее;
30,0 млн. т
Болдуин- Солт- Лейк1, газовые; 1880
Окр. Вуд, шт. Западная Виргиния
Антиклиналь
Пенсильвании
600—2100
Пластовые сводовые и лито- логически экранированные
СН& — 83,97, С?Нб — 8,66
Крупнейшее;
200 млрд, м3
Миссисипий
СН& — 80,76
89,63
Батлер- 1 Окр. Рауфорд, i Антиклиналь Армстронг, 1 шт. Пенснль- нефтяное 1 нания
Пенсильва- ний； миссисипий
—
Пластовые сво- 1—/ В 1972 г,— / Среднее；
довне и лито-0,04 млн. т / 30,0 м〃н. т
логически эк- 1//
ранированные ///
Продолжение табл, 29’
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, иаи- меиоваиие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； их количе-
I
Типы залежей
(рн); состав「аза
газа в %в млрд, м3
(.атегорня круп- ностн； началь- ibie, доказанные запасы (текущие) нефтн
в мли. т, газа в млрд, м3
Биг-Син- кинг, нефтяное; 1917
Окр. Ли, шт. Кентукки
Выступы древнего рельефа
Нижний девон—силур, слои корни- ферус
266—400
В эрозионном выступе
Рн = 0,870
В 1970 г.— 0,3 млн. т
Среднее;
14,0 млн. т (на 1/1 1974 г,— 2,0 млн. т)
Биг-Санди, газовое;
1918
Окр. Мартин, шт. Кентукки
Антиклиналь
Миссисипий； девон
140—850
Пластовые сводовые, литологически экранированные
СН& —91,45,1 CgH^ — 4,51, СО2 — 0,04
В 1973 г — 1,0 млрд, м3
Среднее
Тайога, газовое
Окр. Портер, шт. Пенсильвания
Антиклиналь
Девон, Орискани
〜1000
Пластовые сводовые, разбитые на блоки
Бенезетт- Дрифтвуд, газовое;
1953
Окр. Элк, шт. Пенсильвания
Антиклиналь
Девон
2180—
2200
Пластовые сводовые
В 1972 г.— 0,4 млрд, м3
Среднее;
17,9 млрд, м3
Огайо (Клинтон), газовое;
1870
Протяженная площадьот
г, Кливленда до окр. Лоренс, шт. Огай
Моноклиналь с флексурными изгибами, вы- клинивающи- о мися толщами пород; 50Х Х300 км2
Зап;
1 Пенсильвании; миссисипий; нижний силур, КЛИНТОН
1дная част
300—121(
ь НГБ
Литологически экранированные
СН& —91,45 С2Нб — 4,51, СО 2 — 0,04, Не — 0,20— 0,48
В 1972 г,— 1,0 млрд, м3
Крупнейшее;
104,7 млрд, м3
5 ~Г^；ннет несколько месторожден喇 округа By“(s. Западная Внрпшнн). 9 "'
g.
Характеристика основных месторождений Мичиганского НГЕ】а б л и ц а 3.107
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных толщ
Глубина залегания нефтегазе носных пластов или пачек
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (pH)j состав газа в %； газовый фактор в м3/т (Гф)
Добыча нефти в млн. т в 1972 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Южная часть НГБ
СЦИПИО, нефтяное; 1957
Окр. Хиллсдейл, шт. Мичиган
д приразломная трещиноватая зона
Известняки ордовика, трен- тон, блэк-ривер
690—800
Линзовидная
Рн = U,О1б； %—555
Среднее;
12,0 млн. т
Албион, газонефтяное; 1957
Окр. Галхоун, шт. Мичиган
Приразломная трещиноватая зона
Силур, ниагара, известняки ордовика, трен- тон, блэк-ривер
730—780
Линзовидная
Рн = 0 ,816 СН^ —61,4, С?/ —'■ 5,8, СО2 — 0,1
0,3 млрд. м3 газа
Среднее; 6,0 млн. т Мелкое;
2,5 млрд, м3
Портер, нефтяное; 1933
Окр. Мидленд, шт. Мичиган
Песчаное тело ——на локальном поднятии
Централы
Девон, данди
^aя часть
1041
НГБ
Линзовидная
pH = 0,820;
T中一 21
0,014
Среднее;
8,0 млн. т
Площадь Трентон, нефтяная; 1886
Северо-восточная часть шт. Индиана
Локальные пологие поднятия, структурные носы,зоны тектонической трещиноватости
Своды Кэн1
Ордовик, трен- тон
секи и Фи 150—290
ндлей
Сводные, экранированные, ЛИН- зовидные
рн = 0,814— 0,843
3,4
Среднее;
14,8 млн. т
Площадь Лима, газонефтяная;
1885
Северо-западная часть шт. Огайо
Ордовик, трен- тон
150—290
рн = 0,814— 0,843;
СН4 — 92—94, ^Hg — 2,8—3,8
7,71
Крупное;
67,3 млн. т
Рапид-Ри- 1 Окр. Калка- вер, нефтя- 1 ска, шт. Мн- ное; 1972 j чиган
Одиночный риф у подножья барьерного рифа
Северная
Девон, тра~ вере; силур, салайна, Ниагара
часть НГ
*63—1830
Б
В биоген- 1 ном выступе
Ри = 0,806 J 0,02 j Мелкое
8 ^ g 9бз I l??l 1 I8 ^ g 9бз I l??l 1 Iсс445 295 29н срн срS'關 в^ М宣5：”己8П€k君S'關 в^ М宣5：”己8П€k君
8 ^ g 9бз I l??l 1 I
8 ^ g 9бз I l??l 1 I
с
с
4
4
5 2
9
5 2
9
н ср
н ср
S'關 в^ М
宣5：”己
8П€k君
S'關 в^ М
宣5：”己
8П€k君
Характеристика основных месторождений Иллинойского НГВ
Месторожден ие; год открытия
Местоположен не
Возраст и наименование продуктивных отложеннй
Глубина залегания иефте- газон осных пластов, м
Типы нефтяных (газовых) залежей
Плотность нефти в г/см3, (Рн)
1-1 ^ ь д
Категория крупности； начальные !
доказанные 丨 запасы (текущие) j нефти в мли. т ]
Лауден, нефтяное; 1937
Окр. Файетт, шт. Иллинойс
Пенсильваний; мисси- сипий, сайпресс, бетел; девон; женева; ордовик, треитон
305—1193
Сводовые массивные и пластовые
рн = 0,830— 0,881
0,36
Крупное;
52,9 млн. т (на 1/1 1975 г.— 2,9 млн. т)
Сейлем, нефтяное; 1938
Округа Марион, Джефферсон, шт. Иллинойс
Пенсильвании; мисси- сипий, бенуа, о'ваз, мак-клоски, рено; девон; ордовик, трентон
543—1049
Сводовые массивные и пластовые
рн = 0,825— 0,840
0,38
Среднее;
49,9 (на 1/1
1975 г,—1,9)
Дейл, нефтяное； 1940
Округа Франклин, Гамильтон, шт. Иллинойс
Миссисипий,тар-
спрингс, Хардинсберг, сайпресс, бетел, о'ваз
741—961
Пластовые сводовые
рн — 0,825— 0,845
0,05
Среднее;
14,2 млн. т (на 1/1 1967 г.— 0,6 млн. т)
Клей-Сити;
нефтяное; 1937
Окр. Конинсон, шт. Иллинойс
Миссисипий, уолтер- сберг, тар-спрингс, сай- пресс, бетел, о'ваз, сент-луис» сейлем; девон
663—1327
Сводовые пластовые и массивные
Рн ~ 0,825— 0,855
0,37
Среднее;
43,9 (на 1/1
1974 г.—2,3)
Нью-Хармони, нефтяное; 1939
Окр. Вабаш, шт. Иллинойс
Пенсильваний; миссиси- пий, дегон ия, г лор, пэлестайн, уолтерсберг, тар-спрингс, сайпресс, рено, сэйлем
220—1145
Пластовые сводовые
Рн = 0,835'— 0,865
0J9 :
Среднее； 23,0 (на I/I 1975 г,—2,0)
Сентралня, нефтяное; 1937
1 Округа Клинтон, 1 Марион, шт. Ил- 1 ЛИН.ОЙС
Пенсильвании; миссиси- пнй, сайпресс, бенуа, девон; ордовик, трентон
233—1198
Сводовые пла- / стовые и мае- / сивные /
рн — 0,825— /
0,865/
—/ Среднее;
s
6
Распределение не巾тегазоносностн п。разрезу отложений Предуошитского НГБ〔 & 6 ” ц и а 2.
Стратиграфическое положение продуктивной толщи
Наименование продуктивной толщи
Мощ
ность продуктивной толщи,
Литологический состав коллекторов
Количество пластов- коллекторов продуктивной толщи
Характеристика коллекторов
Примеры месторождений, содержащих залежи нефти (н) 「аза (г), конденсата (к)'
Мощность, м
Пористость , %
Проницаемость, мД
Пенсильвании, ДС-МОЙН
Хартшорн
Песчаники
—
60
20
——
Квинтон (г), Мэнсфилд (г)
Пенсильвании, атока
Карпентер, джил- крнз, алма, фанс- шейв, ред-оук, морр ис-таккет, селф-ареки, фрей- бург-хенсон-пир- сон, спайро, на- сон
Песчаники
15
Ред-Оук-Норрис (г), Квннтон (г), Уайт-Ок (г), Уилбертон (г), Кин- 宵(г), Этна (г), Уошберн (г), Джерусалем (г), Фейетт (г)
Пенсильвании, морроу
Уапанаска, блойд, Кромвелл, хейл
Песчаники
30
25
500
£нлом (г, к), Сесил (г), Уайт- Ок (г), Кинта (г)
Миссисипий
Ведингтон, картер, сандерс
Песчаники
30
12
600
Малдун (г, к), Абердин (г), Эмо- рн (г), Околона (г), Силом (г)
Девон—силур
Хантон
400
Известняки
—
——
——
——
Бонанзй (г), Киблер-Вильямс (г), Картсвилл (г), Ролфорд (г)
Ордовик
Симисоп, покс- 1 сноу
150
Известняки и
ДОЛОМИТЫ
—
——
——Сентрахома (н), Окони (н)г Нью-
// Хеш (н), Мабен (г)
"V a 6 л и u а 2ЛП4
3Характеристика основных месторождений Предуошитского НГЕ _
Месторожден не； год открытия
Местоположение
Структура месторождения (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Гсстав газа \\Категория
С в у]1крупности;
плотностьДобниа г^аначальные
臂嘗賓а弋魏t，盤躋牒
Впадина Аркома
Ред-Оук- Норрис, газовое; 1912
Округа Лефлер, Латимер, шт. Оклахома
Брахианти- клиналь;
10X32 км2
Пенсильва- ний, хартшорн, фанс- шейв, ред- оук, спайро
457—640, 2250—3600
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
СН4 —93,1, СаН6 — 3,6, СО2 '1,6
2,8
Крупное; 70,7 (на 1/1974 г.一
58,3)
Кинта, газовое; 1916
Округа Хаскелл, Питсберг, шт. Оклахома
Брахианти- клиналь северо-восточного простирания, осложненная разрывами
Пенсильвании, хартшорн, спайро, Кромвелл
490, 1680—3120
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
СН4 — 95,7, С3Н6- 1,5, СО2 •— 2,1
Среднее
Квинтон, газовое;
1915
Округа Питсберг, Хаскелл, шт. Оклахома
Брахианти- клиналь, нарушенная сбросами
Пенсильва- ний, хартшорн
236—1890
Пластовые сводовые, разбитые на блоки
—
Несколько десятков
Среднее; 33,0
Уайт-Ок, газовое;
1943
5 企
Окр. Франклин, шт. Арканзас
Брахианти- клиналь
Пенсильва- ний, атока, морроу
302—1230;
12
Пластовые сводовые
—
Несколько
Среднее
Месторождение; год открытия
Местоположе-
Структура месторождения (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазом осных пластов в м; их количество
залежей
Состав газа в %, плотность конденсата в г/см3 (рк)
Добыча газа в млрд-м3 в 1973 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы газа в млрд, м3
Сесил, газовое; 1949
Окр. Себастьян, шт. Арканзас
Брахианти- клиналь
Пенсильвании, атока, морроу
400—1871;
15
Пластовые сводовые
СН4-98,0; G%—1,0, СО 2—0,2, №一0,5
Несколько
Среднее
Этна, газовое; 1928
Округа Франклин, Логан, шт. Арканзас
Брахианти- клиналь субширотного простирания
Пенсильвании, атока, морроу
540—2640;
11
Пластовые сводовые
СН4 一 98,
GHg — 1,25, CO2~0,7
—
Среднее
Впадина Блэк-Уорриор
Малдон, газоконденсатное; 1952
Окр. Монро, шт. Миссисипи
Брахианти- клиналь, осложненная разрывом
Миссиси- пий, сандерс
1590—1660
Пластовые сводовые и тектонически экранированные
СН& — 85, С2Нб 一 15;
рк = 0,75
Среднее
Нью-Хоун, нефтяное;
1953
Окр. Монро, шт. Миссисипи
Брахианти- клиналь
Ордовик, НОКС
1449
Массивные сводовые
Ри = 0,85
Мелкое
Фейетт, газовое; 1909
1 Окр. Фейетт,
1 шт. Алабама
Брахианти- клиналь
Пенсильвании
420
Пластовые сводовые
Мелкое
目
"//
/////
父
Н з Н 9
骑口^丨^二霞t%・r
J.
g [ p
2 K
n工
л> У
P H
5 5 ОО
30*4，'仃"C“4-TA苏
С\ЗБИН
•30
-7,0
59 61
、57
63
。7?
U
И
3
Мексиканского залива萎(в пределах^США Галф-Кост)
"°76
С Н
4/42 43 88
а 〃 “ з
к а м
7好
Рис. 2.142. Северная часть НГБ
75
73
a — нзогнпсы по кровле палеозойского фундамента в км; 6 Месторождения: / — Талко; 2 — Пауэлл; 3 — Ван; 4 —亠 " сас； // — Родесса; /2 — Каддо-Пайн-Айленд； 13 — К /9 一 Слайго； 20 — Хейнсвилл, 21 — Дэли-Биг-Кри( Блэк-Лейк; 27 — Магнолия; 28 — Смаковер; 29 — Конро; 34 — Гастингс； 35 — Саут-Пасс, блок 41 ——Кейл-Айленд； 47& ——Лейк-Пелто； 42 — 47 — Агуа-Далс-Страттои; 48—~-
54 — Вест-Каламбия-Нью： 55 —、- Вей； 62 — Эрат; 63 — ВеЙ-Сент-Илейн; 64 — Лейк-1 КэЯтн； 71 — Факолит-Вайо; 72 — Юджин-Ай леид; 73 - ■ ■...«.- — ~八 ‘ «on - иси.
Лейк- 7 9 ——Алта-Лама； 80 ——Пэрэдайз; 8/ — Шеридан； 82 ——Лейк-Артур; 83 ——Талсита; 84 — 87 —‘'Берне”； 88 — ^ест-Делта, блок 73;89 — Гранд-Айленд, блок 16； 90 — Мейн-Пасс,
,—основные зоны разломов; в — нефть; а — газ.
Фэруэй; 5 ~ Нечес; 6 — Хаукинс; 7 ~ Опелайка; 8 — Каюга; 9
Коттон- Валли; 14 — Уиллоу-Спринге; 15 ~ Васком; 16 — Бетани; /7 — Картмдж; 18 — Хоакин; ш； 22 ——Лисбон; 28 — Хэйко-Ноуло; 24 — Растон; 25 — Монро； 26 ——Лейк-Сент-Джон; 26a — -Тинсли; 30 — КрЗнфилд; 3/ — Гвиивилл； 32 — Пистол-Максл-Рлдж; 32<з — Уолкер-Крик; 33 — 24; 36 — Уэбстер; 37 — Том-О'Коннор-Грета; 38 — Снллнгсон; 39 — Томпсон； 40 — Саут-Пасс, блок 27; Тимбальер'Бей; 43 ——Бей Мерчанд, блок 2; 44 — Лейк-Вашингтон; 45 — Норт-Кейти; 46 — Анахуак; Вест-Ранч； 49— Хзлл-Мерчент; 50—Олд-Ошрн; 5/ — БаЙО-Сейл; 52 — Мейн-Пасс, блок 69; 53— Вест-Делта, блок 30; Уикс-АйленД； 56 — Хай-Айленд; 57 — Хамбл-Доум; 68 ~ Рус-Крик; 59 — Карантнн-Бей; 6〃 一 Плимут; 6/ — Гранд- -_тя. 匸“Барр； 65 — Лаффнт； 66 — Спнндлтон; 67 — Линилл; 68 — Ла-Глорня; 69 •— Рефьюджио； 70 —
—Бейтман-ЛеЙк; 7 4 — Бастион-Бей； 75 — Дайк-Лейк; 76 — Вермильон： 77 — Бург; 78 — Дип-
г Е~ ' Ред-Фиш-Бей; 85 — Сан-Сальвадор； 66 — Мак-Вадднн；
блок 4 I； 9/ — Саут-Тнм^альер, блок /35; 92 -—々же負
, — Лонг-Лейк; /0 — Ист-Тек- иллоу-Спрингс; /5 — Васком; /6 — Бетани； " — Картидж; 18 — Хозкин; Хэйко-Ноуло; 24 — Растон; 25 — Монро； 26 — Лейк-Сент-Джон; 26a — {〃“； 3/ -— Гвиивилл； 32 — Пн стол-Макси-Ридж; 32<з — ■О'Коннор-Грета; 38 ——^иллигсон; 39 — Towncoi
Рус-Кр； :67 —
Т а б л и u a 2Aq7
Характеристика основных (с начальными извлекаемыми запасами >30 млн месторождений нефти северной части НГБ Галф-Кост
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма, размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазо- ii осных пластов в м
Типы залежей
Плотность нефти в
(pH)； газовый эактор в м3/т
добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория
крупности;
начальные
доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Талко, нефтяное; 1936
Округа Франклин, Титус, шт. Техас
Приразрывная складка; 2,5Х
X 19,5 км3
Зона сб
Нижний мел, песчаники команч
)осов Мексиа
1250— 1300
-Талко
Пластовая, тектонически экранированная
0,910
0,51
Среднее； 36,4 млн. т (на 1/1 1975 г.— 4,4)
Ван, нефтяное; 1929
Окр. Ван
Зандт, шт. Техас
Приразломный купол, разбитый на блоки, с глубоко погруженным соляным ядром; 18 км2
И
Верхний мел, песчаники вуд- байн
рогиб Тейлор 370—817
Пластовые сводовые, разбитые на блоки
0,851— 0,865
Гф ~■ 70
2,2
Крупное;
74,3 млн. т (на 1/1 1975 г,—
17,6)
Хаукинс, газонефтяное; 1940
Окр. Вуд, шт. Техас
Приразломный купол, разбитый на блоки, с глубоко погруженным соляным ядром; амплитуда 350 м
Верхний мел, песчаники вуд- байн
1240— 1465; 2725
Пластовые сводовые, разбитые на блоки
0,871—0,959 Гф — 1§2; Рк = 0,775
5,3
Крупнейшее;
111,4 млн. т (на 1/1 1975 г.—
39,1)
Ист-Тексас, нефтяное;
1930
Округа Грэг, Раск, Эпшур, Смит, Чероки, шт. Техас
Участок срезания слоев поверхностью несогласия на склоне свода Сабин; 8X68 км3
Верхний мел, песчаники в уд- бай н
Свод Сабин
1000— 1100
Стратиграфически экранированная
0,830
Тф — 85
9,8
Крупнейшее; 810 млн. т (па 1/1 1975 г.— 237,4 млн. т)
5
■——— Продолжение табл. 2.107
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма, размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продук ТИ ВИ ых отложений
Глубина залегания нефтегазо- носн ых пластов
в м
Типы залежей
Плотность нефти, г/см? в (Рн); газовый фактор в м3/〕
力)
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупиости; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Каддо- Пайн- Айленд, газонефтяное; 1905
Окр. Каддо, шт. Луизиана
Куполовидное поднятие, осложненное небольшими сбросами и резким внутренним угловым несогласием;
〜300 км2
Верхний мел, песчаники
240—1640
Пластовые сводовые и стратиграфически экранированные
0,811—0,934
Гф — 80
0,45
L
Среднее;
45,9 млн. т (на 1/1 1975 г.— 3,6 млн. т)
Свод Монро
дэли-Ьиг- Крик, газонефтяное;
1944
Округа Ричленд, Франклин, шт. Луизиана
Участок срезания слоев на склоне свода Монро； 32 км2
Верхний мел, вуд- байн; нижний мел, песчаники палекси
900^-1095
Основная — пластовая, стратиграфически экранированная; линзо- видные
0,806—0,835
『力- 136
0,9
Среднее;
28,4 млн. т (на 1/1 1975 г.—
5,9 млн. т)
Монро, газовое; 1916
Округа Юнион, Уошито, Морхаус, шт. Луизиана, 23 км к северу от г. Монро
Участок срезания слоев на склоне свода Монро;
32 км3
Эоцен; верхний мел; нижний мел; верхняя Юра
400—2710
Литологически экранированная1
СН& —- 93,4, 紹厂 № — 6,17
млрд, м3 /
Крупнейшее;
266 млрд, м3 'на 1/1 1974 г.— 亿 7 млрд, м3)
，“，，，“ ” —二_F—
Продолжение
табл. ^АОТ
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма, размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов
Типы залежей
Плотность 1 нефти в 1 г/см3 (рн); газовый Ьактор в м3/т
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Тинсли, нефтяное; 1939
Окр. Язо, шт. Мисси
сипи
Средняя част
Брахиантикли- наль, осложненная разрывами;
38 км2
» осушенной О
Эоцен; верхний мел
бласти северь
1370— 3200
ой мегамоноклин
Основная — пластовая сводовая, частично тектонически экранированная, разбитая на сообщающиеся блоки; пластовые сводовые и линзовидные
али НГБ
рн = 0,934
0,34
Среднее;
〜30 млн. т (на I/I 1975 г.- 3,3 млн. т)
Смаковер, газонефтяное; 1922
Округа Уошито, Юн мон, шт. Аркан- зас
Пологая двухкупольная брахнан- тиклиналь,осложненная разрывом; 120 км?
Мел; юра
585—1465
Пластовые сводовые
0,845—0,940
0,38
Крупное;
71,5 млн. т (иа 1/1 1975 г.- 2,9 млн. т)
Анахуак, газонефтяное; 1935
.- Южная
Окр. Чэмберс, шт. Техас
часть осушенной обл
Брахиантикли- наль,разбитая
разрывами; 27 км2
а ста северной
Миоцен; олигоцен, фрио
мегамонокли
825—2680
нали НГБ и при
Пластовые сводовые, разбитые на сообщающиеся блоки
брежные рай
Рн = 0,855
эны шельфа
1,21Среднее;
47,9 млн. т
(на 1/1 1975 г.—
с14,3 мли. т)
1 - Продолжение табл. 2.107
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма, размеры)
Стратиграфическое положение, нанменова- нне продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Плотн ость нефти в г/см3 (Рн); газовый, фактор в м3/т
Q)
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд. ма
Вест-Ранч, газонефтяное; 1938
Окр. Джексон, шт. Техас
Приразрывная двухкупольная брахиантикли- наль; 44 км3
Миоцен; олигоцен, фр ио
1100—
2215
Пластовые сводовые
Рн = 0,809— 0,904
2,0
Крупное;
50,6 млн. т (на 1/1 1975 г,— 13,4)
Силлигсон, газонефтяное; 1937
Округа Джим-Велс, Клебер г, шт. Техас
Приразрывная брахиантикли- наль;〜50 км2
Олигоцен, фр ио
1400—
2560
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
Рн — 0,844— 0,779
В 1969 г.— 0,33
Среднее;
43,9 млн. т (на 1/1 1975 г.— 0,3 млн. т)
Агуа-Доль- че-Стратон, нефтегазовое; 1928
Окр. Нуэсес, шт. Техас
Брахиантикли- наль, осложненная разрывом;
36 км2
Олигоцен, фр ио
1420—
2130
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
Рн = 0,806— 0,847
0,3
Среднее; 23,0 млн. т (на 1/1 1975 г.— 4,3 млн. т)
Том-О'Коннор-Грета, газонефтяное; 1933
Окр. Рефью-джио, шт. Техас
Брахиантикли- наль, нарушенная разрывами
Миоцен； олигоцен, фрио
520—2400
Пластовые сводовые, разбитые на сообщающиеся блоки
% = 0,845— 0,913
Гф — 200
4,1
Крупнейшее;
116,1 млн. т (на 1/1 1975 г.— 33,3 млн. т)
Гастингс, газонефтяное; 1934
Округа Бразория, Галвестон, шт. Техас
Разбитый на блоки купол с глубоко погруженным СОЛЯНЫМ Ядром； амплитуда 360 м
Миоцен; олигоцен, фрио
950—
3042
Пластовые сво- © довые, разби-( гые на сооб- / сдающиеся блоки1
н ^0,871—13,77 I Крупное;
?825;丨/91,1 млн. T
巾―105/(на 1/1 1975 г.—
//23,2 млн. т)
Продолжение табл. 2Л07
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма, размеры)
Стратиграфическое положение» наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы[
залежей
Плотн ость 1 нефти в г,смз рн)； газовый )актор в м3/т (Гф)
Добыча 1 нефти в мли. т в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Томпсон, нефтяное; 1931
Окр. Бенд, шт. Техас
Разбитый на блоки купол с глубоко погруженным ядром; 30 км3
Миопен; олигоцен, анахуак, фрио, викс- бург
1100—
2700
Пластовые сводовые, разбитые на сообщающиеся блоки
Он = 0,815— 0,915
Гф — 90
2,2
Крупное;
67,5 млн. т (на 1/1 1975 г.— 17,5 млн. т)
Уэбстер, нефтяное; 1937
Окр. Гаррис, шт. Техас
Пологое куполовидное поднятие, нарушенное серией сбросов;
16 км3
Миоцен; олигоцен, фрио
1700—
2300
Пластовые сводовые, разбитые на сообщающиеся блоки
рн = 0,739一 0,882
3,34
Крупное;
77,6 млн. т (на 1/1 1975 г.—
21,9 млн. т)
Конро, газонефтяное;
1931
Окр. Монтгомери, шт. Техас
Пологое куполовидное поднятие, нарушенное серией сбросов;
56 км2
Миоцен; омпоцен; Эоцен
885—3240
Пластовые сводовые, разбитые на сообщающиеся блоки
Рн = 0,850— 0,832 Гф-204
2,93
Крупное; ~91,1 млн. т (на 1/1 1975 г.— 18,1 млн. т)
Гранд-Бей, нефтяное;
1938
Окр. Плак- мин, шт. Луизиана
Брахиантикли- наль (глубоко погруженное соля- 1 ное ядро?); 12 км2
Миоцен
1800—
1870
Пластовые сводовые
рн = 0,805— 0,855 Гф — 190
0,58
Среднее;
27,6 млн. т (на 1/1 1975 г. 一
7,1 млн. т)
Уикс-
Айленд, газонефтяное;
1945
Окр. Вермильон, шт. Луизиана
Куполовидное поднятие (глубоко погруженное соляное ядро?)
Миоцен
>745
Пластовые сводовые
0,784—&8G5 % — 130
0,87
Среднее;
39,1 млн. т (на 1/1 1975 г.— 12,1 млн. т)
5
6
4
Месторожде-ние； годоткрытия
п—-а。然臓冋
Лафитт, нефтяное: 1935
шт. Лунзм~ ана
〃a- J Соляной купол
Стратиграфическое положение, наименование про- 反уктнвннх отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов 1в м
Типы залежей
Плотность 1 иефти в 1 г/сма (Ри)； газовый фактор в м3/т
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
I Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) неМн в мли. т, газа в млрд. м&
Миоцен； плиоцен
1140— 3346
Экранирован- н*е соляным ядром
Рн = 0,801 — 0,840
0,77
Среднее;
吼8 млн. т
IHd 1“ 1У/3 г,—
6,1 МЛН» т)
продолжение т
Лейк-Барр> нефтяное* 1929
与 75 км к 丨 Соляной купол- юго-востоку 1з Км2 У л， 0T месторождения Гранд-Бей, шт. Луизиана
Миоцен； плиоцен
^既ГЭкранирован.
6060я-м-«™
Рн = 0,800—8о 62
0,940'5"
Среднее;
29,70 млн. т (на 1/1 1975 г.-
6,7 млн. т)
Лейк- Вашингтон, нефтяное*， 1931
Okp. Плак- мин> шт. Луизиана
Соляной купол; 16 км2
Миоцен
-Мейн-Пасс, Блок 69, нефтяное;
1948
Морское у берегов мт. Луизиана
Соляной купол； 16 км2'
Миоцен
Вест-Делта, Блок 30, нефтяное： 1949
Морское у берегов 5. Луизиана
Соляной купол； 14 км2
Плиоцен； миоцен
In?' ЭкраНироВан. pH=s 0,825_
4蹴二55弱:縱旣/歸"8仞
6540霑嚅篇％ 卜麻758T688) Среднее;
3"30需渊統.
—LI/10,3 млн, т)
Среднее； 35,1 млн. т
(на 9,3
]/"975八 млн, т丿
& 05/ Крупное;
/ 60,75 млн. т
/ (из /〃 1975 f.
/ /8,6 мля. т)
рис, 2~4-Структурнаякарта кровлн свнтн Монро, ГЗС1РОК 《верхняя ме&месторожденнн Монро
台。今eprKJCf 1968)
】•— H3QS 口 сы КРОВ2И монро，гэс・рок в м2 — гра・
нмца замежм
565
PHP 2"ft・ Структурная карта ПОАОЕВЫ известняка гув・ мзн>《нюкнн* ме』5 н схематически*поперечны*разрез
MecTQPQJKaeHHH Талко
а — продуктивные скважннь二 6 — сброс- е — НЗОГНПСЕ в м\ J—• вуан~ 0— ередернксбер? 3 1 зпаксн) 4 I нть
立 з а л u 6
Характеристика основных месторождений НГБ Галф-Кост
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наимеиоваиие Продуктивных отложений
Глубина залегания иеф- тегазоиосиых пластов в м;
их количество
Типы залежей
Ллотиость! нефти, г/см3 1
Добыча 1 нефти 1
в мли. т
в 1974 г. I
Категория круп- ности； начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд- м3
Рейноса-Мек- сиканб； газо-i вое; 1948
「
1
В 10 км к юго- востоку от. г. Рейноса, шт； Тамаули-：
■ пас •
Пологая антиклиналь, ось которой протягивается в север—северо-западном направлении на протяжении 22 км
Севера- Вост
Эоцен; олигоцен, фрио, виксбург, ана-i хуак
энный район
700—2500;
25 газовых,
2 нефтяных
Пластовые сводовые, литологически экранированные
Крупнейшее, 105 млрд, м3 (на 1/1 1974 г.— 17,1 млрд, м31
Лахитас, газо< гЕОе; 1934
В 8 км к юго-, западу от г. Мьер
Куполообразное поднятие
Эоцен, куин- сити, карризо
385—2130
Пластовые сводовые, литоло- гическн экранированные
Пьедрас, газовое, 1966
В 42 км к западу от г. Рей- носа
Пологая бра- хиантиклиналь
Эоцен, маунт- селман
1265—1269
Пластовая сводовая
Санта-Розалия, газовое
В 60 км к западу от г. Рей- носа
I- 一 一，. - 亠一J— -v - =J 亠=■•■
Пологая бра- хиантнклиналь
Эоцен, вил- кокс, куин-сн- ти
1617—1620, 1643—1646
Пластовые сводовые.
О —「一 — . 「 Продолжение табл. 2.113
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, нанменоваине продуктивных отложений
Глубина за- легаиня нефтегазоносных пластов в м； нх количество
Типы залежей
Плотность нефти, г/см3
Добыча нефти в или. т в 1974 Г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) иефтн в млн. т, газа в млрд, м*
Обл а сть Тампико-ТукспанРайон Эбано-Пануко
Эбано-Пануко, нефтяное; 1901
В 37 KM к западу —юго-западу от г. Тампико и в 1,5 км от г. Пануко
Локальное поднятие
Мел, Тамаулипас, агуа-ну- эва, сан-фели- пе» мендес
350—450
Массивные сводовые
0,367
0,437
Крупнейшее; 183,0 млн. т (на 1/1 1974 г.- 32,5 млн. т)
Конститутио- нес-Тамаули- пас, нефтяное;
1956
К северо-западу от г. Тампико, в 2,5 км к северо-западу от г. Альтамира
Локальное поднятие
Мел, тамаулн- пас, верхняя юра, таман
1280—1920
Массивные сводовые
0,93— 0,98
0,326
Среднее;
26,0 млн. т (на 1/1 1974 г.— 14,3 млн. т)
Баркадон, нефтяное, 1959
В 35 км севернее г. Тампико
Брахнантн- клиналь
Мел
1331—1702
Массивные сводовые
0,952
0,012
Мелкое; 5,0 млн. т
Район ((.Золотого пояса»
Моралильо, 1 В 37 км к югонефтяное; 1948 1 западу от
1 г. Таняуа
Рифовый массив
Мел, эль-абра
1739
В биогенном 1 0,825 1 0,030 / Мелкое;
выступеI12,7 млн. т
Месторождение; год открытия
Местополоисеине
Структура (форма)
Стратнграфнче- -ское положение, нанменоваине продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； их количество
Типы залежей
гI Добыча
Плотность иефТи нефти,в млн. т
J'/cM3в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в мли. т, газа в млрд, м3
*Наранхос-Сер-
ро-Асуль, нефтяное; 1909
В 35 км северо-западнее г. Тукспан
Рифовый массив
Мел, эль-абра
550—670
В биогенном выступе
0,934
0,377
Крупнейшее; 164,0 млн. т (на 1/1 1974 г.— 1,9 млн. т)
Санта-Агеда, нефтяное; 1953
На линии месторождений «Золотой пояс»; в 35 км северо-западнее г. Гутьеррес- Самора
Рифовый массив
Мел, эль-абра
1370—1460
В биогенном выступе
0,859
0,377
Среднее;
24,8 млн. т
Трес-Германос, нефтяное; 1959
В 20 км западнее лагуны Та- миахуа
Антиклиналь
Юра; киме- ридж
1910—2151
В биогенном выступе
0,927
0,487
Среднее;
10,5 млн. т
Аренкью, нефтяное; 1970
В 35 км северо-восточнее от г. Тампико, в 22 км от берега
Приразрывиое поднятие
Юра
3360—3463
В биогенном выступе
0,898— 0,907
1,148
Крупнейшее; 141,0 млн. т, (на 1/1 1974 г.— 139,5 млн. т)
Иезекиль-Ор- донес, нефтяное; 1952
5
ОО_ _
В 20 км к востоку от г. По- са-Рика
Приразрывиое поднятие
Юра
1592
В биогенном выступе
0,927
0,124 (1973 г.)
Среднее;
12,7 млн. т
5
8
2
Про
должен
ие табл. 2.113
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м;
их количество
Типы залежей
Плотность нефти, г/см3
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; нач альные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Аррециф-Ме- дио, нефтяное
На линии . месторождений «Морской Золотой пояс», в 8 км от мыса Кабо-Рохо
Рифовый массив
Юра
В биогенном выступе
Исла-де-Лобос, нефтяное; 1963
На линии месторождений «Морской Золотой пояс», в 20 км от мыса Кабо-Рохо
Рифовый массив
Юра
2095
В биогенном выступе
0,825
0,195
Среднее;
24,1 млн. т
Атун, нефтяное; 1969
30 км на восток от Гутьеррес-Самора
Рифовый массив
Мел
2794—2801
В биогенном выступе
0,839
0,244
Среднее;
39,3 млн. т
Район Поса-Рика
Поса-Рика; га- зонефганое, 1930
В 160 км к се- веро-ностоку от г. Мехико
Участок фациального за-. мещения на крупном поднятии
Мел, тамабра
2100—3088
Литологически экранированная
1 0,849 1 2,877 1 Крупнейшее;
145 млн.т
(на 1/1 1974 г.—
1/ 136,0 млн. т)
/ Крупное;
34,9 млрд, м3, (на 1/1 1974 г.— // 27,2 млрд, м3)
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность! нефти, г/см3
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
•Сан-Андрес,
нефтяное
В 20 км юго- западнее порта На утла
Брахианти- клиналь
Юра, сан-ан-
Дрес
3135
Литологически экранированная
0,881
1,578
Крупное;
86,8 млн. тj
1
Эль-Альясго, нефтяное; 1957
В 30 км юго- западнее порта Наутла
Брахианти- клиналь
Верхняя юра
3100
Литологически экранированная
0,904
0,291 (1973 г.)
Среднее;
19,8 млн. т
1
Микуетла, нефтяное, 1959
На линии месторождений Поса-Рика, в 40 км на юго- запад от Гутьеррес-Самора
Брахианти-
клиналь
Мел, тамабра; юра, копас- рохас
1966—1986
Литологически экранированная
0,849
0,099
Среднее;]
12,8 млн. т1
(на 1/1 1974 г.— 10,0 млн. т)
Каса-Бланка, нефтяное; 1954
В 650 км западнее г. Веракрус
Брахианти- клиналь, осложненная продольным разрывом
Мел, эскамела
650
Массивная сводовая
0,815
—
Трес-Игьерас, нефтяное; 1955
5
ОО
В 45 км запад- юго-за ладнее г. Веракрус
Асимметричная антиклиналь, вытянутая с северо- запада на юго- восток
Мел, эскамела
534—538
Массивная сводовая
0,9
5 CO 4
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфиче- ское положение, наймемоваиие продуктивных отложений
Глубииа залегания нефтегазоносных пластов в м； их количество
Типы залежей
Плотность нефти, г/см3
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Эль-План, нефтяное; 1931
В 52 км к юго- востоку от порта Коатса ко- алькос
Соляной купол
Южная
Миоцен, сед- рал, энканто
область
700—2100
Тектонически экранированные
0,894— 0,916
0,216
Среднее;；
20,3 млн. т (на 1/1 1974 г.— 0,7 млн. т)
Санта-Ана, нефтяное; 1959
В Мексиканском заливе, в 2 км от г. Санчес-Ма- гальянес
Антиклиналь
Миоцен, Консепсьон, энканто
1743—1746, 2900
Пластовые сводовые, литологически экранированные
0,881
0,072
Среднее; 6,0 млн. т (на 1/1 1974 г. 一 2,0 млн. т)
Огаррио, нефтяное
В 35 км южнее г. Санчес- Магальянес
Антиклиналь
Средний миоцен; нижний миоцен
1099—1103, 1744—1765
Пластовые сводовые, литологически экранированные
0,835
0,915
Крупнейшее; > 116 млн. т
Магальянес, нефтяное; 1957
В 20 км южнее г. Санчес- Магальянес
Антиклиналь
Средний миоцен; нижний миоцен
1292
Пластовые сво- 0,8930,754 Среднее;
"°вые1 18,08 млн. т
/ (на 1/1 1974 г.—
1// 5,08 млн. т)
Продолжение табп，2.\'3
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина за- тегания неф- гегазоносных пластов в м； их количество
Типы залежей
Тлотиость иефтн, г/см3
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (текущие) нефти в мли. т, газа в млрд, м?】
1
•Ла-Вента, неф
тяное; 1954
В 35 км на юго-запад от г. Санчес-Ма- гальянес
Антиклиналь
Миоцен, энканто
1432
Пластовые сводовые
0,820
0,173
Среднее;
7,3 млн, т1
(на 1/1 1974 г.— 1
1,06 млн. т)1
Хосе-Коломо, нефтегазовое; 1951
В 25 км к северо-востоку от г. Макуспана
Брахианти- клиналь, нарушенная серией разрывов
Миоцен, верхняя амате
1560
Пластовые сводовые, разбитые на блоки
0,796
Крупнейшее; 138,0 млрд, м3 (на 1/1 1974 г. 一 98,0 млрд, м3) Среднее; 20,6 млн. т
Ота те с, нефтяное; 1966
В 8 км юго- юго-восточнее г. Кампо-Лаве нта
Соляной купол
Миоцен, энка НТО
2277—2284, 2252—2256
Экранированные соляным
ядром
0,834
0,267
1
Среднее;
> 22 млн. т
Пайонал, нефтяное; 1967
В 25 км на юг от г. Агул- Дупсе
Брахианти- клииаль
Олигоцен, депозите
3253—3259
Пластовые сводовые
0,898
0,014
Среднее; > 4 млн. т
Ормигеро, нефтяное
5
ОО
40 км на восток от
г. Вилья-Эрмо- са
Брахиаити- клиналь
Миоцен, амате
2478—2484
Пластовые сводовые
一
Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. Кн. 2. Южная Америка. Африка. Ближний и Средний Восток. Южная Азия. Центральная Азия и Дальний Восток. Юго-Восточная Азия и Океания. Австралия и Новая Зеландия. М.» «Недра», 1976. 584 с.
Справочник состоит из двух книг: в первой книге в табличной форме дано описание нефтяных и газовых месторождений по нефтегазоносным бассейнам Европы и Северной и Центральной Америки, во второй книге — по нефтегазоносным бассейнам Южной Америки, Африки, Ближнего и Среднего Востока, Южной Азии, Центральной Азии и Океании, Австралии и Новой Зеландии.
Приведена геологическая характеристика каждого бассейна, указаны год установления его промышленной нефтегазоносности и количество открытых месторождений нефти и газа.
Характеристика отдельных месторождений нефти и газа содержит следующие данные: год открытия, местоположение, структурная форма, возраст и наименование продуктивных отложений, глубина залегания нефтегазоносных пластов, типы нефтяных (газовых) залежей, плотность нефти, состав газа, категория крупности месторождения (по величине извлекаемых запасов нефти и газа). Описание месторождений иллюстрируется разрезами и структурными картами с показом положения нефтяных (газовых) залежей. Приводятся обзорные карты размещения месторождений.
Справочник предназначен для геологов и геофизиков широкого профиля, работающих на производственных предприятиях и в научно-исследовательских организациях, занимающихся проблемами геологии нефти и газа, а также для сотрудников высших учебных заведений.
Табл. 306, ил. 300, список лит.——213 иазв.
С
20804 — 575
043(01) — 76
173 — 75
ра», 1976
1*
3
ЮЖНАЯАМЕРИКА
Нефтегазоносные (НГБ) и потенциально нефтегазоносные (ПНГБ) бассейны Южной Америки
Название бассейна; год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое и административное положение
Размеры (ширина в км; длина в км;
площадь в км2； объем осадочного выполнения
Структурный тип бассейна
Возраст (группа); максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн
Возраст нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
га
Маракаибский НГБ; 1917
Венесуэла, шт. Сулия; Колумбия, шт. Северный Сантандер
225; 510;
80 000; 400 000
Межгорная впадина со срединным массивом
KZ； 20 КМ
MZ; 1,5 км
К; Р； N
58
4
Оринокский (Восточно-Венесуэльский) НГБ; 1908
Венесуэла, штаты Гуа- рико, Ансоатеги, Мона- гас, территория Дельта- Амакуро; Тринидад
250; 950;
182 600； 730 400
Предантильский передовой прогиб и склон докембрийской Бразильской платформы (пограничный)
KZ; 12 км MZ; 5680 м
К; Рз； N; №
212
6
НГБ Токуйо-Бонай- ре; 1950
Венесуэла, шт. Фалькон
60; 550; 13 700;
41 100
Периконтинентальный
KZ; 2,5 км
N
2
НГБ Нижней Магдалены (Северный Прибрежный, Картахенский); 1948
Колумбия, департаменты Магдалена, Сесар, Гуахира, Боливар
200; 420;
40 700; 122 100
Межгорная впадина со срединным массивом
KZ;〉5,8 км
MZ; 1,5 км
А; №
5
3
НГБ Боливар; 1945
Колумбия, департаменты Боливар, Сукре, Кордова
100; 400;
48 600; 145 800
Межгорная впадина со срединным массивом
KZ； 7820 м
MZ； 1 км
Р
1
I
НГБ Верхней и Средней Магдалены (К。- лумбийский); 1921
Колумбия, департаменты Уила, Толима, Каль- дас, Кундинамарка, Антьокия, Сантандер
100; 800;
42 000; 168 000
Межгорная впадина (в н утр ис кл адч ат ый грабен)
KZ; 12 км
MZ； 6 км
К; 1%； Рз
С5
2
Продолжение табл. 3.1
Название бассейна; год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое и административное положение
Размеры (ширина в км; длина в км; площадь в км2； объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа); максимальная мощность отложений, ВЫПОЛНЯЮЩИХ бассейн
Возраст нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
НГБ Баринас-Апуре; 1943
Венесуэла, штаты Бари- нас, Апуре, Португеса； Колумбия, департаменты Мета, Бояка, комиссария Вичада
450, 850;
250 000; 750 000
Предандийский передовой прогиб и склон докембрийской Бразильской платформы (пограничный)
KZ； 6,7 КМ
MZ; 2,2 км
PZ; 1,5 км
К; Р2
12
НГБ Гуаякиль-Про- грессо; 1896
Эквадор, провинция Гуа- яс; Перу, департамент Тумбес
150; 500;
33 800; 169 000
Межгорная впадина на срединном массиве (межскладчатый бассейн)
KZ; 15,5 км
MZ； 2 км PZ; 1350 м
К2; Р； N
ео
1
Притихоокеанский НГБ; 1971
Перу,департаменты
Пьюра, Ламбаеке, Ли- бертад
100; 1250;
90 000; 180 000
Периконтинентальный
KZ;〉3 км
MZ； >1 км
Р
2
Верхнеамазонский (Предандийский) НГБ; 1963
Колумбия, штаты Путу- пайо, Какета; Эквадор, провинции Hano, Па ста- са; Перу, департаменты Амазонка, Лорето; Бразилия, шт. Акри
750; 1 450;
628 300;
3 155 000
Предандийский передовой прогиб и склон докембрийской Бразильской платформы (пограничный)
KZ; 5 км
MZ； 7,8 км PZ; 2250 м
К
51
НГБ Укаяли; 1937
Перу, провинции Сан- Мартин и Монтанья
250; 700;
170 000; 595 000
Предандийский передовой прогиб и склон докембрийской Бразильской платформы (пограничный)
KZ; 3 км
MZ; 9,5 км
PZ; 1,7 км
к
2
1
Среднеамазонский (Амазонский) НГБ; 1955
Бразилия, штаты Амазонка, Пара
400； 2 200;
818 200;
1 636 400
Синеклиза докембрийской Бразильской платформы
KZ; 600 м
MZ； 200 м PZ; 3 км
Д； с
1
Название бассейна; год установления промышленной и ефтегазои осности
Географическое и административное положение
Размеры (ширина в км; длина в км； площадь в км2； объем осадочного выполнения
Структурный тип бассейна
Возраст (группа); максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн
Возраст нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество место- рождени й
та
Маражо-Баррей- риньяс НГБ; 1967
Бразилия, территория Амапа, штаты Пара, Мараньян, Пиауи, Сеара
550； 1 250;
527 500;
4 220 000
Периконтинентальный
KZ+MZ+PZ;
〉15 км
К
1
1
Сержипи-Алагоас НГБ; 1957
Бразилия, штаты Сержипи, Алагоас
100; 1 000;
55 000; 165 000
Периконтинептальный
KZ; 2,6 км
MZ; 5 км
PZ; 400 м
J; К; Р; Р£
25
2
НГБ Реконкаво (Баия, Тодос-Сантос);
1939
Бразилия, шт. Баия
80; 650; 56 200; 196 700
Внутр иплатформеиный грабен
KZ; 70 м;
MZ; 5 км
J； К
49
12
Эспириту-Санту НГБ; 1972
Бразилия, штаты Рио- де-Жанейро, Сан-Паулу, Парана
250; 1 100;
126 300; 378 900
Периконтинептальный
KZ; 4 км
MZ;〉2 км
К(?)
3
1
Пелотас НГБ; 1971
Бразилия, штаты СантаКатарина, Риу-Грапди- ду-Сул； Атлантическое побережье Уругвая
200; 1 650;
206 000; 412 000
Периконтинептальный
KZ;〉4 км
MZ;〉1,5 км
KZ (?)
1
Централ ыюпредаы- дийский (Чако-Саль- то) НГБ; 1924
Боливия, департаменты Санта-Крус, Чукисака, Тариха; Аргентина, провинции Сальта, Жужуй
650; 1 700;
890 000;
3 560 000
Предандийский передовой прогиб и склон докембрийской Бразильской платформы (пограничный)
KZ; 2,5 км
MZ; 5,8 км
PZ; 5,1 км
П,С,Р, К, Р
30
:2
Продолжение табл. 3.1
Название бассейна; год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое и административное положение
Размеры (ширина в км； длина в км； площадь в км?； объем осадочного выполнения в км')
Структурный тип бассейн а
Возраст (группа'; максимальная
МОЩНОСТЬ отложений, выполняющих бассейн
Возраст нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
Альтиплано (Капака- бана, Титикакский) НГБ; 1906
Перу, департамент Пуно; Боливия, Департаменты Ла-Пас, Оруро, Потоси; Чили, провинция Атакама; Аргентина, провинции Жужуй, Сальта, Катамарка
150; 1 500； 212 000;
1 484 000
Межгорная впадина со срединным массивом
KZ； 7,5 Км
MZ; 7 КМ PZ; 7 км
К, Р
1
НГБ Мендоса; 1932
Аргентина, провинции Мендоса, Сан-Хуан, СанЛуис
200; 700;
80 000; 240 000
Предандийский передовой прогиб и склон Патагонской платформы (эпиплатформенного орогена)
KZ; 2 км
MZ; 1,5 км
PZ; 1,2 км
Т, KZ
18
Неукен НГБ; 1918
Аргентина, провинция Неукен
400; 550;
144 400; 4 33 200
Предандийский передовой прогиб и склон Патагонской платформы (эпиплатформеннын ороген)
KZ; 2 км
MZ； 2,8 км
PZ; 1,4 км
Т,」2，」3‘ К
46
2
НГБ Продольной долины; 1972
Чили
50; 750;
35 600; 160 200
Межгорная впадина
KZ; 4,5 км
р (?)
1
НГБ Сан-Хорхе (К。- модоро-Ривадавия, Патагонский); 1908
Аргентина, провинции
Санта-Крус и Чубут
350; 780;
276 000; 690 000
Синеклиза Патагонской платформы
KZ; 1,3 км
MZ; 3,7 км
PZ； ?1
К2, Р
32
2
Лебу-Арауко НГБ;
1968
9-
Чили, провинция Арау- ко
70; 2 100;
6 5 000; 130 000
Периокеаническая впадина
KZ;〉3 км
MZ;〉1 км
К, Р
2
Название бассейна; год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое и административное положение
Размеры (ширина в км; длина в км； площадь в км2; объем осадочиого выполнения в км3)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа); максимальная МОЩНОСТЬ отложений, выполняющих бассейн
Возраст нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
1
Магелланов НГБ;
1945
Аргентина, провинции Санта-Крус, Огненная Земля; Чили, провинция Магальянес
420; 950;
250 000;
1 37 5 000
Предандийский передовой прогиб и склон Патагонской платформы
KZ; 4,9 КМ
MZ; 8,9 км
J, К, р
58
11
Мадре-де-Диос ПНГБ
Северо-запад Боливии； Перу, департамент Мад- ре-де-Диос
300; 950；
329 000; 115 150
Предандийский передовой прогиб и склон докембрийской Бразильской платформы (пограничный)
KZ;〉3,5 км
MZ; 600 м PZ; >3 км
D
Прибрежный Гвианский ПНГБ
Атлантическое побережье Гайаны; Суринама
220; 750;
147 000; 441 000
Периконтинентальньш
KZ;〉5 км
MZ
KZ
ПНГБ Мараньяо
Бразилия, штаты Мараньяо, Пиауи
700; 700;
460 000; 920 000
Синеклиза докембрийской Бразильской платформы
KZ; 290 м MZ; 1,3 км Pz； 3,7 км
с
Парапский ПНГБ
Бразилия, штаты Мату- Гросу, Гояс, Сан-Паулу, Парана
850; 2 000;
1 441 900;
3 996 650
Синеклиза докембрийской Бразильской платформы
KZ; 220 м
MZ; 2,8 км
PZ; 2,5 км
с, Т, Р
ПНГБ Осорно
Чили, провинции Вальдивия, Осорио, Льян- киуэ
70; 800;
35 000; 70 000
Межгорная впадина
KZ;〉3 км
MZ;〉1 км
Р(?)
Примечание. Для потенциально нефтегазоносных бассейнов указан возраст отложений, с которыми связаны нефтегазопроявления.
ВЕНЕСУЭЛА
Площадь — 912 000 км2.Население — 10,9 млн. человек (1972 г.).Начало добычи нефти и газа — 1917 г.Добыча в 1974 г. нефти — 159,3 млн. т, газа —45,0 млрд. м3.Суммарная добыча на 1/1 1975 г. нефти — 4467,6 млн. т, газа — 932,3 млрд. м3.Площадь — 912 000 км2.Население — 10,9 млн. человек (1972 г.).Начало добычи нефти и газа — 1917 г.Добыча в 1974 г. нефти — 159,3 млн. т, газа —45,0 млрд. м3.Суммарная добыча на 1/1 1975 г. нефти — 4467,6 млн. т, газа — 932,3 млрд. м3.Доказанные извлекаемые запасы на 1/1 1974 г. нефти — 2141,3 млн. т, газа — 1189,0 млрд. м3.Количество месторождений нефти — 233, газа ——6.Нефтегазоносные бассейны — Маракаибский, Оринокский, Баринас-Апуре (северная часть), Токуйо-Бонайре 】，шельфа Маргариты. -Возможно нефтегазоносные бассейны — Западно- Парагуан- ский, Туй-Кариако.Доказанные извлекаемые запасы на 1/1 1974 г. нефти — 2141,3 млн. т, газа — 1189,0 млрд. м3.Количество месторождений нефти — 233, газа ——6.Нефтегазоносные бассейны — Маракаибский, Оринокский, Баринас-Апуре (северная часть), Токуйо-Бонайре 】，шельфа Маргариты. -Возможно нефтегазоносные бассейны — Западно- Парагуан- ский, Туй-Кариако.
Площадь — 912 000 км2.
Население — 10,9 млн. человек (1972 г.).
Начало добычи нефти и газа — 1917 г.
Добыча в 1974 г. нефти — 159,3 млн. т, газа —45,0 млрд. м3.
Суммарная добыча на 1/1 1975 г. нефти — 4467,6 млн. т, газа — 932,3 млрд. м3.
Площадь — 912 000 км2.
Население — 10,9 млн. человек (1972 г.).
Начало добычи нефти и газа — 1917 г.
Добыча в 1974 г. нефти — 159,3 млн. т, газа —45,0 млрд. м3.
Суммарная добыча на 1/1 1975 г. нефти — 4467,6 млн. т, газа — 932,3 млрд. м3.
Доказанные извлекаемые запасы на 1/1 1974 г. нефти — 2141,3 млн. т, газа — 1189,0 млрд. м3.
Количество месторождений нефти — 233, газа ——6.
Нефтегазоносные бассейны — Маракаибский, Оринокский, Баринас-Апуре (северная часть), Токуйо-Бонайре 】，шельфа Маргариты. -
Возможно нефтегазоносные бассейны — Западно- Парагуан- ский, Туй-Кариако.
Доказанные извлекаемые запасы на 1/1 1974 г. нефти — 2141,3 млн. т, газа — 1189,0 млрд. м3.
Количество месторождений нефти — 233, газа ——6.
Нефтегазоносные бассейны — Маракаибский, Оринокский, Баринас-Апуре (северная часть), Токуйо-Бонайре 】，шельфа Маргариты. -
Возможно нефтегазоносные бассейны — Западно- Парагуан- ский, Туй-Кариако.
Маракаибский нефтегазоносный бассейн
Система
Отдел
Ярус
Серия
Свита
Горизонт, слон, пласт
Основной состав переслаивающихся пород
Максимальная мощность, м
Нефтегазоносная область Боливар——Фалькон (восточная часть НГБ)
Антропоген
Плейстоцен [
1
Аллювиальные отложения
<50
Неоген
Плиоцен J
Опия (кодоре, туку- пидо)
Глины, песчаники, рифовые известняки
Глины, песчаники, известняки, алевролиты
1250
2000
Миоцен
Верхний
Ла-пуэрта (исноту, эль-верал)
Среднийи
нижний
2 Г 1 С/V г/ь/V
Лагунильяс (урума- ко, куахарао, серро- пеладо, посон, агуа- клара, менесито)
Бочакеро, лагуна, лагунильяс
Глины, песчаники, лигниты, рифовые известняки
3100
Схематический л и толо го - стр ат и граф ич ески й разрез отложений Маракаибского НГБ (по Юнгу, Бельису, Ренцу и др., 1959, с добавлениями и изменениями)
Таблица 3.2
1 В НГБ Токуйо-Бонайре открыто два мелких нефтяных месторождения с зал ежами в отложениях олигоцеиа иа глубинах до 1 км, которые ± в настоящее время ие эксплуатируются.
Таблица с
Характеристика основных место
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
рождений Маракаибского НГБ
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； нх количество
Типы залежей
Плотность нефти
В г/см3 (Рн)； содержание серы в % (S)
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; доказанные запас! нефти в млн. т на 1/1 ”1969 г.
Боливар1 , нефтяное; 1917—1930
Шт. Сулия
Моноклиналь, осложненная разрывами; 49Х Х72 км2
Нефтегазоносная область
Миоцеи, исноту, лагу- нильяс; олигоцен, ла-ро- са, икотеа; эоцен, мисоа— Трухильо; палеоцен, гуа- саре; мел, мито-хуан
Лама, нефтяное； 1957
Шт. Сулия
Антиклиналь, осложненная разрывами; 2Х Х25 км2
Олигоцен—миоцен, лагу- нильяс; эоцен, мисоа— Трухильо; палеоцен, гуа- саре
Ламар, нефтяное; 1958
Шт. Сулия
Гомоклиналь,ослож
ненная разрывами
Эоцен; палеоцен; мел
Мене-Гранде, нефтяное; 1914
Баруа, нефтяное; 1921
Шт. Сулия
Брахиаитиклииаль, осложненная разрывами
Эоцен, мисоа; миоцеи, ла- вилья; олигоцеи, ла-роса
Кумаребо,нефтяное;
1913
Шт. Фалькон
Антиклиналь, осложненная сбросами и надвигами; 1X5 км2
Миоцен, сокорро
Тигуахе, нефтяное; 1953
Шт. Фалькон
Антиклиналь, осложненная сбросами и надвигами
Миоцен—олигоцен
Западная
Ла-Пас, газонефтяное; 1925
Щт. Сулия
Нарушенная брахиан- тиклииаль
Докембрий; мел, апон, копачо, ла-луна; палеоцен, гуасаре
Боливар—Фалькон
160—4500; 32 5 горизонтов
Литологически, стратиграфически и тектонически экранированные
Рн =
S -
0,82—1,00;
0,47—2,95
77,1
Уникальное (сверхгигантское) 2260 (начальные 4300)
2100—4350
Литологические, пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
Рн =
0,91—0,82
13,6
Крупнейшее
3966—5186
Литологически и стратиграфически экранированные
Ри —
0,85—0,86
6,9
Крупнейшее; 13'
1260
Пластовые сводовые, литологически, стратиграфически и тектонически экранированные
Рн =
S 一
0,89—0,96;
2,20—2,60
0,6
Крупное; 84,2
123—845
Пластовые сводовые
Рн =
S —
0,78;
0,06—0,11
—
Среднее
1007
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
Рн =
0,89
0,04
Мелкое
нефтегазоносная область
600—2440;
10 горизонтов
Пластовые сводовые, частично литологически и тектонически экранированные
Палеоцен: рн = 0,85—0,87; S — 1,9—1,41 ^吆 0,85—0,88
0,9
Крупнейшее; 12
2*
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Боскан, нефтяное; 1946
Шт. Сулия
Нарушенная антиклиналь
Эоцен, лос-флорес; оли годен, икотеа
Мара,газонефтяное;
1945
Шт. Сулия
Брахиантиклиналь
Мел, апон, копачо, ла-луна; палеоцен, гуасаре
Лос-Кларос, нефтяное, 1960
Шт. Сулия
Антиклиналь, нарушенная разломами
Эоцен, ла-флорес; олигоцен, икотеа
Ла-Консепсьон, нефтяное; 1925—1953
Шт. Сулия
Нарушенная антиклиналь
Мел, когольо; эоцен, Консепсьон
Лос-Мануэлес, газонефтяное; 1916—1927
Шт. Сулия
Брахиантиклиналь
Палеоцен, кататумбо; эоцен, мирадор
Западная Тарра, нефтяное, 1947
Шт. Сулия
Антиклиналь, нарушенная разломами
Мел; палеоцен, кататумбо
Сибукара,нефтяное,
1948
Шт. Сулия
Нарушенная антиклиналь
Мел» а пон, копачо, ла- луна
Эль-Роса-Риот нефтяное; 1958
Шт. Сулия
Нарушенная антиклиналь
Палеоцен, кататумбо
* Боливар представляет собой единую зону иефтегазонакопления, частями которой являются место
г
Продолжение табл.
一
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； соде ржание серы в % (S)
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
Категория крупности: доказанные запа нефти в млн. 1 на 1/1 1969 г.
1980—2290;
5 горизонтов
Тектонически и литологически экранированные
Рн — 0,98—1,00; S — 4,5—5,5
2,3
Крупное; 92,4
1500—3180
Пластовые сводовые, частично литологически и тектонически экранированные
Палеоцен:
рн - - 0,87一0,89;
S — 1,73—2,10
0,5
Крупное; 58,2
2845
Пластовые сводовые, тектонически и литологически экранированные
рн = 0,93
0,2
Среднее; 30,1
1960—2440
Тектонически экранированные
рн = 0,84—0,86
0,3
Среднее; 17,8
100—2440
Тектонически и частично литологически экранированные
p，i = 0,85—0,98; S — 0,98
0,2
Среднее
1296—1677
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
рн = 0,83—0,89; S — 0,10
0,2
Среднее
3600—4102
Пластовые сводовые, частично литологически и тектонически экранированные
рн — 0,84—0,85; S — 0,83—0,87
0,06
Мелкое
3660—3790
Тектонически и литологически экранированные
ри = 0,86
0,05
Мелкое
рождения Тиа-Хуана, Ла-Салина, Лагунильяс, Бочакуэро, Пуэбло-Вьеха, Ла-Роса, Пунта-Беиитас, Кабнм；
Таблица 3.9
Характеристика основных месторождений Оринокского НГБ
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура месторождения (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложенн貞
—■?
Глубина залегания иефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти 1 в г/см3 (Рн)； содержание серы в % (S)
Добыча нефти мли. т 1974 г.
Категория крупности; доказанные запасы нефти в мли. i на 1/1 1969 г.
Кирикире, газонефтяное; 1928
Шт. Монагас
Зона выклинивания на складчатом борту бассейна; 15X8 км2
С к л а д ч а Миоцен—плиоцен, кири- кире
г ы й б 0 р т
300—2520; 8 горизонтов 3 главных)
Стратиграфически и литологически экранированные
рн = 0,87—0,994; S — 0,94—1,19
0,8
Крупнейшее; 110,€
Санта-Барбара, нефтяное; 1941
Шт. Монагас
Вс
Антиклиналь в зоне регионального выклинивания продуктивных отложений
)сточная часть складчатого Олигоцен—миоцен, кара- пита; миоцен, ла-пика
борта (район Большой Л 250—2275
усепин)
Стр а тигр афическиеи
литологические
рн = 0,879—0,849; S —0,58—1,04
0,2
Среднее
Хусепин, нефтяное; 1938
Шт. Монагас
Антиклиналь в зоне регионального выклинивания продуктивных отложений
Олигоцен—миоцен, кара- пита; миоцен, ла-пика
300—2450; 25 линзовидных горизонтов
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
ри — 0,86—0,87; S — 0,91—1,26
0,8
Крупное; 28,7
Мури, нефтяное; 1942
Шт. Монагас
Антиклиналь в зоне регионального выклинивания продуктивных отложений
Миоцен, ла-пика; миоцен-плиоцен, кирикире
Стр атигр афическиеи
литологические
ри = 0,86—0,89
Среднее
Киамаре, нефтяное; 1942
Шт. Ансоатеги
Антиклинальная складка. Длина 20 км
Центральная часть Олигоцен, капирикуаль
складчатого борта
1937—2529; 6 горизонтов
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
ри = 0,81—0*96
0,03
Среднее
Педерналес,нефтяное; | Территория
1933—19351 Дельта - Амакуро
Антиклиналь с грязевым диапиром
Юго-восточная часть
Миоцен, ла-пика
складчатого борта
Горизонты не выдержаны по простиранию
Тектонически и литологически экранированные
ри = 0,86—0,94; S — 1,86—3,06
Среднее; 15,7
Офисина, газонефтяное: 1937
Шт. Ансоатеги
Централы-
Зоны разрывов на гомоклинали
Платформе
£。兄 часть платформенного Олигоцен—миоцен, офи- сина
н н ы й борт
борта (район Вольшая С 1100—2065; 040 горизонтов
Уфисина)
Тектонически и литологически экранированные
Рн= 0,83-0,91; S —0,55—1,77
2,0
Крупнейшее; 83
Чимире, газонефтяное; 1948—1952
Шт. Ансоатеги
Зона разрывов на гомоклинали
Олигоцен—миоцен, офи- сина
2450—2 520
Стратиграфическиеи
тектонически экранированные
Рн= 0,847—0,876; S — 0,59—0,94
0,7
Крупное; 43,1
Леона, нефтяное; 1938
Шт. Ансоатеги
Зоны разрывов на гомоклинали
Олигоцен—миоцен, офи- сина
671—3904
Стратиграфические и тектонически экранированные
ри = 0,907—0,884; S — 2,12—1,28
0,6
Среднее
Гуариа, нефтяное; 1940
Шт. Ансоатеги
Брахиантиклиналь вдоль надвига
Ол и го цен —мио це н, офи- сина, мерекуре, перикита
1525—3050
Пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные
Рн = 0,820—0,804;
S —0,01—0,21
0,1
Среднее
Са нта-Роса,нефтя ное:
1941
Шт. Ансоатеги
Нарушенная брахиантиклиналь вдоль надвига
Ол и го цен—миоцен, офи- сина, мерекуре, перикита
2590—3350
Пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные
pH = 0,811—0,784;
S —0,03—0,10
1,5
Крупное; 32,8
•30
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура месторождения (форма, размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
1
Глубина залегания иефтегазоносиых пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (%)' содержание серы в % (S)
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупт сти; доказанные запасы нефти в млв на 1/1 1969 г.
Санта-Ана, нефтяное, 1936
Шт. Ансоатеги
Брахиантиклиналь вдоль надвига
Олигоцен—миоцен, офи- сина, мерекуре, перикита
2915
Пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные
рн = 0,850―0,855; S — 0,20—0,24
0,4
Среднее; 15,1
Сан-Хоакин, нефтяное; 1939
Шт. Ансоатеги
Брахиантиклиналь " вдоль надвига
Олигоцен—миоцен, офи- снна, мерекуре, перикита
1160—3100; 27 горизонтов
Пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные
рн = 0,804—0,849; S — 0,07—0,63
0,2
Среднее; 25,3
Эль-Робле, нефтяное;
1936
Шт. Монагас
Структурный нос, осложняющий купол Сан- Хоакин
Олигоцен—миоцен, офи- сина, мерекуре, перикита
1067—3507
Литологически и тектонически экранированные
S — 0,75—0,86
0,05
Мелкое
Западная часть платформенногоборта (район Большой Мерседес)
Лас-Мерседес, газонефтяное; 1942
Шт. Гуарико
Антиклиналь разрывов на нали
в зоне гомокли-
Мел, тембладор, ла-крус, инфанте; олигоцен, ла-па- скуа, роблесито
366—1372
Тектонически экранированные, стратиграфические и литологические
Мел:
р日 =。,85—0,91
Олигоцен:
рн = 0,85—0,82;
S—0,58—0,61
0,08
Среднее; 24,6
Сабан, газон ефтяное; 1947
Шт. Гуарико
Антиклиналь разрывов на нали
в зоне гомоклн-
Олигоцен, ла-паскуа, роблесито
250—1700
Стр атиграфические, тектонически экранированные
рн = 0,84—0,86; S —0,19—1,31
0,04
Мелкое
Тукупидо, газонефтяное; 1947
Шт. Гуарико
Антиклиналь разрывов на нали
в зоне гомокли-
Олигоцен,ла-паскуа,
роблесито, чагуарамас
255—1960
Литологические и стра- тигр афические, тектонически экранированные
Рн = 0,86—0,75
0,02
Мелкое
Бударе, газонефтяное; 1968
Шт. Гуарико
Антиклиналь разрывов на нали
в зоне гомокли-
Олигоцен,ла-паскуа,
роблесито
1
1375—1500
Литологические и стратиграфические, тектонически экранированные
рн = 0,87
1,3
Крупное
Тембладор, нефтяное;
1936
Шт. Монагас
Антиклиналь разрывов на нали
Восток
в зоне гомокли-
凡。兄 часть платформенного Олигоцен—миоцен, офи- сина; мел, тембладор
борта (район Большой
1200—1840
^ембладор)
Тектонически и литологически экранированные
рн = 0,887—0,965; S — 0,59—1,31
0,3
Среднее; 15,7
Тукуннта,нефтяное;
1945
Территория Дельта-Амакуро
Антиклиналь разрывов
в зоне
Ол игоцен—м иоцен, офи - сина
1708—1960
Тектонически экранированные
рн = 0,82—0,96; S —0,22—1,15
0,2
Среднее
Хобо, нефтяное; 1956
Шт. Монагас
Антиклиналь разрывов на нали
в зоне гомокли-
Олигоцен—миоцен, офи- сина; мел, тембладор
1098—1220
—
Тектонически и литологически экранированные
рн = о、98б;
S — 1,41
1,9
Крупное (?)
32
3 Заказ Ю51
忘§
15
Г
с
■Е Т а
0
а
3
—
Н н
н
S
В е р 不
0?
—
о §
3 н п К S
e ^^ 1
S
S
1 S
S
S： § CD ]
hi
н □
к г
^詫
1
Л 2
О
3 g
СП
4
8
6
6
о
杜 g
Максимальная мощность, м
§
у 工 к
6§
^ ^ 2 §
?^?«
^月
д М
e т
if
Т а б л и ц а
Характеристика основных месторождений северо-восточной части НГБ Баринас-Апуре
Месторождение: год открытия
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в ,г/см3 (%)； газовый фактор в м^/т (「$)
Добыча нефти в млн. т в 1973 г.
Категория крупности； доказанные запасы нефти в млн. т на 1/1 1974 г.
Синко, нефтяное; 1953
Эоцен, гоберна- дор; мел, фортуна
2550 (эоцен), 2950—3183 (мел)
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
рн = 0,91; Т$ —
—11一60
0,9
Среднее;
29,4
Сильвестре, нефтяное; 1948
Эоцен, гоберна- дор; мел, фортуна
2640 (эоцен) 2857—3131 (мел)
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Эоцен: рн = 0,94 Мел: рн = 0,89— 0,88
0,5
Среднее;
19,1
Ато, нефтяное; 1961
Эоцен, гоберна- дор; мел, фортуна
2911—3340; 2 зоны
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
рн = 0,88—0,90
0,2
Среднее
Кайпс, нефтяное; 1967
Эоцен, гоберна- дор
3488
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
ры ~0,89
一
Мелкое
Силван, нефтяное; 1949
Мел, фортуна
3800
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
Рн = 0,887
0,2
Среднее
Мопораль, нефтяное;
1957
Мел, фортуна
3830
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Рн = 0,88
0,1
Мелкое
Пальмита,нефтяное;
1966
Мел, фортуна
3364
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Рн = 0,87
一
Мелкое
Минго, нефтяное; 1967
Эоцен, гоберна- дор
2836
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Рн 二一0,93
—
Мелкое
J7n〃jw2ua/i〃月.4. Месторождения расположены в шт. Барниас. 2. Месторождения приурочены к нарушенным антиклиналям.
"ПИНГ"
Характеристика основных месторождений
Таблица 3.15 росточной части Оринокского НГБ
Месторождение; год открытия
Месторождение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; доказанные запасы нефти в млн. т на 1/1 1969 г.
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м •
Группа западного шельфа (Солдадо, Коува, Морское Северное), нефтяные; 1955— 1963
Зал. Пария
Антиклинали
Миоцен—плиоцен, морн-л'анфер, фо. реет, нарива
900—4500
Пластовые сводовые, лнтоло- гически и тектонически экранированные
0,85—0,95
2,6
Средние; Солдадо — 30
Группа Форест-Резерв (Форест-Резерв, Файзабад, Нью-Доум, Сан-Франсике), нефтяные; 1913—1929
Северный борт синклинали Сипария
Антиклинали с грязевыми диапирами
Миоцен, форест, крюз
150-1920
Пластовые сводовые, литологически экранированные
0,86—0,97
0,9
Средние
Группа Пало-Секо (Пало- €еко, Лос-Баджос, Ирин), нефтяные; 1915—1929, 1963
Осевая часть синклинали Ирин
Антиклинали с грязевыми диапирами
Миоцен—плиоцен, морн-л^нфер, форест, крюз
150—3800
Литологически и стратиграфически экранированные
0,92
1,0
Средние
Группа Брайтон (Брайтон, Ла-Бреа, Внссигни, Мерри- мас, Роусиллас), нефтяные; 1908—1913
Северный борт синклинали Сипария, частично зал. Пария
Антиклинали с грязевыми диапирами
Олигоцен, миоцен, плиоцен, морн-л^ан- фер, форест, нарнва
210—2250
Пластовые сводовые и тектонически экранированные
0,86—0,88
0,2
Брайтон — среднее, запасы морской части — 9,6; остальные ——мелкие
Группа Барракпор (Бар- ракпор, Вилсон, Сипария, Мандинго), нефтяные;
1913—1957
Осевая часть синклинали Сипария
Антиклинали с грязевыми диапирами
Олигоцен—миоцен, форест, херрера, кара- мат
400—2900
Тектонически экранированные, сложно ограниченные
0,75—0,95
0,1
Мелкие
Пенол, нефтяное; 1908— 1936
Осевая часть синклинали Сипария
Антиклиналь с грязевым диапиром
Миоцен, форест, крюз
2700—3000
Пластовые сводовые, литологически и стратиграфически экранированные
0,75—0,83
0,1
Среднее
Кэтс-Хилл, нефтяное; 1953
Осевая часть синклинали Сипария
Антиклиналь с грязевым диапиром
Миоцен, форест, крюз
600—2700
Литологически экранированные
0,79—0,84
0,06
Мелкое.
42
43
Месторождение; год открытия
Месторождение
Структура (форма)
Стратигр афическое положение, наименование продуктивных отложений
Группа Пойнт-Фортин (Западный, Восточный и Центральный Пойнт-Фортин, Гуапо, Крюз, Парри-Ленд), нефтяные; 1908—1922
Осевая часть синклинали Сипария
Нарушенные антиклинали с грязевыми диапирами
Миоцен, форест, крюз
Группа Моругэ (Западный, Восточный, Северный Моругэ, Иннис, Тринити), нефтяные; 1950—1963
Южный борт синклинали Сипария
Антиклинали с грязевыми диапирами
Миоцен—плиоцен, моругэ, форест, крюз
Группа Гуаягуаяре (Гуая- гуаяре, Лизард-Спрингс), нефтяные; 1903
Южный борт синклинали Сипария
Антиклинали с грязевыми диапирами
Палеоцен, миоцен— плиоцен, моругэ, фо- рест, крюз, лизард- спрингс
Группа Кура-Кварри (Кура, Кварри, Квинам, Морне-Дьябло), нефтяные; 1926—1936
Южный борт синклинали Сипария
Нарушенные антиклинали и бортовые ■ части синклиналей
Миоцен, форест, крюз
Оропоуч, нефтяное; 1944
Пояс «Напорима»
Нарушенная антиклиналь
Олигоцен
Группа Радикс (Радикс, Галеота, Ист-Куинс-Бич, Самоан, Тик), нефтяные, газонефтяные и газоконденсатные; 1963—1970
Восточный шельф
Нарушенные антиклинали
Миоцен, гро-морн, сент-нлэр, херрера
Продолжение табл. 3.1
—
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3
Добыча иефтн в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; доказанные запасы нефти в млн. т на 1/1 1969 г.
-―
300—1440
Пластовые сводовые, литологически и стратиграфически экранированные
0,80—0,96
0,2
Мелкие
420—2790
Литологически и тектонически экранированные
0,84—0,97;
1,0
0,1
Мелкие
"50—3230
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
0,85—0,94
0,3
Мелкие
85—4270
Тектонически и литологически экранированные
0,81—0,95
0,2
Мелкие
623—1357
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
0,83—0,93
0,07
Мелкое
1570—4630
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
3,8
Средние
psc・-19・ Обзорная схема неетегазоносностн КОЛУМ6НН а — граннцЕ басс&нов】6 — нзопахнты МОЕНОСТН ocaoqHoro qex>a установленные н предпох гаемЕе в км一 е f выход? на поверхность окъм-йлыноз QCHOBaHHMJ 2 I выходы на поверхность -ЙОЯЛК^та»®^ ского основаннм от^諧глко& пиатеормы^ В 丨QKeM6PHCKOe основание отчмы§гоко» платформы aoto маломоЕнымнехаом) е — неет 3 I газ; з I нзобатЕ в м・ Бассейны:『нгOTQ^KWW^- ^^ I дти Ннжней Магдалены) s — НГВ ВерхнеНн Средней 挡哈翡 лены-v I МараканбскнА нгв) У 丨 НТВ ЕарннаоАпуре- УГ I верхнеамазонскн* Hrg <z I BH-D АтРато】 V77f — ВНГЕаука" ~х I ^ийм_м«о|ди^ю^»иояа» wffi^-w-
Месторожден H・・ J —opecaHTO; 2 I UHHy」SIH今HCHZE 4 I ла，мох5 I KOHCys-no- 6 JF个 КУК9 7 I BOKeTe" 8 丨 Вноло (ceHOHj】9 — BQKH2挙 JO I Еутурама н тотумал"二 I кантагальаI Пайоа 二 3 — Kaca6e;J4 I ^to-os^»- ^^ 1HeaHTac;6 — Палагу 史 J7 — вехаске8 — w?SHtoKffQ.- ^^ Гуаланде 竺 2Q — Ортег2J — тетуан22 I днна23 1nузрто-варко" 24 丨 рно，е・оро25 — Каме юка“2 6 — ТН6У) 2 7 — петролеа" 2 8 I карбонера) 2 9 I сарпнната3Q — рно・суназI5towro^ 32l、a・ CTHJIb。」33 I MaHAyp) 34 I KaQMaH】35 I кальдер36 丨 OPHT2 37 I СУСНО) 38 I карнбе- 39 I PH， ahtqhh。) 40 I чуеуйак^^ I ^QWQ- 42 — СУКУМ6НОС」43 丨 Пузрт? полон) 44 — ПУЗРТ0-К02 0Н〕45 I темблон" 46 丨 caH’MHrg工 47 ―■ Аказ
52 '
Таблица 3.19
Характеристика основных месторождений нефтегазоносного НГБ Верхней и Средней Магдалены
Месторождение; год открытия
Структура (форма)
Стр атигр афи ческое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности； доказанные запасы нефти в млн. т. газа в млрд, м* на
1/1 1966$
Ла-Сира, газонефтяное; 1925
Куполообразное поднятие
Эоцен, чорро, ла-пас (зона «С»); олигоцен, чуспас, мугроса (зона «В»), Колорадо (зона《А》)
3250; много
Пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные
0,88—0,92
0,9
Крупное:
64,8 млн. т, 17,3 млрд, м3]
Веласкес, газонефтяное; 1946
Моноклиналь, ограниченная разрывом
Эоцен, чорро, авечу- кос, ла-пас; олигоцен, чуспас, туне, Колорадо
Многопластовое
Тектонически и литологически экранированные
0,88—0,97
0,8
Среднее: 29,0 млн. тj
Касабе, газонефтяное;
1941
Антиклиналь, нарушенная сбросом
Эоцен—олигоцен; серия чорро (свита ла- пас или шоро), серия чуспас (свиты мугроса и Колорадо)
645—1690;
2 горизонта верхних песчаников, 3000— 3880; 6 горизонтов нижних песчаников
Пластовые сводовые и тектонически экранированные
Горизонты верхних песчаников: 0,91 — 0,94 Горизонты нижних песчаников; 0,90— 0,93
0,4
Среднее;
31,5 млн. т
Инфантас, газонефтяное; 1918
Антиклиналь, нарушенная разломами
Эоцен, чорро, ла-пас (зона《С》)； олигоцен, чуспас, мугроса (зона «В»), Колорадо
2000; много
Пластовые свод。- вне, тектонически экранированные
0,2
Крупное; 31,7 млн. т, 37,4 млрд, м3
Пайоа, газонефтяное; 1962Антиклиналь, нарушенная разломамиПалеоцен, лисама; эоцен, ла-пас2300—2900;3 горизонтаПластовые сводовые, стратиграфические, тектонически экранирован-0,84ныеПайоа, газонефтяное; 1962Антиклиналь, нарушенная разломамиПалеоцен, лисама; эоцен, ла-пас2300—2900;3 горизонтаПластовые сводовые, стратиграфические, тектонически экранирован-0,84ные0,30,3СреднееСреднееДина, газонефтяное;1962АнтиклинальЭоцен, ла-пас; верхний мел1270—1610Дина, газонефтяное;1962АнтиклинальЭоцен, ла-пас; верхний мел1270—1610Рис. 3.20. Структурная карта кровли зоны«С» месторождений Ла-Сира — Инфаитас(Моралес, 1959)Рис. 3.20. Структурная карта кровли зоны«С» месторождений Ла-Сира — Инфаитас(Моралес, 1959)наоУшения； 2 — страто-наоУшения； 2 — страто-Пластовые сводовые, тектонически экранированныеПластовые сводовые, тектонически экранированные6游加羽二二^^^6游加羽二二^^^0,910,910,1 Мелкое0,1 МелкоеPHC. 3.21. Ге。"諜歸理瑞鏘а：關^門牖刈М5Р。》-^PHC. 3.21. Ге。"諜歸理瑞鏘а：關^門牖刈М5Р。》-^а т залежя нефти; 6 — залежи газа;夕■— вода; а — границы несогласия и перерыва; д — сбросо-сдвиги./ — зона «А»; 2 — зона «В»； 3 — зона «С»; 4 — зона «D»; свиты: 5 ~ галембо, 6 — пухамано, 7 — саладо, 8 — известняков сальто, 9 — глин снмнтн, 一.一一＜・.с.一? /一 rz^a __/_2. ^. пася.бля»ка. 13 — тамбоЦа т залежя нефти; 6 — залежи газа;夕■— вода; а — границы несогласия и перерыва; д — сбросо-сдвиги./ — зона «А»; 2 — зона «В»； 3 — зона «С»; 4 — зона «D»; свиты: 5 ~ галембо, 6 — пухамано, 7 — саладо, 8 — известняков сальто, 9 — глин снмнтн, 一.一一＜・.с.一? /一 rz^a __/_2. ^. пася.бля»ка. 13 — тамбоЦ
Пайоа, газонефтяное; 1962
Антиклиналь, нарушенная разломами
Палеоцен, лисама; эоцен, ла-пас
2300—2900;
3 горизонта
Пластовые сводовые, стратиграфические, тектонически экранирован-
0,84
ные
Пайоа, газонефтяное; 1962
Антиклиналь, нарушенная разломами
Палеоцен, лисама; эоцен, ла-пас
2300—2900;
3 горизонта
Пластовые сводовые, стратиграфические, тектонически экранирован-
0,84
ные
0,3
0,3
Среднее
Среднее
Дина, газонефтяное;
1962
Антиклиналь
Эоцен, ла-пас; верхний мел
1270—1610
Дина, газонефтяное;
1962
Антиклиналь
Эоцен, ла-пас; верхний мел
1270—1610
Рис. 3.20. Структурная карта кровли зоны«С» месторождений Ла-Сира — Инфаитас(Моралес, 1959)
Рис. 3.20. Структурная карта кровли зоны«С» месторождений Ла-Сира — Инфаитас(Моралес, 1959)
наоУшения； 2 — страто-
наоУшения； 2 — страто-
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
6
游加羽二二^^^
6
游加羽二二^^^
0,91
0,91
0,1 Мелкое
0,1 Мелкое
PHC. 3.21. Ге。"諜歸理瑞鏘а：關^門牖刈М5Р。》-^
PHC. 3.21. Ге。"諜歸理瑞鏘а：關^門牖刈М5Р。》-^
а т залежя нефти; 6 — залежи газа;夕■— вода; а — границы несогласия и перерыва; д — сбросо-сдвиги.
/ — зона «А»; 2 — зона «В»； 3 — зона «С»; 4 — зона «D»; свиты: 5 ~ галембо, 6 — пухамано, 7 — саладо, 8 — известняков сальто, 9 — глин снмнтн, 一.一一＜・.с.一? /一 rz^a __/_2. ^. пася.бля»ка. 13 — тамбоЦ
а т залежя нефти; 6 — залежи газа;夕■— вода; а — границы несогласия и перерыва; д — сбросо-сдвиги.
/ — зона «А»; 2 — зона «В»； 3 — зона «С»; 4 — зона «D»; свиты: 5 ~ галембо, 6 — пухамано, 7 — саладо, 8 — известняков сальто, 9 — глин снмнтн, 一.一一＜・.с.一? /一 rz^a __/_2. ^. пася.бля»ка. 13 — тамбоЦ
「 - Продолжение т абл. 3.19
Месторождение； год открытия
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупиостн； доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд, м8 иа 1/1 1966 г.
Кантагальо, газонефтяное; 1943
Моноклиналь, осложненная сбросом
Эоцен, чорро, канта- гальо
2000—2600;
много
Тектонически и литологи^чески экранированные
0,93
0,05
Мелкое
Тотумал, газонефтяное; 1951
Антиклиналь, нарушенная сбросами
Готер ив—сеноман— сантон, роса-бланка, сальто, ла-луна
2100—2700；
много
Пластово-сводовые массивные и тектонически экранированные
0,90
0,01
Мелкое
g
Распределение нефтегазоносности по разрезу отложений Маракаибского НГБ
Стратиграфическое положение продуктивной ТОЛЩИ
Наименование продуктивной ТОЛ1ЦИ
Мощность продуктивной ТОЛЩИ, м
Литологический состав продуктивной толщи и коллекторов
Характеристика пластов- коллекторов
Примеры месторождений, содержащих залежи нефти (и), газа )г)
Пористость, %
Проницаемость, МД
Нижний мел
Урибанте
420—500
Известняки, глины, песчаники； коллекторы— известняки
5,5
<ю
Пуэрто-Барко (н), Тибу (г, н), Рио-де-Оро (г, н), Сардината (г, н)扌
Копачо
Известняки, глины и песчаники; коллекторы— известняки
5,6
<10
Петролеа (г, н)
Верхний мел— палеоцен
Кататумбо
100—270
Глины и песчаники;
коллекторы—песчаники
Очень высокая
Очень высокая
Рио-де-Оро (г, н), Тибу (г, н), Кампо-Юка (г, н)
Эоцен
Барко
75—275
Песчаники с прослоями глин; коллекторы—пес- чаники
Очень высокая
Очень высокая
Тибу (г, н), Карбонера |
(】，Н)1
Лос-куэрвос
250—490
Глины с прослоями песчаников; коллекторы— песчаники
Очень высокая
Очень высокая
Карбонера (г, н),
Мирадор
160—450
Песчаники с прослоями гл ин; коллекторы—песчаники
Очень высокая
Очень высокая
Рио-Сулиа (н)
T а б л и ц а 3.22
Характеристика основных месторождений Маракаибского НГБ
Месторождение; год открытия
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания иефте- газоиосных пластов в м； их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3
Добыча 1 нефти
в млн. т
в 1974 г.
Категория крупности； доказанные запасы нефти в мли. т,j
газаI
в млрд, м3j
Рио-Сулиа, нефтяное; 1962
Нарушенная антиклиналь
Эоцеи, мирадор
1900
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
0,81
0,9
Крупное
Тибу, газонефтяное; 1940
Два нарушенных купола
Верхний мел —— палеоцен, кататумбо; эоцен, барко
1200—2700
Массивные, пластовые сводовые и тектонически экранированные
0,83—0,89
0,6
Крупное; на 1/1 1964 г.— 44 млн. т, 17 мл рд. м3
Сардината, газонефтяное; 1950
Антиклиналь
Эоцен, барко; нижиий мел, ури- баите
2550
Пластовые сводовые
0,87; 0,78—0,84
0,02
Мелкое>
Рио-де-Оро, газонефтяное; 1937
Нарушенная антиклиналь
Верхний мел —— палеоцен, кататумбо; нижиий мел, урибанте
210—1950;
2475
Пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные
0,78—0,89; 0,80
0,01
Мелкое
Петролеа, газонефтяное; 1933
Нарушенная асимметричная антиклиналь
Нижний мел, ко- пачо, урибанте
30—510
Массивные и тектонически экранированные
0,80
0,01
Мелкое
Кампо-Юка, газонефтяное; 1957
Антиклиналь
Верхний мел — палеоцен, кататумбо
1465
Пластовые сводовые
0,88
0,01
Мелкое
Карбонера, газонефтяное; 1938
Антиклиналь, нарушенная разрывами
Эоцеи, лос-куэрвос, барко
225—570
Стратиграфические и тектонически экранированные
0,93
<0,01'
Мелкое
Пуэрто-Барко, газонефтяное; 1958
Антиклиналь
Нижииймел,
урибанте
2600
Пластовые сводовые
0,79
—
Мелкое
СП
Примечание. Месторождения расположены в департаменте Северный Сантадер.
Верхнеамазонский нефтегазоносный бассейн
Таблица з, Распределение нефтегазоносности по разрезу отложений Верхнеамазонского НГБ
Стратиграфическое положение продуктивной толщи
Наименование продуктивной толщи
Мощность Продуктивной толщи, м
Литологический состав продуктивной толщи и коллекторов
Количество пластов- коллекторов в продуктивной толще
Примеры месторо弘. деиий, содержащих залежи нефти
Нижний Мел
Ольин
200
Песчаники с прослоями глин и алевролитов; коллекторы—песчаники
——
Сан-Антонио, Каль- Дера, Темблон» Сан- Мигэль
Верхний мел
Напо
400
Песчаники, глины и известняки; коллекторы —песчаники и известняки
2
Лоро, Орито
Эоцен
Тена
750
Песчаники и глины; коллекторы——песчаники
1
Ор ито
Примечание. Литолого-стратиграфический разрез приведен в разделе «Эквадор» в табл. 4.27.
Таблица 3.24
Характеристика основных месторождений Верхнеамазонского НГБ
Месторождение; год открытия
Возраст и иаимеиоваиие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов и их количество
Плотность нефти в г/см3
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности
Орито, нефтяное; 1963
Эоцен, тена
915; 1 горизонт
0,84
1,9
Крупное
Мел, напо
1952—2135;
2 горизонта
0,85
Акаэ, нефтяное; 1965
Нижний мел, ольин
3235
0,87
0,5
Крупное
Лоро, нефтяное; 1968
Мел
3280
0,86
0,3
Среднее
Пуэрто-Колон, нефтяное; 1965
Мел
—
—
0,2
Среднее
Сан-Мнгэль, нефтяное: 1965
Мел
3286
—
0,08
Мелкое
Карибе, нефтяное; 1969
Мел
2394
0,85
0,06
Мелкое
Сан-Антонио, нефтяное- 1969
Мел
2927
0,87
0,05
Мелкое
Сусио, нефтяное; 1970
Мел
2423
0,87
0,04
Мелкое
^руйако, нефтяное;
Мел
2843
0,85
<0,01
Мелкое
Примечания. 1. Месторождения расположены в комиссарии Путумайо. 2. Месторождения приуро- 严 к антиклиналям, нарушенным разломами. 3. Залежн месторождений пластовые сводовые тектонически экранированные.м '
62
Нефтегазоносный бассейн Нижней Магдалены
Таблица 3.25
тический литолого-стратиграфический разрез отложений НГБ Нижней Магдалены Схемат(Hermann, 1968)
Система
Отдел
Серия
Свита
Основной состав переслаивающихся пород
Максимальная мощность, м
Антропоген
Плейстоцен
Магдалена
Глины, пески
W50
Плиоцен
Серрито
Перер
Песчаники,глины,
конгломераты ыв
Глины
700
Усиакури
Неоген
Миоцен
Сан-анто- нио
Тубара
Глины и песчаники
1500—2400
Лас-пердейес
Глины
Олигоцен
Кармен, пор- куэро-эль-досе
Глины,песчаники,
рифовые известняки
900
Палеоген
Толу-вьехо (сан-хасинто)
Глины, песчаники, реже рифовые известняки
1350
Эоцен
Сабанета (каррето, чан- rye)
Глины,песчаники,
включения углей
W100
Палеоцен
Тучин (сан- гауэтано, лу- руако)
Глины
50
Мел ■
1 Верхний
1
Чалан
Угловое несоглаа Фун/
Известняки
1500
Докембрий — нн>кни玄 палеозой (?)
щмент
63
Характеристика основных месторождений Верхнеамазонского НГБ
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; доказанные запасы нефти в млн. т на 1/1 1969 г.
Сача, газонефтяное; 1969
Провинция Напо
Антиклиналь
Мел, ольин
2970—
3020
Пластовые сводовые
——
3,8
Крупнейшее
Шушуфинди, газонефтяное; 1969
Провинция Напо
Антиклиналь, нарушенная разрывами
Мел, напо
2989;
3 гори
зонта
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,89— 0,88
4,6
Крупнейшее
Лаго-Агрио, газонефтяное; 1967
Провинция Напо
Антиклиналь, нарушенная разрывами
Мел, ольин
3057, 3101;
2 гори
зонта
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,85
2,3
Крупнейшее
Бермехо, газонефтяное; 1967
Провинция Напо
Нарушенная антиклиналь
Мел, напо; эоцен, тена
1316—
1311
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,84
—
Среднее
Чарапа, нефтяное; 1967
Провинция Напо
Антиклиналь, нарушенная разрывами
Мел, ольин
3217
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,87
—
Среднее (?)
Парауаку, нефтяное; 1968
Провинция
Напо
Антиклиналь, нарушенная разрывами
Мел, ольин
3105
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,87
—
Среднее (?)
Атакапи, нефтяное; 1968
Провинция Напо
Антиклиналь, нарушенная разрывами
Мел, ольин
3003
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,88
Среднее (?)
Продолжение табл. 3.29
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количе-
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3
Добыча 1 нефти в или.т 1 в 1974 г.
Категория крупности; доказанные запасы нефти в млн. т 4a 1/1 1969 г.
Дурено, нефтяное; 1969
Провинция Напо
Антиклиналь, нарушенная разрывами
Мел, ольин
3133
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,86
—
Среднее (?)
Агуарико, нефтяное; 1969
Провинция Напо
Антиклиналь, нарушенная разрывами
Мел, ольин
2998
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,90
0,4
Среднее (?)
Аука, нефтяное; 1970
Провинция Пастаса
Антиклиналь, нарушенная разрывами
Мел,ольин
3226
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,87
—
Среднее (?)
Пукуна, нефтяное; 1971
Провинция
Пастаса
Антиклиналь, нарушенная разрывами
Мел, ольин
3101
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,91
—
Среднее (?)
Примавера, нефтяное; 1971
Провинция Пастаса
Антиклиналь, нарушенная разрывами
Мел, напо
3007—
3020
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,89
Среднее (?)
Тивакуно, нефтяное; 1970
Провинция
Пастаса
Антиклинальная складка, нарушенная разры-
1 вами
Мел, напо
2419— 2785;
4 горизонта
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,93
Среднее (?)
Яутури, нефтяное; 1970
Левый берег р. Ти- путини, на юго-западе от г. Еден
Антиклинальная складка, нарушенная разрывами
Мел, напо
2206;
1 горизонт
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
0,94
—
Среднее (?)
9
Й
н^ 羽 Пб 巽＞ 名
S
工^躺笃
^8
MU
г-
H工乙
о
о
о о
О о
A
но
苛
§ s S
s S'
h Q
Мн。
сс § h О
н Н о
н з
1 = 4； О 3 1 S 嶷葬需Н U н ни
1 о g CO о co
寸 6
<
К
К В
ill
三空
X к 步旨 co由3
J в d о
赵巨
72
hi
-О
昌6
导 迅
< §
СО кГЗ
令 氏 £6
詳
6 提
储
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
„ т с. Геологическое строение Эква- м e P 4「pg нефтегазоносностью. — В кн.:
доРа СВ^иап геол, конгр. Т. III. М.‘ Гостоп- 戮 Междуиар- © 439_45i.
£хнЯДат.，上 J р Ofjente: The hottest new La-
' Gas», 1969,
% a,rd^hr i*'y^7'<dil and tin 叫 Ьо 12, p- 63 — 67.
v“67, N：ens Г. 1. The geology E^Unatory note for the geological
of Ecuader,map of the
Republic of Ecuador. — «Annales de la Societe Geologiguc de Belgiguc.», 197C, voJ. 93, p. 255—263.
Me у e「h。ff H. A., Meyerhoff A. A. Ecuador. — «Enciclopedia edel PetroIio edel Gas Naturale», 1968, vol. IV, p. 3 — 5.
T s h о p p H. I. Oil explorations in the Oriente of Ecuader. — «Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol.», 1954, vol. 37, No. 10, p. 2323 — 2356.
ПЕРУ
Площадь — 1 285 000 км2.
Население — 14,1 мли. человек (1973 г.).
Начало добычи нефти и газа — 1896 г.
Добыча в 1974 г* нефти — 3,4 млн. т, газа — 1,9 млрд. м3.
Суммарная добыча на "I 1975 г. нефти ■— 126,3 млн. т, газа -^ 41,1 млрд. м3. Доказанные извлекаемые запасы иа 1/1 1975 г. нефти — 332,6 млн. т, газа — 99 млрд. м3. Количество месторождений нефти — 46, газа — L
Нефтегазоносные бассейны — Гуаякиль-Прогрессо, Верхнеамазонский, Притихоокеаи- скн自 1, Укаяли, Альтиплаио2.
Потенциально нефтегазоносный бассейн — Мадре-де-Диос. Возможно нефтегазоносный бассейн — Мантар。.
В Притихоокеанском НГБ в 1971 г. открыты два нефтяных месторождения — Балена я Дельвин с залежами в отложениях палеогена. i
В НГБ Альтиплано известно нефтяное месторождение Пирии, открытое в 1906 г. Залежи пласто- вне сводовые и тектонически экранированные в отложениях свить! Мохо (мел). В настоящее впемя месторождение выработано. *
Нефтегазоносный бассейн Гуаякиль-Прогрессе
Т а б л и ц 2Г 3.33
Система
Отдел
Ярусы
Свита
Основной состав переслаивающихся пород
Максимальная МОЩНОСТЬ, м
Антропоген
Табаласо
Морские ракушечники, пески, гравий
24
Неоген
Плиоцен
Песчано-глинистые мор - ские отложения с изменчивым фациальным составом
Миоцен
Тумбес
Песчаники разнозериистые
—
Кордолитос
Глины
—
Сорритос
Песчаники разнозернистые—
Схематический литолого-стратиграфический разрез отложений НГБ Гуаякиль-Прогрессо
Таблица з
Характеристика основных месторождений НГБ Гуаякиль-Прогрессо
Верхнеамазонский нефтегазоносный бассейн
Таблица 3.36
Месторождение： ГОД открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
к с
g О
® га 2
早
Hj
|||
蟲 sill
Ла-Бреа-Па- ринас, нефтяное; 1869
В 10 КМ к югу ОТ г. Талара
Горстообразные поднятия, разбитые на блоки
Эоцен, вер- Дан, талара, паринас, са- лина, негритос;Пен
сильвании, амотапе
150—
1500
0,834— 0,836
0,5
Крупнейшее* 140 '
Мирадор, нефтяное; 1955
В 40 км к югу от г. Талара
Горстообразное поднятие, разбитое на блоки
Эоцен, пари- нос, салина
457—
1829
0,834
0,2
Гумбольдт, нефтяное;
1960
В 20 км к западу от г. Талара
Горстообразное ' поднятие, разбитое на блоки
Эоцен, салина
914—
2286
0,834
1,4
Среднее; 5,9
Провиден- сия, нефтяное; 1967
В 30 км к западу от г. Талара
Горстообразное поднятие, разбитое на блоки
Эоцен, салина
914—
1829
0,834
0,05
Мелкое; 2,6
Примечание. Залежи тектонически и стратиграфически экранированные.
РаМЗе ^=^^ °ТЛ0ЖеНИЙ
КерризилЛомитос(Паринас)'-
С Сантис Рио-брад оШестая миля Вердан , Ломатос (Сапина) Ллано
Поднятие ДжаЬонипяал поднятие шестая миляПоднятие Ла-Бреа-Негритос Депрессия Ла гупитое
匕三斤三6
Рис. 3.30. Геологический разрез через площадь Ла-Бреа- Паринас
а — тектонические нарушения; б — границы несогласного залегания пород; в — нефть.Свиты: 1 — чира; 2 — вердан; 3 — талара; 4 — чакра; 5 — паринас； 6 — пелегреда; 7 — салииа и иегрИ*тос; 8 — меловые отложения
Стратн-графиче-ское 口°"ложен непро吗ТНВИОЙТОЛЩИ
Мел
Наименованиепродуктивнойтолщи
Дгуа-калиенте
Чонта
2-I-3 •чоь ионанпнкь •odu qQOHmow
1800
450
Литологическийсостав продук-тивной толщии коллекторов
Песчаники
Известняки, песчаники
Характеристикапластов-коллек-торов
Проии- Порис- цаемость, тость, % МД
16—20 800—2000
12—18
Примеры месторождений,содержащих залежи нефти
Корриентес, Капааури, Капирона
800—2000 Корриентес, Капааурн,Капирона
Схематический литолого-стратиграфический разрез отложений Верхиеамазонского
НГБ 盟鱷駕爲。Р» в табн. 3.27.
Таблица 3.37
Характеристика основных месторо^н疝 Верхнеамазонског。НГЪ
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Глубина залегания
Плот
Категория крупности, начальные
нефтегазо
Типы залежей
ность нефти, Г元м3
доказанные запасы нефти
носных
и конденсата
пластов,
в млн. т
м
Корриентес, нефтяное; 1971
В 150 км к западуот
Брахиантик- лииаль; ИХ
3048—
4200
Пластовые сводовые
г. Икитос
Х5 км2
0,90— 0,92
Капааури, нефтяное; 1971
В 400 км к северо-западу от г. Икитос
Брахиантик- линаль
3886
Пластовые сводовые
Капирона, нефтяное; 1971
В 40 км к северо-западу от г. Корриентес
Брахиантик- линаль
—
—
Примечание. Продуктивные отложения мела (агуа-калменте, чонта). —— -~-""77
0,84
Среднее; 6,0
^^Таблица 3.43
Характеристика основных месторождений НГБ Реконкаво
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов
количе-
Типы залежей
Плотность нефти, г/см3
Добыча нефти и конденсата в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы (геологические) нефти и конденсата в млн. т
Кандейас, газонефтяное; 1941
В 35 км к северо-западу от г. Салвадор
Гомоклиналь, нарушенная сбросами
Мел, ильяс, кандейас
620— 2400;
4
Литологически ограниченные
0,87— 0,88
0,3
Среднее; 13; геологические -49
Дон-Жоан, газонефтяное; 1947
В 40 км к северо-западу от г. Салвадор
Горстообразное поднятие, нарушенное сбросами; 23,5Х 1-ь + 3,5 км2
Мел, кан- пейас, ита- парика; юра?, сержи
160—374;'
10'
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
0,83— 0,84
0,5
Среднее; 34; геологические —114
АгуаТ ранде, газонефтяное; 1951
В 80 км к северу—северо- востокуот
г. Салвадор
Горстообразное поднятие, нарушенное сбросами; 8Х 3 км2
Мел, ильяс, кандейас; юра?, сержи
1050— 1350;
4
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
0,82— 0,83
0,9
Крупное; 57 (геологические —120)
Вураснка, нефтяное; 1959
В 100 км к северу от г. Салвадор
Горстообразное поднятие, разбитое сбросами на три блока
Мел, кандейас; юра?, сержи
520—740; 2
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
0,85— 0,86
0,9
Среднее; 17 (геологические —61)
Миранга, газонефтяное; 1965
В 87 км к северо-востоку от г. Салвадор
Куполообразное поднятие, разбитое серией сбросов; 6,5х X 5 км2
Мел, ильяс
1000— 1500;
5
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
0,82— 0,83
1,5
Среднее; 14
(геологические —70)
рнс. 3・3?месторождение Arya，「ранде (по *оан，ята=о・хнньоне” Азкеральд?Д.ТАНД.Рад.1973)а — структурная карта 110Ao 日 вы necqaHa A ^KSWE n^^^K^^^O^O^ газовая шапка2 I нефтяные сква 关 нны; 3 I TWU0M20 ^^W^SK^ —6 I геологндескнразрез месторождения до лнннн • J I га2 — ^рнс. 3・3?месторождение Arya，「ранде (по *оан，ята=о・хнньоне” Азкеральд?Д.ТАНД.Рад.1973)а — структурная карта 110Ao 日 вы necqaHa A ^KSWE n^^^K^^^O^O^ газовая шапка2 I нефтяные сква 关 нны; 3 I TWU0M20 ^^W^SK^ —6 I геологндескнразрез месторождения до лнннн • J I га2 — ^
рнс. 3・3?месторождение Arya，「ранде (по *оан，ята=о・хнньоне” Азкеральд?
Д.ТАНД.Рад.1973)
а — структурная карта 110Ao 日 вы necqaHa A ^KSWE n^^^K^^^O^O^ газовая шапка2 I нефтяные сква 关 нны; 3 I TWU0M20 ^^W^SK^ —
6 I геологндескнразрез месторождения до лнннн • J I га2 — ^
рнс. 3・3?месторождение Arya，「ранде (по *оан，ята=о・хнньоне” Азкеральд?
Д.ТАНД.Рад.1973)
а — структурная карта 110Ao 日 вы necqaHa A ^KSWE n^^^K^^^O^O^ газовая шапка2 I нефтяные сква 关 нны; 3 I TWU0M20 ^^W^SK^ —
6 I геологндескнразрез месторождения до лнннн • J I га2 — ^
ВУМ5音喙2 1 о6工耳Т к Тeil◎言k /手9 /П ар吉"S S'? р嚕/ВУМ5音喙2 1 о6工耳Т к Тeil◎言k /手9 /П ар吉"S S'? р嚕/Т а 6 m нла-46 размеЕенне месторождений нефти м газа в НГЕ сержмпмгАлагоасТ а 6 m нла-46 размеЕенне месторождений нефти м газа в НГЕ сержмпмгАлагоаспримечание. Месторо%йенн2 прнуросены к антиклиналям” нарушенным сбросами，примечание. Месторо%йенн2 прнуросены к антиклиналям” нарушенным сбросами，рнс・ з・40・ Схематннескаа карта размеЕення ос・новнь1Х не 今 тяных месторож:деннв нгсерятн,пн・ Алагоас— границы бассейн 巴 6 丨 неетмные н газонеТННЕе месторождение: J I талейро,дос，мартн・нес- 2 I кокузйро，секо・ 3 — еурад。" 4 I вре，хо，транп5 I кармополн6 丨 снрнзннью-7 — рнаЕУЗЛУ- 8 I дорадус- 9 — кайоба- JO Iарнсемарнс・ з・40・ Схематннескаа карта размеЕення ос・новнь1Х не 今 тяных месторож:деннв нгсерятн,пн・ Алагоас— границы бассейн 巴 6 丨 неетмные н газонеТННЕе месторождение: J I талейро,дос，мартн・нес- 2 I кокузйро，секо・ 3 — еурад。" 4 I вре，хо，транп5 I кармополн6 丨 снрнзннью-7 — рнаЕУЗЛУ- 8 I дорадус- 9 — кайоба- JO IарнсемаТаблица 3,47
ВУ
М
5
音
喙
2 1 о
6
工
耳
Т к Т
eil
◎言
k /
手9 /
П ар吉
"S S'? р
嚕/
ВУ
М
5
音
喙
2 1 о
6
工
耳
Т к Т
eil
◎言
k /
手9 /
П ар吉
"S S'? р
嚕/
Т а 6 m нла-46 размеЕенне месторождений нефти м газа в НГЕ сержмпмгАлагоас
Т а 6 m нла-46 размеЕенне месторождений нефти м газа в НГЕ сержмпмгАлагоас
примечание. Месторо%йенн2 прнуросены к антиклиналям” нарушенным сбросами，
примечание. Месторо%йенн2 прнуросены к антиклиналям” нарушенным сбросами，
рнс・ з・40・ Схематннескаа карта размеЕення ос・новнь1Х не 今 тяных месторож:деннв нгсерятн,пн・ Алагоас
— границы бассейн 巴 6 丨 неетмные н газонеТННЕе месторождение: J I талейро,дос，мартн・нес- 2 I кокузйро，секо・ 3 — еурад。" 4 I вре，хо，транп5 I кармополн6 丨 снрнзннью-7 — рнаЕУЗЛУ- 8 I дорадус- 9 — кайоба- JO Iарнсема
рнс・ з・40・ Схематннескаа карта размеЕення ос・новнь1Х не 今 тяных месторож:деннв нгсерятн,пн・ Алагоас
— границы бассейн 巴 6 丨 неетмные н газонеТННЕе месторождение: J I талейро,дос，мартн・нес- 2 I кокузйро，секо・ 3 — еурад。" 4 I вре，хо，транп5 I кармополн6 丨 снрнзннью-7 — рнаЕУЗЛУ- 8 I дорадус- 9 — кайоба- JO Iарнсема
Характеристика основных месторождений НГБ Сержипи- Алагоас
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура месторождения (форма; размеры)
Стратиграфическое положение; иаимеио- вание продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов В М； их количество
Т нпы залежей
Плот-] ность 1 нефти, I г/см3
Добыча 1 нефти н [ конденсата в 1 млн. т 1 в 1974 г.
Категория крупности; иач альные доказанные запасы нефти и конденсата в млн. т
Кармопо- лис, нефтяное; 1963
В 30 км к северу—северо-востоку от г. Аракажу
Эллипсообразная антиклиналь, нарушенная серией сбросов
Мел, кармополяс, барра-де-итуба; юра, серрариа; докембрий, кристаллический фундамент
500—800; 8
Пластовые сводовые, литологически экранированные, массивные
0,91
1,01
Крупнейшее; 159,0
Риашуэлу, нефтяное; 1965
В 25 км к северо-западу от г. Аракажу
Антиклиналь, нарушенная сбросами
Мел, ибура, кармо- полис; докембрий, кристаллический фундамент
400—500; 3
Пластовые сводовые, литологически и стратигра- фяческя экранированные
0,87
0,1
Среднее; 9,0
Сиризинью, нефтяное;
1967
В 30 км к северу от г. Аракажу
Погребенная антиклиналь северо- восточного простирания
Мел, кармополяс; докембрий, кристаллический фундамент
400—800； 4
Пластовые сводовые, массивные
0,89
0,3
Среднее; 33,0
Гуарясема, нефтяное;
1968
В 26 км к югу от г. Арака- *у, в 11 км от берега
Антиклиналь, нарушенная сбросами
Мел—палеоген, пья- кабуку
1427—1736; 3
Пластовые сводовые
0,83
0,2
Среднее； 9,4
Кайоба, нефтяное; 1969
о
В 14 км к юго-востокуот
г. Аракажу
Антяклиналь, нарушенная сбросами
Мел, барра-де-итуба
1990—2030
Пластовые сводовые
0,81
—
SvТаблица 3.53
Характеристика Основных месторождений ЦентрйльнопредандийскоГо Н「В
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура месторождения (форма)
Стратиграфическое положение, иаимеиование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Типы залежей
Плотность нефти, г/см3
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти и конденсата в мли. т
Сан-Педрито, нефтяное; 1928
В 30 км к северо-западу от г. Тартагал
Антиклиналь, осложненная надвигом
Пермь — кар- бон, тарнха, тупамба
500—832
Пластовые сводовые
0,74—0,77
—
Кампо-Дуран, конденсатногазовое; 1938
В 22 км к югу от г. Якуиба
Антиклиналь, нарушенная сбросами и надвигами
Пермь — кар- бон, тариха, тупамба
3800
Пластовые сводовые
0,76—0,93
Среднее; 27
Мадрехонес, нефтяное; 1954
В 8 км к западу от г. Якуиба
Антиклиналь, нарушенная сбросами и надвигами
Пермь — кар- бон, тариха, тупамба
3800
Пластовые сводовые
0,76-0,93
Среднее; 27
Сальта-Джолин, нефтяное; 1959
В 50 км к северо-востоку от г. Тартагал
Антиклиналь, нарушенная сбросами и надвигами
Девон, л осмонос, икири
2640—2730
Пластовые, сводовые, литологически ограниченные со всех сторон
0,78
Каймансито, нефтяное; 1968
В 90 км от г. Сан-Салвадор
Антиклиналь, разбитая сбросами
Мел (слои яко- рите)
3818—4008 Пластовые сводо- f—J Среднее- 12
zФu
S
M т e a § 6
а н и a
3 £
Р偿 с 3
裴号
2 е К
£ а 1
Т J
К巴C g ^ g 4 s § к
с
Of
^若
3 В
У т
工
Н 6 к
с
с
貝T
立e
g
К г
ё о
3 5 О
g
2 g
4 О
g
8
о
2
g
о
3 g
® s g
^ X M
E '
一.
^6^6""6 нефтегазоносности по разрезу отложений НГБ Мендоса
Таблица 3.55
Стратиграфическое положение продуктивной толщи
Наименование продуктивной толщи
Мощность Продуктивной ТОЛЩИ, м
Литологический состав продуктивной ТОЛЩИ н коллекторов
Примеры месторождений содержащих залежи нефти
Кабрас
130
Песчаники и конгломераты1
Крус-де-Пиедра
Потрерильос
390
Ту巾н，песчаники, сланцы
Крус-де-Пиедра, Лунлунта, 1 упунгато
Триас
Качеута
350
——
Песчаники
Качеута
Рохо
100
Конгломераты, песчаники
Варранкас, Пьедрас-Коло- Raaoc，Эль-Каррисаль, Ла- Ьентана, Рио-Тунуян, Пун- та-де-Лас-Бардас, Интермедиа, Бахас-Муэртас, Рио- Бьехас, Вискасерас
Виктор
370
Песчаники, туфы, сланцы '
Тупунгато, Рефухьо
Неоген—палеоген
Мариньо
78。1 мераты пезаннкн, коигло-J
旣岂ме*на, Пьедрас-Коло-
Таблнпа 3.56
Характеристика основных месторождений НГБ Мендоса
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, иаимеио- ваиие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
1 Категория [крупностн;
Плотность начальные нефти, г/см3 j доказанньое запасы нефти н конденсата в млн, т
Качеута, нефтяное; 1932
В 37 км к юго- западу от г. Меидоса
Моноклиналь, нарушенная сбросами
Триас, качеута
Тектонически и литологически экранированные
0,83—0,87
—
Тупунгато, нефтяное; 1935
В 48 км к юго- западу от г. Мендоса
Асимметричная брахиантиклиналь, нарушенная сбросами
Триас, Виктор, потрерильос
1800—2400
Пластовые сводовые
0,84—0,86
Барранкас, нефтяное; 1939
В 30 км к юго- востоку от г. Мендоса
Асимметричная брахиантиклиналь, нарушенная сбросами и надвигами
Триас, рохоЛ потрерильос ?
1800—2400;
3381
Пластовые сводовые, тектонически и литологически экранированные
0,83—0,87
Среднее; 25,0
Лунлунта;
нефтяное; 1941
В 25 км к юго- востоку от г. Меидоса
Асимметричная брахиантиклиналь, нарушенная сбросами и надвигами
Триас, потрерильос
Пластовые сводовые, тектонически и литологически экранированные
0,83—0,87
—
Бакас-Муэртас, нефтяное; 1958
В 25 км к северу от г. Гу- акериас
Асимметричная брахиантиклиналь, нарушенная сбросами и надвигами
Триас, рохо
1800—2400
Пластовые сводовые, тектонически и литологически экранированные
0,83—0,87
n„Таблица 3.59
.一一Размещение месторождении нефти и газа в НГБ Неукен
Крупный структурный элемент НГБ
Структурная форма месторождения
Количество м
нефти
есто рождений газа
Примеры мест
нефти
□рождений
газа
Поднятие Дорсаль
Брахнантнклнналн,осложненные нарушениями; зоны продольных разрывов
28
1
Сьерра-Барроса, Линдеро- Атравесадо, Сениллоса, Сентенарио
Мангрулло
Северо-восточный платформенный борт
Асимметричные антиклинали, осложненные сбросами
17
Эл ь -Медан ито, Пьедр ас - Неграс, Лома-Монтоса, Рииконада, Сеньял-ПикаДа
Колония-Катриэль
1 flfff 骂謡оg2 g1鼠麹 尸詫裳M * '112 сI1 flfff 骂謡оg2 g1鼠麹 尸詫裳M * '112 сIТа 6 пни а 3.62 распрееленне нтегазоносностн по разрезу HFE сан・хорхеТа 6 пни а 3.62 распрееленне нтегазоносностн по разрезу HFE сан・хорхе5 аг3У1S3 К Г名产*т 巴y ? it|T港1g gоg2 6 Оо26 ОM '5 аг3У1S3 К Г名产*т 巴y ? it|T港1g gоg2 6 Оо26 ОM 'Нефтегазоносный бассейн сан—хорхеТаблица 3.61Нефтегазоносный бассейн сан—хорхеТаблица 3.61Примечание. Продуктивны отложения триаса, юры, мела.
1 flfff 骂謡
о
g
2 g
1鼠麹 尸詫裳
M * '
1
1
2 с
I
1 flfff 骂謡
о
g
2 g
1鼠麹 尸詫裳
M * '
1
1
2 с
I
Та 6 пни а 3.62 распрееленне нтегазоносностн по разрезу HFE сан・хорхе
Та 6 пни а 3.62 распрееленне нтегазоносностн по разрезу HFE сан・хорхе
5 а
г
3
У
1
S3 К Г
名产*
т 巴y ? it|
T
港
1
g g
о
g
2 6 О
о
2
6 О
M '
5 а
г
3
У
1
S3 К Г
名产*
т 巴y ? it|
T
港
1
g g
о
g
2 6 О
о
2
6 О
M '
Нефтегазоносный бассейн сан—хорхе
Таблица 3.61
Нефтегазоносный бассейн сан—хорхе
Таблица 3.61
Характеристика основных месторождений НГБ Неукен
Таблица 3.60
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Плотность нефти в г/см3
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти и конденсата в млн. т
Пласа, нефтяное; 1918
В 128 км к западу— юго-западу от г. Не- укен
Брахиантиклиналь, осложненная тектоническими нарушениями
Юра, нефтеносная свита; мел, зеленые глины
600—1200
0,85
—
Лома-Монтоса, нефтяное; 1959
В 132 км к северу— северо-западу от г. Неукен
Асимметричная антиклиналь, осложненная сбросами
Мел, зеленые глины
870—900
0,82
—
Эль-Меданнто, нефтяное; 1961
В 130 км к северу от г. Неукен
Асимметричная антиклиналь, осложненная сбросами
Триас, порфиритовая серия
1200—1370
—
Среднее; 35,0
Медианера; нефтяное; 1961
В 135 км к северу от г. Неукен
Асимметричная антиклиналь, осложненная сбросами
Триас, порфиритовая серия
1200—1370 1
一
Примечание. Залегки пластовые сводовые, тектонически экранированные.
1 6н雜兆千4Xс в fg g w? кS яw3^ в 覇诃S3g n к 將psg к*o $Ой M 泸总闫*M瑞^т3 /彎，匸1 6н雜兆千4Xс в fg g w? кS яw3^ в 覇诃S3g n к 將psg к*o $Ой M 泸总闫*M瑞^т3 /彎，匸
1 6
н
雜
兆
千
4
X
с в fg g w
? к
S я
w
3^ в 覇诃
S3g n к 將
ps
g к
*o $
О
й M 泸
总闫
*
M瑞^
т
3 /
彎，
匸
1 6
н
雜
兆
千
4
X
с в fg g w
? к
S я
w
3^ в 覇诃
S3g n к 將
ps
g к
*o $
О
й M 泸
总闫
*
M瑞^
т
3 /
彎，
匸
Магелланов нефтегазоносный бассейн
Таблица 3£4
Характеристика основных месторождений нефти и
газа Магелланова НГБ
Месторождение; год открытия
Местоположение
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Плотность нефти, г/сма
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти н конденсата в млн. т
Ла-Сара, нефтяное; 1949
В 20 км к юго-востоку от г. Сан-Себастьян
2000—2350 ; 5
0,82—0,88
Среднее; 18,0
Рио-Авилес,нефтяное;
1955
В 34 км к северо-западу от г. Рио-Гранде
1955—2380
0,81—0,83
—
Сан-Гойо,нефтяное;
1956
В 35 км к юго-востоку от г. Сан-Себастьян
2340—2590
0,88
Серро-Редондо, нефтяное; 1961
На крайнем юго-востоке материковой части Аргентины
1830
Примечания. 1- Схем
2. Месторождения приуроч (юра). 4. Залежи Пластовы
этический литолого-стратигр 3Hbi к асимметричным брахн сводовые, лнтологически
афический разрез отложений, аптнклниалям, разбитым сбросав тектонически экранированные
лагающих бассейн, приведен дн. 3. Нефтеносными являют
в разделе «Чили» в ся песчаники свиты
табл. 3,65.
спрингхи.пл
Характеристика основных место
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наимеиование продуктивных отложений
Боливар1 , нефтяное; 1917—1930
Шт. Сулия
Моноклиналь, осложненная разрывами; 49Х Х72 км2
Нефтегазоносная область
Мноцен, исноту, лагу- нильяс; олигоцен, ла-ро- са, и коте а; эоцен, мисоа— Трухильо; палеоцен, гуа- саре; мел, мито-хуан
Лама, нефтяное; 1957
Шт. Сулия
Антиклиналь, осложненная разрывами; 2Х Х25 км2
Олигоцен—миоцен, лагу- нильяс; эоцен, мисоа— Трухильо; палеоцен, гуа- саре
Ламар, нефтяное; 1958
Шт. Сулия
Гомоклиналь, осложненная разрывами
Эоцен; палеоцен; мел
Мене-Гранде, нефтяное; 1914
Баруа, нефтяное; 1921
Шт. Сулия
Брахиантиклиналь, осложненная разрывами
Эоцен, мисоа; миоцен, ла- вилья; олигоцен, ла-роса
Кумаребо,нефтяное;
1913
Шт. Фалькон
Антиклиналь, осложненная сбросами и надвигами; 1X5 км2
Миоцен, сокорро
Тигуахе, нефтяное; 1953
Шт. Фалькон
Антиклиналь, осложненная сбросами и надвигами
Миоцен—олигоцеи
Западная
Ла-Пас, газонефтяное; 1925
Шт. Сулия
Нарушенная брахман- тиклиналь
Докембрий; мел, апон, копачо, ла-луна; палеоцен, гуасаре
18
рождений Маракаиб
ского НГБ
Таблица 3.
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； содержание серы в % (S)
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; доказанные запасы нефти в мл и. т на 1/1 .1969 г.
Боливар—Фалькон
160—4500; 32 5 горизонтов
Литологически, стратиграфически и тектонически экранированные
рн = 0,82— 1,00;
S — 0,47—2,95
77,1
Уникальное (сверхгигантское);
2260 (начальные - 4300)
2100—4350
Литологические, пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
ри = 0,91—0,82
13,6
Крупнейшее
3966—5186
Литологически и стратиграфически экранированные
рн = 0,85—0,86
6,9
Крупнейшее; 137,
1260
Пластовые сводовые, литологически, стратиграфически и тектонически экранированные
ри = 0,89—0,96; S — 2,20—2,60
0,6
Крупное; 84,2
123—845
Пластовые сводовые
Рн = 0,78;
S —0,06—0,11
—
Среднее
1007
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
Рн = 0,89
0,04
Мелкое
нефтегазоносная область
600—2440;
10 горизонтов
Пластовые сводовые, частично литологнчески и тектонически экранированные
Палеоцен:
рн ~ 0,85—0,87;
S — 1,9—1,41
Мел:
рн = 0,85—0,88
0,9
Крупнейшее; 123
2*
Характеристика основных месторождений Магелланова НГБ
Таблица 3.67
Месторожден ие; год открытия
Местоположение
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Плотность нефти, г/см3
Добыча нефти н конденсата в мли. т в 1974 г.
Манантьялес, нефтяное; 1945
В 8 км к северу—северо-западу от г. Ма- нантьялес
Юра,тобифера,
спрингхилл
2240
0,815—0,860
—
Чанарчилло, нефтяное; 1950
В 8 км к юго-западу от г. Спрингхилл
Юра, спрннгхилл
2280
0,797
0,02
Куллен, нефтяное; 1954
В 38 км к юго-востоку от месторождения Ча- нарчилло
Юра, спрингхнлл
2494
0,815
од
Трес-Лагос, нефтяное; 1957
В 15 км к югу от месторождения Куллен
Юра, спрингхилл
1800
——
0,1
Пунта-Дельгада-Эсте, нефтяное; 1961
В 45 км к северу от месторождения Мананть- ялес
Юра, спрингхилл
1852
—
0,01
Примечания. 1. Месторождения приурочены к брахнантиклнналям, разбитым сбросами. 2. Залежи литологически, стратиграфическн и тектонически экранированные.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
С h а г г I е г R., L a h s е n A. Stratigraphy of late cretaceons — early Eocene, Seno Skyringstrait of Magellan area, Magellanes Province, Chile. — «Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol.», 1969, vol. 53, No. 3, p. 568—590.
High hopes In Chiie, — «Petroi. Press Service*, 1973, vol, 40, No. 9, p. 335, 337.
International petroleum encyclopedia. Tulsa, Okla 74101 The Petrol Pubi. Co.t 1973，440 p.
Jacobsen P. Jr. Neff С. H. Petroleum Developments in South America, Central America and Caribbean in 1972. — «Bui!. Amer. Assoc. Petrol. Geoi.», 1973, vol. 57, No. 10, p. 1868—1933.
Marking time in Chile. — «Petrol. Press Service», 1970, vol. 37, No. 9, p. 337—338.
Thomas C. R. Geology and petroleum exploration in Mageilanes province Chile. — «BuJJ, Amer. Assoc. Petrol. GeoJ,», /949， vo/. 33. No, 9, p. 1553—1578.
НН 产 танзанн-ЮАР・ На террнторнн ряда ГОСУАарст-не ОЭЙИЯХЕХ в данном разделе справ, ннка-ОТКРЫТЕ нефтяные н Гзовь1е месторожденнну npoMbllnmeHHOe знаненне KOTOPblx невемнки， JnimoТ0 месторожденнн находятся в стАННром!ипеннго освоенн户 3 В РеспуЬлнке Занр за период 196511967 г6匕 о открыто нефтяное месторождение ^f расположенное врн6ре 笈 но中 пасти CTPaHTL Однако SW.WM небомьЕНХ размеров оно не имеет nDy” мшп-пеннзо знаиенн 戸 В 1971г* в территориальных Bgax Занра две скважннЕ далп промвцш! НЕе НР0ТОК0 нефти из карбонатных ПОАСОЛевЕХ отложеннверхнего ме』а в O^SKK^ s^^- в сква^нне Муанда I таюке в акватор0H &^s обнару 关 енндва нефтеносных н O^SK газоносн нластЕ на wy6Hнах 875—1575 м. Запасы месторожден黑 Занра оцениваются в 10—15 юн* т не典 Во впадине Пуама на тертнторнн Камеруна обнаружено два газовых ненромыпле兑 месторожаення- Логбада (верхние сенон) S Вомоно (90ueH)・ Нзвлекаемые запасы газа WTHX мест? РОКАенит около 400 мпн・ мМногсинелен не признаки нефтн я 2WW 8Aест известны на границ с Нигерией н в районах Кваква к Суеллаб屮 интересное открытие сделано в прнбрежнЕХ вх ганьЗдесь в 1970 г・ первая морская сква*на мо^^-в продуктивные горизонты в девоне (глу\ бнна 2590 м” дебмт зт/сут) н меловых отложенннх (глубина 2340 貝 кебЕТ 175АСУТ В Сенегале BSH3H г* накар в 1959「• открыто неболыпое месторождение неетн Д0ам，нне Нефть насыщает necqaHEe лннзы Маастрихта* Месторождение зкеплуатнровалось трн ГОАН него 6』O извлечен。4500 т неетн*
В 5АР проводятся морские ^s^ работы на южном nlebbee (къкно, АфрикаНСК0* 62? с&нВ 1969 尸 поисковая скваяснна в Зар Пметтенберг в 65 км к западу от 7 ПОРТмнзабет на гиубнне 2250 S «0^§^ залежь газа S конденсата、Запаси газа зтой заме关и оцениваются вмлрд* мВ двух других морских сквахннах ngyqeHbl непромьппленные прмтокн нефти* В странах WOQHOSO» Африки нефтенонсковое буренке ведется в сомалГАе нзвестнмгазо、 проявления на северо，востоке страны и в районе могаднгпв ^жяя S танзанн・ В Эфнопнн в начале 1973 г* в скважнне кзуб I в лусшне Огаден в 640 км кзвостоку от АддноАбебн нз юрскнх отло 关eH0полуиен приток газа дебитом 1 млн・ мз/сут- Нефтегазопроявлення отме， в двух скважннах в 3ToM районе*
В Мозамбике в 1961 г. на побережье ОТКРЕТО месторождение Пацде с залежью газа в отла 快енннх CBHTZ груцжа (верхние мел—-палеоген) на глубине 10—1300 м-запасы его около 17 млрд•嵬，месторождение не зксштуатнруетск Второе HeHPOMHnLneHHgo значения мест? *Аенне газа открыто в отлеженнях 5Tой СВНТЕ в районе вузн* Следует отметить также гигантские скоплен0H асфальта ВОВПапнне МОРОНАОВа в песианнках серни карру (малагаеннская. республика) 一 wwawos 3 млрт н на севере МД^ХЖЕ кванз(Ангола) в районе Лнбонго — запаса 500 млн、т・
Нефтегазоносные (НГ”竺竺竺
нефтегазоносны^ПНГБ^асс^н^^__.—
]制渦J В。зрастк。嚟霖^严
максималь- нефтегазо-Рождеи
Iная1 носных 1一 一
Структурно ТИПмощность 1 пород j
бассейнаотложений,(система
выполняю- 1 отдел) [ нефти 1 газа
Название бассейна; год установления промышленной нефтегазоносности
-
Географическое и административное положение
Размеры ；лина в км;
ширина в км;
плонкадь км2; объем осадочного выполнения
в км3)
■ ■
2
KZ,3000； [ PZ；炉
MZ,2500厶；№
16
Предрнфскии Рнфскнй) НГБ, 1932
Западно-Марокканскни (Эссаупра) НГБ; 1957
Северо-западная часть 200;^0；'
МароккоJ 49 260
Передовой прогиб
KZ, 250;, MZ, 5500
」2；」3
1
I 2
Западная часть Марокко
425; 130;
58 070;1
145 700
Пернокеаннческая впа~ днна
KZ, 3500; MZ, 4000
2
,Северо-западная часть |
725; 75;
59 740;
74 675 一
75; 350;
18 750;
37 500
Межгорная впаднна н частично эпнгерцннская
Запаанз 225…]Алжира н Северо-D'-»^ ।
платформа____
KZ, 4000； 1 Pa 11
MZ, 4500
1
59
1У1乙
Южно-Тельскнй严
(Предтельскии), 1нз”
Восточно- ^Т/1?СС^!Д Qe“ бесскнй) НГБ; I960
1 точна, часть 足叩…上____ Северная часть Алжира
1 Передовой прогиб
Эпнгерцннская платформа активизированная в альпийский этап
KZ, 1000;
MZ, 8000
Ki：3
Северо-восточная часть Алжира и северо-запад Туниса
350； 360；
184 340；
435 190
1 Kl；P2
3
200
Эпнгерцннская платформа
KZ, 5500; MZ.3000
Восточно-Т унисскнй
НГБ； 1948
1 Северо-носточная часть 4機 §璇 Туннса334 7 50
77980；630;1 Докембрийская плагор- .2 507 400；ма—Сахарская
.9 500 000
КПСЮ： E； °；
1954пад Египта
MZ； 5500; PZ, 4000
S； D； c； T； KG Kz；P； № — 2；
Т： а б л и и. а ^А
9
128
о Продолжение табл. 4.1
Название бассейна； год установления промышленной нефтегазои осиости
Географическое и административное положение
Размеры (длина в км； ширина в км； площадь а км2； объем осадочного выполнения в км$)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа); максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн, м
Возраст нефтегазоносных пород (система отдел) 1
Количество место- рождений
нефти
газа
НГБ Суэцкого залива; 1910
Северо-восточная часть Египта
325; 75;
25 090;
135 200
Грабен рифтовой системы Восточной Африки
KZ, 5000;
MZ, 1500;
PZ, 800
Кг； К2； Рз； №
27
НГБ Регган; 1964
Юго-западная часть Алжира
500; 225;
106 750;
220 310
Синеклиза докембрийской платформы
MZ, 300; PZ, 7000
Di
1
НГБ Гвинейского залива; 1956
Прибрежные части Анголы, Конго, Заира, Габона, Камеруна, Нигерии, Бенина, Того, Вольты
3 650; 160;
568 964;
2 463 600
Группа периокеаниче- ских впадин Западной Африки
KZ, 8000;
MZ, 4500
Ki； К2； Pi； &； Ni
229
10
Юнсно-Африканский (Юнсно-Капскнй) НГБ; 1969
Южная часть ЮАР
225; 140;
102 960;
205 920
Межгорная впадина
KZ, 1000;
MZ, 4000
к2
1
Центральноатласский ПНГБ
Северная часть Алжира
900; 350;
192 000;
792 500
Эпигерцинская платформа, активизированная на альпийском этапе
KZ, 200;
MZ, 6000
」2；」3
ПНГБ Тиндуф
Южная часть Марокко, западная часть Алжира и восточная часть Западной Сахары
875; 250;
160 000;
750 000
Синеклиза докембрийской платформы
KZ, 200;
PZ, 10 000
D;C
ПНГБ Аюн
1 Юго-западная часть
1 Марокко и Западная 1 Сахара
950; 250;
160 000;
723 000
Пернокеани^еская впадина
KZ, 2200; 1 к, Р 丿/
MZ, 7000 ///
Продолжение табл. 4.\
со
Название бассейна; год устаиовлеиия промышленной нефтегазоносности
Географическое и административное положение
Размеры (длина в км； ширина в км； площадь в км®; объем осадочного выполнения в км')
Структурный тип бассейна
Возраст 1]
(группа)；Возраст [
максималь- 1иефтегазо-1
ная1 носиых 1
мощностьпород ]_
отложений, (система выполняю- [ отдел) ' i
Ш.ИХ
бассейн, м (
Количество месторождений
нефти 1 газа
Сенегальский ПНГБ
Сенегал и Гвинея (Бисау)
2 150; 300;
425 068;
928 900
Пер иокеаническа я впадина
KZ, 1500;
MZ, 6000; PZ, 3000
К
1 (непромышленное)
Предкапский ПНГБ
ЮАР у 二"
550; 1 050;
394 700;
1 226 800
Передовой прогиб и склон докембрийской платформы
MZ, 3000;
PZ, 5000
С, Р
Мозамбикский ПНГБ
Прнбренсные части Мозамбика
1 600; 300;
400 300；
801 380
Периокеаннческая впа- дниа
KZ, 2000;
MZ, 3000; PZ, 4000
К, Р
Сомалийский ПНГБ
Сомали и восточная часть Эфиопии
1 200; 975;
982 600;
1 172 800
Периокеаннческая впадина
KZ, 3200;
MZ, 3500
К, Р
Морондава ПНГБ
Малагасийская Республика
1 075; 250;
207 500;
418 000
Периокеаннческая впадина
KZ, 1700;
MZ, 4000;
PZ, 4000
К
Маджунга ПНГБ
Малагасийская Республика
775; 225;
110 000;
160 000
Периокеаннческая впадина
KZ, 2500;
MZ, 3500； PZ, 4000
К
Для ПНГБ указывается возраст отложений, с которыми связаны иефтегазопроявления.
SТ а б л и ц а 4.23
Характеристика основных месторождений нефти и газа Сахаро-Ливийского НГБ
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наимеиоваиие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Типы залежей
Плотность нефти в г/емз ®н)； состав газа в %
Добыча нефти в мли. т, газа в млрд, мз в 1974 г.
Категорпя крупности； начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд, мз
1
Зона нефтегазонакопления Бель-Рази—Тиссерас1
пель-нази, газовое, 1964
Западная часть впа、 дины Тими- мун
Брахианти- клиналь;
27 X 8 км2, амплитуда 140 м
Силур, песчаники рамад
1418—1435
Массивная
1 аз
Не эксплуатируется
Среднее
Аззен, газонефтяное;
1959
Юго-западная часть впадины
Моноклиналь, нарушенная
Живет, известняки шефар- эль-амар; нижний силур, песчаники рамад
725
Стратиграфически и тектонически экранированные
рн = 0» 800
Не эксплуатируется
Мелкое нефтя-1
ное и газовое1
Тимимун
сбросами
927
Тит, газовое; 1957
Северо-западная часть впадины Ахнет
Брахианти- клиналь;
17X6 км2, амплитуда 200 м
Зона
Эмс, песчаники дкисса
газонакопле
1548—1568
ния Тит
Пластовая сводовая
—
Не эксплуатируется
Среднее
Зона газонакопления Бахар-эль-Амар——Уэд-Суф
Бахар-эль- Амар, газовое; 1955
Централь-
1 ная часть
1 впадины
\ Ахнет
Брахианти- клиналь;
,15X4 км2, \ амплитуда \ 250 м
Ордовик, гиллиты уэн
ар- ира-
1348—1578
Массивная
СН4 — 96(46,| СаНд — 2,42,1 С3Н8 —0,58 /
Не эксплуати-
1 Мелкое
*増Тра薦ь B簧擒•體图Н
Брахианти' клиналь;
30 X 9 км2, амплитуда 900 м
Зигеи и эмс, песчаники дкисса;
1397—1419
Пластовая сводовая
СН4— 98,57, \
С2Н6— 1,19, С3/ - 6 叫
Не эксплуати- \ Спеннее
Зиген, песчаники дкисса
1453—1472
Пластовая сводовая
СН《一 98,47, СгН8 — 1,25,| СзНв-0,17
руется
Мередуа, газовое;
1957
Центральная часть впадины Ахнет
Брахианти- клиналь;
16X5 км2, амплитуда 650 м
Нижний силур, песчаники фе- лар-фелар
1328—1351
Массивная
СН4— 97,09, СгНд — 1,99, QHg — о,61
Не эксплуатируется
Мелкое
Зона газонакопления Адрар-Тирессуин——У эд-Джарет
Тибарадин, газовое;
1955
Центральная qaerb впадины Ахнет
Брахианти- клиналь;
22х
X 13,5 км2, амплитуда 600 м
Жедиы, переходная зона и эмс, песчаники дкисса
1226—1230
Пластовая сводовая
СН& — 98,09, СаНб — 1,68, СзНв —0,23
Не эксплуатируется
Мелкое
Зиген, песчаники дкисса
1287—1297
Пластовая сводовая
СН4 — 97,58, С2Н6 — 2,08, СзН8 — 0,21
Не эксплуатируется
Уэд-Джа- рет, газовое; 1956
Центральная часть впадины Ахнет
Брахианти- клиналь;
28X4 км2, амплитуда 500 м
Эмс, песчаники дкисса
1548—1568
Пластовая сводовая
СН《一 97,12, С2Н6 - 2,23, СзН8 — 0,50
Не эксплуатируется
Среднее
Зиген, песчаники дкисса
1627—1649
Зона газонакопления Тигеитур——Хасси-Муима
Джсбель- Тара, газовое; 1956
Восточная часть впадины Ахнет
Брахианти- клиналь;
17X7 км2, амплитуда 100 м
Нижний силур, песчаники фе- лар-фелар
1089—1155
Массивная
СН4 — 94,22, С2Н6 — 4,04, СзН8 — 1,23
Не эксплуатируется
Среднее
Месторождение； год отк рытня
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Типы залежей
Плотность нефти в 「/см' 0)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд. MJ в 1974 г.
н и е т а о л. 4.2J
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд, м1
Зона газолакопления Ин-Салах-Per
—
нн-злах, газовое;
1958
Северо-восточная часть впадины Ахнет
прахианти- клиналь;
32X8 км2, амплитуда 190 м
эиген, песчаники дкисса
2159—2185
пластовая сводовая
СН& — 98,79, С2Н6 — 0,99, СзНв — 0,22
не эксплуатируется
Среднее
Джуа, газовое; 1955
Северо-восточная часть впадины Ахнет
Брахианти- клиналь;
24X7,5 км2, амплитуда 450 м
Зиген, песчаники дкисса
1598—1625
Пластовая сводовая
Не эксплуатируется
Мелкое
Per, газовое; 1962
Северо-восточная часть впадины Ахнет
Крупная брахианти- клиналь;
68X 13 км2, амплитуда 580 м
Зиген, песчаники дкисса
1811—1819
Пластовая сводовая
Не эксплуатируется
Крупное
Тинель- джам, газовое; 1957
Северо-восточная часть впадины Ахнет
Брахианти- клиналь;
24Х
X 11,5 км2, амплитуда 200 м
Зона газонак
Турне, песчаники кала
оплеиия Река
1522—1572
ни—Тинельдж
Пластовая сводовая
ам
СН4 — 89,4, CzH^ — 5,3, СзН8-3,0
Не эксплуатируется
Среднее
Крешба, 1 газовое; 1957
Северо-восточная часть впа-
\ Анны Ахнет
Купол;
17Х 13 км2, амплитуда 140 м
Турне, песчаники кала
1766—1816 1
1
Пластовая сводовая [
СН《—93,0」 7Нб — 4,3, / -зНв — 1, 9 /
Не эксплуати- / руется/
вреднее
Зона нефтегазоиакоплення Хасси-Р'Мель
Хасси- Р'Мель, газовое; 1956
]Свод Тиль- 1 ремт
Крупное куполовидное поднятие 55 X X 75 км3, амплитуда 140 м
Средний н верхний триас, горизонты А, В, С
2130—2400
Пластовая сводовая, частично литологически экранированная
СН& —78,5, 1 СгН8 — 7,5, 1
С3Н8 — 5; конденсат — 210—217 г/м3
В 1971 「• 一 \ I 2,945 млрд. м§, \ конденсат —\
0,622 мли. т 1
'игантское;
L529 млрд, м久 конденсат —— 400 мли.т
Уэд-Нумер, нефтегазовое; 1969
Западный борт впадины Уэд-Ну- мер
Брахианти- клиналь;
ЮХ 15 км2, амплитуда 75 м
Зона нефтс
Средний и верхний триас, горизонты А,
^газоиакоплен
2600—2700
ия Уэд-Нумер
Пластовая сводовая
Рн = 0,790 J
Не эксплуати-] руется[
Среднее газовое, мелкое нефтяное ■
Хауд-Бер- кауи, нефтяное; 1964
Восточный борт впадины Уэд-Миа
Брахианти- клиналь; 11X23 км2,
она нефтегазонак
Верхний триас, глинисто-соле- носная свита,
оплеиия Эрг-
3213—3250
Джуад——Хауд-
Пластовые сводовые
Беркауи
Рн = 0,818
1,494 млн. т
Среднее
амплитуда 320 м
средний триас, нижняя песчаная свита
3260—3510
Бен-Кала, нефтяное, 1966
Восточный борт впадины Уэд-Миа
Узкая бра- хиантикли- наль; 25Х
X 5 км2, амплитуда 100 м
Средний триас, нижняя песчаная свита
3440—3545
Литологически экранированная
Рн = 0,82°
Не эксплуатируется
Мелкое
Хасси-Мес- сауд, нефтяное; 1956
Поднятие Эль-Агреб— Хасси-Мес- сауд
Крупное куполовидное поднятие;40 X
Х45 км2, амплитуда 280 м
Зона иефт
Кембрий, горизонты Rj,电， R2
енакопления
3280—3400
Хасси-Мессау；
Массивная
Рн =
=0,7839— 0,7927
25,553 млн. т
Гигантское;
713 млн. т
П р од о л же н
ие табл.
4.23
Месторождение； год открытия
Местополо
жение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Т ипы залежей
Плотность нефти в г/смз ®н)； состав газа в %
Добыча нефти в млн, т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Зона нефтегазонакопления Эль-Агреб—Эль-Гасси
Эль-Агреб, нефтяное;
1959
Поднятие Эль-Агреб— Хасси-Мес- сауд
Брахиапти- клиналь;
8Х 15 км2, амплитуда 120 м
Кембрий, горизонты Q, Ra
3060—3170
Тектонически экранированная
рн = 0,7883
1,771 млн. т (вместе с Эль- Гасси)
Среднее
Зотти, нефтяное; 1963
Поднятие Эль-Агреб— Хасси-Мес- сауд
Брахианти- клиналь； 8X20 км* амплитуда /50 м
Кембрий, горизонт Ra
3210~3270
Тектонически экранированная
рн = 0,800
Не эксплуатируется
Среднее
Эль-Гасси, нефтяное;
1959
Поднятие Эль-Агреб— Хасси-Мес- сауд
Брахианти- клиналь;
5义 10 км2, амплитуда 130 м
Кембрий, горизонт Ra
3170—3310
Тектонически экранированная
рн = 0,7883
1,771 млн. т (вместе с Эль- Агреб)
Среднее
Зона нефтегазонакопления Рурд-эль-Багель—Туаль
Рурд-эль- Багель, нефтяное; 1962
Северная часть гряды Амгид-эль- Биод
Горст-бра- хиантикли- наль; 10Х
X15 км2, амплитуда
J75O м_
Кембрий, горизонты R3 Ra, R2, R3
2500—3200
Массивная
рн = 0,8203
0,478 млн. т
Крупное;
51,7 млн.
т
Незла, газонефтяное; 1965
1 Северная часть гряды
1 Амгид-эль-
]Биод
Врахнанти- клиналь, ограниченная на за- 1 паде круп- \ ным нару- 1 шеннем
Средний триас, верхний триас; ордовик, кварциты хамра
I
2320—2740
Тектонически экранированная, массивная
Рн = 7883 1
108 млн. т :
Среднее
Гасси-эль- / Адем, газо- 'вое; 1968
Северная часть гряды Амгир-эль- Биод
Брахианти- клиналь;
4,5Х 7 км2, амплитуда 3450 м
Ордовик, песчаники уаргла
3355—3380
Массивная \
_[ Не эксплуати- \ Среднее
Туаль, газовое; 1963
Северная часть гряды Амгид-эль- Биод
Брахианти- клиналь;
5,5Х 11 км2, амплитуда 140 м
Средний триас, нижняя песчаная свита; верхний триас, глинисто-соле- носная свита
2950—3000
Пластовые сводовые
Не эксплуатируется
Крупное
Зона нефтегазонакопления Бридее——Тауй
Бридес, газовое;
1964
Северная часть гряды Амгид-эль- Биод
Брахианти- клиналь;
27Х Ю км2, амплитуда 250 м
Верхний триас, | глинисто-соле- носиая свита
3350—3600
Пластовая | сводовая
СН& —87,47, СгНб + + СзН8 — 10,1
Не эксплуатируется
Среднее
Зона нефтегазонакопления Рурд-Шуф—Рурд・Адра
Рурд-Шуф, газовое;
1964
Юго-западный борт впадины Радамес
1 Брахианти-
1 клиналь;
20X4 км2, амплитуда 200 м
Верхний триас, глинисто-соле- носная свита
2787—2929
Пластовая сводовая
Не эксплуатируется
Среднее
Рурд-Адра, газовое;
1964
Юго-западный 三 бор， впадины Радамес
Брахианти- клиналь;
5Х18 км2, амплитуда
,200 м
Среднийи
верхний триас
2778—2967
Пластовые сводовые
—
Не эксплуатируется
Среднее
盘 Продолжение табл. 4.23
Месторождение; год отк рытия
Местополо
жение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
залежей
Плотность нефти в г/см'(Рн)； состав газа в %
Добыча нефтн в млн. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в мл рд. м3
Рурд-Нусс, нефтегазовое; 1962
Зона нефтегазонакопления Рурд-Нусс—Хамра
Rjiu-запад- ный борт впадины Радамес
орахианти- клиналь, сильно нарушенная сбросами;
6х 10 км2, амплитуда 600 м
Среднийи
верхний триас
1950—2130
11ластовые сводовые
Ри = 0,8299
0,039 млн. т
Крупнейшее газовое; среднее нефтяное
Девон, горизонт F-6
>2800
Хамра, газовое; 1959
Юго-западный борт впадины Радамес
Брахианти- клиналь;
24X7 км% амплитуда 150 м
Верхний триас, глинисто-соле- носная свита
1950—2130
Пластовая сводовая
Не эксплуатируется
Среднее
Зона нефтегазонакопления Эль-Борма—Кескесса
Эль-Борма, нефтяное;
1967
Северо-восточный борт впадины Радамес
Брахианти- клиналь;
12X6 км2, амплитуда 100 м
Средний триас, нижняя песчаная свита
2410—2500
Пластовая сводовая
рн — 0,812
0,154 млн. т
Среднее
г • 1
Тин-Фуйе, газопефтя- '
ное; I960——
Западная часть впадины Илли- 1 зи(свод
1 Т ин-Фуйе)
Свод; 80 X X 120 км2, амплитуда 250 м
Зона нефт
Ордовик, кварциты хамра (единая залежь на всем месторождении)
егазонакоплеь
1900—2100
ия Тин-Фуйе Массивная
Рн = 0,83; 1 СН4 — 78,07, С2Н6 —2,07
\
/
/
\
\
1
—
Девон, горизонт F-6 (10 залежей нефти с самостоятельными назва- ниями, которые ранее рассматривались как месторождения)
1300—1400
Пластовые 1 сводовые
рн ~ 0,822 \
卜
J,601 млн. т \
крупнейшее {ефтяное н газовое
Эль-Уар- Юг, нефтяное; 1963
Северо-западная часть впадины Илли- зи
Брахианти- клиналь;
1,2X4,5 км3, амплитуда 35 м
Триас, песчаники медабра (нижний зар- заитин)
2300—2306
Пластовая сводовая
—
Не эксплуатируется
Мелкое
Джуа-За- пад, нефтяное; 1966
Западная часть впадины Илли- зи
Брахианти- клиналь;
1,2Х 5,5 км2, амплитуда 50 м
Зона нефтегазо
Нижний девон, горизонт F-6 (3 залежи)
накопления А
1676—1963
Разула——Уэд-Т
Пластовые сводовые
уэнре
рн = 0,830
0,086 млн. т
Мелкое
Хасси- Мазула, нефтяное; 1959
Западная часть впа-
Брахианти- клиналь;
Нижний девон, горизонт F-6
1310—1850
Пластовые сводовые
Ри = °, 820
0,419 млн. т
Мелкое нефтяное и газовое
дины Илли- зи
8X7 км3, амплитуда 25 м
Силур, у нита
IV
1870—2160
—
Эдейен, нефтяное; 1964
Центральная часть впадины Иллизи
Брахианти- клиналь;
12X6 км2, амплитуда 80 м
Зона нефтегазон
Нижний девон, горизонт F-6 (3 залежи)
акопления Д>
1770—1790
куа—Ихансате
Пластовые сводовые
н-Запад
Рп = 0,817
Среднее
—
■1
1- Продолжение тя б л.
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложеинй
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Типы залежей
Плотность нефти в r/ем3 仇)； состав газа в %
Добыча иефтн в млн. т, газа в мл рд. м3 в 1974 г.
Категория крупности： начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Ихансатен, газонефтяное; 1963
Централь-—
ная часть впадины Иллизи
Нижний девон, горизонт F-6
Кембро-ордо- вик
1450—1480
2240—2280
Пластовая сводовая
Массивная
—
Не эксплуатируется
Мелкое
Эль-Адеб- Лараш, газонефтяное; 1958
Южная часть впадины Иллизи
Зо
Брахианти- клиналь; 9X4,5 км? амплитуда 25 м
на нефтегазонако
Нижний кар- бон, горизонты
D-О, В-11
пления Ассек
500—600
айфаф—Эль-А/
te6-Лараш
0,457 млн. т
Среднее нефтяное, мелкое газовое
Верхний девон, горизонт F-2
1100—1212
—
Нижний девон, i горизонт F-4
1212—1284
pH = 0,804
Нижний девон, горизонт F-5
1295—1305
—
Нижний девон, горизонт F-6
1328—1539
Рн = 0,810
Ассекай- фаф, газонефтяное;
1958
Южная часть впадины Иллизи
Брахианти- клиналь;
4x5 км2, амплитуда 20 м-
Верхний девон, горизонт F-2
548—586
Пластовые сводовые
—
Мелкое нефтяное и газовое
Нижний девон, горизонт F-4
884—950
—
Ордовик, кварциты Хамра
1761—1774
—
Тигентурин, нефтегазовое; 1956
Центральная часть впадины Иллизи
Асимметричная брахианти- клиналь;
6Х12 км2, амплитуда 140 м
Зона нефтегазонак
Нижний кар- бон, горизонты D-0, D2 D-4, D-6, В-ll, В-12
оплення Тиге
500—700
н турнн —Ла-Рекюле
1 Рн = 0Л70-А
0,798[
\
Крупное газовое, среднее нефтяное
Верхний девон, горизонт F-2
Нижний девон, горизонт F-4
770—800
820—950
Пластовые сводовые
Рн = 0,810
рн = 0,806
0,326 млн. т
Нижний девон, горизонт F-5
980—988
——
Нижний девон, горизонт F-6
1000—1040
рн = 0,790
Силур, унита
IV
1800
Массивная
——
Ла-Рекюле, нефтегазовое; 1957
Центральная часть впадины Иллизи
Асимметричная брахианти- клиналь;
4Х10 км2, амплитуда 45 м
Верхний девон, горизонт F-2
990—1000
Пластовые сводовые
рн = 0,810
—
Нижний девон, горизонт F-4
1290—1310
—
Крупное газовое; мелкое нефтяное
Нижний девон, горизонт F-6
1340—1380
——
Силур, унита
IV
2000—2020
Массивная
一
Зона нефтегазонакопления Дом-а-Коллениас—Тан-Эмеллель
Дом-а-Кол- 1 лениас, газонефтяное;
1959
Юго-восточная часть впадины Иллизи
Брахианти- клиналь;
9,9X3,3 км2, амплитуда 80 м
Нижний девон, горизонт F-4
500—550
Пластовая сводовая
—
—
Мелкое нефтяное и газовое
Кембро-ордо- вик
850—1000
Массивная
Рн = 0,815
^q .一
Продолжение табл. 4.23
Месторождение： год открытия
Местополо
жение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Т нпы залежей
Плотность нефти в г/см手(рн)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд. мэ
Уан-Таре- дерт, газонефтяное;
1958
Юго-восточная часть впадины Иллизи
f
Брахианти- :клиналь; ；3,5义7,7 км2, амплитуда 100 м
Верхний девон, горизонт F-2
777—816
Пластовые сводовые
—
Мелкое нефтяное и газовое
Нижний девон, горизонт F-4
875—906
—
Нижний силур—ордовик
1291 — 1463
Массивная
рн = 0,7972
Ин-Аменас- Север, газовое, 1958
Централь-
.ная часть впадины Иллизи
Брахианти- клиналь;
4х 15 км2, амплитуда 45 м
Зона нефтегазо
Верхний девон, горизонт F-2
накопления Р
1877—1937
н-Аменас—Тн,
Пластовые сводовые
qepep
Не эксплуатируется
Среднее
Нижний девон, горизонт F-4
2086—2116
Нижний девон, горизонт F-6
2131—2230
Зона нефтегазонакопления Оханет—Тамаданет
Оха нет, газонефтяное;
1960
Центральная часть впадины Иллизи
Брахианти- клиналь;
17义3,8 км2, амплитуда 100 м
Верхний девон, I горизонт F-21 2150—2200
1 Ри = 0,801
Пластовые…。л
сводовыеРн — 0,830,083 млн. т
Среднее нефтяное и газовое
Нижний девон, горизонт F-6
2300—2400
Силур, унита
JV
Аскарен, газонефтяное; 1961
Центральная часть впадины
\ Иллизи
Брахианти- клиналь;
7,5Х 1,6 км2, амплитуда 70 м
Верхний девон, горизонт F-2
2280—2405
Пластовая——
сводовая
0,026 млн. г ；
Мелкое нефтяное и газовое
Нижний девон, горизонт F-6
2424—2633
Пластовая 1 Нефть 0,805 сводовая ча- 1 стично ли- 1/
тологически 1/
экраниро- //
ваныая//
зонсфтянос; f 器备кнУ 1,5X12 км2, 1962ИллХ麒 S
Верхний девон, горизонт F-2
2396—2420
Пластовые 1| ° 035 мли т \ Мелкое нефт“-
сводовые\ ное и тазовое
卜“ = 0,811].
Нижний девон, горизонт F-6
2564—2756
Зона нефтегазонакопления Зарзаитин——Альрар
Альрар, нефтегазовое; 1961
Восточная часть впадины Иллизи (выступ Тихембо- ка—Зарзаи- тин)
Моноклиналь, нарушенная сбросами и малоамплитудными поднятиями
Верхний девон, горизонт F-2
Средний девон, горизонт F-3
Нижний девон, горизонт F-6
2500—2700
Пластовая 1 сводовая ♦ СН4 ——70, C2He - ю；
Лнтологиче- содержание ски экрани- конденсата рованная— 2-м3/мз.
Пластовая рн = 0,79 сводовая 1
Конденсат в 1971 г.
0,279 млн. т
Крупнейшее газовое, мелкое нефтяное
Зарзаитин, газонефтяное; 1957
Восточная часть впадины Иллизи (выступ Тихембо- ка—Зарзаи- тин)
Брахианти- клиналь, осложненная сбросами; 14,5Х 火8,2 км3, амплитуда 320 м
Нижний кар- бон (8 горизонтов)
750—800
Пластовые сводовые
Рн = 0,730— 0,790
3,794 млн. т
Крупнейшее нефтяное, среднее газовое
Нижний девон, горизонт F-4
1500—1550
Рн = 0,810
Нижний силур——ордовик
1750
Массивная
—
Зона нефтегазонакопления Эджелех——Хасси-Уан-Абешу
Эджелех, газонефтяное; 1956
Восточная часть впадины Иллизи (выступ Тихембока— Зарзаитин)
Асимметричная брахианти- клиналь;
20义2,5 км2, амплитуда 100 м
Нижний кар- бон, горизонт D-2
450
Пластовые сводовые
рп — 0,850
0,974 млн. т
Среднее нефтяное и газовое
Нижний кар- бон, горизонт D-4
470
рн = 0,850
Нижний девон, горизонт F-4
750—800
Рн = 0,860
Нижний силур—ордовик
1100
Массивная
Рн = 0,804
Распределение нефтегазоносности по разрезу отложений Сахаро-Ливийского НГБТаблица 4.25
Стратиграфическое ^положение про- гдуктивной толщи
Наименование продуктивной толщи
ность продуктивной ТОЛ1ЦИ, м
Литологический состав продуктивной ТОЛ1Л,И и коллекторов
Количество пластов-коллекторов в продуктивной толще
Харак
Мощность, м
теристнки
коллекторе
Порис
тость, %
тластов-
в
Проницаемость, мД.
Примеры месторождений, содержащих залежи нефти (н), газа (г)
Нижний эоцен
Зелтен
200
Нефтегазо
Рнфогенные известняки
косная облает
1
ь Сирт
100—106
—
—
Зелтен (н):
?оцен палеоцен
100
Известняки и рифо- генные известняки
«12
30
—
—
Де巾а (н), Хофра (н), Беда (н), Нафура (н), Заггут (н), Гиало (н)
Верхний мел
350
Известняки и рифо- генные известняки
Несколько пластов
100
—
——
Ауджила (н), Дефа (н), Самах (н), Рагуба (н), Котла (н)
Сарир
610
Песчаники и глинистые песчаники
5
30—60
24
300—400
Сарир (н)
Мараг
60
Песчаники и песчанистые доломиты
1
20—40
—
—
Амал (н)
Ордовик—кембрий
900
Песчаники и кварци- то-песчаники
1
—
—
—
Амал (н), Ра кб (н), Ауджила (н), Нафура (н), Хатейба (г), Белхедан (н), Самах (н)г Рагуба (н)
Докембрий
180
Выветрелые граниты
1
180
24
200—800
Ауджила (н)
Алжиро-Ливийская нефтегазоносная область
Верхний мел
1 300
J Песчаники
1
100
—
—
Тлаксин (н)
Нижний карбон
1 200
1 Песчаники
1
100
—
—
Тахара (н)
Девон
1 500
1 Песчаники
1
300
—
Эль-Хамра (н), Атшан (н)
Силур
[]200
1 Песчаники н глнны
1
100 j
Тижи (н), Тлакснн (н)
Таблица 4.26
Характеристика основных месторождений Сахаро-Лнвн配кого НТВ
Месторождение; год ■ открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Возраст и наимеиова- иие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
I нпы залежей
Плотность нефти |\ Категория круп-
в г/см3 (Рн)； I Побыча 1 ностн; наиапь： \ н丿工ные доказанные
щзовый факторнефтизапась1 нефти
В М /т (/ф),^將丁ги конденсата
содержаниев млн. т, газа
серы в % (S)1 в млрд, м3
. Амал, нефтяное;' 1959
В 300 км к юго-востоку от г. Бенгази
Структурный 1 нос; продук- j тивная часть: 48 X 16 км2, амплитуда 150 м
Нефтегазо!
Верхний мел мараг; кембро-ор- довик, амал
iocHan облает 2890—3195
ь Сирт ■ Пластовая сводовая
рн = 0,845
4,361
Крупнейшее;
203,6 млн. т
⑻ 8—4482
Массивная
Беда, нефтяное; 1959
В 435 км к . югу от г. Бенгази
Брахиантиклн- наль
Палеоцен
1220
Массивная
Рн = °, 845; % — 19,5
0,213
Среднее
Ваха, нефтяное; 1959
В 405 км к югу от г. Бенгази
Брахиантикли- наль
Эоцен— верхний мел
1600—2013
Массивная
Рн = 0,842; Гф ―" 0,85;
S — 0,24
3,766
Крупнейшее; 133,8 млн. т
Дахра, нефтяное; 1959
В 350 км к западу от г. Бенгази
Брахиантикли- наль
Палеоцен
945—1128
Массивная
ри = 0,820— 0,840;% —
170; S — 0,29
0,985
Крупное 93,5 млн. т
Зелтен, нефтяное; 1959
В 350 км к юго-западу от г. Бенгази
Сводовое поднятие; 40 X Х20 км2
Эоцен— верхний мел
2500
Массивная
рн = 0,825;
141; S — 0,23
5,147
Крупнейшее;
288,5 млн. т
Дефа, нефтяное; 1960
В 430 км к югу от г. Бенгази
.Брахнантикли- наль
Палеоцен
1647—1780
Массивная
рн = 0,847
6,929
Крупнейшее;
267,1 млн. т
Гнало, нефтяное; 1961
В 390 км к юго-востоку ст г. Пенгази
Брахиантикли- наль
Палеоцен
671—1921
Массивная
рн = 0,847;
Гф ■— 5,3; S — 0,52
9,875
Крупнейшее;
269,3 млн. т
К——
°—, Продолжение табл. 4.26
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Возраст и иаимеиова- иие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (рн)； газовый фактор в ме/t 崎)； содержание серы в %(S)
Добыча нефти в млн, т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти и конденсата в мли. т, газа
Рагуба, нефтяное;
1961
В 340 км к юго-западу от г. Бенгази
Брахиантикли- наль северо- западного простирания
Верхний мел; кем- бро-ордовик
1800—2500
Массивная, пластовая сводовая
Рн 二 0,811;
% — 173
2,655
Крупнейшее; 128,9 млн. т
Самах, нефтяное; 1961
В 120 км к юго-западу от месторождения Зелтен
Брахиантикли- наль
Верхний мел——кем- бро-ордовик
1600—2400
Пластовая сводовая и массивная
Рн ~ 0,858;
「小-21
1,745
Крупнейшее; 178,0 млн. т
Сарир, нефтяное; 1961
В 420 км к юго-востоку от залива Сирт
Сводовое поднятие;40 X
X 20 км2, амплитуда 130 м
Верхний мел (5 горизонтов)
2490—2745
Пластовая сводовая и тектонически экрани- рованная
Рн = 0,835;
Гф 一 10—40;
S — 0,25
5,476
Гигантское; 1068 млн. т
Белхедан; нефтяное; 1962
В 100 км к юго-западу от месторождения Зелтен
Брахиантикли- наль
Верхний мел, кем- бро-ордовик
1950—2400
Пластовая сводовая
Рн = 0,858
0,205
Крупное
Джебе ль, нефтяное; 1962
В 25 км к югу от месторождения Зелтен
Брахиантикли- наль
Верхний мел——кем- бро-ордовик
2470
Пластовая сводовая
Ри ~ 0,840
1,068
Среднее
Заггут, нефтяное; 1962
В 60 км к юго- западу от месторождения Зелтен
Брахиантикли- наль
Палеоцен
1200
Массивная
рн = 0,842
0,107
Среднее
Ора, нефтя-】 ное, 1962
В 50 км к юго- западу от ме- 1 сторождения \ Зелтен
Брахиантикли- наль； 19Х X 10 км2
Палеоцен— верхний мел
1433—2287
Массивная рн = 0,845
0,296 J Среднее
Ракб, неф- / В 140 км к вос- тяное； 1962 / току от место-
1 рождения Зел- / тен
Брахиантикли- наль
Кембро-ор- довик
762—2745
Массивная 1
= 0,855]^Среднее
Котла, нефтяное; 1963
В 90 км к юго- западу от месторождения Зелтен
Брахиантикли- наль
Верхний мел
1600—1700
Массивная
рн = 0,8551
0,327 ! Среднее
Хатейба, газовое;
1963
В 260 км к юго-востоку от г. Бенгази
Брахиантикли- наль
Верхний мел—кем- бро-ордовик
2621—3139
Массивная
—
—
Крупнейшее;
339,0 млрд, м3
Фарруд, нефтяное;
1964
В 35 км к востоку от месторождения Дах- ра
Брахиантикли- наль
Палеоцен
915—976
Массивная
Рн = 0,816
0,092
Среднее
Эль-Кхуфф, нефтяное, 1964
В 40 км к западу от месторождения Самах
Брахиантикли- наль
Верхний мел
2700
Пластовая сводовая
Рн — 0,835
Не эксплуатируется
Среднее
Мегхил, газонефтяное; 1964
В 20 км к северу от месторождения Зелтен
Брахиантикли- наль
Палеоцен
1830
Массивная
рн — 0,865
Среднее
Эд-Диб, нефтяное; 1964
В 220 км к северо-западу от месторождения Зелтен
Брахиантикли- наль
Эоцен
1067
Массивная
рн — 0,835
0,019
Мелкое
Лехиб, нефтяное; 1965
В 45 км к северо-западу от месторождения Зелтен
Брахиантикли- наль
Верхний мел
2780
Пластовая сводовая
Рн = 0,784
Среднее
Нафура, нефтяное; 1965
В 50 км к юго- востоку от месторождения Амал
Брахиантикли- наль
Эоцен (12 пластов); кем- бро-ордовик
671—3500
Массивная, пластовая сводовая
рп = 0,845
3,613 (вместе с Ауджила)
Крупное
О
П
родолжение табл. 4.2G
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Возраст н нанменова- нне продуктивных отложеннн
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Плотность нефть в r/смз (р/ газовый фактор в М7т (Гф); содержание серы в %(S)
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти и конденсата в млн. т, газа
Умм-Фаруд, нефтяное;
1965
В 60 км к юго- востоку от месторождения Дахра
Брахиантикли- наль
Палеоцен
976
Массивная
Рн = 0,816
0,095
Мелкое
Аршад, нефтяное; 1966
В 180 км к северо-западу от месторождения Зелтен
Брахиантикли- наль
Верхний мел; кем- бр о-ордовик
3460, 3600
Пластовые сводовые
Рн = 0,788
0,02
Мелкое
Ауджила, нефтяное; 1966
В 10 км к юго- западу от месторождения Нафура
Брахиантикли- наль
Нижний мел; кембрий—докембрий
2500—2600
Массивная
Рн = 0,847— 0,852; S= 0,1
3,613 (вместе с Нафура)
Крупное
Дор, нефтяное; 1967
В 100 км к юго-западу от месторождения Зелтен
Брахиантикли- наль
Верхний мел
1950
Массивная
рн — 0,860
0,089
Среднее
Дор-Мара- да, нефтяное; 1967
В 50 км к северо-западу от месторождения Зелтен
Брахиантикли- наль
Верхний мел
2745
Массивная
Pu = 0,780
—
Среднее
Интизар «А», нефтяное; 1967
В 350 км к югу—юго- востокуот
г. Бенгази и в 840 км 1 к юго-востоку \ г. Триполи
Брахиантикли- наль; 4X5 км2
Палеоцен, зелтен
2870
Массивная
1
Рн = 0,810— 0,830
15,658 вместе с Интизар «С» и «Д» 1
Крупнейшее;
197,9 млн. т
/-
Интизар «А», нефтяное; 19671
'В 70 км к юго- 1 западу от ме- | сторождения 1 Амал
Врахиантикли- наль
Палеоцен
1306
Массивная।
>H =0国0\
\ Крупнейшее; \ 158»4 млн. т
Мансур, нефтяное; 1968
В 115 км к юго-западу от месторождения Зелтен
Брахиантикли- наль
Верхний мел
1952
Пластовая сводовая
рн = 0,863(
『 0,462
вместе
Мелкое
Маджид, нефтяное; 1969
В 100 км к северо-западу от месторождения Сарир
Брахиантикли- наль
Нижиий мел
2930—2990
Пластовая сводовая
pH = 0,835
Среднее
Ферих, нефтяное; 1969
В 24 км к юго- востоку от месторождения Интизар
Брахиантикли- наль
Кембро-ор- довик
3680
Массивная
Ph 0,830
0,005
Мелкое
Атшан, нефтяное; 1957
В 340 км к юго-западу от месторождения Эль-Хамра
Ал?
Брахиантикли- наль
киро-Ливийска
Девон
я нефтегазон
700—1000
эсная область
Пластовая сводовая
рн = 0,800
Не разрабатывается
Среднее
Тлаксин, нефтяное; 1958
В 209 км к юго-западу г. Триполи
Брахиантикли- наль
Верхний мел
800—900
Пластовая сводовая
Ph = 0,825— 0,840
Не разрабатывается
Среднее
Эль-Хамра, нефтяное;
1958
В 470 км к западу от месторождения Дахра
Брахиантикли- наль
Девон; силур
1250, 2700—2735
Пластовая | сводовая
Ph = 0,849
Не разрабатывается
Крупное
Тахара, газонефтяное; 1960
В 190 км к юго-западу от месторождения Эль-Хамра
Брахиантикли- иаль
Нижний карбон; ордовик
1300—1400, 2270
Пластовая сводовая
Pm = 0,800
Не разрабатывается
Мелкое
ХаРактернстнка основных месторождений нефтегазоносной области Каттара Сахаро-Ливийского^。
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура месторождения (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3
Добыча нефти в млн. т, в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд, мз
Ум-Барака, нефтяное;
1968
Фугурская впадина, в 300 км к западу от Александрии
Брахиантикли- наль; 6,5Х
X 1,4 км2, амплитуда 40 м
Апт—неоком, бетти- аламейн
3100—3300
Пластовые сводовые и тектонически экранированные
0,810
Не эксплуатируется
Мелкое
Юра
3626—3632
0,802
Мелейха, нефтяное; 1972
Мелехская впади- на, в 270 км к юго-западу от Александрии
Брахиантикли- наль; 27X9 км2, амплитуда 35 м
Сеноман, бахария (8 горизонтов)
1760—1840
Пластовые сводовые
0,825—0,832
Не эксплуатируется
Среднее
Раззак, нефтяное; 1972
Юго-восточная часть Мелехской впадины, в 100 км к юго-западу от Александрии
Брахиантикли- наль; 5Х Х2,5 км2, ам-
плитуда 70 м
Сеноман, бахария (5 горизонтов)
Апт—неоком, бетти- аламейн (3 горизонта)
1760—1890
3257—3342
Пластовые сводовые и тектониче- ски экранированные
1
0,822
0,841
Среднее
0,840
Продолжение табл. 4.3°
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура месторождения (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3
Добыча нефти в мли. т, в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Едьма, . нефтяное; 1971
Юго-восточная часть Мелехской впадины, в 95 км к юго-западу от Александрин
Купол； 3,2Х X 3 км2, амплитуда 50 м
Апт—неоком, бетти- аламейн
2580—2600
Тектонически экранированная
0,810
0,258
Мелкое
Аламейн, нефтяное; 1966
Юго-восточная часть Мелехской впадины, в 90 км к западу от Александрин
Купол; 4Х
Х3,2 км2, амплитуда 75 M
Апт, ала- мейн
2420—2495
Массивная
0,855
0,357
Среднее;
9,5—
10 млн. т
Сеиоман, бахария
2580—2590
Пластовая сводовая
0,860
Абу-Гара- дик; нефтегазовое, 1969
Абу-Гарадикская впадина, в 210 км к юго-западу от Александрии
Брахиантикли- наль; нарушенная сбросами; 15Х 3 км2, амплитуда 400 м
Турон, абу- роаш, горизонты С, Е
Сеномаи, бахария
2800—2900
3000—3200
Пластовые, литологически и тектонически ограниченные
0,840
0,102
Крупное газовое;
60 млрд. м3. Среднее нефтяное
Абу-Сеннан, газовое; 1968
Абу-Гарадикская впадина, в 205 км к юго-западу от Александрии
Брахиантикли- наль; 11X4 км2
Турон, абу- роаш
1950
Пластовая сводовая
Не эксплуа-
Мелкое
Место- к рождение;
「OR .k открытия
Местоположение
Структура местор ожден и я (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Тнпы залежей
Плотность нефти в г/см3
Добыча нефти в млн. т> в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа
в млрд, м3
Абу-Кир, газовое; 1969
Северная часть Нижненильской впадины, в 45 км к северо-востоку от Александрии
Брахиантикли- наль; 13x6 км3
Миоцен— плиоцен, абу-мади
2470—2540
Пластовая сводовая
Не эксплуатируется
Среднее
Эль-Буссель, газовое; 1970
Северная часть Ыюкненильской впадины, в 60 км к северо-востоку от Александрии
—
Миоцен— плиоцен, абу-мади
1627—1633
Пластовая сводовая
Не эксплуатируется
Мелкое;
3 млрд, м3
Абу-Мади;
газовое; 1967
Северо-восточная часть Нижненильской впадины, в 250 км к востоку от Александрии
Брахиантикли- наль; 3,8Х
X 1,7 км2
Миоцен— плиоцен, абу-мади
3290—3600
Пластовые сводовые
Эксплуатируется с октября 1974 г.
Крупное;
20 млрд, м3
Камель- Пасс, газонефтяное;
1968
В 100 км к западу ОТ Каира
Брахиантикли- наль; 8,5Х
X 1,8 км2, амплитуда 80 м
Сеноман, бахария (2 горизонта)
361—365;
442—454
Пластовые сводовые
1
0,851
Не эксплуатируется
Про
рнр-4-Структурная карта по кровле горизонта с-внты абу， poani месторожденн 工 Абгараднк (AadlanHassan- 1972) 、I НЗОГНПСЕ горизонта Crm; 2 — разрывнне наруЕеннд" 1 продуктивные скваткннЕ
psc・'47・ s^o^ws^ss^ ^№uvs (CM・ ^sn- 4・46) месторо闕деннх Абу，
Гараанк (AaanHassan- 1972》
пласт~ сопержаЕне-— не 今 ту 2 丨 2^ >
gs-0 у Hd
Keeo 口
0-—0寸9
кАхКн 戒aOHW
8 I X
xgX-K
BEHBHaBW
—wax *KO^OS^
X-二餐н q
SOUOUA 工
，BOSOU 6KPH KHH“Kodogw
—HlfHHIHBHXBdq 00K^2 wx gg
EI-匕онкхфонdBPJdAX
о Z
§ о
оо е 5
6工Q
О к ь
。6
•Jff2e 二Н=8 Н1ФН EhlqgoT
H -XI я яв^шк 2ОИСИМ 03 = — нееех。 SNHqBhEH -1он ккао^щня^
Kz-d3】 —BAlmMgH 匚 6961。
-g』 WHWd。
(s) ％ 8 zda。 амн出 deHO。
嚏и/J H HgH ДНООИНОЧС
°3H —HBHOdHHBdHG HXOBhHHOI工0
ZUHL
寸-寸
09910m I
HopdB'WBWWBX s'n点°口OHW
w 091 E'^HIm twraM岩 м 9OX XI -quEH 'sssbKras^ra^^
и0，с^гаяс-гого О^О^^Л^О 包 —qHNBHBg
8061 JOHKK ,еен dmwoj
n я доьигае-uxmHJOH'оилифн-^акепндкз
uhhykoklo^2ХЙХН^^ОЛС9HHeqoHHEH-ФКИФЙОК-ОС©OXDBhHe
^3&^ss&£do
BdAF 工1
① HH9袂 OUOUOUB2
KHI3dxHo06нн9жоа
Т а б л и ц а 4 зз
Размещение месторождений нефти и газа в НГБ Суэцкого залива
Крупный структурный элемент НГБ
Зона нефтегазо- накопления
Структурная форма месторождения
Стратиграфическое положение продуктивных отложений
Количество месторождений нефти
Примеры месторожденИ]- нефти
Западная ступень
Рас-Гариб— Рас-Амер
Брахиантикли- нали
Миоцен, эоцен, ту- рон, нижний мел, карбон, девон
3
Рас-Гариб, Рас^Бакр, рас. Амер
Карим
Брахиантикли- наль
Миоцен, эоцен, турок
1
Карим
Шукейр—Юср
Брахиантикли- нали
Миоцен, эоцен
2
Ум-эль-Юср, Шукейр (н, г)
Гемза—Хургада
Брахиантикли- нали
Миоцен, верхний мел, кар- бон
2
Гемза, Хургада
Центральная ступень
Белаим—Марин
Брахиантикли- наль
Миоцен, сенон, ту- рон, сеноман
1
Белаим-Марии
Морган—Га- раа
Брахиантикли- нали
Миоцен
3
Эль-Морган, Амал, Рас-Га-
раа
Восточная ступень
Судр—Асл
Брахиантикли- нали, разбитые сбросами
Миоцен, эоцен
3
Судр, Матар- ма, Асл
Абу-Рудис— Абу-Дур ба
Брахнантикли- нали, сильно нарушенные, и моноклиналь, разбитая на блоки
Миоцен, эоцен, сенон
5
Абу-Рудис, Сидри, Вади- Фейран, Ее- лайм, Абу- Дурба
20
Продолжение табл. 4.34
Месторождение;
ГОД открытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Плотность нефти в г/см8 (ри); содержание серы в % (S)
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности ; начальные доказанные запасы нефти в млн. т
Хургада, нефтяное, 1913
В 55 км южнее месторождения Гемза
Брахиантикли- наль, состоящая из двух куполов； 5 X X 1 км2, 1,8 X X 1 км2
Верхний мел, абу-хад
700
Пластовая сводовая
—
С 1969 г. не эксплуатируется
Среднее;
5,5
Карбон, серии «В», «С»
740—770
Массивная
Рн — 0,880
Абу-Дурба, нефтяное;
1918
Восточный берег Суэцкого залива, в 9 км южнее залива Белаим
Моноклиналь, осложненная сбросами
Нижний миоцен
210—300
Тектонически экранированная
рн = 0,860— 0,910
С 1945 г. не эксплуатируется
Мелкое; 0,02
Рас-Гар иб, нефтяное； 1938
Западный берег Суэцкого залива, в 225 км к юго-востоку от г. Суэц
Брахиантикли- наль; 2,5Х X 1,5 км2, амплитуда 200 м (по подошве миоцена)
Миоцен, хаммам-фараон;
турон (3 горизонта); мел нижний, серия 《А》； карбон, серия《С》
430—760
Тектонически и стратиграфически экранированные
рн = 0,898— 0,910; S — 2,5
0,475
Среднее;
30
Судр, нефтяное; 1946
Восточный берег Суэцкого залива, в 45 км южнее г. Суэц
Брахиантикли- наль, разбитая сбросами
Миоцен, асл
560—580
Литологически ограниченная
—
С 1968 г. не эксплуа-
Среднее
Г 7
Миоцен, ну хул
795—815
рн = 0,936
Эоцен, лютет
830—840
Тектонически экранированная
Рн = 0,921；
S —2,0
П р одо лжение табл. 4.34
Место-
■ рождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименоваиие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
1
Типы залежей
Плотность нефти в г/см8 (рн): содержание серы в % (S)
Добыча \ нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности;
начальные доказанные запасы нефти в млн. т
Асл, нефтяное; 1948
Восточный берег Суэцкого залива, в 70 км к югу от г. Суэц
Брахиантикли- наль разбитая сбросами； 3,8 км2
Миоцеи, асл
Миоцен, нухул
Эоцен, лютет
685—693
1109—1168
927—1028
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные
ри= 0,926
рн = 0,92
С 1968 г. не эксплуатируется
Среднее;
6,25
Матарма, нефтяное; 1948
Восточный берег Суэцкого залива, в 60 км южнее г. Суэц
Брахиантикли- наль, разбитая сбросами
Миоцен, асл
400—630
Тектонически экранированные
Рн = 0,952
С 1968 г. не эксплуатируется
Мелкое;
0,25
Эоцен
910—920
Рн = 0,940
Вади-Фей- раи, нефтяное; 1949
2
Восточный берег Суэцкого залива, в 150 км к югу от г. Суэц
Брахиантикли- наль; амплитуда 200 м
Миоцен, асл
Эоцен
1970—2060
2700—2750
Пластовые сводовые и текто- нически экранированные
рн = 0,908
С 1968 г. не эксплуатируется
Мелкое;
0,5
Сен он
3080—3100
Стратиграфически экранированная
——
3
Mecio- рождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
(，трат"1、ра・ фическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
11ЛО1 НОСТЬ нефти в г/см3 (рн;； содержание серы в % (S)
Добыча нефти в mJih. т в 1974 г.
К агегори；; круп- пости； начальные до казан-
запасы нефти
в млн. т
Белаим, нефтяное; 1955
Восточный берег Суэцкого залива, в 170 км к югу от г. Суэц
Брахиантикли- наль; нарушенная многочисленными сбросами; 6, ОХ Х4,5 км2 амплитуда 100 м
Мноцен, хаммам-фараон, фейран, сидри, баба, карим, рудис (11 залежей)
1550—2700
Пластовые сводовые и литологически ограниченные
Рн = 0,910— 0,946; S — 2,1—3,6
С 1968 Г. не эксплуатируется
Крупное； 55,5
Абу-Рудис, нефтяное; 1957
Восточный берег Суэцкого залива, в 135 км к югу от г. Суэц
Брахиантикли- наль; 6X3 км2, амплитуда 400 м
Нижний миоцен, нухул (3 залежи)
2380—2690
Тектонически экранированные и пластовые сводовые
Рн = 0,910;
S — 2,2
С 1968 г. не эксплуатируется
Мелкое；
4,7
Сидри, нефтяное; 1958
В 2 км восточнее месторождения Абу- Рудис
Брахиантикли- наль; ограниченная тремя сбросами
Нижний мно- цен, нухул (3 залежи)
2450—2470
Пластовые сводовые и тектонически экранированные
рн = 0,910— 0,927
С 1968 г. не эксплуатируется
Мелкое
Рас-Бакр, нефтяное; 1958
Западный берег Суэцкого залива, в 212 км южнее г. Суэц
Брахиантикли- наль
Миоцен; южныйгариб,
хаммам-фараон,нухул;
эоцен; турон (3 залежи); нижний мел, серия «А»; кар- бон—девон, серии «В», «С», 《D»
700—1250
Пластовые сводовые, стратиграфически и тектонически экранированные; литологически ограниченные
1
Рп = 0,925— 0,960; S — до 4
0,415
Среднее； 12,0
Про до л жен и е табп. 4.34
5；
к ■Место-
Wрождение;
1ГОД
gоткрытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м 1
Типы1
залежей
Плотность 1 нефти
в ГЕ (Рн)； содержание
серы в % (S) 1
「
Добыча нефти1
в мли. тI
в 1974 г,
категория крупности;
начальные доказанные
запасы иефтн
в мли. т
Карим, нефтяное; 1958
Западный берег Суэцкого залива, в 30 км южнее месторождения Рас- Бакр
Брахиантикли- наль, ослож- ненная тремя куполами
Миоцен, рудис (3 залежи), нухул
Эоцен; верхний мел, турон
630—710
Пластовые сводовые и тектонически экра- нированные
рн = 0,900
рн = 0,950;
S — до 4
0,044
Мелкое;
2/
Белаим- Марин, нефтяное; 1961
В 150 км к юго-востоку от г. Суэц в акватории Суэцкого залива
Брахиантикли- наль, 8X3 км2, амплитуда 200 м
Миоцен, хаммам-фараон, сидр и, карим, рудис (Н залежей) ；НИЖНИЙ сеион; турок, сеноман
2160—2850
Тектонически экранированные; стратиграфически экранированные
Ри — 0,870— 0,950
С 1968 г. не эксплуатируется
Среднее;
19,3
Рас-Гараа, нефтяное;
1964
В 90 км южнее месторождения Белаим-Марим, в 4,5 км от восточного берега в акватории Суэцкого залива
Брахиантикли- наль; 4,5Х Х2 км2
Миоцеи, карим
2180—2244
Пластовая сводовая
рн =。，87
С 1968 г. не эксплуатируется
Мелкое;
0,14
ГФ
5
-
ТУНИСПлогцадь — 164 000 км2*Населенне I 5.400 млн・ человек (на 1973 г.)・х^лёо дсбЕин- нефтн — 1966 газа 丨 19「•口 06qa в 1974- нефти I 45 млн*газа 丨 оъ млрм3*Суммарная добниа на S 1975 г』и^чи 丨 33 млн*газа ——около L6 млрмз* доказанное ai^sss запасы S 】二 1975 三 нефти — 142.7 млн*总 за ——43 ^§ « колниество месторождений;: нефти ——9” газа ——2・ PF м - нефтегазоносные ^поо^ий ——^ооздио.ч^икойк^- востоин?АТЛJ сахаро’лнвн" скхйТУНИСПлогцадь — 164 000 км2*Населенне I 5.400 млн・ человек (на 1973 г.)・х^лёо дсбЕин- нефтн — 1966 газа 丨 19「•口 06qa в 1974- нефти I 45 млн*газа 丨 оъ млрм3*Суммарная добниа на S 1975 г』и^чи 丨 33 млн*газа ——около L6 млрмз* доказанное ai^sss запасы S 】二 1975 三 нефти — 142.7 млн*总 за ——43 ^§ « колниество месторождений;: нефти ——9” газа ——2・ PF м - нефтегазоносные ^поо^ий ——^ооздио.ч^икойк^- востоин?АТЛJ сахаро’лнвн" скхйвосточно—туннсскняенефтегазоноснык=басс-нтаблица 4.35 схематическиьхз§2»пнчйнхл«й^хййя» разрез отложений BOCTOqHO—тунжхкого НГЕвосточно—туннсскняенефтегазоноснык=басс-нтаблица 4.35 схематическиьхз§2»пнчйнхл«й^хййя» разрез отложений BOCTOqHO—тунжхкого НГЕM g飞о н нН h-0亡Н Sвн в串aHgsEi3811 i8 оci 1ggg§P 9 a о в оIfgя a1尸0 оVg1lM g飞о н нН h-0亡Н Sвн в串aHgsEi3811 i8 оci 1ggg§P 9 a о в оIfgя a1尸0 оVg1lпримечание. Еолее мревнне от&оженнм вяр£елах бассейна не обнажавтсм S не ВСКРЕТЫ скважннамн-примечание. Еолее мревнне от&оженнм вяр£елах бассейна не обнажавтсм S не ВСКРЕТЫ скважннамн-1 стратнграбндескне разрезы BQCTQqHOIATnaccKor。н Сахар?лнвн4ского бассейнов см • в Tas*-I-4.20・2281 стратнграбндескне разрезы BQCTQqHOIATnaccKor。н Сахар?лнвн4ского бассейнов см • в Tas*-I-4.20・228T a 6 л в * a 4.36
ТУНИС
Плогцадь — 164 000 км2*
Населенне I 5.400 млн・ человек (на 1973 г.)・
х^лёо дсбЕин- нефтн — 1966 газа 丨 19「•
口 06qa в 1974- нефти I 45 млн*газа 丨 оъ млрм3*
Суммарная добниа на S 1975 г』и^чи 丨 33 млн*газа ——около L6 млрмз* доказанное ai^sss запасы S 】二 1975 三 нефти — 142.7 млн*总 за ——43 ^§ « колниество месторождений;: нефти ——9” газа ——2・ PF м - нефтегазоносные ^поо^ий ——^ооздио.ч^икойк^- востоин?АТЛJ сахаро’лнвн" скхй
ТУНИС
Плогцадь — 164 000 км2*
Населенне I 5.400 млн・ человек (на 1973 г.)・
х^лёо дсбЕин- нефтн — 1966 газа 丨 19「•
口 06qa в 1974- нефти I 45 млн*газа 丨 оъ млрм3*
Суммарная добниа на S 1975 г』и^чи 丨 33 млн*газа ——около L6 млрмз* доказанное ai^sss запасы S 】二 1975 三 нефти — 142.7 млн*总 за ——43 ^§ « колниество месторождений;: нефти ——9” газа ——2・ PF м - нефтегазоносные ^поо^ий ——^ооздио.ч^икойк^- востоин?АТЛJ сахаро’лнвн" скхй
восточно—туннсскняенефтегазоноснык=басс-н
таблица 4.35 схематическиьхз§2»пнчйнхл«й^хййя» разрез отложений BOCTOqHO—тунжхкого НГЕ
восточно—туннсскняенефтегазоноснык=басс-н
таблица 4.35 схематическиьхз§2»пнчйнхл«й^хййя» разрез отложений BOCTOqHO—тунжхкого НГЕ
M g
飞о н н
Н h-
0亡
Н S
в
н в
串
a
H
g
s
E
i
3
8
1
1 i
8 о
c
i 1
g
g
g
§
P 9 a о в о
I
fg
я a
1
尸0 о
Vg
1l
M g
飞о н н
Н h-
0亡
Н S
в
н в
串
a
H
g
s
E
i
3
8
1
1 i
8 о
c
i 1
g
g
g
§
P 9 a о в о
I
fg
я a
1
尸0 о
Vg
1l
примечание. Еолее мревнне от&оженнм вяр£елах бассейна не обнажавтсм S не ВСКРЕТЫ скважннамн-
примечание. Еолее мревнне от&оженнм вяр£елах бассейна не обнажавтсм S не ВСКРЕТЫ скважннамн-
1 стратнграбндескне разрезы BQCTQqHOIATnaccKor。н Сахар?лнвн4ского бассейнов см • в Tas*-I-
4.20・
228
1 стратнграбндескне разрезы BQCTQqHOIATnaccKor。н Сахар?лнвн4ского бассейнов см • в Tas*-I-
4.20・
228
Хараем о— ме険图制驟將牆。h0 в…аТ
ласского НГБ,
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма： размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Тнпы залежей
Плотность нефти, г/см3
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категории крупности; начальные доказанные запасы нефти и конденсата в мкН. т, газа в млрд, м3
Восточно-Тунисский НГБ
Кап-Бон (Сиди-Аб- дер-Рах- ман), газоконденсатное; 1948
П-ов Кап-Вон, в 50 км к востоку от г. Тунис
Брахианти- клиналь;
25X9 км% амплитуда — 100 м
Ннжний мел, апт
1730—1740
Пластовая сводовая
Конденсат — 100 г/м3
0,002 млрд, м3
Мелкое;
0,25 млрд. Ар
Сиди-эль- Итайем, нефтяное; 1971
В 30 км к северо- западу от г. Сфакс
Брахианти- клиналь
Эоцен, ипр- ский ярус
2425
0,820
0,193 млн. т (вместе с Сиди- Бехара)
Среднее;
8,00 мли. т
Аштарт, нефтяное; 1971
В 80 км к юго-востоку от г. Сфакс в акватории залива Габес
Брахианти- клиналь
Эоцен, ипр- ский ярус
2850—2925
0,876
1,206 млн. т
Среднее
Сиди-Беха- ра, газонефтяное; 1972
В 20 км к юго-западу от месторождения Сиди-эль- Итайем
Брахианти- клиналь
Эоцен, ипр- ский ярус
0,193 млн. т (вместе с Сиди эль-Итайем)
Продолжение табл. 4.36
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наи менование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Плотность
Нефти, г/см*
Добыча нефти в млн. т. газа в млрд, в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти н конденсата в млн. т, газа в млрд, м®
Восточно-Атласский НГБ
Дулеб-Сем- мама, газонефтяное; 1966—1968
Тунисский Атлас в 140 км к северо- западу от г. Сехи- ра
Брахианти- клиналь северо-восточного простирания
Нижний мел,а пт,
баррем
1500 (газ),
2400 (нефть)
0,825
0,226 млн. т, газовая залежь не разрабатывается
Мелкое;
2,00 млн. т
Тамесмида, нефтяное;
1968
Тунисский Атлас в 47 км к юго-западу от месторождения Дулеб
Брахианти- клиналь
Нижний мел, баррем
1485
一
0,847
0,016 млн. т
Мелкое;
0,3 млн. т
Сахаро-Ливийский НГБ
Эль-Борма, нефтяное;
1964
Тунисская Сахара иа границе с Алжиром, в 400 км к юго-западу от г. Сфакс
Брахианти- клиналь
Средний триас
2400
Пластовая сводовая
0,825
2,477 млй. т; Среднее;
0,206 млрд, м3 40 млн. т
с РЕДИ ЗЕМНО Е f МОРЕ
...••.;：5изЕрта'：
Б
「asFC
-2%0
力
Яо^\е 囲二:;-!加 m 田
''■■-...WO-'"--.-
-4QQQ-
一 3000-
Iff
РИС. 4.57. Обзорная карта размещ^ия^нефгяных и газовых месторождений
а —з嘤殲齡кл;圖額 ^^;^- наложенные диоцен-
антропогеновые впадины и грабеньк, Керкенна; д - изогипсы кровли ДО^ем' ные сводовые поднятия. А 丁 囁噩 北 ПОдошвы мезозойских отложений в м； ж- брийского фундамента в^-и^ипсы Дых бассейноБ； u - нефть; к-
ИЗ°баТЫ в М> ^сХы ； - Восточно-Атласский; // - Восточно-Тунисский; 63/〃 一 Сахаро-Ливийский.
М5。脅漑臨謂舞蔬而黜6宀旣盛7■
При^ани^ ^орож„ 窗胃盡一вК鶏у"； Aw^-Vuo'km к севе；о- западу от Аштарта, злнза северо-востоку.
Нефтегазоносные
газ-
Характеристика
основных месторождений нефти и газа Предрифского НГБ
а б л и ц а 4.39
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Плотность нефти в г/смз (pg； газовый фактор в mЗ/t (与)
Добыча в 1974 г. нефти в млн. т, газа в млрд. Ms
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в млн. т
Айн-Хамра, нефтяное;
1918
К северу от г. Сук-эль-Ар- ба, в полосе невысоких хол- мов Рарба
Моноклиналь, осложненная разрывами
Миоцен
230—460
Пластовая тектонически экранированная
Рн = 0,810— 0,830
С 1956 г. не эксплуатируется
Мелкое
Джебель- Тзельфат, нефтяное; 1932
Рарбская впадина, в 12 км к востоку—северо-востоку от г. Сиди-Ка- сем
Антиклиналь, разбитая сбросами; 10X2 км2
Нижняя юра (2 залежи)
60—120, 300
Тектонически экранированные
ри = 0,829— 0,830
С 1955 г. не эксплуатируется
Мелкое
Бу-Драа, нефтяное; 1935
В 4 км к востоку от г. Си- ди-Касем
Антиклиналь, разбитая сбросами
Нижняя юра (2 залежи)
120—300, 500
Массивные
Рн =。, 830
С 1958 г. не эксплуатируется
Мелкое
Батон, нефтяное; 1947
В 42 км к юго- западу от г. Си- ди-Касем
Горстовый выступ фундамента
Палеозой
1000
Стратиграфически экранированные в эродированных блоках фундамента
Рн =。, 885
Не эксплуатируется
Мелкое; 0,121
Тиссеран, нефтяное; 1948
В 43 км к юго- западу от г. Си- ди-Касем
Горстовый выступ фундамента
Палеозой
900
Стратиграфически экранированные в эродированных блоках фундамента
С 1958 г. не I эксплуатируется
Мелкое;
0,001
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Т ипы залежей
Плотность нефти в г/см3 (рн)； газовый фактор в м8/т (Гф)
Добыча в 1974 г. нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в млн. т
Уэд-Мел- лах, нефтя・ ное; 1948
В 56 КМ к юго- западу от г. Си- ди-Касем
Горстовый выступ фундамента
Палеозой
565—600
Сгратнгра- фически экранированные в эродированных блоках фундамента
Рн — 0,882— 0,902
Не эксплуатируется
Мелкое; 0,073
Антиклиналь в надвиге
Нижняя юра
1200
Массивная
Рн = °, 829
0,004 млн. т (вместе с Блед- эд-Дум, Меро эль-Кхарез, Блед-Катара, Блед-Зрар, Уэд-Бет)
Сиди-Фили, нефтяное; 1950-1952
В 35 км к юго- западу от г. Си- ди-Касем
Горстовый выступ фундамента
Палеозой
1400
Стратиграфически экранированная в эродированном блоке фундамента
Рн = о, 845
Мелкое; 0,31
Антиклиналь в надвиге
Нижняя юра
1200
Массивная
Рн = 0,829
Блед-эд- Дум, нефтяное; 1952
В 29 км к юго- западу от г. Сиди-Касем
Горстовый выступ фундамента
Палеозой
1300
Стратиграфически экранированная в эродированном блоке фундамента
Мелкое; 0,7
Мерс-эль- Кхарез, нефтяное; 1951
1
В 30 км к юго- западу от г. Сиди-Касем
Горстовый выступ фундамента
Палеозой
1350
Стратиграфически экранированная в эродированном блоке фундамента
ри =0,850
Мелкое; 0,074
1.._
1
Продолжение т аб л. 4・39
Месторождение;
год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Г〃у6ина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (рн)； газовый фактор в м*/т (Гф)
Добыча в 1974 г. нефти в млн. т, газа в млрд. nP
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в млн. т
Блед~эд- Дефаа, нефтяное; 1952
В 41 км к юго- западу от г. Си- дн-Касем
Горстовый выступ фундамента
Палеозой
1700
Стратиграфически экранированная в эродированном блоке фундамента
Рн = 0,830
Не эксплуати-. руется
Мелкое; 0,02
БлеД'Ката- ра, нефтяное; )953— 1954
В 26 км к юго- западу от г. Сиди-Касем
Антиклиналь в надвиге
Нижняя юра
1400
Массивная
Рн = 0,829
Мелкое; 0,62
Горстовый выступ фундамента
Палеозой
1550
Стратиграфически экранированная в эродированном блоке фундамента
Ри =。, 825
Блед-Зрар, нефтяное;
1955
В 21 км к западу—юго-западу от г. Сиди-Касем
Антиклиналь в надвиге
Нижняя юра
1500
Массивная
Рн = 0,840
Мелкое
Горстовый выступ фундамента
Палеозой
1700
Стратиграфически экранированная в эродированном блоке фундамента
Рн ^^ 0,849
Хариша, газонефтяное;
1957
В 24 км к северо-востоку от г. Сиди-Касем
Антиклиналь, разбитая сбросами
Нижний миоцен
800
Пластовая сводовая, тектонически экранированная
Рн = 0,825;0,0003 млн. т. 1 Мелкое
僞)一750,01 млрд, м3 /
Средняя юра
1000
Таблица 441
'Характеристика основных месторождений Западно-Марокканского НГВ
-
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания продуктивных пластов в м
Т ипы залежей
Плотность нефти
В г/см3 (Рн)； состав газа в %
Добыча в 1974 г. нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд. ма
Джиир, газовое; 1957
В 54 км к востоку— юго-востоку от г. Эсса- уира
5X3 км2, амплитуда 300
Верхняя юра, оксфордский н келловейский ярусы
1000—1020
Тектонически экранированные
0,0503
вместе с кешула
Мелкое;
0,5 млрд- м3
Мелкое;
0,6 млрд, м3
Кешула, газовое; 1957
В 52 км к востоку от г. Эссауира
Купол, сильно нарушенный;
8X8 км% амплитуда 200
Средняя юра, верхний лейас
1700—1750
Массивные
СН4 — 82, № — н,2
Сиди-Рха- лем, нефтяное; 1961
В 36 км к юго-востоку от г. Эссауира
Солянокупольное поднятие; ЗХ 5 км% амплитуда 350
Средняя юра (1залежь);
верхняя юра, келловейский и оксфордский ярусное зале・ жи)
1780—1860
Массивные
ри = 0,830
0,037
Мелкое;
0,53 млн. т
3 aIfок 9So 君BigКНС ёe Кк н 口 X5 w к3N产0к产wa §E ^к Ng о4U 6 5 a p 2三h面4 g28g3g43 g31 r® a 2 g a /3 aIfок 9So 君BigКНС ёe Кк н 口 X5 w к3N产0к产wa §E ^к Ng о4U 6 5 a p 2三h面4 g28g3g43 g31 r® a 2 g a /3anaAHO—MapoKKaHCKsssнефтегазоносны十 бассейнТ а 6 nu a4D схематмческнАЛМТОЛОГО—стратнтрзфннескиА разрез3anaAHO—MapoKKaHCKsssнефтегазоносны十 бассейнТ а 6 nu a4D схематмческнАЛМТОЛОГО—стратнтрзфннескиА разрезпримечание, С востока на запад наблюдается смена прнзежно，контннентальнЕх ^wps» ьи. гунннмн н морскнмн。 ■примечание, С востока на запад наблюдается смена прнзежно，контннентальнЕх ^wps» ьи. гунннмн н морскнмн。 ■238238
3 a
If
о
к 9
So 君
Big
К
НС ё
e К
к н 口 X
5 w к
3N
产0
к
产w
a §
E ^
к N
g о
4
U 6 5 a p 2
三h面
4 g
2
8
g
3
g
4
3 g
3
1 r
® a 2 g a /
3 a
If
о
к 9
So 君
Big
К
НС ё
e К
к н 口 X
5 w к
3N
产0
к
产w
a §
E ^
к N
g о
4
U 6 5 a p 2
三h面
4 g
2
8
g
3
g
4
3 g
3
1 r
® a 2 g a /
3anaAHO—MapoKKaHCKsssнефтегазоносны十 бассейн
Т а 6 nu a4D схематмческнАЛМТОЛОГО—стратнтрзфннескиА разрез
3anaAHO—MapoKKaHCKsssнефтегазоносны十 бассейн
Т а 6 nu a4D схематмческнАЛМТОЛОГО—стратнтрзфннескиА разрез
примечание, С востока на запад наблюдается смена прнзежно，контннентальнЕх ^wps» ьи. гунннмн н морскнмн。 ■
примечание, С востока на запад наблюдается смена прнзежно，контннентальнЕх ^wps» ьи. гунннмн н морскнмн。 ■
238
238
Таблица 4.43
Характеристика основных месторождений нефтегазоносной области дельты р. Нигер lifb Гвинейского залива
Название месторождения; год открытия
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Плотность нефти в г/см3 (р£; газовый фактор в м3/т (%)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория
крупности； на-Г
чальиые доказанные запасы нефти в мли. т
Западная часть впадины дельты р. Нигер
Исаи, нефтяное; 1970
1769—2745
Рн = U,828
0,768
Мелкое
Парабе, нефтяное; 1968
1373—2501
Рн = 0,840; Гф = 243,4
1,579
Среднее
Малу, нефтяное; 1969
1464—1922
ри = 0,830; Гф = 205,5
0,908
Мелкое
Мерен, нефтяное; 1965
1525—2288
рн — 0,863; Гф = 133,3
6,303
Крупное; 68,5
Дельта, нефтяное; 1965
1708—2867
рн = 0,887; Гф = 131,3
1,937
Крупное
Дельта-Юг,нефтя ное;
1965
2166—2806
Рн = 0,835; % = 213
2,783
Крупное
Окан,газонефтяное；
1964
1678—2715
Рн = 0,850; % = 256,1
3,567
Крупное; 67,5
Меджи, нефтяное; 1965
1586—3325
Рн = 0,863; Гф = 104,2
1,133
Среднее; 15
Сагхара, нефтяное; 1970
2730
рh =0,874
0,361
Мелкое
Отумара, нефтяное; 1970
2494
Рн = 0,904
2,094
Среднее
Абитейе, нефтяное; 1970
1754—2870
Рн = 0,835
0,449
Мелкое .
Эскравос-Бич, нефтяное;
2864
рн = 0,845
0,642
Мелкое
Форкадос-Эстуари, нефтяное; 1969
2135
Рн = 0,904; Гф = 75,50
6,964
Крупное; 80
Джонс-Крик, газонефтяное; 1967
2135—2745
Рн= 0,901; Тф= 130
6,672
Крупное; 86,4
Эгва, нефтяное; 1967
2850—3200
Рн = 0,855; Гф = 84,2
1,371
Среднее
Одиди, нефтяное; 1967
3349
Рн = 0,904
2,965
Крупное
244
Продолжение табл. 4.43
Название месторождения; год открытия
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Плотность нефти в г/см3 (pj; газовый фактор в м3/т (%)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности； начальные доказанные запасы нефти в млн, т
Батан, нефтяное; 1968
3354
рн =0,928
0,934
Мелкое
Ажужу, нефтяное; 1970
4063
рh =0，876
0,18。
Мелкое
Варри, нефтяное; 1961
3740
Рн = 0,871
0,213
Мелкое
Рапеле, нефтяное; 1965
3945
Рн = 0,904
0,494
Мелкое
Амукпе, нефтяное; 1970
3775
Рн = 0,816
0,326
Мелкое
Сапеле, нефтяное; 1970
3900
Рн= 0,813
2,142
Среднее
Це1
Угелли-Запад, газонефтяное; 1959
1тральная час
2257—3111
ть впадины дельты р. Ни
Рн = 0,926; Гф = 60,9, СН&—■ 88」， С2Нб — 6,3, С3Н8 一 1,8
гер
0,358
Среднее
Угелли-Восток, газонефтяное; 1959
2420—3600
рh =0,851; rф = 200,7
1,061
Среднее
Уторогу, нефтяное; 1964
2700
Рн = 0,904; Гф = 143,1
2,095
Среднее
Осиока, нефтяное; 1967
3930
рн = 0,866
0,101
Мелкое
Эврени, нефтяное; 1967
3680
Рн = 0,904; Гф = 90,3
0,423
Среднее
Орони, нефтяное; 1964
3660
Рн = 0,915; Гф = 152,6
0,037
Мелкое
Кокор и, нефтяное; 1961
1980—3050
Рн = 0,806; Гф = 50,8
3,394
Среднее; 8,4
^^сере, газонефтяное;
2440—2745
рh =0,928; rф = 91,5
0,990
Среднее
Зриему, нефтяное; 1961
3828
Рн = 0,876; Гф = 427,7
0,356
Мелкое
°вех, нефтяное； 1964
3752
Рн = 0,893; Гф = 143,6
0,690
Среднее
^^оро, газонефтяное;
2130—3050
Рн= 0,919; Гф 二 61,4
2,253
Крупное; 51,1
О^ини, нефтяное; 1964
1787
рп = 0,950
0,269
Мелкое
245
Продолжение табл. 443Продолжение табл. 4.43
Название месторождения; год открытия
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； газовый фактор в м3/т (Гф); состав газа в %
Добыча нефти в мли. т в 1974 Г.
—-—.
Категория крупности； на- чальные доказанные запасы нефти в млн. т
Название месторождения； ГОД открытия
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Плотность нефти в г/см® (Рн)； газовый фактор в м"т (Г*)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в мли. т
Озоро, нефтяное; 1970
Узере-Запад, газонефтяное; 1960
2592
Ри = 0,876
Рн = 0,890; % = 119,4
0,132
0,894
Мелкое
Среднее
1Анара,газонефтяное,
Т1960
2880—2970
рн = 0,820;厂力=795,0; СН《一84,9, С?% — 8,5, СзН8-3,6
0,098
Мелкое
j _ 一
Агбада, нефтяное; 1960
? .
2440-3600
Рн = 0,865; Гф = 200,7
1,447
Среднее
Узере-Восток, газонефтяное; 1960
2280-2892
Ри = 0,910; Гф = 188,6
0,984
Среднее
Огута, нефтяное; 1965
3142
Рн = 0,876
1,541
Мелкое
1Обеле, нефтяное; 1964
3050
Рн = 0,922
0,041
Мелкое
Эгбема, нефтяное; 1960
2850—3200
Рн = 0,855;『ф = 151,6
0,616
Среднее
'Умуечем, газонефтяное;
1959
Нкали, газонефтяное; 1963
1770—3260
3660
рн = 0,835; Г*= 221,3； СН,— 79,6, С2Нв- 7,6, С3Н8 - 5,2
Рн 0,820; Гф = 366,5
0,807
0,173
Среднее
Мелкое
Мбеде, нефтяное; 1966
3000—3294
Рн = 0,81; Гф = 415,4
2,350
Среднее
Эбоха, нефтяное; 1965
2806—3080
Рн = 0,813; Гф 二 573,5
1,844
Среднее
Обигбо, газонефтяное; 1958
1882—3050
Рн= 0,914; Гф= 175,8
0,048
Среднее
Асса, нефтяное; 1961
3446
Рн = 0,950
0,053
Мелкое
Ахиа,газонефтяное;
1965
3200-3400
Рн 二 0,847; % = 214,6
1,008
Среднее; 13,5
Элеленва, нефтяное; 1959
2500-2600
Рн = 0,840
0,406
Мелкое
Эбубу, нефтяное; 1958
2460—2550
Рн = 0,880; Гф = 119,2
0,154
Мелкое
Обаги, газонефтяное;
1964
1830—3230
Ри = 0,882; Гф = 79,2
3,378
Среднее
Онне, нефтяное; 1965
3167
Рн = 0,847
0,093
Мелкое
Аднбава, нефтяное; 1966
3645
Рн = 0,876
0,729
Мелкое
Алакирн, нефтяное; 1959
3050
Рн = 0,863; Гф = 325,7
0,863
Среднее
Убне, нефтяное; 1970
4386
Рн = 0,871
0,381
Мелкое
Кавторн-Чанэл, нефтяное; 1963
3600
рн = 0,830; Гф = 265,8
2,259
Крупное
^^)н6нри, газонефтяное;
2440—2990
рh =。,916; rф = 64,5
0,160
Мелкое; 4,38
Бонни, нефтяное; 1959
3000—3200
Рн = 0,840
0,974
Мелкое
Пеннингтон, нефтяное; 1964
1525—3660
Рн = 0,840; Гф = 205,5
0,2
Среднее
Бодо-Запад, газонефтяное： 1Q69
2750—3200
Рн = 0,919; Гф = 137,1
0,992
Среднее; 16,06
Восточная и юго-во
Соку, нефтяное; 1958|3197
сточная части впадины де рн = 0,879
льты р. Ннге
2,02
Бому,газонефтяное;
Среднее喟1958
1920—2290
рн — 0,862—0,878;
%= 190,1; СН4- 89, С2Н6— 3,4, С3Н6 — 0,6
1,748
Крупное; 75,35
Экулама, нефтяное; 1958
Кракама, нефтяное; 1962 ^g^Ma-Крик, нефтяное;
3355
3000—3100
3720
Рн = 0,884
Рн = 0,840—0,860
рн = 0,850
1,342
0,295
0,536
Среднее
Мелкое
Мелкое
2-10Э—2970
Рн= 0,820; Тф= 151,6;
СН,— 81,7, С2Н6 — 6,2, С3Н8— 6,3
0,657
Среднее
^^л,газонефтяное;
2440—3200
рн = 0,802; Гф = 465; СН4—81, С2Н6— 6,5, С3Н8 — 5,9
0,526
Мелкое; 3,87
246
247
Название месторождения； год открытия
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Плотность иефтн в г/см3 (Рн)； газовый фактор
в м3/т (「ф)； состав газа в %
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
Категория крупности； начальные доиа- заииые запасы нефти в млн. 7
Иснмнрн, нефтяное; 1964
1800—3350
Рн= 0,882; Гф= 143,7
0,334
Мелкое
Имо-Рнвер, газонефтяное; 1959
2030—3050
Рн= 0,865; Тф= 111,6;
СН《—86,5, С2Н6 — 5,6, С3Н8- 3,1
3,622
Крупное; 82,2
Йорла, нефтяное; 1970
3635
Рн = 0,816
1,631
Среднее
Экпе, нефтяное; 1966
2288
Рн = 0,832
3,339
Среднее
Асабо, нефтяное; 1966
1650
Рн = 0,855; Тф = 159,9
2,1
Среднее
Идохо, нефтяное； 1966
2603
Рн = 0,825;「力 н 405
0,262
Среднее
Иннм, нефтяное; 1966
1804
рн = 0,837
2,141
Среднее
Убит, нефтяное; 1968
1477
Рн = 0,840;「力=97,6
1,130
Среднее
Утуе, нефтяное; 1966
2719
рн = 0,835
1,079
Среднее
Этим, нефтяное; 1968
1875
Рн = 0,832
1,617
Среднее
Продолжение табл. 4.43
Рис. 4.67. Профильный геологический разрез I —Г (см.рис. 4.66) месторождения Окан (по Cordry, Frankl, 1967)/ — граница свнт; 2 — кровля песчаников Н-5; 3 —опорные отражающие горизонты; 4 — основные н вто-ростепенные сбросы
Примечания. 1. Почти все месторождения приурочены к брахи антиклиналям, вытянутым вдоль системы сбросов, параллельных береговой линии. Залежн находятся в опущенных блоках. Залежи пластовые сводовые и тектонически экранированные. Каждое месторождение содержит в среднем 5— 10 залежей» иногда до 50. 2. Подавляющее большинство залежей связано с песчаниками свнты агбада. Мощность продуктивных пластов до 60 м, средняя пористость 30%, проницаемость 0,5 —51Д. Значительно меньше продуктивных горизонтов выявлено в низах свиты бенин и в свите аката. 3. Средний газовый фактор месторождений Нигерии — 166,4 мЗ/т.
Рис. 4.68. Геологический разрез месторождений Угелли и Афисере (по Merki, 从1972)
/ — свита беннн； 2 — свнта агбада; 3 — свита аката; 4 — отражающий сейсмический горизонт; 5 — коиседимеитационные сбросы; 6 — нефть
Рис. 2.66. Структурная карта местом рождения Окан (по Cordry, Frankl, 1967)
/ — изогипсы кровли песчаников Н-5 свиты агбада в м； 2 — сбросы； продуктивные скважины： 3 — нефтяные, 4 — газовые
Рнс. 4.69. Структурная карта месторож-дения Бому (по Cordry, Frankl, 1967)
/ — изогипсы кровли песчаников F-2 сви-ты агбада в м; 2 — сбросы; продуктивныескважины： 3 — нефтяные, 4 — газовые
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, иаимеиова- иие продуктивных отложений
Глубииа залегания нефтегазоносных пластов, м
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； содержание серы в % (S); газовый фактор в м3/т (「ф)
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в мли. т
Озурн, нефтяное; 1956
Дельта р. Огове
Солянокупольное поднятие
Ннжннй эоцен, озу-
РН
600—650
Стратиграфически н тектонически экранированные
Рн = 0,92;
S — 2,2; ^ф — 17,8
Не эксплуа-* тируется с 1968 г.
Мелкое; 0,96
Пуэнт-Кларетт, нефтяное; 1956
В районе г. Порт-Жан- тнль
Солянокупольное поднятие;
3,2X4,8 км2
Ннжннй эоцен, озу- РН
Палеоцен, нкандо
875—895
975—1023; 1085—1770
Стратиграфически н тектонически экранированные
Рн = 0,876— 0,868;
S 一 0,55； % — 53,4
0,139
Среднее
Аннмба, нефтяное; 1957
В 32 км к юго- западу от г. Порт-Жан- тнль
Солянокупольное поднятие
Ннжннй эоцен, озу-
РН
501—562
Пластовые сводовые и текто- ннческн экранированные
Рн = 0,972; S — 1,8
Не эксплуа- тируется с 1968 г.
Мелкое; 0,3
М'Бега, нефтяное; 1957
В 20 км к юго- востоку от г. Порт-Жан- тнль
Солянокупольное поднятие
Ннжннй эоцен, озу- рн
850—950
Тектонически экранированные н пластовые сводовые
Рн = 0,892; S — 1,12
Не эксплуатируется с 1969 г.
Мелкое; 2,4
К ап-Лопез, нефтяное; 1958
В 5 км к северо-западу от г. Порт-Жан- тнль
Солянокупольное поднятие
Сенон, пу- энт-кларетт
1870—1900
Лнтологнческн ограниченные
Рн = 0,873—- 0,865;
S — 0,5;
Гф 一 55,2
0,312
Мелкое; 0,72
Алевана, нефтяное; 1958
В 13 км к юго- востоку от г. Порт-Жан- тиль
Солянокупольное поднятие
Доломиты кепрока
881—899
Пластовая сводовая/
Рн = 0,860； 1 Не эксплуа- 1 Мелкое
S — 0,47/ тируется/
/ с 1968 г./
Т а б л и Ц ；i 4.47
Характеристика основных месторождений нефтегазоносной области Огове Г
Н'Ченгу, нефтяное; 1958
В 10 км к юго- востоку от г. Порт-Жан- тнль
Соляной днапнр
Ннжннй миоцен, мондорове
990—1235
Литологически j — } ограниченные 1 1 (10 нефтяных 1 и 2 газовых) 1
Ннжннй эоцен, озу- рн
1100—1120
Стратиграфически экранированная
—
0,176
Мелкое; 2,07
Сенон, пу- энт-кларетт
1152—1167
Стратиграфически экранированная
рн — 0,857;
S — 0,8;
Тф — 85,4
Батанга, нефтяное; 1960
В 90 км к юго- востоку от г. Порт-Жан- тнль
Соляной днапир
Маастрихт, эвонго
542—579
Стратиграфически экранированная
Рн = 0,832— 0,820;
S — 0,44
一
Мелкое
Н'Томбенуонн, нефтяное; 1960
В 85 км к северо-востоку от г. Порт-Жан- тиль
Соляной диапир
Сенои, пу- энт-кларетт
1600—1610
Тектонически экранированная
Рн = 0,820
Эксплуатировалось только в 1960 г. (до- бнто 305 т)—
Мелкое
Симанн, нефтяное; 1961
В 60 км к северо-востоку от г. Порт-Жэн- тиль
Солянокупольное поднятие
Палеоцен, нкандо
1150
Стратиграфически экранированная
рн = 0,857
Не эксплуатируется с 1968 г.
Мелкое
Рембо-Котто, нефтяное; 1958
В 80 км к юго- востоку от г. Порт-Жан- тнль
Брахнантн- клиналь, разбитая сбросами
Сеноман, красная свита
580
Пластовые сводовые и тектонически экранированные
Рн = 0,779— 0,792
Не эксплуатируется с 1968 г.
Мелкое
Пуэнт-Вез, нефтяное; 1961
В 70 км к северо-востоку от г. Порт-Жан- тнль
Солянокупольное поднятие
Сенон, пу- энт-кларетт
1570—1580
Лнтологнческн ограниченные
рн = 0,880
Эксплуатировалось только в 1961 г. (добыто 485 т)
Мелкое
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отлоя^еннй
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； содержание серы в % (S); газовый фактор в м3/т
(Гф)
Добыча нефтн в млн. т в 1974 г.
Категория крупности;
начальные доказанные запасы нефти в млн. т
Ангий, нефтяное; 1962
В 25 км к югу一 юго-западу от г. Порт-Жан- тиль
Солянокупольное поднятие
Сенон; пу- энт-кларетт
2209—2407
Тектонически экранированные
рн = 0,865
1,41
Среднее;
20,7
Иллигуе, нефтяное; 1962
В 20 км к юго- востоку от г. Порт-Жан- тиль
Соляной днапир
Сенон, пу- энт-кларетт
1200—1210
Экранированная соляным диапиром
Рн = 0,850
Не эксплуатируется с 1964 г.
‘Мелкое
Н'Ченгу-Оке- ан, нефтяное;
1962
В 22 км к югу— юго-западу от г. Порт-Жан- тиль
Солянокупольное поднятие
Сенон, пу- энт-кларетт
1800—1875
Пластовые сводовые и тектонически экранированные
рн = 0,860— 0,868; S — 0,8; % — 71,2
0,075
Мелкое; 0,82
Порт-Жантиль- Океан, нефтяное; 1964
В 16 км южнее г. Порт-Жан- тиль
Солянокупольное поднятие
Сенон; пу- энт-кларетт
2359—2392
Тектонически экранированные
pH = 0,857
0,189
Мелкое; 1,9
Гамба, нефтяное; 1963
В 108 км к северо-западу г. Маюмба
Брахиантн- клиналь
Апт, гамба
938—1020
Пластовая сводовая
рн = 0,862— 0,878;
S — 0,18
1,479
Среднее
Ивинга, нефтяное; 1967
В нескольких километрах к югу от месторождения Гамба
Брахианти- клиналь
А пт, гамба
914
Пластовая сводовая
Рн = 0,862, S — 0,2
1,092
Среднее
Торпнй, нефтяное； 1968
В 30 км к югу от месторождения Ангий
Брахнантн- клиналь, возможно соляноку- 1 польное 1 поднятие
Нижний се- нон, пуэнт- кларетт
2400—2600
—
pH = 0,847
0,546 j
Среднее
W Бнгорно, неф* тяное; 1§68
1 В 80 км к се1 веро-западу от 'г. Маюмба, в 6 км от берега
Брахнанти- клиналь
Ннжний а пт, гамба
980
Пластовые сводовые
—1 Не эксплуа- [ Мелкое
1 тируется 1
Ангин-Северо- Восток, нефтяное; 1969
В 12 км к югу— юго-западу от г. Порт-Жаи- тиль
Солянокупольное поднятие
Сенон, пу- энт-кларетт
1980—2140
—
рн = 0,862
1,410
Среднее
Аигий-Юго-За- пад, нефтяное; 1969
В 34 км юго—■ юго-западнее от г. Порт- Жантиль
Солянокупольное поднятие
Сенон, пу- энт-кларетт
2700—3000
—
Рн = 0,839
0,655
Мелкое
Ангий-Север; нефтяное; 1971
В нескольких километрах севернее месторождения Ангий
Солянокупольное поднятие
Сенон, пу- эит-кларетт
—
—
0,101
Мелкое
М'Еассан, газовое； 1971
В 128 км к северо-западу от г. Маюмба, в лагуне Н'до- го
Брахианти- клиналь
Нижний ант, гамба
—
—
Не эксплуатируется
—
Лусайна-Ма- рин, нефтяное; 1971
В 30 км к югу от г. Маюмба
Брахиаити- клиналь
Нижний а пт, гамба
1325—1337;
1398—1749
—
рн = 0,825
Не эксплуатируется
—
Гроиден-Ма- рин, нефтяное;
1971
В 34 км к югу от месторождения Торпий н в 40 км от берега
Брахиаити- клиналь
Маастрихт, батанга
2260—2339
рн = 0,876
3,5
Крупное; 70,0
Н'Ченгу-За- пад, нефтяное;
1971
2
5
В нескольких километрах западнее месторождения Н'Ченгу
Солянокупольное поднятие
Нижний се- нон, пуэнт- кларетт (ангий)
1820
—
—
Не эксплуатируется
一
PHP 戶72・ Схема распол。国 ення неатяннх нгазовЕХ s^ioll^ Габона а — ваходы »OW2^S»OWSH пород на поверхность- 6 丨 нзогнп^м ^П^^хЕ ных цементов 二丨 S^SJ г^^^нг 5пузнт,ю!аретп MecTOPOJKAeHHM二丨 н-томбенун-2пузнт’в>океан，® — KEeHryloKeaHjle — 6 丨 Порт.жантнль」7 — АН5й・север?восток」8 丨 узрт./^^к^лз"кеам^員 Ан八МА.ЮГО’запап- НЕен^1 Апевана 二 2 —— £ллнгуе・・ I —й^^^^ ^ ^.^^о.^о 絞 — Гро 幻覇畸+訂翁患」4骂務雪睛承JI靠龍窘需！一 2; Mme. CTPyKTypHHgh吃 Irys--腌n装辜参『战1-瑜器翡龍諄ISZAie Kacca; Jy — нрошб сеттткама; У — горст Ламберен 总 yl — Boclo，Fa§CKHH про?。PHP 戶72・ Схема распол。国 ення неатяннх нгазовЕХ s^ioll^ Габона а — ваходы »OW2^S»OWSH пород на поверхность- 6 丨 нзогнп^м ^П^^хЕ ных цементов 二丨 S^SJ г^^^нг 5пузнт,ю!аретп MecTOPOJKAeHHM二丨 н-томбенун-2пузнт’в>океан，® — KEeHryloKeaHjle — 6 丨 Порт.жантнль」7 — АН5й・север?восток」8 丨 узрт./^^к^лз"кеам^員 Ан八МА.ЮГО’запап- НЕен^1 Апевана 二 2 —— £ллнгуе・・ I —й^^^^ ^ ^.^^о.^о 絞 — Гро 幻覇畸+訂翁患」4骂務雪睛承JI靠龍窘需！一 2; Mme. CTPyKTypHHgh吃 Irys--腌n装辜参『战1-瑜器翡龍諄ISZAie Kacca; Jy — нрошб сеттткама; У — горст Ламберен 总 yl — Boclo，Fa§CKHH про?。ssssfafa3^3 порт/壬aHgnb3^3 порт/壬aHgnbPHP'7'схематмнескм='геолоп1нескнвразрез HeDFHFaTeraYWYy^ 諸飞？ 9OBe 公 Encl"。，pedia del peirio e del Gas NaiuraleVoIV"8ueIl антропоген н sso.gao—^ 7 丨 ностзвапорнтовне отложения; 3 “ ^вапорнтн верхнего an・та； 4 丨 дозвапорнтовне отложеннм; 5 — ВУНАаментPHP'7'схематмнескм='геолоп1нескнвразрез HeDFHFaTeraYWYy^ 諸飞？ 9OBe 公 Encl"。，pedia del peirio e del Gas NaiuraleVoIV"8ueIl антропоген н sso.gao—^ 7 丨 ностзвапорнтовне отложения; 3 “ ^вапорнтн верхнего an・та； 4 丨 дозвапорнтовне отложеннм; 5 — ВУНАаментfb ^ш^ L匕b ^^・ ЕЗзfb ^ш^ L匕b ^^・ ЕЗз++++用鼻気Д+++*++++用鼻気Д+++*++J0W \жанти.пь 36J0W \жанти.пь 36败0 КАКОЕ败0 КАКОЕ乂-РЕВ乂-РЕВкан3кан3л£ ол£ о应 я、2 £ и т я А л т应 я、2 £ и т я А л т-26 \6=-26 \6=Н6Н6структур—структур—++
PHP 戶72・ Схема распол。国 ення неатяннх нгазовЕХ s^ioll^ Габона а — ваходы »OW2^S»OWSH пород на поверхность- 6 丨 нзогнп^м ^П^^хЕ ных цементов 二丨 S^SJ г^^^нг 5пузнт,ю!аретп MecTOPOJKAeHHM二丨 н-томбенун-2пузнт’в>океан，® — KEeHryloKeaHjle — 6 丨 Порт.жантнль」7 — АН5й・север?восток」8 丨 узрт./^^к^лз"кеам^員 Ан八МА.ЮГО’запап- НЕен^1 Апевана 二 2 —— £ллнгуе・・ I —й^^^^ ^ ^.^^о.^о 絞 — Гро 幻覇畸+訂翁患」4骂務雪睛承JI靠龍窘需！一 2; Mme. CTPyKTypHHgh吃 Irys--腌n装辜参『战1-瑜器翡龍諄ISZAie Kacca; Jy — нрошб сеттткама; У — горст Ламберен 总 yl — Boclo，Fa§CKHH про?。
PHP 戶72・ Схема распол。国 ення неатяннх нгазовЕХ s^ioll^ Габона а — ваходы »OW2^S»OWSH пород на поверхность- 6 丨 нзогнп^м ^П^^хЕ ных цементов 二丨 S^SJ г^^^нг 5пузнт,ю!аретп MecTOPOJKAeHHM二丨 н-томбенун-2пузнт’в>океан，® — KEeHryloKeaHjle — 6 丨 Порт.жантнль」7 — АН5й・север?восток」8 丨 узрт./^^к^лз"кеам^員 Ан八МА.ЮГО’запап- НЕен^1 Апевана 二 2 —— £ллнгуе・・ I —й^^^^ ^ ^.^^о.^о 絞 — Гро 幻覇畸+訂翁患」4骂務雪睛承JI靠龍窘需！一 2; Mme. CTPyKTypHHgh吃 Irys--腌n装辜参『战1-瑜器翡龍諄ISZAie Kacca; Jy — нрошб сеттткама; У — горст Ламберен 总 yl — Boclo，Fa§CKHH про?。
ss
ss
fa
fa
3^3 порт/壬aHgnb
3^3 порт/壬aHgnb
PHP'7'схематмнескм='геолоп1нескнвразрез HeDFHFaTeraYWYy^ 諸飞？ 9OBe 公 Encl"。，pedia del peirio e del Gas NaiuraleVoIV"8ueIl антропоген н sso.gao—^ 7 丨 ностзвапорнтовне отложения; 3 “ ^вапорнтн верхнего an・та； 4 丨 дозвапорнтовне отложеннм; 5 — ВУНАамент
PHP'7'схематмнескм='геолоп1нескнвразрез HeDFHFaTeraYWYy^ 諸飞？ 9OBe 公 Encl"。，pedia del peirio e del Gas NaiuraleVoIV"8ueIl антропоген н sso.gao—^ 7 丨 ностзвапорнтовне отложения; 3 “ ^вапорнтн верхнего an・та； 4 丨 дозвапорнтовне отложеннм; 5 — ВУНАамент
fb ^ш^ L匕b ^^・ ЕЗз
fb ^ш^ L匕b ^^・ ЕЗз
++++用鼻気Д+++*
++++用鼻気Д+++*
+
+
J0W \жанти.пь 36
J0W \жанти.пь 36
败0 КАКОЕ
败0 КАКОЕ
乂-РЕВ
乂-РЕВ
кан3
кан3
л
£ о
л
£ о
应 я、
2 £ и т я А л т
应 я、
2 £ и т я А л т
-26 \6=
-26 \6=
Н6
Н6
структур—
структур—
+
+
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； удержание серы в % (S); газовый фактор в м3/т
(Гф)
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в млн. т
Гонель-Марин, нефтяное; 1972
В 10 КМ ЮГО— юго-восточнее от месторождения Гронден- Марин
Брахианти- клиналь
Маастрихт, батанга
1712
Не эксплуатируется
Мандарос-Ма- рин, нефтяное; 1972
В 20 км к юго- востоку от месторождения Гронден-Марин
Брахианти- клиналь
Маастрихт, батанга
1580
Не эксплуатируется
Гирел-Марин, газонефтяное; 1972
В 22 км к западу от месторождения Тор- пий
Брахианти- клиналь
Коньяк, пу- энт-кларетт
2580
Не эксплуатируется
Барбье-Марин, нефтяное; 1972
В 8 км к югу от месторождения Мандарос- Марин
Брахианти- клиналь
Маастрихт, батанга
1900-1954
Рн = 0,890
Не эксплуатируется
Пажо-Марин, нефтяное; 1972
В 10 км к востоку от месторождения Тор- пий
Брахианти- клиналь
Маастрихт, батанга
2720
Не эксплуатируется
Доре-Марин, нефтяное; 1972
В 22 км к северо-востоку от месторождения Торпий
Врахнантн- клиналь
Нижний се- нон, пуэнт- кларетт (ангий)
2180
Не эксплуа-
оНефтегазоносный бассейн Гвинейского залива
Таблица 4.48
飞 Сводный литолого-стратиграфический разрез нефтегазоносной области Нижнего Конго НГБ Гвинейского залива (Народная Республика Конго)
Система
Отдел
Ярус
Серия
Свита
Пачка, горизонт
Основной состав переслаивающихся пород
Максимальная мощность, м
Антропоген
Голоцен
Пески н глины аллювиальные
50
Плейстоцен
Снркус
НрС.О2ППС.И
e
Красноцветные пески с прослоями глнн и гравелитов
Красноцветные песчаники, мергели и песчанистые известняки (в средней части морского генезиса)
♦200
500
Неоген
Плноцен
Мел
Верхний
Альбский——се- нонский
Ннжннй
Аптский
Солн, в верхней части ангидриты
750
Готернвскнй, барремский
Сублиторальные песчаники (кокобнч)
Песчаники шела
Аргиллиты с прослоями песчаников (песчаники шела) н органогенных известняков
300
Валанжнн- скнн
Аргиллиты с прослоями песчаников
1000
Аргнллнты песчанистые, слюдистые с прослоями песчаников и конгломератов
400
Черные аргиллиты
Аргиллиты черные..
100
Песчаники, конгломераты
300
Докембрийский фундамент
Т а б л н и. а 4.49
Распределение нефтегазоносности по разрезу отложений нефтегазоносной области Нижиего КонгоНГБ Гвинейского залива
Стратиграфическое положение продуктивной толщи
Наименование продуктивной толщи
Мощность продуктивной толщи, м
Литологический состав продуктивной ТОЛЩИ и коллекторов
Количество пластов-коллекторов в продуктивной толще
Характеристика пластов- коллекторов
Примеры месторождений ,содержащих залежи нефти (н), газа (г)
Мощность, м
Пористость, %
Проницаемость, мД
Сенон
350
Песчаники, алевролиты с прослоями аргнллнтов
3
80—130
25
—
Эмерод (н)
Альб—сеноман
120
Песчаники
1
80
—
—
Лоанго (н)
Готернв—баррем
Песчаники
шела
300
Песчаники н органогенные известняки
1
27
20
2000
Пуэнт-Инднен (н, г)
Таблица 4.50
Характеристика месторождений нефтегазоносной области Нижнего Конго НГБ Гвинейского залива
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (pj；「а- зовый фактор в м3/т (Гф)； содержание серы в % (S)
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные запасы нефти в мли. т, газа в млрд. ма
Пуэнт-Ин- диен, газонефтяное;
1957
В 16 КМ к северу от г. Пуэнт-Нуар
Северная периклиналь купола
Готерив- баррем, песчаники шела
1364—1370
Пластовая, лнтологнче- ски экранированная
Рн = 0,842;
「Ф — 85; S — 0,2
0,011
Мелкое;
1,0 млн. т Мелкое;
0,4 млрд, м3
Эмерод, газонефтяное; 1969
В 20 км к югу от г. Пуэнт- Нуар, в акватории при глубине океана 60—70 м
Брахиантн- клнналь;
16X5 км2
Сенон
190—540;
3 горизонта
Пластовые сводовые
рн = 0,920;
「Ф = 12—18;
S —0,2
2,718
Крупнейшее;
100 млн. т (геологические запасы около 1000 млн. т)
Лоанго, нефтяное; 1972
В 70 км к северо-западу от г. Пуэнт-Нуар
Альб—сеноман
700—900
——
Нефть
Не эксплуатируется
Среднее; 11,0
Я3京1谨Я3京1谨V2HV2H1ок к R м н н Не Не ОРСК о к广 нм? ^产^Т с А о g g-•S3й>口К：а^ рМси口«Sчэ§п^忑^КОg^кв3к：д円н 0т0Q НнЯН с q 0а532д§ § Rн旦Н 3 g ЕМ Н Сg к о ®в a q千g нggо2 О о2 ОЯ а §м '盯11ок к R м н н Не Не ОРСК о к广 нм? ^产^Т с А о g g-•S3й>口К：а^ рМси口«Sчэ§п^忑^КОg^кв3к：д円н 0т0Q НнЯН с q 0а532д§ § Rн旦Н 3 g ЕМ Н Сg к о ®в a q千g нggо2 О о2 ОЯ а §м '盯1T aOx 3 К n a45T aOx 3 К n a45
Я
3京1谨
Я
3京1谨
V2H
V2H
1
о
к к R м н н Не Не О
РСК о к广 нм? ^产^
Т с А о g g-
•S3
й>
口
К：
а
^ рМси口
«Sчэ§п
^忑^
КОg^к
в3к：д
円н 0т0
Q Н
нЯ
Н с q 0
а53
2д
§ § R
н旦Н 3 g Е
М Н С
g к о ®
в a q千
g н
g
g
о
2 О о
2 О
Я а §
м '盯1
1
о
к к R м н н Не Не О
РСК о к广 нм? ^产^
Т с А о g g-
•S3
й>
口
К：
а
^ рМси口
«Sчэ§п
^忑^
КОg^к
в3к：д
円н 0т0
Q Н
нЯ
Н с q 0
а53
2д
§ § R
н旦Н 3 g Е
М Н С
g к о ®
в a q千
g н
g
g
о
2 О о
2 О
Я а §
м '盯1
T a
Ox 3 К n a
4
5
T a
Ox 3 К n a
4
5
Таблица 4.56
*Характеристика основных месторождений нефтегазоносной области Нижнего Конго НГБ Гвинейского залива
Месторождение; год открытия
Местоположение месторождения
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупности
Пиида, нефтяное; 1966
В 125 км к северо-западу от г. Амбризети
Нижний мел, пинда
2040—2050
Пластовая сводовая
0,876
0,088
Мелкое 1
Кабека-да-Кобрах, нефтяное； 1969
В 100 км к северо-западу от г. Амбризети
Нижний мел, пинда
1280—1360
Пластовая сводовая
0,825
0,042
Мелкое
Куингуила, нефтяное; 1972
В 20 км к северу— северо-востоку от месторождения Кабека- да-Кобрах
Нижний мел, пинда
1500—1510
Пластовая сводовая
0,850
0,256
Мелкое 1
МалонгО'Север, нефтяное; 1966
В 25 км северО'Запад- нее г. Кабинда
Верхний мел, лейб
450
—
0,915
2,201
Крупное 2
Нижний ме% лукула и тока
1850
0,844
Малонго-Юг, нефтяное; 1966
В 20 км северо-западнее г. Кабинда
Верхний мел, лейб
420—480
—
0,915—0,844
0,621
Среднее 2
Малонго-Запад, нефтяное; 1969
В 30 км северо-западнее г. Кабинда
Верхний мел, лейб
540
Шнурковые (рукавообразные)
0,915—0,844
4,367
Крупное 2
Нижний мел, лукула и тока
2500
1 Суммарные извлекаемые запасы по этим месторождениям составляют 1 мли. т.
2 Суммарные извлекаемые запасы по месторождениям Кабинды составляют 152 млн. т (1974 г.).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Африка. — В ки.： Ресурсы нефти и газа капиталистических н развивающихся стран. М. «Недра», 1974, с. 61 — 105. Авт.： Л. Д. Виноградов， В. И. Высоцкий, А. Г. Селицкий, Р. Б. Сей- фуль-Мулюков.
Балдуччи А., П о м м и е р Ж- Нефтя- ное месторождение Хасси-Мессауд, Алжир.— В кн.： Геол, гигантских м-иий нефти и газа. М., «Мнр», 1973, с. 382 — 393.
Варенцов М.母 Африка. — В кн. Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран. М., «Недра», 1971, с. 228 — 282.
Варенцов М.. И., Рябухин Г. Е., Алиева Е. Р. Новые данные по нефтегазоносности Ливии. — «Геол, нефти и газа», 1969, № 6, с. 53-56.
Высоцкий И. В., Астрова Н. В. Газовые месторождения зарубежной Европы и Африки. — В ки.: М-ния горюч, полезн. ископаемых. М., ВИНИТИ, 1969, с. 71 — 176.
Геология и нефтегазоносность Алжир- сКнх Атласов. М., «Недра», 1971. 256 с. Авт.： М. М. Алиев, Н. Аит. Лаусин, Р. Б. Сейфуль- Мулюков и др.
Геология и нефтегазоносность Алжирской Сахары. М., «Недра», 1971. 328 с. Авт.: М. М. Алиев, Н. Аит. Лаусин, М. В. Корж и др.
* Геология и полезные ископаемые Африки. М., «Недра», 1973, 543 с.
Г у р к В., Р е й р Д. Нефтепоисковое исследование в прибрежной зоне Габона (Экваториальная Африка). — XX Междунар, геол, конф. Материалы по геол, нефти. Т. IV, М., Гостоптехиздат, 1958, с. 142—151.
М а г л о й р Ф. Газовое месторождение Хас- сн-Р'Мель. Алжир. — В кн.: Геол, гигантских м-ний нефти и газа. М.г «Мир», 1973, с. 394 — 404.
Нефтегазоносные бассейны Африки н прогнозная оценка их ресурсов. М., ВИЭМС, 1972. 49 с. Авт.: М. Ш. Моделевский, Н. А. Калинин, Ю. Я- Кузнецов и др.
П э г а и ж *., Р е й р Д. Месторождения иефти Габона и бассейна Конго. — V Междунар. нефт. коигр. Т. I. М., Г ост оптехиздат, 1961, с. 18 — 34.
«Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol»., 1967, vni ~ No. 5, p. 719-730.°L 5,
С о r d г у E. A., Frankl E. J. The № Delta Oil Province: Recent developments offsk^r and onshore. — VII World Petroleum Cone•少 vol. 1, 1967, p. 195 — 209.京议工
D u m о п E. Note sur I'anticlinale de v- Abder-Rahmane an Cap Bon. C. R. XIX 由 longr. gGol. intern. 1952. f. 16, Alger, 1953. p 醤$•
Робертс Дж. Месторождение нефти Амаль, Ливия. — В ки.: Геол, гигантских м-ний нефти и газа. М., «Мир», 1973, с. 344 — 353.
Рябухин Г. Е., Алиева Е. р. Нефть Ливии. — «Нефт. хоз.》，1969, № 10, с. 69 — 71.
Санфорд Р. Нефтяное месторождение Сарир — сюрприз пустыни. — В кн.: Геол, гигантских м-ний нефти и газа. М., «Мир», 1973, с. 354 — 381. ■
Соколов Б. А. Нефтегазоносные бассейны Африки. — В кн.: Нефтегазоносные бассейны земного шара. М., «Недра», 1965, с. 387 — 424.
Тектоника Африки. М., «Мир», 1973, 540 с.
Успенская Н. Ю., Та у с о и Н. Н, Африка. — В кн.: Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран. М.., «Недра», 1972, с. 79—105.
F r e s e r W. W. Geology of the Zelten FjeId North Africa, Elsevier Pub. Co., 7th World Pefrz' Cong. Proc., Mexico, vol. 2, 1967, p. 194一2；；* ,G a i n e t t e G. Le development du champ d'Emeraude an Congo premiers resultats Ra”， de l'association du petrole. No. 217, p. 23 — 9^
Gillespie 1., Sanford R. M. Th； Geology of the Sarir oilfield, Sirte Basin, Lbia' Elsevier Pub. Co., 7th w。门d Petrol. Cong Pg。 Mexico, vol. 2, 1967, p. 181 —193.'
H a n t e г G., Remarks on the oil accumulations in the Gulf of Suez and Red Sea Districts Egypt. 6th Arab Petrol. Congr., Baghdad, I9R7' Paper No. 45 (B-3).'
Hospers J. The geology of the Niger Delta area. The geology of the east Atlantic Con- tinental margin; vol. 4, Africa: Great Britain Inst. Geol. Sci. Rept. No 70/16, 1971. p. 121-142
К i e k e R M., W i n n。c k E. Le champ de e'Oued Gueterini. Symposium sobre yacimientos de petroleo у Gas. XX Cong. Geol. Intern. Ed. E. J. Guzman, t. 1, Africa, Mexico, 1956, p. 23 — 41.
Lardenois L. M.., Levy R. G., R a • m e t t e C. L. Gisements de petrole du Maroc. Symposium sobre aycimientos de petroleo у Gas. XX Cong. Geol. Intern., Ed. E. J. Guzman, Africa, Mexico, 1959, p. 191—212.
Les gisements de petrole de Sfax. Syrie et monde arabe, 1971, vol. 18, No. 210, p. 68—69.
Levy R. G. Comparaison entre certains gisements d'hydrocarbures de LTtalie du Nord et du Rharb marocain. Atti del settimo convegno najionale del Metano e del PetroIio, vol. 1, Taormina, 1952, p. 38 — 46.
Masson M. P. L'exploration petroliere en Angola Revu 1'Assiciation fraucaise des techni- ciens du petrole, No. 212, 1972, p. 21 — 40.
M e r k i P. Structural geology of the Cenozoic
Niger Delta. Ist Conf. African Geology,【badan, December. 1970, p. 635—6 46.
Murat R・ Stratigraphy and paleogeodgraphy of the Cretaceous and Lower Tertiary in southern Nigeria: in Ist Conf. African Geology, Ibadan, December, 1970—71, p. 251—266. .
Paraschiv D. Unele aspecte geologice si petrolifere ale bazinului. Essaouira (Maroc). Petrol si Gaze, vol. 24, No. 7, p. 404—409.
Reyment R. A. The, age of the №ger Delta: 24th inter. Geol. Cong., Montreal, Proc. Sec. 6. Stratigraphy and Sedimentology, 19"，
5
БЛИЖНИЙИСРЕДНИЙВОСТОК
Хайн В. Е. Африка. — В ки.: Региональная тектоника. М., «Недра», 1971, с. 371 — 523.
A a d 1 а и d A. J., Hassan A. A. Hydrocarbon potential of the Abu Gharadig Basin in the Western Desert Arab Republic of Egypt. Eighth Arab Petrol. Congr. Algiers, 1972. Paper No. 81 (B-3).
Alonso M., C h a n u t C. Le gisement du Petrole du Djebel Onk. Publ. Serv. Geol. Algerie. N-lle serie. Bull. No. 35, 1967, p. 6 —12.
Better prospects in Tunisia. Petrol. Press. Serv., 1972, vol. 39, No. 5, p. 174—177.
Brognon G. P., V e г r i e г G. V. Oil and Geology in Guanza Basin of Angola. — «Bull. Amer. Assoc. Pertol. Geol.», 1966, vol. 50, No. 1, 1966, p. 108—158.
С о n п a n t L. C., Goudarzi О. H. Stratigraphie and tectonic iramcwork of Libin.—
P' g'li" R., Zaki S. The Distribution of the Miocene Rock Units of the East Belayim °" Field. East Coast Gulf of Suez U. A. R. 6：忠脅 Petrol. Congr., Baghdad, 1967. Paper No 43 (B-Jb
Short K. S-, S t a u b 1 e A. J. Outlnie of Geology of Niger Delta Bull Amer Assoc. Petrol. Geol., vol. 51, No. 5, 1967, P- 76^V?：
Terry C. E・，Williams J. J. The Idris «А» Bioherm and Oilfield, Sirte Basin, % bya — its Commercial Development, Regional Paleocene Geologic Setting and Stratigraphyc 二 in «The Exploration for Petroleum in Europe and North Africa», London, 1969, p. 31 — 48.
V a 1 a t R. Le pCtrole au Gabon et an Congo- Chemie and Industrie, vol. 95, No. 2, 1966, p. H5 —
Idris «А»
123.
g
Нефтегазоносные (НГБ) и потенциальные
Название бассейна; год установления ' промыш-леиной нефтегазоносности
Географическое н административное положение
Размеры (ширина в км; длина в км; площадь в км2； объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа); максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн
Возраст нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
нефти
газа
Месопотамский (Персидского залива) НГБ; 1902
Аравийский п-ов, Персидский залив; Турция, Сирия, Ирак, Иран, Иордания, Саудовская Аравия, Кувейт, Катар, Бахрейн, Объединенные Арабские Эмираты, Оман, Йемен
1150—1380; 2760; 3 284 605 (в том числе акватория 239 000 км2); 18 273 630
Пограничный
KZ, MZ, PZ, PR3; PR3 W12 км (в среднем 6 км)
Т3,〕2-3，
К1-2， °2，
03-Ni
143
11
Центральноиранский (Деште-Ке- вир) НГБ; 1951
Пустыня Деште- Кевир； центральная часть Ирана
150—450;550;
118 750; 712 500
Впадина эпиплат- форменного ороге- на (?)
KZ, MZ, PZ, PR3W； 10—11 км (в среднем 6 км)
NT3
2
1
Южно-Каспийский
НГБ1; 1971
Иранское побережье Каспийского моря; Иран
25—160;800;
43 750 (в том числеакватория
17 500км2);
262 500
Впадина со срединным массивом
KZ, MZ, PZ (?)； около 22 км (в среднем 15 км)
J-Ki
Нефтепро- явления
1
Каракумский НГБ1; 1968
Крайни северо- восток Ирана, в 75 км к востоку от г. Мешхеда;
Иран
65;125;3800；
15 200
Пограничный
KZ, MZ; >5 км (в среднем 〜4 км)
J2-3—Ki
1
Восточио-Черио- морский НГБ 1
Южное побережье Турции, акватория Черного моря
30—75; 250; 8375; (в том числе акватория 5625 км2 33 750
Впадина со срединным массивом
44，М^, PZ (?); 1J Нефтепро- 1
км (в среднемявления
〜6 км)//
Восточно-Среди- земноморский (Западно-Аравийский) НГБ; 1955
Восточное побережье Средиземного моря; западная часть Сирии, западные части Ливана и Иордании, Израиль
50—100; 725;
452 560 (в том числе акватория 100 000 км2)
Платформенный полуграбен
KZ, MZ, PZ, PR3W；〜7 км (в среднем 5 км)
J2, к, '
4\
2
Фракийский НГБ; 1940—1950
Мраморное море; европейская часть Турции
280; 140; 36 250 (в том числе акватория до глубины 500 м — 11000 км2); 181 250
Сложнопостроен- ная межгорная впадина
KZ, MZ, PZ; 〜7 км (в среднем 5 км)
Р2-3
Нефтепро- явлеиия
1
АданскийНГБ;
1960
Юго-восток Анатолийского п-ова; Турция
20—140;175;
31 000 (в том числе акватория
10 500 км2) 155 000
Внутрискладчатый грабен
KZ, MZ, PZ (?)； =9 км (в среднем 5 км)
№
1
1
Туз-Гол (Тузла- Гол) ПНГБ
Центральная часть Анатолийского п-ова; Турция
200; 550; 71 250 (в том числе акватория 1250 км2); 213 750
Сложнопостроен- ная межгорная впадина
KZ, MZ, PZ；
>5 км (в среднем 〜3 км)
Р, №
Нефтепро- явления
Восточно-Анато- лийский ПНГБ
Восточная часть Анатолийского п-ова; Турция
60—175; 600;
71 560 (в том числе акватория 3760 км2); 625 000
Сложнопостроен- ная межгорная впадина
KZ, MZ, PZ; 15 км (?) (в среднем 10 км (?))
К, N
Нефтепро- явления
* Все показатели приведены только для ближне- или средневосточных частей этих НГБ за пределами Ближнего Востока (в СССР).
Восточио-Черноморском НГБ месторождения
открыты
,Крупный структурный элемент НГБ
Район иефте- газонакоп- ления
Структурная форма
Стратиграфическое положение продуктивных отложений
Количество месторождений
Примеры месторождений
нефти
газа
нефти
газа
Газиантепская впаднна
Пологие брахиантн- клинали
Маастрихт
2
Кяхта, Адыяман
Передовой прогиб Восточного Тавра
Сииртский
Асимметричные антиклинали, наклоненные на юго-запад и юг; по мере удаления от Восточного Тавра становятся положе и сокращаются в размерах
Палеоцен — верхний мел, верхний Маастрихт, нижнийМаастрихт,
турон—альб
24
1
Сельмо, Раман, Гарзан-Джермнк, Магрип
Додан
Размещение месторождений нефти и газа в Месопотамском НГБ
Т а^б л и ц а 5.5
2000О2000 仞勿60008000М2000О2000 仞勿60008000МРис. 5.3. Геологический разрез /—/ (см. рис, 5・1)：иерез северную часть Месопотамского НГБРис. 5.3. Геологический разрез /—/ (см. рис, 5・1)：иерез северную часть Месопотамского НГБ} — разрывы н Глубинные нарушения (по гравитационным данным); 2 — выступы докембрийского фунда- 埼мента (по геофизическим данным),1 — Аравийская Платформа: Д — Рутбинский свод, 5 — склон Аравийской платформы; // — Месопотамский краевой прогиб: В — внешняя зона Месопотамского прогиба, Г — внутренняя зона Месопотамского прогиба; Д — геоантиклиналь Загрос} — разрывы н Глубинные нарушения (по гравитационным данным); 2 — выступы докембрийского фунда- 埼мента (по геофизическим данным),1 — Аравийская Платформа: Д — Рутбинский свод, 5 — склон Аравийской платформы; // — Месопотамский краевой прогиб: В — внешняя зона Месопотамского прогиба, Г — внутренняя зона Месопотамского прогиба; Д — геоантиклиналь Загрос
2000
О
2000 仞勿
6000
8000
М
2000
О
2000 仞勿
6000
8000
М
Рис. 5.3. Геологический разрез /—/ (см. рис, 5・1)：иерез северную часть Месопотамского НГБ
Рис. 5.3. Геологический разрез /—/ (см. рис, 5・1)：иерез северную часть Месопотамского НГБ
} — разрывы н Глубинные нарушения (по гравитационным данным); 2 — выступы докембрийского фунда- 埼мента (по геофизическим данным),
1 — Аравийская Платформа: Д — Рутбинский свод, 5 — склон Аравийской платформы; // — Месопотамский краевой прогиб: В — внешняя зона Месопотамского прогиба, Г — внутренняя зона Месопотамского прогиба; Д — геоантиклиналь Загрос
} — разрывы н Глубинные нарушения (по гравитационным данным); 2 — выступы докембрийского фунда- 埼мента (по геофизическим данным),
1 — Аравийская Платформа: Д — Рутбинский свод, 5 — склон Аравийской платформы; // — Месопотамский краевой прогиб: В — внешняя зона Месопотамского прогиба, Г — внутренняя зона Месопотамского прогиба; Д — геоантиклиналь Загрос
Таблица 5.6
Характеристика основных месторождений Месопотамского Н ГВ
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных горизонтов
Глубина залегания нефтегазоносных пласюв или пачек в м： их количество
Типы залежей
Плотность нефти, г/см3
Добыча 1 нефти в млн. т 1 в 1974 г.
Начальные доказанные запасы нефти в млн. т
Седьмо, нефтяное, 1962
В 25 км к северо-востоку от Батмана
Антиклиналь
Верхний мел, синан, гарзан
1510—1830; 1
Сводовая массивная
0,849
0,42
〜50,0
Гарзан-Джер- мнк, нефтяное; 1958
В 25 км к востоку от Батмана!
Антиклиналь
Верхний мел, джермав
2450—2600; 1
Сводовая массивная
0,895
0,16
—
Магрнп, нефтяное; 1960
В 10 км на северо-запад от месторождения
Гарзан-Джермик
Антиклиналь
Верхний мел, гарзан
1990—2020; 1
Сводовая массивная
0,946
0,06
——
• Бати-Раман, нефтяное; 1961
В 9 км к югу от Батмана
Антиклиналь
Верхний мел, гарзан
1351—1411； 1
Сводовая массивная
0,965
0,27
〜20,0
Курталан, нефтяное; 1961
В 20 км к северо-западу от Сиирта
Антиклиналь
Верхний мел, гарзан
1640—1710
Сводовая массивная
0,860
—
——
Силиванка, нефтяное; 1962
В 25 км к северо-востоку от Батмана
Антиклиналь
Верхний мел, гарзан
3033; 1
4039; 1
Сводовые массивные
0,91 — 0,94
0,08
Раман (Раман- Даг), нефтяное;
1940
В 30 км к юго-востоку от Батмана на левобережье Тигра
Антиклиналь
Верхний мел, мардин
1300—1600; 3
Сводовая массивная
0,926— 0,935
0,16
〜10,0
Каякон, газонефтяное; 1961
В 25 км к северо-востоку от Днярбакыра
Брахиан- тнклнналь; 5Х 10 км2
Верхний мел, марднн
1781—1815; 1
Сводовая массивная
0,830— 0,850
0,09
—
Западный Кая- кой (Бати-Кая- кой), газонеф- 妓 тянпе: 1964
В 5 км к югу от месторождения Каякой, ближе к руслу Тигра
Брахнан- тнклнналь; 2Х 5 кма
Верхний мел, мардин
1600; 1
Сводовая массивная
0,839— 0,850
0,17
—
2 9 2
Распределение нефтегазоносности по разрезу отложений Месопотамского НГБ
Таблица 5.8
Стратиграфическое положение продуктивной толщи
Наименование продуктивной толщи
Мощность продуктивной толщи, м
Литологический состав продуктивной толщи и коллекторов
Количество пластов или пачек коллекторов в продуктивной толще
Характеристика коллекторов
Примеры месторождений, содержащих залежн нефти (н), газа (г)
Мощность, м
Пористость, %
Проницаемость, мД
Нижний миоцен
Джери бе
220
Доломитизирован- ные известняки
]
50
5—25
10—1000
Джибисса (г, н)
Верхний мел
Шираииш, массивный известняк
300—400
Известняки рифогенные
1—2
100—400
0,05—20
一
Суэдия (н), Румелан (н)
Верхняя юра
—
Известняки
1
Г)С-СуХ"ИЯ (г)
Нижняя юра
Бутма
150
Доломиты кавер- нозные
1
130—150
4—13
——
Карачок (г, и)
Верхний триас
Курачиие
350—450
Доломиты кавернозные
1
100—220
5—13
——
Румелан (г, н),
Размещение месторождений нефти и газа в Месопотамском НГБ
Таблица 5.9
Крупный структурный элемент НГБ
Район яефтегазоиакоп- леиия
Структурная форма месторождения
Стратиграфическое положение продуктивных отложений
1 Количество 1 месторождений
Примеры месторождений
нефти
1 газа
нефти
Зона сочленения платформы и внешнего борта Месопотамского краевого прогиба
Камышлинский
На внешнем борту прогиба антиклинали иногда осложнены разрывами; на окраине платформы — пологие 2брахианти- клинали “
Нижний миоцен, верхний мел, нижняя юра, верхний триас
8
Румелан, Карачок, Суэдия
Предпальмирский прогиб
Одно изолированное месторождение
Антиклиналь
Верхняя юра,j
Эс-Сухиа
Таблица 5.\0
Характеристика основных месторождений Месогютамского Н1Ъ
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (рн); газовый фактор в (气)
Добыча нефти в мли, т в 1974 г.
Начальные доказанные запасы нефти в млн. т; газа в млрд, м3
Карачок, газонефтяное; 1956
Северо-Восток I Сирии, район горы Карачок
Камыш
Антиклиналь;
ЗХ 23 км2
линский район Верхний мел, массивный известняк
нефтегазона к 1700—2000;
1
опления
Сводовые массивные
Ри = 0,930; Гф= 30
8,23 (вместе с месторождениями Суэдия и Ру- мел ан)
147,8 МЛН. Т；
0,64 млрд, м3
18,1 млн. т;
0,84 млрд, м3
Нижняя юра, бутма
2835—2985;
1
Ри = 0,920— 0,974;
Гф= 30
Верхний триас, курачине
3207—3300;
1
рн = 0,870?
Гф = 100
1,1 млн. т;
0,1 млрд, м3
Суэдия, газонефтяное; 1959
2
В 15 км к западу от месторождения Карачок
Антиклиналь;
5Х 14 км2
Верхний мел, массивный известняк
1575—1590; 1
рн = 0,905— 0,916;
Гф=27
133,6 млн. т;
6,9 млрд, м3
Ннжняя юра, бутма
2800—2850;
1
ри = 0,849;
% = 30
28,1 млн. т;
0,2 млрд, м3
Верхний триас, курачине
3150—3200;
1
рн = 0,867;
Гф = 100
18,3 млн. т;
1,6 млрд, м3
2
9
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложеинй
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м; их количество
Тнпы залежей
Плотность нефти в г/см3 ("н); газовый фактор в м'/т (Гф)
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Начальные доказанные запасы нефти в млн. т; газа в млрд, м3
Румелан, газонефтяное; 1962
В 15 км к юго- западу от месторождения Карачок
Антиклиналь;
4X9 км2
Верхний мел, массивный известняк
1460—3000;
1
Сводовые массивные
рн н 0,795— 0,936;
「色=54
—
21,5 млн. т;
0,2 млрд, м3
Верхний триас, курачине
3020—3200;
1
рн =■ 0,893; 「由=100
6,5 млн. т;
0,6 млрд, м3
Джибисса, газонефтяное; 1968
В 45 км к востоку—юго-востоку от пос. Хассеке
Антиклиналь
Нижний миоцен, джерибе
761; 1
Сводовая пластовая
—
89,4 млн. т;
0,54 млрд, м3
Верхний триас, курачине
1829; 1
Сводовая
массивная
Рн = 0,916; Гф- 100
一
14,5 млн. т;
1,3 млрд, м3
Хурбет, газонефтяное; 1963
В 54 км к северо-востоку от пос. Хассеке
Антиклиналь;
2X8 км3
Верхний триас, курачине
2975—3035;
1
Сводовая
Рн = 0,936; %= 30
—
1,2 млн. т;
0,1 млрд, м3
Хамза, газонефтяное; 1962
В 3—5 км к югу от юго-восточной периклинали месторождения Ка- рачок
Антиклиналь
Верхний мел, массивный из
вестняк
1035—1998;
1
Сводовая
Рн = 0,929;
『6=8
—
21,4 млн. т;
0,02 млрд, м3
Деррик, газонефтяное; 1962
Эс-Сухна, газовое 1; 1967
1 При ис
Пос. Деррик, в 12 км к северу от месторождения Карачок
В 65 км к северо-востоку от г. Пальмира
пытаиии получено
Брахианти- клиналь;
8Х 10 км2
Брахианти- клиналь;
2Х 5 км2
0,5 млн. м3/сут;
Верхний мел, массивный известняк
Предпальмирск
Верхняя юра
месторождение зак
2537; 1
ий прогиб
1450; 1
онсервировано.
Сводовая
Сводовая массивная
рн = 0,925—
0,980
% = 30
«
3,2 млн. т;
0,08 млрд, м3
Л
^^5 шш^ ^27
Р0с・ 5.6・ поперенньаразрез
месторо 民ьення Карадок
;нзвестнхкн” 2 — Aoi範ly龍飞
4§
4§
80。
72§
76。
20s
24。。
28Q0
4 — неет--5 丨 га--6 — раз.
$、KZ用3 Ш-日5出6
33 -- baHmilapu.
Ream аарс
国 田
м--т
K吉
Сар。
рнс・■■nonepeqHb*разрез мест。-
BHKL4S
-о民дення Румелан
j I нзвестнякЕ 2 — допомнт^」^п 餌*ндрнтс“
4 I нееть;5 I газ】
3，
/Таблица 5.14
一…Характеристика основных месторождений Месопотамского НГБ
Месторождение; ГОД открытия
(Местополо- жеи не
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； газовый фактоо в м3/т (Гф)； мот- ность конденсата в г/см3
®к)
Добыча в 1974 г. нефти в мли. т, газа в * млрд, м3
Начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т( газа в млрд, м3
Кнркук, газонефтяное; 1927
В 120 км к юго-востоку от г. Мосул
Антиклиналь; 3+4Х 96 км2, амплитуда поднятия 305— 610 м
Нижиий миоцен——эоцен, кальхур + ев- фрат
320—729;
1
Сводовые массивные
pH = 0,845
45,57 млн. т
(На 1/1 1975 г.— 2185 млн. т; 78,9 млрд, м3, в том числе растворенный — 73,8 млрд, м3, в газовых шапках —5,1 млрд. м3)
Верхний мел, шираниш
770—1058;
1
Рн = 0,860
Нижний мел, камшука верхняя
1275—1375;
1
Сводовая
Рн = 0,852
Чиа-Сурх, нефтяное;
1902
В 5 км к северо-востоку от пос. Чиа-Сурх
Антиклиналь; 8X25 км2
Миоцен, фарс верхний
141
Сводовые
—
Средний миоцен, фарс нижний
645—2315; ]
Тф = 300
Нафт-Хана -нефтяное; 1919
В 40 км к югу от г. Ханекин
—
Антиклиналь;
1,6X13 км2
Средний миоцен, фарс нижний
610—650; 2
Ри = 0,81 — 0,82
(На 1/1 1974 г.—
8,4 млрд, м3)
Нижн ий миоцен—средний эоцен, кальхур
760; 1
0,54 млн. т ：
Сводовая массивная
Рн = 0,810；
Гф = 106,8
—
Продолжение табл. 5.14
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, иаимеиование продуктивных отложений
.Глубина залегай ия нефтегазоносных пластов или пачек в м； их количество
1
Типы залежей
Плотность 1 1ефти в г/см* ，Рн)； газовый 1 фактор в м3/т (гф); плот- ность коиден- I сата в г/см3 ]
(%) 1
Добыча в 1
1974 г. нефти 1
в мли. т, 1 газа в
млрд, м8
Тачальные доказанные запасы (текущие) нефти в мли. т, газа в млрд, м3
Нижний мно： цен, rap, I го-*
р изо нт
317—547； 1
Сводовые
ри = 0,935
5,03 млн. т
—
массивные
Зубейр, газонефтяное; 1949
В 20 км к западу от г. Басра
Пологая бра- хиантикли-
Сеноман, миш- риф, II горизонт
2286; 1
рн = 0,870； Гф = 89,0
наль; 8Х 60 км2
Баррем, III горизонт; зубейр верхний
3321； 4
Пластовые сводовые
Рн = 0,845; Гф = 600— 900
550 млн. т;
55,8 млрд, м3 (на 1/1 1975 г,— 1020 млн. т;
140,2 млрд, м3)
Баррем, IV горизонт, зубейр нижний
3358； 1
рн — 0,820; f6=303
Румейла, газонефтяное; 1953
В 32 км к
Пологая бра- хиантиклиналь;
ЮХ 100 км2
Апт—баррем, III горизонт, зубейр
3048; 19
Пластовые
ри ~ 0,853;
Гф = 131
36,62 млн. т
200 мли. т;
28,3 млрд, м3
западу от месторождения Зубейр
Апт—баррем, III горизонт, зубейр
3084; 5
сводовые
рн = 0,853;
Гф = 155
2760 млн. т;
461,5 млрд, м3 (на 1/1 1975 г.— 3,8 млн. т;
577 млрд, м3)
w
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (Форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пл а- стов или пачек в м; их количе-
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； газовый фактор в мз/т (%)； плотность конденсата в г/см3
(Рк)
Добыча в 1974 г. нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м8
Бай-Гассан, газонефтяное; 1953
В 18 км к юго-западу отцен
тральной части месторождения Киркук
Антиклиналь; 3X28 км2
Нижний миоцен; верхний олигоцен
1280—1524; 1
Сводовые массивные
Рн = 0,861 — 0,899;
= юз
1,48 МЛН. Т
(На 1；1 1975 г.— 275—300 млн. т; 133,5 млрд, м3, в том числе растворенный
—33,0 млрд, м3, в газовых шапках ——
100,5 млрд, м3)
Верхний мел, шираниш
1311—1428; ]
Рн = 0,844; /'ф — 96,6
Нижний мел, камшука верхняя
1929—1974; 1
Рн = 0,904; Гф = 89,0
Джамбур, газонефтяное; 1954
В 70 км к юго-востоку от месторождения Киркук
■
Антиклиналь;
3,5*40 км2
Нижний миоцен, джерибе
1400
рн = 0,823; Тф = 267
0,15 млн. т
(На 1/1 1975 г.— 6 млн. т;
122,3 млрд, м3)
Нижний миоцен, евфрат
1
Рн — 0,808 Гф = 267
Верхний мел, кометан
2380—2474;
1
——
На 1/1 1971 г.— 0,24 млрд, м3
(На 1/1 1975 г.— 300 млн. т; 150 млрд, м3)
Нижний мел, камшука
2574—3256; ]
pH = 0,837
Гф — 356
Кор-Мор, газовое; 1930
В 50 км к юго-востоку от месторождения Киркук
Антиклиналь; 2X9 км2
Миоцен
1324-1625; ]
Сводовая массивная
L
1,98 млрд, м3
П р о до лжей и е табл. 5.14
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м; их количество
Типы залежей
ПЛОТНОСТЬ 1 нефти в г/см3 ®н)； газовый фактор в м3/т
(Гф); плотность конденсата в г/см3
(Рк)
Добыча в 1974 г. нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Чемчемал, газовое;
1930
В 22 км к юго-западу от г. Су- леймания
Антиклиналь; ЗХ 12 км2
Средний миоцен, фарс нижний
1393; 1
Сводовые
рк = 0,722— 0,747
Не разрабатывается
2,8 млрд, м3
Верхний мел, шираниш
1824—2097;
1
Апт—баррем, IV горизонт, зубейр нижний
3483; 2
Пластовые сводовые
Рн = 0,856; Тф = ИО
40 млн. т
рн = 0,935
——
——
1
Солянокупольное поднятие
Нижний миоцен
1
Массивные сводовые
нефтяное； 1953
юго-западу от г. Басра
Нижний мел
1
Рн = 0,815
—
——
]
Сводовая
Рн = 0,946
80 млн. т вместе с месторождениями Джаван, Неджма, Гайара
Казаб, нефтяное; 1930
Северо-запад Ирака, пос. Хувайн
Антиклиналь; ЗХ 17 км2
Нижний миоцен, евфрат
Джаван, нефтяное; 1930
В 6 км к юго-западу от месторождения Ка-
Антиклиналь
Нижний миоцен, евфрат
1
Сводовая
рн = 0,973
Неджма, нефтяное;
1930
з
В 15 км к Брахиантикли- юго-востоку наль;
от месторо- 3,5X7 км2 ждения Джа- ван в пос.
Нижний миоцен, евфрат
1
Сводовая
рн = 0,934
ДАесторож- дение； год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложен ий
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м； их колите-
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (р〉)； газовый фактор в м3/т Q)； плог- ность конденсата в г/см3 (Рк)
Добыча в 1974 г. нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Начальные доказанные запасы (текущие) нефти в мли. т, газа в млрд, м1
Гайара, нефтяное; 1930
В 15 км к юго-востоку от месторождения Неджма
Антиклиналь;
3,5Х 13,5 км2
Нижиий миоцен, евфрат
350; 1
Сводовая
рн = 0,940—
0,989'
0,003 млн. т
Верхний мел, харфа
800-900; ]
рн = 0,943— 0,988
Пульхана, нефтяное;
1956
Пос. Абу
Саба
Антиклиналь;
1,5X10,5 км2
Верхний мел, шираииш
1642-1865;
1
Сводовая массивная
рн = 0,845— 0,856
Бутма, нефтяное; 1959
В 48 км к северо-западу от г. Мосул, иа правобережье р. Тигр
Антиклиналь;
3,5Х 9 км2
Верхний мел, камшука
1158—1207;
1
Сводовые массивные
Ри = 0,870;
Гф = 35,6
1,48 млн. т*
(На 1/1 1975 г0,4 мли._т)
Верхний триас, кура-чине
3050—3350
рн = 0,852
(На 1/1 1975 г. 0,4 млн. т)
Айн-Зала, нефтяное; 1939
В 15 км к западу от месторождения Бутма
Антиклиналь; 4Х 19 км2
Верхний мел
1554—1630
Сводовые массивные
Рн = 0,808;
Гф = 57
Рн = 0,870;
「巾=44,5
0,55 млн. т
(На 1/1 1975 г.
2,86 млн. т)
Сеиоман——альб
2225—2580;
1
(На 1/1 1975 г.
21,6 млн. т)
Граница с Ираном делит месторождение на две части; иранская часть, открытая в 1923 г., называется Мафт-Шах.
рис・■■разрез месторождения
Кнркук=。Ерудереру)
si~ 1-岡 з 1- й-也6
рис,'1?разрез нефтлног。месторож"мв"вAH，3a=a。Ааннингтону)
PSC 5 q・ развез ЯФПНОЧОКИЛХЯ» wp&l^^^^s рнс. 5.9•箝萨ам ххрмгк- т・ IV- 1956)
-— незть; 2 i газ一 3 丨 вода- 4 I глнны二 6 — нзвестнякн
=0 ма， I соль
САУДОВСКАЯ АРАВИЯ
ПЛОЕадь 丨2 149 700 км'
Население — 7-9МЛН. человек (на 1971 —
началом06blчн нефти и газа 丨 1936 7 ; Добьтиа в 1974 7 нефти ——3977 млн* т” ^ww И ww-w s^^ ^ Суммарна笛 ДОСТЕЛИ" нефти на I/I 1975— 2784“64лн・туга + иоказаннне извлекаемые запасена
1557 млррм- Количество
1/二975 ? нефта
месторожденн® нефти — 3-газа — ^ • Е» бассейн ——месопотамскн
Нефтегазоносн 20 Заказ 1051
S 1975 г・ —277.5 млрд・ м3.— 22 418 млн^газа-
3-
3 о63 о6
3 о
6
3 о
6
Месопотамский нефтегазоносный бассейн
Таблица 5.15
Распределение нефтегазоносности по разрезу Месопотамского НГБ
Стратиграфическое положение продуктивной толщи
Верхний мел
Наимеиова- ние продуктивной толщн
Мощность продуктивной толщи, м
Литологический состав продуктивной толщи и коллекторов
Количество пластов или пачек коллекторов в продуктивной толще
Характеристика коллекторов
Примеры месторождений, содержащих залежи нефти (н), газа (г)
Мощность, м
Пористость %
Проницаемость, мД
<6000
Вара
〜50
Песчаники неплотные
2
-一一 --
〜15 (общая)
=26
Сафания (саудо-аравийская часть месторождения Сафания-Хафджи) (г, н)
Баррем
Зубейр
〜300
Песчаники неплотные
2
〜40
20—25
250—6000
Неоком
Ратави
500
Известняки
]
25
Высокая
Манифа (г, н), Зулуф (г, н)
Верхняя юра
Араб
100—150
Известняки до- ломитизиро- ванные
4
По 5—40 каждый
15—25
75—1500
Джавар (г, н), Харсания (* н), Абкаик (г, н), Даммам (н)
Джубейла (гадрия)
350
Известняки до- ломитизиро- ванные
1
65
20
80
Абу-Гадрия (г, н), Харса- тня (г, н), Абкаик (г, н)
Средняя юра
Друма (фадили)
350
Известняки
Фадили (н), Берри (н)
РячмАптриие местопождеиий нефти и газа в Месопотамском НГБ
Т а б л и ц а 5.16
-■■■
Количество месторождений нефти
Примеры месторождений нефти
Крупный структурный элемент НГБ
Район нефтегазоиа- копления
Структурная форма месторождения
Страт положен иых
играфическое ие продуктив- отложений
11
Джавар, Абкаик, Манифа, Харсания
Свод Газа на склоне Аравийской платформы
Газа 1
Отраженные пологие поднятия; брахиантн- клинали и купола с глубоко погруженными соляными ядрами; с глубиной углы наклона крыльев возрастают
Неоком: верхняя
1 юра; средняя юра
Басра-Кувейтская впадина (ее подводное продолжение)
1 Литолого-стратиграф ! Саудо-аравийская ча
Северо-запад Персидского залива 1
ический разрез см. табл. ：ть месторождения Ферейд
Платформенные пологие брахиантиклинали
5.24, 5.25.
/и-Марджаи расположена на
Сеноман;неоком;
верхняя юра
води^А границе с Ираном.
3
Сафания, Зулуф, Мар* джан 2
Т а б л и ц a 5J7
Характеристика основных месторозкденн宜 Месопотамского НГЕ.
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименования продук-, тивных отложений |
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек коллек- горов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти, г/см3
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
Начальные доказанные запасы нефти в мли. т, газа в млрд, м3
Манифа, газонефтяное; 1957
В 22 км к юго- востоку от мыса Рас-Танарджиб
Р
Антиклиналь;
14X38 км2
1
айон нефтегазонакопл Нижний мел, неоком, ратави
ения Газ 2400; 1
2750;"!'
0,887
2.0
(На 1；1 1975 г.— 185 млн. т;
149 млрд, м3)
0,887
Верхняя юра, ки- меридж—титон, араб, горизонт А
0,887
Араб, горизонт В
Араб, горизонт С
2780 ;J_
-280б;Т'
0,882
3
S
fl р о
д о лже н
и е табЛ. 5.17
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, иаи- меиоваиия продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек коллекторов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти, г/см8
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
Начальные доказанные запасы нефти в мли. т, газа в млрд. ма
Хурейс, газонефтяное; 1957
В 150 км к западу —юго-западу от Хуфуф
Антиклиналь;
20X 68 км2
Верхняя юра, химер идж —титон, араб, горизонт Д
1550; 1
Сводовая » массивная
0,860
1,18
На 1/1 1975 г.- 86,0 млн. т;
86,0 млрд, м3
Джавар, газонефтяное (вместе с месторождением Фазран); 1948
В 20 км к западу от Хуфуф
Валообраз- ное поднятие; 16+25Х Х240 км3
Верхняя юра, кн- мерндж — титон, араб, горизонт С
Араб, горизонт Д
1550; 1
1800; 1
Сводовые массивные
0,850
0,845— 0,865
229,28
На "I 1975「.一 10 125,0 млн. т; 1012,0 млрд, м3
Абканк, газонеф- гяное; 1940
В 82 км к северо- востоку от Хуфуф
Антиклиналь;
10Х 54 км2
Верхняя юра, кн- меридж — титон, араб, горизонт Д
Кимеридж, джу- бейла
1700— 1800; 1
2000; 1
Сводовые массивные
0,835— 0,840
0,840
42,14
На 1/1 1975 г.- 1620,0 млн. т； 162,0 млрд, м3
^бy-Гaдpия, газонефтяное; 1956
В 220 км к северу —северо-западу от Хуфуф и в 30 км к западу от Персидского залива
Антиклиналь;
6Х 14 км2
Верхняя юра, ки- меридж, джубейла
3000; 1
Сводовая массивная
0,845— 0,850
5,03
На 1/1 1975 г.- 147,0 млн. т;
15,0 млрд, м3
Фадили, газонеф- гяное; 1949
В 30 км к югу от месторождения Харсаиия
Купол； 10X10 км2
Средняя юра, бай- ос—бат, друма
2472
Сводовая массивная
0,835
1
2,0
На 1/1 1975 г.— 150,0 мли. т； 15,0 млрд, м3
Продо лжение табл. 5.17
Месторождение; год открытия
Харсания, газонефтяное; 1956
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименования продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек коллекторов в м; их количество
1
Типы Залежей
Плотность нефти, 1 г/см3
Добыча нефти в мли. т в 1974 г. 1
Начальные доказанные запасы иефтн в мли. т, газа в млрд. м$
В 25 км к юго- востоку от месторождения Абу- Гадрия
Купол;
ЮХ 18 км2
Верхняя юра, кн・ меридж — титои, араб, горизонт А
Араб, горизонт В
Араб, горизонт С
2100
2125
2140
Сводовые массивные
0,871
58,3
(На 1/1 1975 г.— 831,0 млн. т;
83,0 млрд, м3)
Араб, горизонт Д
2200
Кимеридж, джубейла
2310
Берри, газонефтяное; 1964
В 45 км к юго- востоку от месторождения Харса- ния
Антиклиналь;
6+14x40 км?
Верхняя юра, химер идж —титон, араб
2306; 1
Сводовая массивная
0,860
31,44
(На 1/1 1975 г.— 784,0 млн. т;
78,0 млрд, м3)
Катиф, газонефтяное; 1945
3
В 54 км к юго- востоку от месторождения Берри
Антиклиналь;
8Х 42 км2
Верхняя юра, ки- меридж — титон, араб, горизонт С
2100; 1
Сводовые массивные
0,865— 0,870
0,830—
0,840
4,73
(На 1/1 1975 г.—
1176 млн. т；
118 млрд, м3)
Араб, горизонт Д
2149
ПРАНГТЛОЕапь — 1 648 000 кмНаселение丨28 млн. человек (на 1/1 1971 1\). ~HaqanQ Добайн нефтн X га8a — 1908ДР6£2 в 1974: нефгн — 302】мн" т” газа — 5F0 WIPмСуммарная побЕК невтх на i75 г* 丨 2748млн・газа -375а млрм 产 Доказанные нзвлекземнезапасы на 1/1 1975 ги各 T—8955”0 мн・ т" газа 丨 6339 Kbs- количествзгеоно^оётедажда- нефтн — 52》газа 丨нефтегазоносне ^^00^»?-——&^§>^йдх^03^- E^SH^W^EOS^WKOKK»- каракумск『 месоотмскн戸Е-^яч^ё^§ятардожх^ нефтегазоносной бассейнн и к яПРАНГТЛОЕапь — 1 648 000 кмНаселение丨28 млн. человек (на 1/1 1971 1\). ~HaqanQ Добайн нефтн X га8a — 1908ДР6£2 в 1974: нефгн — 302】мн" т” газа — 5F0 WIPмСуммарная побЕК невтх на i75 г* 丨 2748млн・газа -375а млрм 产 Доказанные нзвлекземнезапасы на 1/1 1975 ги各 T—8955”0 мн・ т" газа 丨 6339 Kbs- количествзгеоно^оётедажда- нефтн — 52》газа 丨нефтегазоносне ^^00^»?-——&^§>^йдх^03^- E^SH^W^EOS^WKOKK»- каракумск『 месоотмскн戸Е-^яч^ё^§ятардожх^ нефтегазоносной бассейнн и к яс1 £M )s — — g оHElQ оН >оЕ вХ*0К У мm н flTHi昌尸I?^专к6 3111gо2合О68 оо ос1 £M )s — — g оHElQ оН >оЕ вХ*0К У мm н flTHi昌尸I?^专к6 3111gо2合О68 оо охо В ятамкок©^ къкно・каспнк'ского HFB в прозбе「орган в 1965 г・ открыто Не6ольц!9 п-Аенсатное месторон<енне FODHHaK.Tenпрнуроненное к антнклнналн00X17 км2) север。，вост й^о^^^ккм- 「аз н 2a^HQHW^5E-s& конденсат (768—788 г/см3) поуиеннз песианнков пноиена - 彥 20席|2。38дебнт 225 ты? мз/сутсевеь В нранскоА састк Каракумского НТВ (IIP0BHHUH8 Хорасан) в 1968 ТВ5 км к воса ^^и.^онок^ от меЕхепа отнто крупное газовое месторо-ЖАенне ^шхнк^ок- Оно связано с а woo^^^^-wo км2) субЕНРОТНОРО простнраннувыявпены две массивные СВОАОВЕе залежн газа наг хиюь/u^oo м в отпо决еннях свнты моздуран一 в пессаннках ннжнего мела н нзвестнхках верхне 94 *^каеме запасы зтнх залежей по оценке нранскнх геологов соответственно сост俭в§хо В ятамкок©^ къкно・каспнк'ского HFB в прозбе「орган в 1965 г・ открыто Не6ольц!9 п-Аенсатное месторон<енне FODHHaK.Tenпрнуроненное к антнклнналн00X17 км2) север。，вост й^о^^^ккм- 「аз н 2a^HQHW^5E-s& конденсат (768—788 г/см3) поуиеннз песианнков пноиена - 彥 20席|2。38дебнт 225 ты? мз/сутсевеь В нранскоА састк Каракумского НТВ (IIP0BHHUH8 Хорасан) в 1968 ТВ5 км к воса ^^и.^онок^ от меЕхепа отнто крупное газовое месторо-ЖАенне ^шхнк^ок- Оно связано с а woo^^^^-wo км2) субЕНРОТНОРО простнраннувыявпены две массивные СВОАОВЕе залежн газа наг хиюь/u^oo м в отпо决еннях свнты моздуран一 в пессаннках ннжнего мела н нзвестнхках верхне 94 *^каеме запасы зтнх залежей по оценке нранскнх геологов соответственно сост俭в§3
ПРАН
ГТЛОЕапь — 1 648 000 км
Население丨28 млн. человек (на 1/1 1971 1\). ~
HaqanQ Добайн нефтн X га8a — 1908
ДР6£2 в 1974: нефгн — 302】мн" т” газа — 5F0 WIPм
Суммарная побЕК невтх на i75 г* 丨 2748млн・газа -375а млрм 产 Доказанные нзвлекземнезапасы на 1/1 1975 ги各 T—8955”0 мн・ т" газа 丨 6339 Kbs- количествзгеоно^оётедажда- нефтн — 52》газа 丨
нефтегазоносне ^^00^»?-——&^§>^йдх^03^- E^SH^W^EOS^WKOKK»- каракумск『 месоотмскн戸
Е-^яч^ё^§ятардожх^ нефтегазоносной бассейн
н и к я
ПРАН
ГТЛОЕапь — 1 648 000 км
Население丨28 млн. человек (на 1/1 1971 1\). ~
HaqanQ Добайн нефтн X га8a — 1908
ДР6£2 в 1974: нефгн — 302】мн" т” газа — 5F0 WIPм
Суммарная побЕК невтх на i75 г* 丨 2748млн・газа -375а млрм 产 Доказанные нзвлекземнезапасы на 1/1 1975 ги各 T—8955”0 мн・ т" газа 丨 6339 Kbs- количествзгеоно^оётедажда- нефтн — 52》газа 丨
нефтегазоносне ^^00^»?-——&^§>^йдх^03^- E^SH^W^EOS^WKOKK»- каракумск『 месоотмскн戸
Е-^яч^ё^§ятардожх^ нефтегазоносной бассейн
н и к я
с
1 £
M )s — — g о
H
El
Q о
Н >
о
Е в
Х*0
К У м
m н fl
T
Hi
昌尸
I?
^专
к
6 3
1
1
1
g
о
2
合
О
6
8 о
о о
с
1 £
M )s — — g о
H
El
Q о
Н >
о
Е в
Х*0
К У м
m н fl
T
Hi
昌尸
I?
^专
к
6 3
1
1
1
g
о
2
合
О
6
8 о
о о
хо В ятамкок©^ къкно・каспнк'ского HFB в прозбе「орган в 1965 г・ открыто Не6ольц!9 п-Аенсатное месторон<енне FODHHaK.Tenпрнуроненное к антнклнналн00X17 км2) север。，вост й^о^^^ккм- 「аз н 2a^HQHW^5E-s& конденсат (768—788 г/см3) поуиеннз песианнков пноиена - 彥 20席|2。38дебнт 225 ты? мз/сут
севеь В нранскоА састк Каракумского НТВ (IIP0BHHUH8 Хорасан) в 1968 ТВ5 км к воса ^^и.^онок^ от меЕхепа отнто крупное газовое месторо-ЖАенне ^шхнк^ок- Оно связано с а woo^^^^-wo км2) субЕНРОТНОРО простнраннувыявпены две массивные СВОАОВЕе залежн газа наг хиюь/u^oo м в отпо决еннях свнты моздуран一 в пессаннках ннжнего мела н нзвестнхках верхне 94 *^каеме запасы зтнх залежей по оценке нранскнх геологов соответственно сост俭в§
хо В ятамкок©^ къкно・каспнк'ского HFB в прозбе「орган в 1965 г・ открыто Не6ольц!9 п-Аенсатное месторон<енне FODHHaK.Tenпрнуроненное к антнклнналн00X17 км2) север。，вост й^о^^^ккм- 「аз н 2a^HQHW^5E-s& конденсат (768—788 г/см3) поуиеннз песианнков пноиена - 彥 20席|2。38дебнт 225 ты? мз/сут
севеь В нранскоА састк Каракумского НТВ (IIP0BHHUH8 Хорасан) в 1968 ТВ5 км к воса ^^и.^онок^ от меЕхепа отнто крупное газовое месторо-ЖАенне ^шхнк^ок- Оно связано с а woo^^^^-wo км2) субЕНРОТНОРО простнраннувыявпены две массивные СВОАОВЕе залежн газа наг хиюь/u^oo м в отпо决еннях свнты моздуран一 в пессаннках ннжнего мела н нзвестнхках верхне 94 *^каеме запасы зтнх залежей по оценке нранскнх геологов соответственно сост俭в§
о
Месторождение;
,
1 меры)
J^u4OE*eHHe табл. 5.17
/ Сграгиграфическое 1 положение, иаи- меноваяия продуктивных отложений
Верхняя юра, ки- мерндяс — титон, араб, горизонт А
1 Араб, горизонт В
Араб, горизонт С
Глубина j залегания [ иефгега- зоиосиых
1 постов 1Типы
1 Н"“ 口а“ек【залежей
丿 коллек- 1
Коров в м；[ j нх КОЛИ- J j чество j
1400; i
— Сводовая
—一——一 массивная
1
нефти, г/см3
0,845—
0,850
1 Добыча иефти в мл и. т в 1974 г
1 Начальные до-
1 казаииые запасы 1 н吸тн в млн. т,
газа в млрд, м3
Даммам, газонефтяное; 1938
I В 40 км к югу一
1 юго-востоку от 1 °
□орта Рас-Танура :微？小
0,88
6,18 1
9,71
(На 1/1 1975 г,— 742,0 млн. т;
74,0 млрд.而)
(На 1/11975
674,0 мли. ?； 87,0 млрд. м3)
'На 1/1 J975
220,0 млн. т；
-2,0 МЛрд. ад»)
Араб, горизонт Д
Верхняя юра, кн- мер ид ж — титон, араб
1600； I 1
0,876
Абу<афа, газонефтяное; 1963
Е в F
0®^ £ север。- Брахианти. ?；瓚丫 от порта клиналь- ас-Танура|10х20 w^
2027; 1
Зу〃Уф, газонефтя- J ное; 1965:
Ферейдун-Л1ард- 出ан,1 газонефтяное; 1966, 196*!
；p 打 6т адь м а рДЗ
厚吸 км к восто- 1 Брахианти- 黑от將呼叫口 клиналь;
,АбУСафа в 20X28 км2 Персидском зали
ве1
в 5° км к севером Купол* востоку от место- i 24 X 24 км2 рождения Зулуф, в Персидском за
ливе
出吧二в「оДах Саудовец Аравии.
„ ПЛеН„ИЯ северо-запада Персидского за“нва 躋:蕊齢 % 2800; 1 1 Сводовая |
Нижний мел, не-i | 宀
"°м，Ратавн:犠馭
0,10(]
4а 1/1 1975 г.— 350,0 млн. т;
35,0 млрд.")
2Т
Характеристика основных месторождений Кумской зоны нефтегазонакопления Иентпальес……" " " " '^
,— •一
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратн графическое положение, иаимено- вание продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов нли пачек в м; их количество
1700; 1
Плотность нефти, г/см3
Начальные доказанные запасы конденсата в мли. т
^^орз, газонефтяное;
Сарадже, газоконденсатное; 1958
Примечания. 1. Мощное а для трещиноватых зон — ^
В 8 км к северу от г. Кум
Антиклиналь; 12X50 км2
Нижний миоцен—— средней олигоцен, свита кум
Нижний миоцен— средний олигоцен, свита кум
естняков) 300—625 м, пор
0,830
—
В 40 км к юго-востоку от г. Кум
ть свиты кум 1350 м; мощ
0 500 мД. 2. Залежи сво/
Антиклиналь;
5X25 км2
ность коллекторов (изв новые массивные.
2438—2743;
1
истость 4—10%
проницаемост
160,4
ь 0,01 — 10 мД'
Рис. 5.11. Структурная карта кровли отложеинЙ иижиего миоцена — верхнего олигоцеиа (свита кум, аналог свиты асмари) месторождения Альборз (по Мостофи н Гансеру, 1961)Рис. 5.11. Структурная карта кровли отложеинЙ иижиего миоцена — верхнего олигоцеиа (свита кум, аналог свиты асмари) месторождения Альборз (по Мостофи н Гансеру, 1961)离/ Е> 宫3呂4 В?導6 .7曰8『9离/ Е> 宫3呂4 В?導6 .7曰8『9/ — скважины; 2 — разрывы; 3 —/ — скважины; 2 — разрывы; 3 —СВИТЫ кум в МСВИТЫ кум в Мизогипсы по кровпдизогипсы по кровпдРис. 5・12. Поперечный разрез месторождения Альборз (по Мостофи и Ган серу, 1961)/ — конгломераты; 2 — пески, песчаники; 3 — глины, аргиллиты; 4 — мергели; 5 — ме~ргели песчанистые： 6 — известняки, доломиты; 7 — залежь дефти; 8 — гипсы; 9 fангидритыРис. 5・12. Поперечный разрез месторождения Альборз (по Мостофи и Ган серу, 1961)/ — конгломераты; 2 — пески, песчаники; 3 — глины, аргиллиты; 4 — мергели; 5 — ме~ргели песчанистые： 6 — известняки, доломиты; 7 — залежь дефти; 8 — гипсы; 9 fангидриты
Рис. 5.11. Структурная карта кровли отложеинЙ иижиего миоцена — верхнего олигоцеиа (свита кум, аналог свиты асмари) месторождения Альборз (по Мостофи н Гансеру, 1961)
Рис. 5.11. Структурная карта кровли отложеинЙ иижиего миоцена — верхнего олигоцеиа (свита кум, аналог свиты асмари) месторождения Альборз (по Мостофи н Гансеру, 1961)
离/ Е> 宫3呂4 В?導6 .7曰8『9
离/ Е> 宫3呂4 В?導6 .7曰8『9
/ — скважины; 2 — разрывы; 3 —
/ — скважины; 2 — разрывы; 3 —
СВИТЫ кум в М
СВИТЫ кум в М
изогипсы по кровпд
изогипсы по кровпд
Рис. 5・12. Поперечный разрез месторождения Альборз (по Мостофи и Ган серу, 1961)/ — конгломераты; 2 — пески, песчаники; 3 — глины, аргиллиты; 4 — мергели; 5 — ме~ргели песчанистые： 6 — известняки, доломиты; 7 — залежь дефти; 8 — гипсы; 9 fангидриты
Рис. 5・12. Поперечный разрез месторождения Альборз (по Мостофи и Ган серу, 1961)/ — конгломераты; 2 — пески, песчаники; 3 — глины, аргиллиты; 4 — мергели; 5 — ме~ргели песчанистые： 6 — известняки, доломиты; 7 — залежь дефти; 8 — гипсы; 9 fангидриты
Схел
Система
«атический ли Ир
Отдел, подотдел
толого-стратиграфический аиа Месопотамского НГБ
Ярус
разрез otj (внутренн
Серия
южений р ий борт W
Сввта
^йоиа иефтегазонакоплеи и я юго-западной части [есопотамского краевого прогиба)
Основной (состав переслаивающихся пород
Максимальная мощность, м
Аитропоген
Плейсто-
Пески, галечники
20
Неоген
Палеоген
Плиоцен
Миоцен верхний
~———
Бахтиа-
РН
Перерыв Фарс верхний
Пески, алевролиты огипсованные, песчаники красноцветные
Песчаники, мергели, алевролиты красноцветные
£3660
^2000
915
4500
Миоцен средний
Мноцен нижний — олигоцен верхний
—
Фарс средний
Фарс нижний
Известняки, мергели, глины
Каменная соль, ангидриты, известняки, мергели, глины
Перерыв
Асмари
Известняки рнфогениые
830
Олигоцен нижний
Эоцен — палеоцен
-
Перерыв - Джа- рум, пабдех, захун
J Мергели, известняки, красноцветные глины
Известняки
1200
J 1500
Таблица 8.2°
Месопотамский нефтегазоносный бассейнМесопотамский нефтегазоносный бассейн
Месопотамский нефтегазоносный бассейн
Месопотамский нефтегазоносный бассейн
Миоцен нижний —； олигоцен верхнийАсмари>300Известняки |1—Баргансар (г, н), Дариус (г, н)Миоцен нижний —； олигоцен верхнийАсмари>300Известняки |1—Баргансар (г, н), Дариус (г, н)Район нефтегазонакопления северо-запада Персидского заливаРайон нефтегазонакопления северо-запада Персидского заливаco
Миоцен нижний —； олигоцен верхний
Асмари
>300
Известняки |1
—
Баргансар (г, н), Дариус (г, н)
Миоцен нижний —； олигоцен верхний
Асмари
>300
Известняки |1
—
Баргансар (г, н), Дариус (г, н)
Район нефтегазонакопления северо-запада Персидского залива
Район нефтегазонакопления северо-запада Персидского залива
4
——一 Продолжение табл. 5.20
Система
Отдел, подотдел
Ярус
Серия
Свита
Основной состав переслаивающихся пород
Максимальная мощность,
Перерыв —
—
Маастрихтский
Табур, гурпи
Известняки, глины
Верхний
Кампанский — коньякский
Илам
Мергели, известняки
W1000
Мел
Туронский — сеноманский
Банге- стан
Сарвак
Известняки
1500
Нижний
Альбский
Казду- ми
Глины, известняки
600
Аптский
Дарьян
Известняки
350
Титанский
Перерыв —-
Верхний
Хит
Гипсы, ангидриты।
915
~■
Кимериджский — оксфордский
Хами
Араб
Известняки органогенные
Юра
Средний
Батский — байосский
Перерыв—
Друма J
Мергели«
—
Нижний
Тоарский
Маррат
Известняки
Таблица 5.2\
Распределение нефтегазоносности по разрезу отложеиий^есопотамского НГБ
Литологический состав продуктивной толщи и коллекторов
Количество пластов или пачек коллекторов в продуктивной толще
Характеристика коллекторов| Примеры месторожде
иий, содержащих
Стр ати графим еское положение продуктивной толщи
Наимеиова- иие продуктивной толщи
Мощность продуктивной толщи, м
Мощность, м
Пористость, %
залежи пр屮in Проницае- | газа (г) мость, мД
—
Район нефтегазонакопления юго-западной части Ирана
Миоцен нижний— олигоцен верхний
Асмари
>3001
Известняки рифогенные, доломити- зированные
1
Около
300
5—25
10—1000
Гачсаран (г, н), Ага-Джари (г, н), Хафт-Кел (г, н), Нафт-Шах (г, н)
Биби-Хакиме (г, и), Карандж (г, н), Нафт-Шах (н)
Миоцеи средний
Фарс нижний
—
Известняки рифогенные, доломити- зированные
1
—
—
Мел верхний
Бангестан (сарвак)
600—1000
Массивные известняки
1
<600
Лали (н), Биби-Хаки- ме (н), Ахваз (г, н), Гачсаран (г, н)
Юра верхняя
Араб
——
Известняки
1
—
一
—
3
—— Продолжение табл. 5.2】
Стр ати гр афическое положение продуктивной толщн
Нанменова* ние продуктивной толщи
Мощность npOAyKTHBHoi
ТОЛЩИ, м
Литологический состав продуктивной толщи и коллекторов
Количестве пластов или пачек коллекторов в продуктивной толще
Характеристика коллекторов
Примеры месторожде- -ний, содержащих
залежи иефтн (н), газа (г)
Мощность, м
Пористость, %
Проницаемость, мД
Мел верхний
Ьангестан
—
Известняки
1
—
L 7
Ьаргансар (г, н), Дариус (г, н)
-)—
Мел нижний,I БурганI—
альб
Песчаники
一
—
——
—
Кирус (н)
Мел нижний, иеоком
Ратави
——
Известняки
1
—
—
—
Эсфандиар (г, н), Науруз (г, н)
Мел нижний — юра верхняя
Хами
-
<300
Известняки
1
—
—
Дариус (г, н)
Мел нижний, альб
Бурган
Район нефт
егазонакоплеш
Песчаники
1Я ЮГО-ВОСТО1，
【а Персидс
-кого залива
—1 Ростам (и)
Мел нижний, апт
—
Известняки
1
二ассан (н)
Юра верхняя
Араб
——
Известняки
1
一 J —/ Сассан (н)
Размещение месторождений нефти н газа а Месопотамском
НГБ
Количество 1 месторож- I деиий1
Примеры месторождений
Крупный структурный элемент НГБ
район нефтегазонакоп- ления
Структурная форма месторождения
положение продуктивных отложений
нефти
газа ]
нефти]
газа
Внутренний борт
Месопотамского краевого прогиба
Юго-западная часть Ирана
Брахиантиклинали с довольно широким, слабо выпуклым сводом и значительно более крутым юго-западным крылом, резко дисгармоничны по отношению к строению вышележащих толщ. Иногда слабо затронуты разрывами
Нижний миоцен— верхний олигоцен; верхний мел; нижний мел; верхняя юра
35
Ага-Джари, Гачсаран, Ахваз, Мансур и, Биби- Хакиме
Пазанун, Канган
Окраина платформенного борта
Северо-запад Персидского залива (иранская часть) 1
Очень пологие куполовидные брахиантиклина- ли и купола
Нижний миоцен—— верхний олигоцен; верхний мел; альб; неоком; юра
11
Баргансар, Кирус, Нау- руз, Дариус
Юго-восток Персидского залива 2
Очень пологие куполовидные брахиантиклина- ли и купола
Нижний мел, верхняя юра
5
2
Ростам, Сассан
Кешм
Т а б л и u а 5.22
1 Представление о стратиграфии можно по « См. литологО'СТратиграфическую схему
лучить по схемам табл. 5.31.
смежных
районов (табл. 5.20, 5.24, 5.25).
3
°0Характеристика основных месторождений Месопотамского НГБТаблица 5.23
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м, их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн); газовый фактор в м3/т (%)
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд. м3 в 1974 г.
Начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Киркукский район нефтегазонакопления
Нафт-Шах, нефтяное;
1923
В 40 км к югу от г. Ханекин
Антиклиналь; 1,6 X 13 км2
Средний миоцен, фарс нижний
610—
650; 2
Сводовые
Рн = 0,81 — 0,82
0,85 млн. т
(На 1/1 1974 г.— 20 млн. т) 8,4 млрд, м3
Нижний миоцен —средний эоцен, кальхур
760； 1
Сводовая массивная
Ри = 0,810;
『ф = 106,8
—
Район нефтегазонакопления юго-западной части Ирана
Чешме-Куш; нефтяное;
1966
о 2/ км к югу от г. Дизфуль
Ьрахиантикли- наль; 8х 17 км2
пижнии миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
зьии； 1
Сводовая массивная
ри = 0,868
—
Лали, нефтяное; 1938
В 24 км к юго- западу от месторождения Чешме-Куш
Антиклиналь;
6,5X24 км2
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
1880—
2540; 1
Сводовые массивные
Рн = 0,845
—
6,9 млрд, м3
Верхний мел, бангестан
1
Рн = 0,844
—
Месджид-и-Су- лейман, газонефтяное;
1908
В 39 км к востоку от сел. Шуштер
Антиклиналь; 6X30 км2
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
2940—
3530; 1
Сводоваярн = 0,835;0,53 млн. т； 540 млн. т
массивнаяТф = 30—0,2 млрд, м3 (на 1/1 1974 г
351974 г.—
1// 22 млн. т);
1J/ 35 млрд. ма
Продолжение табл 5.23
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стр атиграфиче- ское положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов дли пачек в м, их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см5 (рн); газовый фактор в м3/т
(Гф)
Начальные
Добыча нефти 1 доказанные в млн. т» [ запасы (теку- газа в млрд.щие) нефти
м3 в 1974 г. в млн. т, газа в млрд, м3
Карандж, газонефтяное; 1963
В 18 км к северо-востоку от месторождения Ага-Джари
Антиклиналь;
5,7X25 км2
Нижний миоцен —верхний олигоцеи, ас- мари
2110—
2379; 1
Сводовая массивная
Рн = 0,849
15,70 мли. т, 2,8 млрд, м3
(На 1/1 1975 г.—
176,0 млн. т; 14,0млрд.м3)
Нафт-Сафид, газонефтяное; 1935
В 32 км к юго- востоку от месторождения Лали
Антиклиналь; 4X27 км2
Нижиий миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
2080— 2980; 1
Сводовая массивная
ри =。，848
0,36 млн. т, 0,42 млрд, м3
(На £1 1975 г.— 136,0 млн. т;
67,5 млрд, м3)
Верхний мел, бангестан
1
Мула-Сани, газонефтяное; 1967
В 37 км к юго- западу от месторождения Нафт-Сафид
Антиклиналь; 5+7X58 км2
Нижиий миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
3745; 1
Сводовая массивная
；= 0,857
Ахваз, газонефтяное; 1958
В 24 км к юго- западу от месторождения Мула-Сани
Антиклиналь; 8X42 км2
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
2566—
2700; 1
Сводовые массивные
Рн = 0,876
48,20 млн. т,
8,3 млрд, м3
(На 1/1 1975 г.—
1221,0млн. т;
311,0 млрд, м3)
Верхний мел, сарвак
3970; 1
Ри = 0,910— 0,922
Хафт-Кел, газонефтяное; 1927
В 42 км к юго- востоку от месторождения Нафт-Сафид
Антиклиналь; 4+5X32 км2
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
600— 1068; 1
Сводовая массивная
рн = 0,836
1,72 мли. т, 0,11 млрд. мэ
(На 1/1 1975 г.— 351,0 млн. т;
29,0 млрд, м3)
Продолжение табл. 5.23
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение; иаимеиоваиие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м, их количе-
Типы залежей
Плот иость нефти в г/см3 (Рн); газовый фактор в м3/т (Гф)
Добыча нефти в мли. т, газа в млрд. м3 в 1974 г.
Начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд. мэ
Мансури, газонефтяное; 1962
В 32 км к югу—юго-востоку от месторождения Ахваз
Антиклиналь; 4+5X24 км2
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
—
Сводовые
Рн = 0,940
0,25 млн. т;
0,06 млрд. мэ
(На 1/1 1975 г.— 270,0 млн. т; 20,0млрд.м3)
Верхний мел, бангестан
——
Рн = 0,904
Марун, газонефтяное; 1964
В 56 км к юго- востоку от месторождения Ахваз
Антиклиналь; 5+7x50 км2
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
2320—
3352; 1
Сводовая массивная
ри = 0,835
52,58 млн. т, 13,38 млрд, м3
(На 1/1 1975 г.— 14,17 млн. т;
113,0
млрд, м3)
Купаял, газонефтяное; 1965
Рамшир-Хала- фабад, газонефтяное; 1962;
1963
Ага-Джари, газонефтяное; 1938
В 37 км к юго- востоку от месторождения Мула-Сани
В 50 км к юго- востоку от месторождения Маруи
В 22 км к северо-востоку от месторождения Рамшир-Хала- фабад
Антиклиналь;
3+4X54 км2
Антиклиналь;
2+3X25 км2
Антиклиналь;
6X60 км2
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
3662; 1
Сводовая массивная
Ри = 0,830
1,04 млн. т, 0,23 млрд, м3
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
2774—
3290
Сводовые массивные
ри = 0,881
1,06 млн. т, 0,14 млрд, м3
Верхний мел, бангестаи
——
——
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
1400—
2350; 1
Сводовые
массивные
Рн = 0,849；
Тф = 178 (начальный)
50,10 млн. т, 1 1,23 млрд, м3)
1
12 830,0 млн. т;
263,0 млрд, м3
Верхний мел, бангестан
2982; 1
Рн = 0,849—/ 0,854/
Поодолжение табл. 5.23
ы Месторождение;
1год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, иаимеиоваиие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м, их количество
Типы залежей
1；
г11 Начальные
к*常'*；% Добыча иефти доказанные 肝叩н в Г/смМли. т,запасы (теку-
(рн); газовый 「аза вИмлрд.щие) нефти
фактор в м3/т 1 мз в 1974 г.в млн. т, га-
(Гф)за в млрд, м3
Раг-и-Сефид, газонефтяное; 1964
В 62 км к юго- востоку от месторождения Рамшир-Хала- фабад
Антиклиналь; 5+6X34 км2
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
2530
Сводовые массивные
рн = 0,860
16,12 млн. т, 1,84 млрд, м3
(На 1/1 1975 г.— 567,0 млн. т;
217,0 млрд, м3)
-
Верхний мел, бангестан
—
рh = 0力98
—
20,99 млн. т, 2,91 млрд, м3
407,0 млн. т
1
Парис, газонефтяное; 1964
В 18 км к северо-востоку от месторождения Карандж
Антиклиналь;
3+5x40 км2
Ннжнн 員 миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
1737
Сводовая массивная
рн = 0,853一 0,855
Пазанун, газонефтяное; 1961
В 33 км к северо-востоку от месторождения Раг-и-Сефид
Антиклиналь;
8+10X50 км2
Нижний миоцен ■— верхний олигоцен, ас- мари
2745; 1
Сводовая массивная
Рн к 0,844
1,69 млн. т, 0,37 млрд, м3
(На 1/1
1975 г.—
472,0 млн. т;
1414,0J
млрд, м3)я
Биби-Хакиме, газонефтяное; 1961
3
2
В 64 км к юго- востоку от месторождения Пазаиуи
Антиклиналь;
3X45 км2
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
1020
1 Сводовые массивные
Рн = 0,845
18,40 млн. т, 1,9 млрд, м3
(На 1/1 1975 г.— 1080,0 млн. т; 225,0 млрд, м3)
Верхний мел баигестаи
1908—
2074
Ри = 0,849
3
2
2 ,…Продолжение табл. 5.23
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в М, их количе-
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； газовый фактор в м3/т (「ф)
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд. м3 в 1974 г.
Начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Гачсаран, газонефтяное;
1928
В 30 км к северо-востоку от месторождения БибИ'Хакиме
Антиклиналь;
3,5X60 км2
Нижний мио- Цен —верхний олигоцен, ас- мари
750—
1450; 1
Сводовые массивные
Рн = 0,865
46,03 млн. т, 4,63 млрд, м3
(На 1/1 1975 г— 1485,0 млн. т; 162,0 млрд, м3)
Верхний мел, бангестан
1780—
2135; 1
Рн = 0,869
Верхняя юра араб, горизонты А一Д
3600
Бинак, газонефтяное; 1959
В 60 км к югу—юго-западу от месторождения Биби- Хакнме
Антиклиналь; Зх 11 км2
Ннжнн 員 мио- Цен —верхний олнгоцен, ас- мари
1524—
1780
Сводовые массивные
Рн = 0,890
2,85 млн. т, 0,31 млрд, м3
(На 1/1 1975 г.— 150,0 млн. т; 18,0млрд.м3)
Верхний мел, бангестан
3535
Рн= 0,871
Гулькари, газонефтяное;
1964
В 51 км к юго- востоку от месторождения Биби-Хакиме
Антиклиналь; 4X20 км2
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
Сводовая массивная
—
Кух-и-Манд( газонефтяное; 1932
В 38 км к северу—северо- западу от пос.
Антиклиналь;
8+10X65 км2
Нижний мио- Цен —верхний олигоцен, ас- мари
170
Сводовые массивные
Рн = 1,04
——
Верхний мел, бангестан
999
Бушган, газонефтяное; 1963
В 78 км к се- [веро-востоку oi \ местор ож дени я [ Кух- и - Манд,
Антиклиналь; 3+4X18 км2
Нижний миоцен, верхний олигоцен, ас- мари
П р о д о л н< е н и е та 6 л • 5.23у
7
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м, их количество
Типы залежей
「11 Начальные1
н^^Тг；% \ Добыча нефти \ доказанные
?n V Лчопый в млн. т,запасы (теку
чи) • газовь? за в млрд. \ 以не) нефти фактор в мз/т мз в 1974「. , в млн. т, га-
(厂巾)* за в млрд, м3
район нефтегазонакопления северо-запада Персидского залива
Эсфандиар^ газонефтяное;
1967
В 18—20 км к северо-западу от месторождения Ферейдун в Персидском заливе
Купол;
18X20 км2
Нижний мел, неоком, ратави
1
Сводовая 1 массивная
Рн 二 0,876 1
Кирус, газонефтяное; 1960
В 30 км к северу от месторождения Эс- фандиар в Персидском заливе
Купол;
14X20 км2
Нижний мел, альб, бурган
1
Сводовая пластовая
рн 二 0,959
1,33 млн. т
(На 1/1 1975 г.— 118,0 млн. т; 12,0 млрд.м3)
Неоком, ратави
2134; 1
Сводовая массивная
Рн = 0,849
Науруз, газонефтяное; 1966
В 60 км к северу от месторождения Ки- рус в Персидском заливе
Купол;
9Х 14 км2
Нижний мел, неоком, ратави
Сводовая массивная
Рн = 0,934
1,72 млн. т
43,0 млн. т
Баргансар, газонефтяное;
1959
3
2 3
В 40 км к северу—северо- востоку от месторождения Науруз в Персидском заливе
Брахиантикли- наль;
6Х 10,5 км2
Нмжни 員 миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
2150— 2286; 1
Сводовая массивная
рн = 0,860
1,06 млн. т
30,0 млн. т
ZJ
Сеноман—турой, баигестаи
2697; 1
Сводовая j рн = 0,865 массивная
3
2
4
Продолжение табл. 5.23
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегани! нефтегазоносных пластов или пачек в м, нх количе-
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн); газовый фактор в м3/т (гф)
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд. м3 в 1974 г.
Начальные доказанные запасы (текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Ферейдун-Мар- джан % газонефтяное; 1966, 1967
В 50 км к северо-востоку от месторождения Зулуф в Персидском заливе
Купол;
24X24 км2
Нижний мел, неоком, ратави
3000; 1
Сводовая массивная
—
—
(На 1/1 1975 г.— 1350,0 млн. т; 135,0 млрд, м3)
Хендижан, газонефтяное;
1968
В 18 км к северу—северо- востоку от месторождения Баргансар в Персидском заливе
Брахиантикли- наль
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
1
массивные
= 0,865
1,11 МЛН. т
62,0 млн. т
Верхний мел
1
•
Харг-Дариус, газонефтяное; 1961, 1962
В 86 км к востоку—северо- востоку от месторождения Кирус в Персидском заливе
Дариус—бра-
Нижний миоцен —верхний олигоцен, ас- мари
1770; 1
Рп = 0,921 1
8,11 млн. т；
хиантикли- наль; !齐 10X20'км2 Харг—купол; бХб км2
Верхний мел, сеноман—турок, бангестан (сарвак)
3470; 1
Сводовые
Ри = 0,880 j
1,65 млрд, м, (вместе с Фе』 рейдун-Мар-1 джан и Ки- РУС)
151,7 млн. т
Нижний мел, верхняя юра
3300—
3596; 1
/
/
'Продолжение табл. 5.23
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Страхи графическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазом осиых пластов или пачек в м, нх количество
Типы залежей
,,I Начальные
н!^；т；皖Добыча нефти доказанные нефти в r/LMв млн. т, 1 запасы (теку-
(°н)； газовый 「аза в млрд. 1 щне) нефти фактор в мз/т [ мз в 1972 г. в мли. т, га-
(Гф)1за в млрд, м3
Район нефтегазонакопления юго-востока Персидского залива
Сассан, газонефтяное; 1965
В 58 км к востоку——северо- востоку от месторождения Майдам-Мазам в Персидском заливе
Купол;
8Х 14 км2
Нижний мел, апт
1
Сводовые
一
9,68 млн. т
(На 1/1 1975 г.— 173,0 млн. т； 18,0 млрд, м3)
Верхняя юра, араб, горизонты А一Д
1220—
2074; 1
рн = 0,871 — 0,855
Ростам, газонефтяное; 1966
В 42 км к северо-востоку от месторождения Майдам-Мазам в Персидском заливе
Брахиантикли- наль;
6Х 14 км2
Нижний мел, альб, бурган
1219— 2073; 1
Сводовая пластовая
рн 之 0,815— 0,871
1,40 млн. т
(На 1/1 1975 г.— 132,0 млн. т;
11,0 млрд, м3)
Ракш, газонефтяное; 1969
В 12 км к востоку—юго-востоку от месторождения Ростам в Персидском заливе
Купол； 6X8 км2
Нижний мел, верхняя юра
2300— 3134; 1
Сводовая
Вместе с месторождениями Ростам и Сассан 0,65млрД.м3;
1,69 млн. т 0,022 млрд, м3
(На 1/1 1975 г.— 75,6 млн. т)
1 Площадь Марджаи ——в водах Саудовской Аравин.
Продолжение табл.
КУВЕЙТ
Площадь — 19 000 км2.
Население — 0,82 млн. человек (на 1972 г.).
Начало добычи: нефти — 1938 г.» газа — 1946 г.Система
Добьша в 1974 г.: нефти — 130,19 млн. т, газа — 15,0 млрд. м3.
Суммарная добыча: нефти на 1/1 1975 г. — 2256,5 млн. т, газа — 262,2 млрд м3一
Д°казанные извлекаемые запасы на 1/1 1975 г.: нефти — 12561,0 млн. т газа—
1118,0 млрд. м3.'“ед
Количество месторождений нефти - 12. (Запасы и добыча 一 с учетом Нейтральной 、 Нефтегазоносный бассейн—Месопотамский.д°ны).
Месопотамский нефтегазоносный бассейн ，
Таблица 5.24
Схема сопоставления местных комплексов, выделяемых в районах нефтегазонакопления Басра-Кувейтском и Газа (Хаса) Месопотамского НГБ
Отдел, подотдел
Надъярус,
Комплексы
Басра-Кувейтский район
Район Газа
Саудовская Аравн$ Катар, Бахрейн
ярус, подъярус
Басра- (Южный Ирак)
Кувейт
Верхний
Турон-сено- ман
Вазиа
Мишриф, румейла, ахмади, вара, мауд- дуд, нахр- умар
Магва,1
ахмади, вара, мауд- ДУД, бур- ган
Зазна
Мишриф, румейла, ахмадн, г ра, маудду сафания, хафджи
Нижний
Альб
Апт
Шуайба
Шуайба
Тамама
Система
Отдел, подотдел
Надъярус, ярус, подъярус
Комплексы
Неоком
Зубейр
Зубейр
Бияд
Басра-Кувейтский район
Район Газа
(Южный Ирак)
Кувейт
["^мел
Саудовская Аравия
Катар, Бахрейн
Ратави
Ратави
Бувейб
Неоген
Палеоген
Плиоцен — миоцен верхний
Кувейт, дибдиба
)Хофуф
Минагиш
只мама, сулайи
Берриас
Макхал
Хит
Миоцен средний
Зор
Нижний фарс
Дам
Верхний
Готниа, на員ман
Араб, джубей; ханифа, тувей: маунтейн
Миоцен нижний — олигоцен
Абу-гар j Гар
1
Xадрук
Средний
11
Саргелу
1 Друма
Эоцен ・ верхний — нижний
Газа (только в Ираке)
Даммам
Нижний (верхний — средний лейас)
Алан, мус, адайа
Маррат
Рус
Юра
Эоцен нижний —палеоцен
Умм-эп-пап¥мя
Нижний лейас — триас верхний
Бутма, ба- лути
Минджур
Мел
Верхний
Маастрихт верхний
Арума
Таярат
Таярат
Пермо- триас
Арума
Джилх
Маастрихт нижний — кампан верхний
Курна
Вара
Гудейр
Хуфф
Кампан нижний — коньяк
Харфа, сади, тану- ма, хасиб
Гудейр
Пермокарбон
Ваджид
Стратиграфическое положение продуктивной ТОЛЩИ
Наименова- нне продуктивной толщи
Мощность продуктивной ТОЛЩИ,
Литологический состав продуктивной толщи и коллекторов
Эоцен
Известняки
Сеноман
Мауддуд
10
Известняки
Количество пластов или пачек коллекторов в продуктивной толще
Разроем нефТеГаЗОНОСНОсти по разрезу отложений Мес°замсм НГБ
Характеристика коллекторов
Мощность,м
Пористость
% ,
Проницае-мость, мД
300
Вара
Альб
Бурган
Неоком
Зубе 員 р
350
Неоком
Ратави
500
Песчаники
2
〜15 (общая)
Песчаники неплотные
15—20
(горизонты Ш верхний, I" средний, Ш нижний и IV)
>100 (общая)
20—30
Песчаники
Несколько
>301
—
1
10
55
350
1
Известняки органогенные и оолитовые
>60
Таблица 5,26
Примеры месторож- Деннй, содержащих залежи нефти (н) газа (г)'
Вафра (н)
Большой Бурган (「，Н)
Большой Бурган (* н), Минагиш (г, н)
^6000
Большой Бурган, (「，н), Вафра (н)'
—
Раудатайн (г, н), Сабрия (г, н)
Умм-Гудейр (「，н) Вафра (н)
Размещение месторождений нефти и газа в Месопотамском НГБ
'Г а б л и ц а 5.27
Крупный структурный элемент НГБ
Район нефтегазо- иакопления
Структурная форма месторождения
Стратиграфическое положение продуктивных отложений
Количество ме-- сторождений нефти
Примеры месторождений нефти
Глубоко погруженная окраина платформенного борта Месопотамского прогиба
Басра-Кувейтская впадина
Басра-Кувейтский
Очень пологие купола и брахиантиклинали, иногда затронутые малоамплитудными сбросами
Эоцен; сеноман； альб; неоком
10
Большой Бурган, Вафра, Умм-Гудейр, Раудата員н
Подводное продолжение террасы Газа
Северо-запада Персидского залива
Пологие брахиантикли- нали
Сеноман; неоком
2
Хафджи (кувейтская часть месторождения Сафания- Хафджи), Хоут
Т а б л и ц а 5.28
Характеристика основных месторождений Месопотамского НГБ
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (рн)； газовый фактор в м3/т
(Гф)
Добыча нефти в млн.т в 1974 г.
Начальные доказанные запасы (текущие) нефти в мли. т, газа в млрд, м3
Ра員он нефтегазонакопления северо-запада Персидского залива
Сафания-В 150 км к Брахиантикли-
Хафджи, газо- юго-востоку от наль. нефтяное; 1951, г. Эль-Кувейт 15x62 км2 1961
Верхнн員 мел, сеноман, вара
1370— 1525; 2
Сводовые пластовые
рн = 0,892; Г* — 13,4— 40,5
52,76 (На 1/1 1975г.— 3267,0 млн. т, в том числе в Хафджи — 108,0 млн. т; 1600 млрд, м3)
Нижний мел, неоком, ратави
2000?; 1
Сводовая массивная
Рн = 0,887
當
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, нан менование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； газовый фактор в м3/т
(Гф)
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Начальные доказанные запасы (текущие) иефтн в млн. т, газа в млрд, м?
Хоут, газонефтяное; 1969
В 100 км к востоку——юго- востоку от г. Эль-Кувейт, в Персидском заливе
Брахиантикли- наль;
6X10 км2
Нижний мел, неоком, ратави
1604—
2733; 1
Сводовая массивная
pH = 0,847
2,0
(На 1/1 1975 г<— 250,0 млн. т;
25,6 млрд, м3)
Большой Бурган, газонефтяное; 1938 (включая газонефтяное месторождение Магва-Ахмади. 1952)
В 46 км к югу от г. Эль-Кувейт
Басрг
Антиклиналь; 20X46 км2 (включая Маг- ва-Ахмадм)
i-Кувейтский рай(
Верхний мел, сеноман, вара, I и II горизонты
)н нефтегаз
1080; 2
онакопления
Сводовые пластовые
Рн = 0,865
130,19 (вместе с Ахмади,
Магва, Мннагн 叫
Рауда- тайн, Сабрня,
УММ- Гудейр)
(На 1/1 1975 г.— 1106 млрд, м3, включаяме
сторождения Раудатайн, Саб- рия, Умм-Гу- Дейр, Минагиш, Магва-Ахмади;
10 693,0 млн. т)
Сеноман, мауд- дуд
1
Сводовая массивная
Рн = 0,876
Нижний мел, альб, бурган Ш, верхний горизонт
1150; несколько
Пластовые сводовые
Рн = 0,855— 0,880
Бурган Ш, средний горизонт
1185; 5
Рн 二 0,876
Рн = 0,873 j
Бурган Ш( нижиий горизонт
1250; несколько
Бурган IV, нижний горизонт
1300; 3
Продолжение табл. 5.28■
2
2
^ Месторождение;
1год открытия
Местоположение
Структураi
(форма; размеры)'
Стратнграфиче- |
ское положение,丨 наименование
продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м; их количество
1
Типы залежей
Плотность 1 нефти в г/см3 ' (Рн)； газовый ' фактор в мз/т !
Добыча 1 нефти 1 в млн. т 1 в 1974 г. 1
Начальные дока-1
зэнные запасы]
нефти в млн. т, газа в млрд. м$
Умм-Гудейр, нефтяное; 1962 (включая Умм- Гудейр Южный, 1964)
В 30 км к юго- западу от месторождения Большой Бурган
Купол;
18X24 км2
Нижний мел, неоком, ратави
2790; 1
Сводовая массивная
—
138,8 мли. т (На 1/1 1975 г.— 150,0 млн. т;
〜15,0 млрд, м3)
Раудатайн, газонефтяное;
1955
В 65 км к северо-западу от г. Эль-Кувейт, вблизи северной границы Кувейта
Купол;
14X18 км2
Нижний мел, альб, бурган
2380, (1-я сверху залежь);
5 (промышленных 3)
Сводовые пластовые
рн = 0,865— 0,876
1060 млн. т (На 1/1 1975 г.— 1473,0 млн. т;
147,0 млрд, м3)
Рн = 0,845— 0,876
Нижний мел, баррем, зубейр
2500, (1-я сверху залежь);
8 (промышленных 3)
Сабрия, газонефтяное; 1957
3
В 55 км к северу一северо- западу от г. Эль-Кувейт
Антиклиналь; 8X20 км3
Ннмнн 員 мел, альб, бурган
2400, (If сверху залежь); 7
Сводовые пластовые
551,7 млн. т (На 1 /I 1975г.— 548,0 млн. т;
55,0 млрд, м3)
Ннмнн 員 мел, баррем, зубейр
5
——
—
Месторождение, год открытия
1 Местоположение
Стратнграфнче-
Структураское положение,
(форма; размеры)! наименование 1 продуктивных 1 отложений
Глубина залеганн} иефтега- зои осных пластов или naqeF в м； их количеств
Типы залежей
Пр
Плотность нефти в г/см3 (Рн)； газовый ,фактор в м3/т
Гф)
одолже
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
нне табл. 5.23
! Начальные дока-
]заииые запасы )иефтн в млн. т, газа в млрд, м；
В 40 км на запад от месторо- ВДения Большой Бурган
1
Верхний мел, сеноман, вара
! 1
Сводовая пластовая
1 Ри = 0,850
Минагиш, газонефтяное; 1959
Антиклиналь: 8X20 км2
Нижний мел, альб, бурган
(На 275,( 27,0
/IJ975 г— млн. т;
млрд, м3)
Нижний мел, неоком, ратавн
3000
Сводовая массивная
Вафра, нефтяное; 1953
В 85 км на юг от г. Эль-Кувейт
Эоцен
360—660
Сводовая массивная
Рн = 0,946— 0,959
2,99 1
Брахиантикли- наль; 】6Х24 км2
Нижний мел, альб, бурган
1010—
1080
Оводовые 1 пластовые
Рн = 0,910
1,04
657.0
млн. т
Нижний мел, неоком, ратави
2020; 1
Сводовая массивная
Рн = 0,904
:
3,06
(на 1/1 1975 г.— 507,0 млн, т;
61,0 млрд, м3)
Фуварис южный, нефтяное： 1962
В 20 км к югу от месторождения Вафра
Брахиантикли- наль;
9X18 км2
Нижний мел, иеоком, ратави
1080—
2010; 1
._L
Рн = 0,907 :
3 3
00
ряс・-2-СхематниескнА разрез >>*《см» рв-5・26) мест? ро 禺йення Курган。ленасу) — олнгоцен н нн%ннмно=ен 二 ругша кувеАТ—пескн二-ИННЕ” гравелнты- занен н палеоиен2 — свнта хаммамIнзвеснннкну 3 — свнта рус—знгндрнты” 4 I свнта panyMaiнзвестнякн》 мнны; 5 - сантон- маастрнхгругшазрума—нзвестнякн-глн* ньц 6 I сеноман н Турон” свнты магва” ахмахн ——гнн£ с про- слмн известняк史 7 - сеноман- свнта вара — песчаннкн》 мнны U н II горнзонть!) н нзвестнякн мауАДУ8 1 аль свнта бурган I necqaHHKHssaE (III горизонт)
paR-2'Структурная карта кровля сеноманских 883* замом мауддуц Н-ТАНЕХ местоиоясАеннбурганMarva*
Ахмахнооксу)
-государств。расположено на островах архипелага ВахрейИ в Персидском залнв-в к>г?запа3>? но* иастн Месопотамского Нгу в районе нефтегазонакопления П»«№ (центральная qNCTb OAHOHMeHHOZ свода
340
КАТАР
Плогцздь — 22 000 км2”
население——13 млщеловек (на 1971)•
Начало кобыин нефтн 丨 1949 г・
Добыча в 1974 г・：нефтн 丨 235 MMFгаза — 2-5 мпрмз・
суммарна* ДО64巴 нефтн на I/I 1975 г・——283』а^д- и- ito ——зз МЛРА，мз・
Показанные нзвлекаемне запасы на I/II975- нефти 丨 972мпн・ н- 2wto — 226” о млрм 严
KobHqecTBQ месторшкАеннй нефтн 4・ нефтегазоносна" бассейн — месопотамскн
О. Бахрейн
Местоположение
㊂в
6 X н 2 2
3
W
1 н
2 "о ^ ^ Н
о о
н 史 Н з F
N п 2 a J 弋強龍М sphp
М о
1
"о о ооЪо 8S
陸 2^0
р 1 з
§ Г В в
^諮證
т ?返
尸0
р尸н ^ 複閱
Т а 6 = н ц а 5.29
Характеристика газонефтяного месторо 快 деннАвалн (открыто в 1932)
Месопотамскнй нефтегазоносный бассейн
6АХРЕ0H -
Площадь 丨 620 км2'
Население 丨22 млн・ человек (на 1972 г
наиал。АО6bпн нефти н газа 丨 1933 7
Добниа в 1974 ГК нефти —39 млн* т『газа I 1S? к«-
Суммарная §^§и" нефтн на 1/119 75 г•丨 78млн.тза — 280 2-0 MJIPN показанное извлекаемые запасы на 1/1 1975- нефти 丨 463 млн.尸 газа — 11873 млрд м ^о^^лаонио месторожденннефти — L ♦ нефтегавоноснЕ* бассейн ——месопотамский.
Месопотамский нефтегазоносный бассейн
Таблица 5.3°
Характеристика основныхме^орожденийМесопотамског^
Место-рождение;годоткрытия
Местоположение
Структура (форма；раз меры)
Стратиграфическоеположение,иаименоваииепродуктивныхотложений
Глубина залегания нефтегазо-1
носиых тИпы залежей пластов
или пачекв м； ихколичество
Плотностьнефти, г/см3
Добычанефтив мли. тгаза в
1 Началь- [ ные I доказаи-
I иые
,Цтекущие)
запасынефтив млн. т,газаF млрд. №
Район нефтегазонакопления
юго-востока Персидского залива
Нижний мел, шуайба
1370— 1480; 1
Сводовая массивная
0,871
Идд-эль- Шарги, газонефтяное; 1960
В 80 км к востоку—северо-востоку от г* Д°ха (п-ов Катар), в Персидском заливе
Брахиантикли- наль, осложненная двумя куполами и нарушен- ная разрывами, 12X32 км2
Майдам-Ма- зам, газонефтяное;
1964
В 34 км к востоку—северо-востоку от месторождения Идд-эль- Шарги, в Персид-
Брахиантикли- наль
ском заливе
I Нижний мел, апт* I шуайба
Верхняя юра, ки- мер идж—титон， араб, горизонты А—Д
Верхняя юра, ки- меридж—титон, араб, горизонты А—Д
Келловей—Оксфорд, увайнат
Дукхан, газонефтяное； 40
2130—2260; 2
2430— 2440; 1
2020; 1
2100—2260; 2
0,845
Сводовые массивные
Сводовая пластовая, разбитая на блоки
Сводовая пластовая и массивная, разбитые и а блоки
0,835
0,835
район нефтегазонакопления Газа
В 66 км к западу 母^”髏幫£ ОТ г. Доха на п-ове наль; 10X60 км
Катар
1,18млн.т;
0,68млрд, м3
(На 1/1
1975 г.—283,0
млн. т；35,0млрд, м3)
6,41
МЛН. Т；0,79млрд, м3
ки-
*С
1800; 1
Сводовая
0,820—0,840
11,94
0,810—0,816
:д
1850; 1
—
642 млн. т на 1/1
1975 г. 一 329,0
мли. т； 39,0 млрд, м3)
Верхняя юра, мер и дж一титон. араб, горизонт
Араб, горнзо [:
(На 1/1
1975 г.—271,0млн. т；32,0млрд, м3)
(0°aL
•J-6I I
EH)
。-s
0-09
6-6
(Анн 备，-V H BmBAg
- KPhOWH巴 0£0
t .Hlfw a H碑廿 &езвие€ (0以ё ・喘遍吧理
g-°
--0
zg-o
NW 直0
3 ^^ «5ЯО«_
-Hd) *-J mH甯нqOOHloK
^SKfflso^sййо^ойи
ОБЪЕДИНЕННЫЕ АРАБСКИЕ ЭМИРАТЫ
Площадь — 84 000 км3(
Население — 0,2 млн. человек (на 1972 г.).
Начало добычи нефти — 1955 г. в Абу-Даби, 1969 г. — в Дибаи, 1974 г.—- в Шард>ка
Добыча в 1974 г.: нефти —85,18 млн. т (73,5 млн. т в Абу-Даби, 11,61 млн. т—в Дибаи^ газа — 12,0 млрд, м3 в Абу-Даби,〜1,0 млрд, м3 в Дибаи.臥
Суммарная добыча: нефти на 1/1 1975 г. — 390,0 млн. т в Абу-Даби, 41,7 млн. т — в Ли^.
1,13 млн. т в Шарджа.аи»
Доказанные извлекаемые запасы на 1/1 1975 г.: нефти——3941,0 млн. т в Абу-Дабц 328,0 млн. т в Дибаи; газа —556,0 млрд, м3 в Абу-Даби, 43,0 млрд, м3 в Дибаи.，
Количество месторождений нефти ——6 в Абу-Даби, 1 в Дибаи1.
Нефтегазоносный бассейн ——Месопотамский.
Месопотамский нефтегазоносный бассейн
「。務I。。9:专工。福
BBH『Bm ojoh
KEH0HgBsквновоб
^ssfflso^s 03яокоя。
IqLOEH doj《 9d
宮l-009a 當堂 Sxd38
_SH oaxoe " EOU A上
一总翳后w «W官！慧
g EHOE——I XH-lg-z -V EHOm—一 -o-s—1
HUB E3W1s0 岗 HH
口 -о NH0n
—z 匚 g BgupAm
®380no®。
ZWM 88x2
хвн —HKHHIHBHX ,Edg K0JOOU
ФДЯ5ЭТ S0MS5 ,5s KHHagod —0I30W IO AFOLOOn —OJOIHH 001 H
H-djw KHHat^od loHO^S Ho AH0IU08 ,OJ工H 88
—BL ，OJ2
s6 二 al•KlHOEBJ-^^э.1^
^首H ，仅©HOEEJ
■ e0 d 露二 зон …08caw'Ag
c -end 2^- XFBH 3 OHmeoHoe 士『MHIHBHX ,B^ ^ ^ IBJ .HE9dAw —Ed9 KBJOKOII ・OJO1 * gx am В
гв1«11й ЯО««- is}
KUHg%od
■OHOOEa%yEEXKHEeH
14 Ln
o^ughHFOM XH ^sHahR匚 HGH fflo§§ XHOH •OEBJalaaH - BHH9KJ
SHH3头00揭 xlqHBHINKUOdu aHHEmoHOWHeH 匕 ннз 关 OHOHU аони①hHaBdJHIBdl。
-^Л^ЩЕЙЛ
-Bwdos BdKIXKdl。
① HHQ%。'5。匸 0K 09W
Kssaxbo
OJ3HH ①5K0d，0L03w
.eiH'WOHWWUO^W w 賞。do§w
X14HBOHQO Bxsgsd8HMEd^x
Система
Отдел
Ярус, подъярус
Серия
Свита
Основной состав переслаивающихся пород
3 £
Примечания
Антропоген
Плейстоцен
де
Бахтиа- ри
рерыв
①арс нижний
Галечники, песчаники
Ангидриты, каменная соль Песчаники, гли* ны
W20
217
200
Неоген
Миоцен средний
Не
Палеоген
Эоцен верхний — нижний
Даммам
Известняки
Известняки, мергели, глины
50
280
Рус
Ангидриты, известняки
177
Эоцен нижний —палеоцен
Умм-эр- радума
Известняки
Глины
471
50
Мел
Верхний
Маастрихт коньяк
Арума
Глины, известняки
280
В Омане до
1200 м_
Турон — сеноман
Вазиа
Известняки органогенные
200
В Омане мощность серии вазиа до 600 м_
Нижний
Альб
Глины
Апт — неоком
Тамама
Шуайба
Известняки
790
В Омане до
850 м
Юра
Верхний
Титон—ки- меридж
Хит
Ангидриты, гипсы
77
Араб
ИзвестнякиУ100
Оксфорд— келловей
Увайнат
Известняки глинистые
230
Таблица 5.31
Схематический литолого- стратиграфический разрез отложений Мурбанского района нефтегазонакопления Месопотамского НГБ (юго-восточная часть платформенного борта НГБ)
а В 1973 г. на юге Персидского залива открыто еще одно нефтяное месторождение Рашид и ^^：： нефтяное месторождение в соседнем княжестве Шарджа в нескольких километрах к востоку от о. АОУ Муса.
344
Продолжение табл. 5.32
Место-рождение;годоткрытия
Местоположение
Структура(форма;размеры)1
Стратиграфическоеположение;наименованиепродуктивныхотложений
Глубиназалеганиянефтегазо-носныхпластов нлипачек в м； нхколичество
Типынефтяныхзалежейместо-рождения
Плотностьнефтив г/см* (%)；газовыйфакторв мз/т (%)
Добыча
в млн. т
ь -а§яBZB①н зомемя^фян •АН。шзшхмими <04 olqHqqBhEH
3500
pH = 0,840
Закум, газонефтяное; 1964
Эль-Бун-
В 45 км к юго-
ДУ к; газоне
востоку от место
фтяное;
рождения Идд-
1965
эль-Шарги, в Пер-
сиде ком заливе
Брахиантикли-
наль;
10x24 км2
Верхняя юра, ки- меридж—тнтон, араб, горизонты А-Д
Брахиантикли- наль;
6Х 14 км2
Верхняя юра, ки- меридж—титон, араб, горизонты A-Д
В 50 км к юго- востоку от месторождения Умм- 1Иейф, в Персидском заливе
Нижний мел, та- мама
Сводовые массивные
Сводовая массивная
13,62
135,0(ма 1/11975 г,—140,0)
Фатех, газонефтяное; 1966
В 125 км к востоку от месторождения Сассан, в Пер-
Брахиантикли- наль;
ЮХ 18 км2
Нижний мел» бар- рем—апт
2317—2591;
1
Сводовая массивная
Ри = 0,863
—
судском заливе
1 198,7 (иа 1/1 1975г.— 161,0)
Формирование поднятий, вероятно, связано с соляной тектоникой, и Район приурочен к северо-восточной части впадииы Руб-эль-Хали в Район располагается, очевидно, в пределах подводного продолжения
многие из них представляют купола пределах Аравийского полуострова впаднны Руб-эль-Хали.*
с глубоко
погребенными ядрами.
/ срейнн-й м£
J』讀第發為覇豐i3i s.
/ иит 国6R8
声5.货§ w;PTa ;磋論龍君警飞н cx;i разрез —IE
залежь-
~I скважин ь-вскрывшие Н-Т2НУЮ
3 丨 нзогнпсы в м
рнс・-3-nonepeqHS разрез arenu-O^OHfass»иу，газа н MyD6aH=0
(Hajas1967》
— HeT2 I га3 — проиуктнвнее горнзонть二 4 — вода
Р0с・ 5.3'Структурная хё^ггм гамама месторожденкауроан so Hajas196
кровли отпож-енн* - вгаза
~-c~-Gs3 ^ё^
驚
fliffiff
^譯a。映
aqgwBH戶2 砖雜罐舞
:號曰尸”2
I щ S
g 1〈电 學
а >-^^ 7^
I心Г
二 521
8aM
fl
8 s;
gg
焉总
Месопотамский нефтегазоносный бассейн1
Т а б л и ц а 5.33
Характеристика основных месторождений Фахудской (Джибальской) зоны нефтегазонакопления
Месопотамского НГБ (глубоко погруженная область Аравийской платформы у ее шовного сочленениясо складчатым сооружением Оман)
Месторождеи ие; год открытия
Местоположение
Структура (форма, размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
島
3 s 'g^s 口^ a
9匾
^ Н н I
Натн, газонефтяное; 1960
В 50 км к северо- западу от сел. Увайди
Приразрывная складка;
10X19 км2
Верхний мел, сеноман, вазиа
2268; 3 (зоны А, С, Е)
Присводовые массивные, тектонически экранированные
0,869
4,45
80,0
Фахуд, газонефтяное; 1966
В 20 км к юго- западу от месторождения Нати
Приразрывная складка;
8X45 км2
Верхний мел, сеноман, вазиа
609—1853; 3
(зоны А, С, D
Е)
Присводовые массивные, тектонически экранированные
0,863
5,63
133,0
Джиба л, газонефтяное; 1966
В 60 км к юго- западу от месторождения Фахуд
Брахиантикли- наль; ЗХ 14 км2
Нижниймел,
апт—неоком, та- мама
1540—1601; 1?
Сводовая массивная
0,827
1,14
Эль-Хувейса, газонефтяное; 1969
В 78 км к северо- западу от месторождения Джибал
Брахиантикли- иаль
Верхний мел, апт— неоком, тамама
2369?; 1?
Сводовая массивная
2,12
—
Статиграфический разрез см. в табл. 5.31.
М есто р ождеиие ； год открытия
Xapaici
Местоположение
герметика о
Структура (форма)
сновных месторох
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
(деннй Восточь
Глубина залегания нефтегазоносных пластов или пачек в м; нх количество
ю-Средизем
Типы залежей
номорскоп
Плотность нефти, г/сма
НГБ
Добыча нефти в мли. т, газа в млрд. ма в 1972 г.
Таблица 5.36
Начальные доказанные запасы нефти в мли. т, газа в млрд, м8
Хелетц-Брур, нефтяное; 1955
Кокхав, нефтяное; 1962
В 80 км к юго-западу от г. Тель- Авив
В 5 км к югу от месторождения Хелетц-Брур
За Антиклиналь
Антиклиналь
падно-Израильск£ Нижний мел, готерив, глинистые песчаники Нижний мел, готерив, глинистые песчаники 1
я зона нефтей 1500—1550;
2
1560; 1
1645; 1
акопления Сводовые, пластовые Сводовые, пластовые
0,870—
0,875
0,870— 0,875
5,5 млн. т (в том числе с оккупированных месторождений АРЕ)
0,135 млрд, м3
90 млн. т (все месторождения)
Нир-Ам, нефтяное; 1964
Зохар-Кидот, газовое; 1958
В 2 км от месторождения Кокхав
В ПО км к юго- востоку от г. Тель-Авив
Антиклиналь
Во Антиклиналь
Нижний мел, готерив, глинистые песчаники 1
сточно-Израильск Средняя юра, известняки зохар
1900; 1
ая зона газона 1115—1260;
1
Сводовая, пластовая копления
Сводовая, массивная
0,882
0,1 млрд, м3 (вместе с месторождением Хар- Хаканаим)
Хар-Хаканаим, газовое; 1961
1 Мощность
Бакиров / Нефтегазоносные ра», 1971. 542 с.
К у ч а п и н А тегазоиосности К газоносность зару
К у ч а п и н нефтеносные про нефтегазоносност
Оленин В. Иранского нагор шара. М.., «Не
О л е в и и В чадной Азнн 《6; Справочник. Т.
Оленин В
son. С".ер- Тбос
В 112 км к юго- востоку от г. Тель-Авива
готеривских песчаных
L. А. Варенцов провинции и области
.В. Нефтяная промыи Эго-Западной Азии. бежных стран. М., «卜 X. В. Основные черть винцин Юго-Западной зарубежных стран. А Б. Бассейны ；Ближиегс ья. — В кн.： Нефтег цра», 1965, с. 326 — 344
Б. Нефтяные и газо ижний н Средний Вост 2. кн. 2. М.. «Недра», В., Зверева О. В. аПоннрованхе бассейна и V а-»««л«**». 107». м®
Анти- I Юра клиналь
нефтеносных горизонтов 1 — 6
список л
Г. Е., Бакиров Э. А. арубежных стран. М., «Нед-
гленность и перспективы неф- В кн.: Геология и иефте- едра», 1964, с. 49—93.
геологического строения и Азнн. — В кн.: Геология и
А.. «Недра», 1964, с. 16 — 48.
Востока. Группа бассейнов азоиосные бассейны земного
вые месторождения Юго-За- ок). 一 в кн.: Геология нефти.
1968. с. 234 — 307.
СелннкиЙ А. Г. Нефте- Персмдского залива. «Изв. и у
2 . <•112 - - 1 1 7 ■
м, пористость —
ИТЕРАТУРЫ
П о и I витня се мления, минер, н
Р я б J газоносн соляной 1970, вы
Р я б у Геологнч части Ар с. 64 — 66
in the 130—142.
s I ii^l f r>ori
Сводо
вая
5-30%, nf
j к а р о в верной часть —Автореф.
аук. Ч. 1—2 7 х н н Г. Е эсть Ближие тектоники. 一 п. 70, с. 259
х и н Г. Е еское строен авинского п
i g t о n F 「rag-Jran В
i п - К а у е ЗГ：.к *Л^'1 ：
опицаемост
В. П. Тект Аравийск канд. дис М., МГУ, ..А л и е го и Средне -«Труды М
.Галак ие и персп олуострова
.V. Strat asin. — J.
M. Gealo^
ь 50 — 2000 мД.
оннка и история г ой платформы и ckj с. на соиск, учен.
1967. 650 с.
в а Е. Р., Руд го Востока в свя оск. ин -та иефтехим
т и о н о в А. Б., ективы нефтегазои
—«Геол, нефти и
graphical distribu nst. Petrol., /967, vc
匕“产 **
еологического раз- адчатых зон обра- степ. докт. геол.-
н к В. А. Нефте- 1н с проявлением .и газ. пром-сти»,
Рудик В. А. осностя северной газа», 1970, № 6, ion of oilfielda /. 53, ^o. 520.户.
0一名*7匕？，К"：‘
3
」6:ЮХНАН АЗМН」6:ЮХНАН АЗМН
」6:
ЮХНАН АЗМН
」6:
ЮХНАН АЗМН
Нефтегазоносные (НГВ) потенциально нефтегазоносные (ПНГБ) бассейны Южной АзииТаблица 6.1
Название бассейна: год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое и административное положение
Размеры (ширина в км; длина в км; площадь в км2; объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа); максимальная мощность отложений, ВЫПОЛНЯЮЩИХ бассейн
Возраст нефтегазоносных пород (система, отдел) 1
Количество месторождений
нефти
газа
Ннж неиндский
НГБ; 1952
Юго-восточная часть Пакистана; западная часть Индии, шт. Раджастхан
720; 280; 255 000 (в том числе 28 000 км2 на
шельфе); 1 800 000
Пограничный
KZ; 5—6 км MZ; 3—4 км PZ; 1,5—2 км
Р2-Р1，к2
12
Пенджабский
НГБ; 1915
Северная часть Пакистана； северо-западная часть Индии, шт. Пенджаб
680; 150; 118 000
(все суша); 680 000
Пограничный
KZ; 4,5 км
MZ; 1,5—2 км
PZ; 2—2,5 км
P2，Pi, J, W
8
Ассамский НГБ; 1899
Северо-восточная часть Индии, шт. Ассам
270; 160; 48 000
(все суша); 220 000
Пограничный
KZ; 5—6 км MZ+PZ (?) (развиты только на крайнем юге бассейна)
Рз, №
8
1
Бенгальский НГБ
Бангладеш; северо-восточная часть Индии; юго-западная часть Бирмы
600; 650; 400 000 (в том числе
155 000 км2 на
шельфе); 3 300 000
Пограничный
KZ; более 10 км MZ + PZ; до 2—3 км N}
N*
9
Камбейский НГБ 1958
Западная часть
Индии, штаты
Гуджарат, Махараштра
850; 150—400;
190 000 (в том числе 130 000 км2 акватория); 950 000
Грабен в теле Ин- достанской платформы
能n器/需[]3
П p 0 д 0 л ж.
ени е табл. 6.\
Количество месторождений нефти ]газа
Название бассейна; год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое и административное положение
Размеры (ширина в км; длина в км； площадь в км2; объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тип бассейна
Зозраст (группа); 1 максимальная 1
МОЩНОСТЬ отложений, выполняющих 1 бассейн
Возраст ] иефтегазо- [ иосиых1一
пород (система, I отдел) 1 I
Каракумский (афганская, часть) НГБ； 1960
Афганистан, западная часть провинцииБалх,
севернаячасть
провинции Герат, Майманинская обл.
95; 600; 57 000
(все суша); 120 000
Пограничный
KZ; 2,5 км
MZ; 4—4,5 км
」3，К1
2
5
Афгано-Таджикский (афганская часть) НГБ2
Афганистан, восточная часть провинции Балх, провинция Кандагар
86; 360; 31 000
(все суша); 162 000
Впадина эпиплат- форменного орогена
KZ; W15 км
MZ;《8 км
Р, Рз，К
К4а1+ар+ +h), J3
Иравадийский
НГБ; 1891
Центральная Бирма
1400; 200; 220 000 (в том числе 95 000 км2 на шельфе);
>2 000 000
Синклинорий
KZ; W】2 км
MZ; 2—3? км
№, Р3
16
2
Среднеиндский
ПНГБ
Восточная часть
Пакистана
520; 220; 106 000
(все суша); 650 000
Пограничный
KZ; 4—4,5 км
MZ; 3,5—4 км
PZ; 2 км
Pi (естественные неф- тепроявле- ния), W(6н- тум в скважине Ка- рампур)
3 5
8. _
Г! родолжение
табл, 6 1
[Название бассейна; t.「ОД установления промышленной
нефтегазоносности
Геогр афи ческое и административное положение
Размеры (ширина в км； длина в км； площадь в км2; объем осадочного вылолиеиия в км§)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа) максимальная Мощность отложений, ВЫПОЛНЯЮЩИХ бассейн
Возраст нефтегазоносных
Количество месторождений
пород (система, отдел) 1
нефти
газа
Коромандельский (Полкский) ПНГБ
Юго-восточная часть Индии, шт. Тамилнад
600; 50—150;
74 500 (в том числе 55 000 км2 — акватория); 90 000
Периконтинента ль ньш грабен
KZ; 2,5 км
MZ; 2,0 км
Р2 (нефте- проявлеиие в скважине Карнкал)
Макраиский ПНГБ
Западная часть
Пакистана
350； 450; 180 000 (в том числе 28 000 км на шельфе);
1 300 000;
Синклинорий
KZ; 8—Ю км
MZ; 2 км PZ;?
N (газопроявления, грязевой вулканизм)
Кундар-Ургун- ский ПНГБ
Юго-восточная часть Афгаииста- на,восточная
часть провинции Кандагар, Газ- нинская обл.; север центральной части Пакистана
550; 200; 98 (все
суша)； 950 000
Синклинорий
KZ; >10 км
MZ; 5 км
PZ; 7—8 км
₽, К (естественные нефте-, га- зо- и биту- мопроявле- ния)
；Перечисление в порядке значимости.
В советской части бассейна открыто 17 нефтяных и газовых
месторождений.
+++++ KA』bKym+ KA』bKym++МАДРАСМАДРАС++AE』SAE』S-s« tw s- MeH- 0^0^-s« tw s- MeH- 0^0^КАРАНЕКАРАНЕбомб?бомб?®®PHC・ 6"’ Обзорная карта нефтегазоносна-потенциально не 今 Tera^oHQCHbfx н B'SMO2SH。He'^kr3s бассейнов ю1кноАЗН・ Составили н・ >• Калинин-・ л・ КОНАаков3・ 6・ МОВЕОВНг-• лз в ! областн всхода на поверхность нпн неглубокого залеганн* фундамента байкальского н архепр терозонског。возраста，6 — альпнскне горно’скмапиатне облаете I ме30не горно，скла 冶" оеастГраннис нефтегазоносных- потениналтно н возможно нефтегазоносных бассейнов- ! ^OHS^^ н£е” Q I иреапоаагаемынзогнпсн фундамент史 е — установленные- * I прполаьз ! в — Г8К — КРУЕНеЕне газовЕе месторежненн 工(с H3BJIeKaeM£M38n8cMH ^оьгеге ^с^ 2^«>- нефтегазоносные 6ассень工 У I Ннжненндскн 产 2 — ?s^to^^K»- 33 Ассам话4/7 ^x^- ^KaM6eCKH6 I KapaKyMCKаракорумскL 7I >^2«0*Hto§®MnMX»4 to H s^ ^ 】 потенциально нефтегазоносные айй?Е^ У — cpezHeHHACKHjo 1 кор8HAeKF : — муз н72 fУНД8Р，УРГУНСКНЙЦ возможно неетегазоноенне ^»§»ЯЕ" 13 — Ганскн 卢工 — Аекканскя -з丿 гопаварнрекн 产 J6 1 ма06арскн77 丨 Ка，катн8варскJ* — гнльмендскнPHC・ 6"’ Обзорная карта нефтегазоносна-потенциально не 今 Tera^oHQCHbfx н B'SMO2SH。He'^kr3s бассейнов ю1кноАЗН・ Составили н・ >• Калинин-・ л・ КОНАаков3・ 6・ МОВЕОВНг-• лз в ! областн всхода на поверхность нпн неглубокого залеганн* фундамента байкальского н архепр терозонског。возраста，6 — альпнскне горно’скмапиатне облаете I ме30не горно，скла 冶" оеастГраннис нефтегазоносных- потениналтно н возможно нефтегазоносных бассейнов- ! ^OHS^^ н£е” Q I иреапоаагаемынзогнпсн фундамент史 е — установленные- * I прполаьз ! в — Г8К — КРУЕНеЕне газовЕе месторежненн 工(с H3BJIeKaeM£M38n8cMH ^оьгеге ^с^ 2^«>- нефтегазоносные 6ассень工 У I Ннжненндскн 产 2 — ?s^to^^K»- 33 Ассам话4/7 ^x^- ^KaM6eCKH6 I KapaKyMCKаракорумскL 7I >^2«0*Hto§®MnMX»4 to H s^ ^ 】 потенциально нефтегазоносные айй?Е^ У — cpezHeHHACKHjo 1 кор8HAeKF : — муз н72 fУНД8Р，УРГУНСКНЙЦ возможно неетегазоноенне ^»§»ЯЕ" 13 — Ганскн 卢工 — Аекканскя -з丿 гопаварнрекн 产 J6 1 ма06арскн77 丨 Ка，катн8варскJ* — гнльмендскн
+
+
+
+
+ KA』bKym
+ KA』bKym
+
+
МАДРАС
МАДРАС
+
+
AE』S
AE』S
-s« tw s- MeH- 0^0^
-s« tw s- MeH- 0^0^
КАРАНЕ
КАРАНЕ
бомб?
бомб?
®
®
PHC・ 6"’ Обзорная карта нефтегазоносна-потенциально не 今 Tera^oHQCHbfx н B'SMO2SH。He'^kr3s бассейнов ю1кноАЗН・ Составили н・ >• Калинин-・ л・ КОНАаков3・ 6・ МОВЕОВНг-• лз в ! областн всхода на поверхность нпн неглубокого залеганн* фундамента байкальского н архепр терозонског。возраста，6 — альпнскне горно’скмапиатне облаете I ме30не горно，скла 冶" оеастГраннис нефтегазоносных- потениналтно н возможно нефтегазоносных бассейнов- ! ^OHS^^ н£е” Q I иреапоаагаемынзогнпсн фундамент史 е — установленные- * I прполаьз ! в — Г8К — КРУЕНеЕне газовЕе месторежненн 工(с H3BJIeKaeM£M38n8cMH ^оьгеге ^с^ 2^«>- нефтегазоносные 6ассень工 У I Ннжненндскн 产 2 — ?s^to^^K»- 33 Ассам话4/7 ^x^- ^KaM6eCKH6 I KapaKyMCKаракорумскL 7I >^2«0*Hto§®MnMX»4 to H s^ ^ 】 потенциально нефтегазоносные айй?Е^ У — cpezHeHHACKHjo 1 кор8HAeKF : — муз н72 fУНД8Р，УРГУНСКНЙЦ возможно неетегазоноенне ^»§»ЯЕ" 13 — Ганскн 卢工 — Аекканскя -з丿 гопаварнрекн 产 J6 1 ма06арскн77 丨 Ка，катн8варскJ* — гнльмендскн
PHC・ 6"’ Обзорная карта нефтегазоносна-потенциально не 今 Tera^oHQCHbfx н B'SMO2SH。He'^kr3s бассейнов ю1кноАЗН・ Составили н・ >• Калинин-・ л・ КОНАаков3・ 6・ МОВЕОВНг-• лз в ! областн всхода на поверхность нпн неглубокого залеганн* фундамента байкальского н архепр терозонског。возраста，6 — альпнскне горно’скмапиатне облаете I ме30не горно，скла 冶" оеастГраннис нефтегазоносных- потениналтно н возможно нефтегазоносных бассейнов- ! ^OHS^^ н£е” Q I иреапоаагаемынзогнпсн фундамент史 е — установленные- * I прполаьз ! в — Г8К — КРУЕНеЕне газовЕе месторежненн 工(с H3BJIeKaeM£M38n8cMH ^оьгеге ^с^ 2^«>- нефтегазоносные 6ассень工 У I Ннжненндскн 产 2 — ?s^to^^K»- 33 Ассам话4/7 ^x^- ^KaM6eCKH6 I KapaKyMCKаракорумскL 7I >^2«0*Hto§®MnMX»4 to H s^ ^ 】 потенциально нефтегазоносные айй?Е^ У — cpezHeHHACKHjo 1 кор8HAeKF : — муз н72 fУНД8Р，УРГУНСКНЙЦ возможно неетегазоноенне ^»§»ЯЕ" 13 — Ганскн 卢工 — Аекканскя -з丿 гопаварнрекн 产 J6 1 ма06арскн77 丨 Ка，катн8варскJ* — гнльмендскн
Характеристика основных месторождений Камбейского НГБ
Место-
”рождение;
год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, иаимеиоваиие продуктивных отложений
Г лубииа залегания нефтегазоносных пластоа в м; их количество
Типы залежей
Плотность 1 нефти, г/см3
Категория крупности; начальные доказанные запасы иефти в млн. т
Калол, газонефтяное; 1961
В 20 км севернее г. Ахмадабад
Антиклиналь, осложненная в своде продольным разрывом; 8X25 км2, амплитуда замкнутой пасти 130 м
Средний—верхний эон.ен, ка- лолский продуктивный комплекс
1300—1600;
8
Пластовые сводовые; сводовые, частично тектонически экранированные; сводовые, частично литологически экранированные; в трех пластах газ .с нефтяной оторочкой, в остальных нефть
0,800—0,850
Среднее; ~7<
Навагам, нефтяное; 1964
В 25 км к юго-западу от г. Ахмадабад
Спокойная брахнан- клиналь;3,5Х
Х8,5 км2, амплитуда замкнутой части 70 м
Средний—верхний эоцен, ка- лолский продуктивный комплекс
Палеоцен, на- вагамский продуктивный комплекс
1315—1380;
2
1840—1950;
4
Пластовые сводовые, частично лнтологиче- ски экранированные
0,835—0,850
Среднее; 6|
Кади северное, газонефтяное
В 30 км к югу—юго- западу от г. Мехсана
Спокойная антиклиналь; 2,5X4,5 км： амплитуда замкнутой части 50 м
Средний—верхний эоцен
970—1320；
2 продук
тивные зо-
1 ны, пласты
К-Ш+IV и
Пластовые сводовые; в верхней продуктивной зоне есть газовая шапка, в нижней только нефть
0,83
Среднее，
.азмеЕ1е месторшкдени1stн'-ти н газа в камбейском н「6 таблнн”- 一- -4.азмеЕ1е месторшкдени1stн'-ти н газа в камбейском н「6 таблнн”- 一- -456-56-крупны® структурны злемент НГ Вкрупны® структурны злемент НГ В一 Район- не 今 те， газонакоп/ - лення一 Район- не 今 те， газонакоп/ - ленняСтруктурнаярмаместороженняСтруктурнаярмаместороженнястратнграан，вескоеположениепроуктнвнхотпо 关 еннстратнграан，вескоеположениепроуктнвнхотпо 关 еннКолн，иествоместоро*，Колн，иествоместоро*，Прнмерн MecTODOfПрнмерн MecTODOfКамбейский грабен (севе наиасть НГЕ)Камбейский грабен (севе наиасть НГЕ)Ахма， дабад— скнй блокАхма， дабад— скнй блокиииин-тнн-тнтара- пурскнй блоктара- пурскнй блокАнтиклннал- иногда ослож— ненные Нару， Еени2MHАнтиклннал- иногда ослож— ненные Нару， Еени2MHСредний —— верхний 301 цен; палеоценСредний —— верхний 301 цен; палеоцен「аза「азаЗападная =исть - Нарбадского 一 авлакогена - (иентралвнан 一 часть Н「Е) - бомбейский 一 склон пл号 ~ еорм(ю*н2 - саств НГЕ)Западная =исть - Нарбадского 一 авлакогена - (иентралвнан 一 часть Н「Е) - бомбейский 一 склон пл号 ~ еорм(ю*н2 - саств НГЕ)Антиклинали》 иногда ослок ненне Нару， ЕенинмиАнтиклинали》 иногда ослок ненне Нару， Еенинмиолигоиен" средний 丨 верхний s' ценолигоиен" средний 丨 верхний s' ценАнтиклинал-- средни^IАнтиклинал-- средни^Iяяозм ос лож，яяозм ос лож，неннЕе 一 Еени2миненнЕе 一 Еени2миверхнийверхнийHap'ueH; палеоцен; 【 множенHap'ueH; палеоцен; 【 множен一 Куполовидная 一 Миоцен 一 структур'ОС— 一一 крупное сво, --一 =овое подн2THe 一一 Куполовидная 一 Миоцен 一 структур'ОС— 一一 крупное сво, --一 =овое подн2THe 一Kg северное》 Кади кжно- сананд” На單 га 戸 аолк 一 мехсанса， 一 босан. калол. -вавеАхма， 一 #6aА》Еекрол -КатанаKg северное》 Кади кжно- сананд” На單 га 戸 аолк 一 мехсанса， 一 босан. калол. -вавеАхма， 一 #6aА》Еекрол -КатанаАнкл&ва- косам'Анкл&ва- косам'-Олпа'一 Назнра-Олпа'一 НазнраСтруктура в 116 км к се， -веррзапаху 一 отВомбейСтруктура в 116 км к се， -веррзапаху 一 отВомбейрнс・••Структурная карта MecTOPO*sMH0 камбе*0 белому〉1972) •/ — НЗОГНПСЕ кровзн продуктивного гор зонта 02】2 — SHHHg внклнннваннм ^^ муктнвного горнзонта О之 ^ f WSOE^^ контур невтеносностн горизонта 02"心 внеЕнна контур газоносности горнзо・ 。2) 5 — разрвне наруЕенн 導 6 1 2Р1 Ъ^ХНКИКЕЛ сква*ннгоризонта 02」、 непроуктнвне скважннрнс・••Структурная карта MecTOPO*sMH0 камбе*0 белому〉1972) •/ — НЗОГНПСЕ кровзн продуктивного гор зонта 02】2 — SHHHg внклнннваннм ^^ муктнвного горнзонта О之 ^ f WSOE^^ контур невтеносностн горизонта 02"心 внеЕнна контур газоносности горнзо・ 。2) 5 — разрвне наруЕенн 導 6 1 2Р1 Ъ^ХНКИКЕЛ сква*ннгоризонта 02」、 непроуктнвне скважнн
.азмеЕ1е месторшкдени1stн'-ти н газа в камбейском н「6 таблнн”
- 一- -4
.азмеЕ1е месторшкдени1stн'-ти н газа в камбейском н「6 таблнн”
- 一- -4
5
6-
5
6-
крупны® структурны злемент НГ В
крупны® структурны злемент НГ В
一 Район
- не 今 те， газонакоп/ - лення
一 Район
- не 今 те， газонакоп/ - лення
Структурнаярмаместороження
Структурнаярмаместороження
стратнграан，вескоеположениепроуктнвнхотпо 关 енн
стратнграан，вескоеположениепроуктнвнхотпо 关 енн
Колн，иествоместоро*，
Колн，иествоместоро*，
Прнмерн MecTODOf
Прнмерн MecTODOf
Камбейский грабен (севе наиасть НГЕ)
Камбейский грабен (севе наиасть НГЕ)
Ахма， дабад— скнй блок
Ахма， дабад— скнй блок
и
и
и
и
н-тн
н-тн
тара- пурскнй блок
тара- пурскнй блок
Антиклннал- иногда ослож— ненные Нару， Еени2MH
Антиклннал- иногда ослож— ненные Нару， Еени2MH
Средний —— верхний 301 цен; палеоцен
Средний —— верхний 301 цен; палеоцен
「аза
「аза
Западная =исть - Нарбадского 一 авлакогена - (иентралвнан 一 часть Н「Е) - бомбейский 一 склон пл号 ~ еорм(ю*н2 - саств НГЕ)
Западная =исть - Нарбадского 一 авлакогена - (иентралвнан 一 часть Н「Е) - бомбейский 一 склон пл号 ~ еорм(ю*н2 - саств НГЕ)
Антиклинали》 иногда ослок ненне Нару， Еенинми
Антиклинали》 иногда ослок ненне Нару， Еенинми
олигоиен" средний 丨 верхний s' цен
олигоиен" средний 丨 верхний s' цен
Антиклинал-- средни^I
Антиклинал-- средни^I
яяозм ос лож，
яяозм ос лож，
неннЕе 一 Еени2ми
неннЕе 一 Еени2ми
верхний
верхний
Hap'ueH; палеоцен; 【 множен
Hap'ueH; палеоцен; 【 множен
一 Куполовидная 一 Миоцен 一 структур'ОС— 一
一 крупное сво, -
-一 =овое подн2THe 一
一 Куполовидная 一 Миоцен 一 структур'ОС— 一
一 крупное сво, -
-一 =овое подн2THe 一
Kg северное》 Кади кжно- сананд” На單 га 戸 аолк 一 мехсанса， 一 босан. калол. -вавеАхма， 一 #6aА》Еекрол -Катана
Kg северное》 Кади кжно- сананд” На單 га 戸 аолк 一 мехсанса， 一 босан. калол. -вавеАхма， 一 #6aА》Еекрол -Катана
Анкл&ва- косам'
Анкл&ва- косам'
-Олпа'
一 Назнра
-Олпа'
一 Назнра
Структура в 116 км к се， -веррзапаху 一 отВомбей
Структура в 116 км к се， -веррзапаху 一 отВомбей
рнс・••Структурная карта MecTOPO*sMH0 камбе*0 белому〉1972) •/ — НЗОГНПСЕ кровзн продуктивного гор зонта 02】2 — SHHHg внклнннваннм ^^ муктнвного горнзонта О之 ^ f WSOE^^ контур невтеносностн горизонта 02"心 внеЕнна контур газоносности горнзо・ 。2) 5 — разрвне наруЕенн 導 6 1 2Р1 Ъ^ХНКИКЕЛ сква*ннгоризонта 02」、 непроуктнвне скважнн
рнс・••Структурная карта MecTOPO*sMH0 камбе*0 белому〉1972) •/ — НЗОГНПСЕ кровзн продуктивного гор зонта 02】2 — SHHHg внклнннваннм ^^ муктнвного горнзонта О之 ^ f WSOE^^ контур невтеносностн горизонта 02"心 внеЕнна контур газоносности горнзо・ 。2) 5 — разрвне наруЕенн 導 6 1 2Р1 Ъ^ХНКИКЕЛ сква*ннгоризонта 02」、 непроуктнвне скважнн
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； их количество
Типы залежей
ПЛОТНОСТЬ нефти, г/сма
Категория крупности;
начальные доказанные запасы нефти в млн. т
Камбей, газонефтяное; 1958
В 90 км западнее г. Барода
Антиклиналь, осложненная четырьмя небольшими куполами и рядом малоамплитудных нарушений; 12X23 км2, амплитуда замкнутой части 90 м
Нижний миоцен
1410—1670;
1 (MBS)
Пластовые сводовые, частично литологически экранированные; газовые и газоконденсатные, в олигоцено- вых залежах нефтяная оторочка
0,75—0,84 (оторочка)
Мелкое
Олигоцен
1470—1780;
2 (OS2 и OS3)
Анклешвар, газонефтяное х; 1960
В 13 км к юго-западу от г.^Броч
Асимметричная антиклиналь, более крутое южное крыло осложнено малоамплитудными нарушениями; 3X12 км2, амплитуда замкнутой части 240 м
Миоцен
440—490;
1 (MBS)
Пластовая сводовая; газовая
0,79—0,83
Крупное 50
Средний——верхний эоцен
11 (S*—Su)
Сводовые, в горизонтах 51—$4 частично тектонически экранированные; нефтяные и газонефтяные (небольшие газовые шапки)
Верхний палеоцен
1340—1590 i(s。)
Пластовая сводовая литологически экранированная; нефтяная
0,83
Добыча нефти в 1973 г. 3,1 млн. т.
дБ (см. рис. 6.6) через
месторождение^Анклешвар (по.Белому, 1972)
песчаники; 4 — аргиллиты
Рис. 6.5. Профильный разрез ]—нефтяные залежи; 2
—газовые шапки; 3 一 водоносные
Рис.
/ - иой
в з Ст0уктуриаЯ карта по кровле горизонта Ss+4 место-
6.3. Структуриаяждрния Анклешвар
изогипсы по кровле爲н肾J誤^ м； L эффективная контакт; 3 - газонефтяной контакт^ 北руц^ня
мощность горизонта S3+« в м,。
gТаблица 6.7
Распределение нефтегазоносности по разрезу отложений Ассамского НГБ
Стратиграфическое положение продуктивной толщи
НанмеиОваиие продуктивной толщи
Мощность продуктивной ТОЛ1ЦИ, м
Литологический состав продуктивной толщи и коллекторов
Количество пластов- коллекторов
X ар актер истнк. а пластов - коллектор ов
Примеры место рождени й, содержащих залежи нефти
Мощ- иость, м
Пористость, %
Проницаемость, мД
Нижний миоцен
Серия типам
— 1100 (Лаква, Дигбой)
Железистые песчаники с подчиненными прослоями глин и алевролитов; коллекторы—пачки крупно- и грубозернистых ожелезненных песчаников
~6 (Дигбой, Лаква)
10—170
6—27 (средняя—— —20)
90—470 (средняя —— 120)
Дигбой Гелики, Лаква
Олигоцен
Серия бара- ил
600 (Мо- ран)— 1050 (Нахор- катья)
Преимущественно песчаники с прослоями сланцеватых глин и углей; коллекторы — пачки кварцевых, средне- и мелкозернистых песчаников
〜5 (Нахор- катья)
15—40
15—30 (средняя — 20)
30—500 (средняя — 150)
Нахоркатья, Лаква, Моран, Рудрасагар, Гелики
Таблица 6.8
Размещение месторождений нефти н газа в А саамском НГБ
Крупный структурный элемент НГБ
Структурная форма месторождения
Стратигр аф и чес кое положение продуктивных отложений
Количество месторождений
Примеры месторождений
нефти
газа
нефти
газа
Платформенная область (к северу от надвига Нага)
Пологие изометричной формы поднятия, разбитые на многочисленные блоки
Нижний миоцен (серия типам); олигоцен (серия бараил)
6
1 (конденсат)
Нахоркатья, Моран, Лаква, Руд- расагар
Гелики, Бархолла
Дум-Дум (газоконденсат)
Область линейной складчатости на поверхности (к югу от иадвига Нага) 1
Линейные поднятия, нарушенные продольными разрывами
Нижний миоцен (серия типам
2
Дигбой, Казиджан
1 В поднадвиговой части на севере этой области вероятно-развитие платформенной складчатости, подобной той, что наблюдается к северу от надвнга.
Т а б л и и. а &.9
Характеристика основных w
есторожде
ннй Ассамского НГБ
Место-
'рождение;
год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратигра- з фическое н положение, иаимеиоваиие лродуктивиых отложений
Глубина алегаиия ефтегазо- иосиых пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность иефти, г/см3
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд, м* в 1973 г.
крупна-[
сти;1
начальные доказанные запасы нефти в мли. т
Нахоркатья, нефтяное;
1953
В 80 КМ к северо-востоку от г. Сибсагар
Пологое поднятие, разбитое нарушениями на ряд блоков и осложненное мелкими куполами; многие нару 二 шения в верхней (неогеновой) части разреза затухают; 12X18 км2
Олигоцен, серия бараил
2530—
3180; 5
Пластовые сводовые, литологически экранированные, тектонически экранированные; нефтяные
0,85—0,88 (на северном блоке до 0,93)
2,87 млн. т
Средние;
58 (вместе)
Моран, нефтяное; 1956
1
В 35 км к северо-востоку от г. Сибсагар
Пологое поднятие, разбитое нарушениями на блоки и осложненное мелкими куполами; 4X6 км2
Олигоцен, серия бараил
31DU—
3350； 3
Структурно-литологические, на южном и восточном крыльях также тектонически экранированные;в
верхнем продуктивном пласте нефть с газовой шапкой, в остальных 一 нефть
0,84—0,86
—
3 s
■—
_
Продолжение
табл. 6.9
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое
1 положение, иаименоваии продуктивны? отложений
Глубина залегаии нефтегазе иосиых пластов в м； их количество
>-
Типы залежей
Плотность нефти, г/см3
Добыча нефти в Мли. т, газа в Млрд, м3 в 1973 г.
Категория крупности； 'начальные доказанные запасы нефти в мли. т
Лаква, нефтяное; 1964
В 20 км к востоку от г. Сибсагар
Брахиантикли- наль, разбитая нарушениями на ряд блоков и осложненная мелкими куполами; 6Х X 13 км2
—_
Средний миоцен, серия типам
2370— 3350; 5
Пластовые сводовые, частично литологически и (или) тектонически экранирование; нефтяные
0,86—0,90
0,33 млн. т, 0,035
Среднее; 21
Олигоцен, серия бара- ил
3680— 3920; 3
Пластовые сводовые, частично литологически и (или) тектонически экранирован- нне； в нижнем плас- те имеется газовая шапка
0,80—0,87
млрд, м3
Рудрасагар, газонефтяное; I960
Юго-западнее г. Сибсагар
По олигоценовым отложениям пологая брахианти- клиналь, осложненная нарушениями и более мелкой складчатостью; в верхнемиоценовых и плиоценовых отложениях сама складка и большинство нарушений затухают;
5X12 км禽
Олигоцен, серия бара- ил
2990— 3250; 2
Пластовые сводовые, литологически экранированные, тектони- ческн экранирование； в верхней продуктивной зоне нефть, в нижней — нефть- * с газовой шапкой
0,86—0,92
Среднее
Месторождение; год открытия
1
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их
чество
Типы залежей
Плотность нефти, г/см3
]Категория
Добыча1крупно-
нефти丨СТи*
вт, 1 начальные
газадоказан-
в млрд. манне
в 1973 г.запоен
Нефти в млн. т
Гелики, нефтяное; 1968
В 20 км к югу—-юго- востоку от г. Сибсагар
Сложнопостроен- ная антиклиналь, осложненная крупными продольными разрывами; 6,5Х 14 км2
Средний миоцен (серия типам), олигоцен (серия ба- раил)
>2500; несколько
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные; нефтяные
Среднее
Дигбой, газонефтяное 1899
В НО км к западу— юго-западу от г. Сибсагар
Узкая, сжатая линейная приразломная антиклиналь, разбитая системой нарушений; северное крыло и сводовая часть на глубине 800 м срезаются плоскостью регионального надвига Нага; продуктивнаяплощадь
10 км2
Средний—— ранний миоцен (серии типами
сурма)
50— 2500; 6
Пластовые сводовые, частично тектонически экранированные, литологически экранированные (линзовидные коллекторы); нефтяные с небольшими газовыми шапками
В среднем 0,84
〜0,097 млн. т
Среднее; 〜13
Продолжение табл. 6.9
Примечания. 1. На большинстве месторождений ловушки образованы в природных резервуаров н относятся к категории структурно-литологических.
результате пликативных н дизъюнктивных дислокаций рукавообраз 2. Газ состоит более чем иа 90% из метана и тяжелых гомологов.
ныхных
ных
ных
Месторождение;
год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Состав газа, %
Добыча газа в млрд, м3 в 1973 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы газа в млрд, м3
Суи, газовое;
1952
В 80 км к востоку—— северо-востокуот
г. Джейкоба ба д
Симметричная платформенная брахиантикли- наль, осложненная нарушением амплитудой 40 м и наложенная на барьерный риф; 25Х 50 км2, амплитуда 350 м
Нижний эоцен, верхний известняк суи
Нижний эоцен— верхний палеоцен, главный известняк сун
1150— 1450; 1
1240— 1550; 1
Пластовая сводовая
Массивная сводовая
СН4—88,5, СгНд+высш.— 1,5,№—2,5,
СО2—7,4
3,37
Крупнейшее; 176 (по другим оценкам 205)
Уч, газовое;
1956
В 40 км к северо—северо-востоку от г. Джейкоба- бад
Узкая асимметричная антиклиналь с продольным нарушением крутого южного крыла и ундуля- цией оси; 35Х X 6, км, амплитуда 400 м
Нижний эоцен— верхний палеоцен, главный известняк суи
1200; 1
Массивная сводовая
СНз-27,3, СгНд+высш.— 1,3,№—25,2,
g—46,2
На 1/1 1974 г.— в консервации
Крупное; 70
Марн, газовое; 1957
В 85 км к восток—северо-востоку от г. Саккар
Пологая куполообразная антиклиналь, осложненная малоамплн- тудными нарушениями; 42Х 30 км, амплитуда 150 м
Средний эоцен, известняки хаби- брахи
680— 790; 1
Массивная сводовая
СН《—66,2, СгНб—0,2, №—19,5, СО2—14,1
t
0,8
Крупнейшее; НО
Хайр- пур, газовое;
1957
В 25 км к юго-западу от г. Саккар
Пологая куполообразная антиклиналь, осложненная малоамплитудными нарушениями; ЗОХ 30 км, [амплитуда 120 м
Нижний эоцен一 верхний палеоцен, главный известняк суи
620; 1
Массивная сводовая
CH122 c2He+c3H8- 0,3, N2—16,9, СО2—70,6
На 1/1 1974 г.—в консервации
Среднее; 28
Характеристика основных месторождений Нижнеиндского НГБ
Таблица 6.13
й-力 2 тш
yМ詫•絹w鼠liw0ё賣需冕
3 丨 контур газ。，
7 — нзогнпсн в м
-нарушение) носностн
известняка
PH€」/翼覇V旣雪器。.w*. условнее Обознасення
sf-nge-Azad” 1959) на рнс・12
Рнс 6二4・ Структурная карта n。KPO<S*?S,SO3 известняка сун месторождения х*»^я^ Условные обознаиення см・ на PHP。•一
з
Месторождение; год открытия
Место- положегне
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Т нпы залежей
Плотность нефти, г/сма
Добыча нефти в млн. т в 1973 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти
Дулиан； нитяное;
1935
В 85 км к юго-западу от г. Равалпинди
Симметр ичная а нти、 клиналь, осложнен- на* диагональным нарушением; 20 X 义 8 км2, амплитуда 300 м У
Нижний эоцен, известняки саке- cap
Палеоцен, известняки хайрабад
2300—
2400; 1
Пластовые сводовые, частично ；тектониче- 1 ски экрани- 1 рованные
Пластовая сводовая, стратиграфически зк、 ранирован- ная
Пластовые сводовые
0,86
Среднее; ориентиро- !1 вочная опен-
2500— 2600; 1
2700—
3000; 1
2100—
2450
0,78
ка 7
Юра
Средний эоцен, известняки бад- рар； ранний эоцен, известняки сакесар
Балкассар, нефтяное;
1946
В 12 км к западу от г.
Чаквал и в 95 км к северу от г. Cap- 1 годаf
Пологая брахианти- клиналь, осложненная нарушениями на крыльях; 13,5Х Х7,5 км2, амплитуда 250 м
丨 0,29
0,86— 0,90
Среднее; ориентировочная оценка 5
Тут, нефтяное; 1968
В 105 км к юго-западу от г. Равалпинди
Асимметричная антиклиналь, крутое крыло осложнено продольным нарушением; 9X2,5 км2, амплитуда 130 м
Юраj 4440; 1
Пластовая сводовая
0,82— 0,85
0,16
Мелкое; 4,2
Мейал, нефтяное； 1968
В 90 км к юго-западу от г. Равалпинди
Узкая асимметричная антиклиналь, нарушенная продольными разрывами
Средний эоцен, ) 3720; 1 | известняки чорга-丨 лиj
Нижний эоцен, 1 3800; i известняки саке-] cap1
Сводовые, частично тектонически экрани- 1 рованные /
0,82 I — j Среднее
Характеристика основных месторождений Пенджабского НГБ
Т а б л и ц а 6.17Т а б л и ц а 6.17
Т а б л и ц а 6.17
Т а б л и ц а 6.17
рнс・
—235。
-h- nslas I a= 50!oyui 9ii~ > I 1г J
-00
2D§
叁0
5
^1
S弯e
камк-ап
40岂
ао-е-
spa
м
-— НЗОГНПСЕ в 纟 2 丨 EapyEeHHeJ 3 丨 залежн нзтн
PHP 6，1*. ПН^Я^Ч9Х&» ж№^м№ ао хтаовьп хш№ппчх»к £кесар《оен я^о&хйтхмь^ разрез месторох ння Тут
WE。
^^«.^ ^* структурная карта по кровле нзвестннков ароен》н 30 今 Ннь1празрез местором2
нни бапкассар
25*
нзогнпсы- 2 — наруЕення
условные обозначения см・ на PHP-17
Месторождение； год открытия
Место- положеине
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； их количество
Состав газа, %
Добыча газа в млрд, м* в i§73 г.
Категория крупиостн； начальные доказанные запасы газа в млрд, м8
Силхет, газовое; 1955
В окрестностях
г. Силхет
Пологая брахиан- тиклиналь, осложненная несколькими нарушениями на крыльях; ЮХ 乂3,5 км2, амплитуда 275 км
Средний миоцен, свита бокабил
1210, 1315; 2
СН4—95,4, СаНб-2,67, CgHg'-f—высш.— 1,0, №—0,37, g—0,48
0,2
Среднее; 12,4
Разидпур, газовое;
1961
В 85 км к юго- западу от г. Силхет
Узкая асимметричная антиклиналь; 30X4 км2, амплитуда 250 м
Нижний——средний миоцен, свиты бокабил и верхний бхубан
1380, 2730; 2
СН&—98,2, СгНб+высш.— 1,45, №—0,31, COl0,05
На】/1 1974 г. в разработку еще не введено
Среднее;
21,0
Кайлас-Ти- ла, газовое; 1962
В 13 км к югу от г. Силхет
Спокойная брахи- антнклиналь; 20Х 乂 6 км2, амплитуда 70 м
Миоцен, снита бокабил
2300, 3000; 2
СН4—97, СаНв+высш.— 3,9, №—0,2
На 1/1 1974 г. в разработку еще не введено
Среднее; 17,0
Хабигандж, газовое;
1963
В 90 км к юго- западу от г. Силхет и в 115 км к юго-востоку от г. Дакка
Узкая асимметричная антиклиналь; 30X7 км2, амплитуда 150— 200 м 一_
Пологая антиклиналь; 20Х 15 км2, амплитуда более 800 м
Средний миоцен, свита бокабил
1400; 1
СН《—97,8, C2He~—1,5,
№—0,7
1,5
Среднее;
36,0
Титас, газовое; 1963
В 80 км к северо- востоку от г. Дакка
1
Средний миоцен, свита бокабил
2500— 3000; 10
СН&—96,8, С?Нб—1,8, CgHg-j-BblClU.— 0,Л N2—0,7
Крупнейшее; 110,0
Бахрабад,|В 50 км к восто-
газовое;iку—юго-востоку
1970Jот г. Дакка
1
Спокойная антиклиналь; 20x9 км2
Средний миоцен, свита бокабил
CH4-95,2,I
СаНб—1,4, С3Н8+высш.— 1,1, №—0,4]
На1/1 1974 г.Крупное;60
вразработку1(по другим
ещене введенооценкам—
/90)
Характеристика основных месторождений Бенгальского НГБ
Таблица 6.21
!^>имечание. Залежи пластовые сводовые.
рнс，-2'Структурная карта по кровле-ерхнего продуктнвног。горнзонта н геомогннеск^т разрез месторо 民ення тнтасо Ahmad" 1966) 7 — нзогнпсы в м】2 I газрнс，-2'Структурная карта по кровле-ерхнего продуктнвног。горнзонта н геомогннеск^т разрез месторо 民ення тнтасо Ahmad" 1966) 7 — нзогнпсы в м】2 I газрнс. 6.23・ структурна*°яар2sh嘉吃 е 駡皿 罷弱耨!3rBia=isKhan; Azadbрнс. 6.23・ структурна*°яар2sh嘉吃 е 駡皿 罷弱耨!3rBia=isKhan; Azadb--
рнс，-2'Структурная карта по кровле-ерхнего продуктнвног。горнзонта н геомогннеск^т разрез месторо 民ення тнтасо Ahmad" 1966) 7 — нзогнпсы в м】2 I газ
рнс，-2'Структурная карта по кровле-ерхнего продуктнвног。горнзонта н геомогннеск^т разрез месторо 民ення тнтасо Ahmad" 1966) 7 — нзогнпсы в м】2 I газ
рнс. 6.23・ структурна*°яар2sh嘉吃 е 駡皿 罷弱耨!3rBia=isKhan; Azadb
рнс. 6.23・ структурна*°яар2sh嘉吃 е 駡皿 罷弱耨!3rBia=isKhan; Azadb
-
-
8
Характеристика основных месторождений Иравадийского НГБ
Таблица 6.25
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положеиие> наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； их количество
Типы залежей
Добыча нефти в млн. т в 1973 г.
Категория крупности
Енангьяунг, нефтяное;
1887
У г. Енангья- унг на р. Иравади
Слабо асимметричная антиклиналь, осложненная серией продольных нарушений
Миоцен, СВИТЫ кья- уккоки
пьяубве; оли го цен, свиты ок- минтаун н падаун
200—1800;
>50
Пластовые сводовые, литологически экранированные, тектонически экранированные; нефтяные часто с газовой шапкой
0,225
Среднее
Чаук, нефтяное; 1901 Ланива, нефтяное; 1926
В 60 км от г. Пакокку вниз по р. Иравади
Резко асимметричная брахиантиклиналь, осложненная крупным продольным надвигом и поперечными сбросами
Олигоцен, свита падаун
360—1130
(в наднадвиго- вой части) и 1800—2500 (в поднадвиговой части); >35
Пластовые сводовые, частично литологически экранированные, тектонически экранированные; нефтяные с газовыми шапками
0,1
Среднее
Минбу-Палани- он, нефтяное; 1910
В районе г. Мянбу в среднем течении р. Иравадя
Асимметричная линейная антиклиналь, характеризующаяся ундуляцией оси, серией продольных и поперечных нарушений; длина складки 32 км
Миоцен, свиты кья- уккоки
пьяубве
120—300
(в Минбу) и 700 (в Палани- он); несколько десятков
Пластовые сводовые, частично литологически экранированные, тектонически экранированные; нефтяные с газовыми шапками
Мелкое
Енангьят, нефтяное; 1891
Непосредственно к северу от месторождения Чаук-Ланива и в 35 KM к юго- западу от г. Пакокку
Резко асимметричная антиклиналь, нарушенная продольными и поперечными разломами
Олигоцен, свита падаун
350—1150; 《35
Пластовые сводовые, частично литологически экранированные, тектонически экранированные
Мелкое
Примечания. 1. Чау к и Ланина представляют собой части одного месторождения, разделенного р. Иравади. 2. Продуктивные отложения про гиба Мннбу представляют собой дельтовый комплекс, заключающий рукааообразные природные резервуары. Большинство ловушек представляет результат пликативных и дизъюнктивных дислокаций рукавообразных природных резерауаров и относится к категории структурно-лнтологически к. 3. Плотность ае^тн асех месторождений 0,817—0,8$0 г/см8. _
В
Р
К
н
m
R
В
Э
М
н
р
>
Н
3
Е
智
в
А
б
2
U
> >
b :
W СТ
? р
W с
2.
О
ет
S U m з
р
и
Р
N
Е
2.
п g
s а
2
Vо
§
о
>
fl
Месторождение; год открытия
Местоположение
Етым-Таг,
Юго-восточная i
газовое; 1960
часть бассейна, в 15 KM восточ-
нее г. Шибер-
ган
Брахиантн- Клиналь;
8X4 км2
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктнв-
Глубина залегания нефтегазоносных пластов
Типы залежей
Плотность нефти в "'Ms (р£； газовый фактор в м3/г (/'ф); состав
Добыча газа в млрд.I
в 1973 г.
Категория крупности; начальные доказанные
ных отложений
в м； их
「аза в %； содержание
запасы
(или текущие)
чество
конденсата в л加з
иефти в млн. т. газа млрд, м3
Таблица 6.29
ХараИерИСТИКа_0СН0ВНЫХ месторождений Каракумского НГБ
Сенон
300— 400; 1
Сеноман
]700 900; 1
—900^ j
1070; 1
Альб
Апт
1 ИЗО— 1415; 2
Готерив (основной продуктивный горизонт)
1350— ⑺7; 1
Келловей— Оксфорд
1800— 2400; 4
Пластовая сводовая (газовая локальной нефтяной оторочкой)
с
Пластовая сводовая (газовая) Пластовая сводовая (газовая)
Пластовые сводовые (газовые)
Массивная сводовая; газовая
Рн = 0,843;『巾= =1200; cR— 94—95,2, С2Нб+ +выст.—2,35, Cd—0,85—2,7, ^г+редкие—0,5— L6
Не эксплуа- Среднее* тируется 6,960 млрд, м3
Пластовые сводовые; газовые
СаНб+выст.— ??,98, СОг—5,69, №+редкие—0,89, 緬 0,43,Н£—
玛 ^8,5—92,3,5口 十 выет.-0,26—0,3 (низы]Разреза) до 0,63—I咎&們喟绊明I:中2S-—6,4, №+/
I 十редкие—0,6,/
/ COz—2,23—7,67/
Месторождение; год открытия
1Место
положение
1
i Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания иефте- 1 газонос-
пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти 1
в г/см3 (рн)；丨
газовый фактор
в м8/г (Гф); состав газа в %;
содержание конденсата в л/м3
Добыча!
в млрд, м3 в 1973 г.
Категория крупности;
начальные доказанные запасы (нли текущие) нефти в млн. т, газа в млрд, м3
Ходжа-Гу- гердаг, газовое; 1961
Юго-восточная часть бассейна, в 18 км восток—юго-восточнее г. Шибер ган
Брахианти- клиналь; 9Х 5 км2
Альб
980— 1250; 2
Пластовые сводовые; газовые
——
2,6
Крупное; на 1/11976 г.—
47,4 млрд, м3
Апт
1270—
1480; 2
Пластовые сводовые; газовые
—
Готерив
1516—
1714; 1
Массивная сводовая; газовая
СН《一94,5, С2нб+ +высш.—3,4, СО2—0,7—1,5,
N2+редкие—1,5— 1,9, О2—0,2
Келловей—
Оксфорд
2070— 2350; 4
Пластовые сводовые (газовые)
СН《一85—89,5, СгНв+высш.— 0,4—1, HaS— 2,87—3,54,№+
+редкие—0,24— 2,4, СОг—5,77一 8,6
Ходжа-Булан, нефтегазовое; 1964
Юго-восточная часть бассейна, в 27 KM к юго- востоку от г. Шиберган
Антиклиналь 7х Х2,5 км2
Готерив
1190— 1350; 1
Массивная сводовая (газовая с нефтяной оторочкой)
рн = 0,843—0,878; С&—92,8, С2Нб+ +высш.—2,2, N2-2,4—2,5, S— 0,004, H2S—0,2, CO2——2,5; конденсат—0,800—0,811
Не эксплуатируется
Мелкое;
2,530 млрд, м3
Ангот, нефтяное; 1967
Юго-восточная часть бассейна, район г. Сари-
Брахианти- клиналь;
12X6 км2
Альб
614—
970; 2
Пластовые сводовые (нефтяные)
рн = 0,859
Не эксплуатируется
Среднее;
7,2 млн. т
Т1 р о До Л ж с н и е тайл. 6.29
WV7WV7ppTsp ®-wo- ?w?』6 (CM-Tsp ®-wo- ?w?』6 (CM-PHC* 6・2sместоро 留 Аенн= Еты 手 TaF9。KopqeBS caBqeHK。нр: 1978)PHC* 6・2sместоро 留 Аенн= Еты 手 TaF9。KopqeBS caBqeHK。нр: 1978)hz^J 挙"hz^J 挙"K2'gK2'gK-;sK-;sK-—K-—K2G5K2G5K-aLK-aL-ab-abK-apK-apneiHK” 3 丨 хемогеннне он§1 = » гаурхакскоп свнты" 4 丨 заленсн газаneiHK” 3 丨 хемогеннне он§1 = » гаурхакскоп свнты" 4 丨 заленсн газар 胃、а е стоуктугшам карта кровмн nec'sHHKOBМйя3=ёенн-£я1а,гугеме^варАВУ. Жуковскому м 居.ур 胃、а е стоуктугшам карта кровмн nec'sHHKOBМйя3=ёенн-£я1а,гугеме^варАВУ. Жуковскому м 居.уj 丨 Н30гнясы в м一 2 1 наруЕеннаj 丨 Н30гнясы в м一 2 1 наруЕенна
WV7
WV7
p
p
Tsp ®-wo- ?w?』6 (CM-
Tsp ®-wo- ?w?』6 (CM-
PHC* 6・2sместоро 留 Аенн= Еты 手 TaF9。KopqeBS caBqeHK。нр: 1978)
PHC* 6・2sместоро 留 Аенн= Еты 手 TaF9。KopqeBS caBqeHK。нр: 1978)
hz^J 挙"
hz^J 挙"
K2'g
K2'g
K-;s
K-;s
K-—
K-—
K2G5
K2G5
K-aL
K-aL
-ab
-ab
K-ap
K-ap
neiHK” 3 丨 хемогеннне он§1 = » гаурхакскоп свнты" 4 丨 заленсн газа
neiHK” 3 丨 хемогеннне он§1 = » гаурхакскоп свнты" 4 丨 заленсн газа
р 胃、а е стоуктугшам карта кровмн nec'sHHKOB
Мйя3=ёенн-£я1а,гугеме^варАВУ. Жуковскому м 居.у
р 胃、а е стоуктугшам карта кровмн nec'sHHKOB
Мйя3=ёенн-£я1а,гугеме^варАВУ. Жуковскому м 居.у
j 丨 Н30гнясы в м一 2 1 наруЕенна
j 丨 Н30гнясы в м一 2 1 наруЕенна
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение» наименова- ине продуктивных отложений
Глубина залега、
J НИЯ
! нефтегазонос
ных пластов в м； нх количество
Тнпы
' залежей
Плотность нефти
1в Ucmm (%)；
газовый фактор в ма/г (「©); состав газа в %; содержание конденсата в л/ма
Добыча газа в млрд, м3 в 1973 г.
1—
1 Категория
крупности； начальные доказанные запасы (или текущие) неФти в млн. т, газа в млрд. м&
Ангот, нефтяное; 1967
Юго-восточная часть бассейна. Район г. Сари- 1 Пуль
Брахианти- клиналь; ,12*6 км2
Готерив
1100— 1150; 1
Массивная сводовая (нефтяная)
Ри = 0,905—0,914
Не эксплуатируется
Среднее 7,2 млн. т
Джар-Ку- Аук, нефтегазовое;
1971
Юго-восточная часть бассейна, в 20 км южнее г. Шиберган
Брахианти- клиналь;
НХ5,5 км3
Готерив
2050—
2330; I
Массивная сводовая (газовая)
СН&—91,42, С?%—1,3, Сз%— Q,2, C4HJ0—0,12, Е = e鱼什 +внсш「0/2, Na+редкие—0,99, H2S—0,185, СО2— 5/9; конденсат парафино-аромати- ческий—0,791 — 0,845
Не эксплуатируется
Среднее;
31,5, млрд, м3
Келловей一 Оксфорд
2300—
2800; 1 ；
Пластовая 1 сводовая 1 (газонефтяная, находится в разведке)
Рн = 0,896—0,927; СН《一89,5—97,2, С?%—1,3,—1,9, CgHg—0,1—0,5, СзН^+высш.— 0,46, СОз—0/5— 7,8, Na+редкие— 0,44, HnS—0,52
Джумин- ское, газовое; 1972
Юго-восточная часть бассейна, в 30 км западнее г. Шиберган1
Брахианти- клиналь; 19X9 км2
Келловей— Оксфорд
1
3430
Пластовая сводовая, тектонически экранированная I
_
-
СН《—78,80,1
С?%—0,61 — 1,04, 1 ^3H8—-0,09—0,18, j
C4Hlо+в&са— / 0.30, 816,20, /
HaS—4,3,/
-Ьредкие——J»05/
Находится в разведке /
Среднее;
15,5 млрд, м3 'предваритель- гые оценочные апасы катега- НН Сд)
土
6
Нефтегазоносные^^отенциалы^^^Центральной 厶^ и 如皿 ^ 1r ' ^
Название бассейна； год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое н административное положение
(ширина в км;
длина в км; площадь в км2； объем
осадочного выполнения в кма)
Структурный тип
Возраст (группа); максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн, м
Возраст нефтегазоносных
Количество месторождений
бассейна
пород (система, отдел)
нефти
газа
Джунгарский НГБ; 1941
Крайний северо-запад Китая, северная часть Синьцзян-Уйгурского автономного района
1 000; 350;
130 000;—
Впадина на срединном массиве
KZ; 4 000
MZ;7 000
т, J, К, Р2
6
Турфанскнй НГБ; 1958
Северо-западная часть Ки- тая， восток Синьцзян-Уйгурского автономного района
500; 80;
40 000;—
Межгорная впадина
KZ; 1 000
MZ; 4 500
J2
1
Таримский НГБ; 1958
Северо-западная часть Ки- тая, юг Синьцзян-Уйгурского автономного района
1 400; 550;
500 000;—
Впадина на срединном массиве
KZ; 4 500 I
MZ; 3 000
N, Р, Кз> Ja
4
Цайдамский НГБ; 1955-1958
Западная часть Китая, север провинции Цннхай
650; 200; I
100 000;—
Межгорная впадина на срединном массиве
KZ; 7 000
MZ; 5 000
N, Р
12
3
Преднаньшаньский
НГБ; 1928
Север центральной части Китая
700; 60;
20 000;—
Предгорный прогиб
KZ; 4 000 I
MZ; 5 000
p№ :
ЧжаошуйскийНГБ-
1956*
Север центральной части Китая, север провинции Ганьсу
150; 50;
7 500;—
Грабен
KZ； 1 000 /
MZ; 4 000 /
Продолже
пне табл. Т А
7
3
Размеры
(ширина
в км;
длина в км;
площадь
В КМ2；!
объем осадочного выполнения
в км3)
1
Структурный 1 тип
бассейна|
Возраст (группа); 1 максималь-]
Возраст [
нефте- 1
Количество м есторождеи и й
рНазвание бассейна;
згод установления
5промышленной нефте-
2газоносности
Географическое н адм м н 11 с т р ат н в н о е положение
МОЩНОСТЬ1
отложений,) выполняю- 1 щих бассейн, м ；
пород
(система, 1
отдел)1
нефти j
газа
НГБ Миньхэ; 1956
Центральная часть Китая, восток провинций Цинхай и Ганьсу
400; 250;
44 000;—
Межгорная впадина
KZ; 2 500 1
MZ; 4 500
〃 Р?
1
Ордосский НГБ; 1907
Центральный Китай
700; 350;
245 000;—
Синеклиза
KZ； 3 000
MZ; 6 500
PZ; 3 500
Кг, Тз
6
1
J31 Ji—2，
Т2； Pi
СычуаньскийНГБ;
1938
Юго-запад Китая, провинция Сычуань
600; 300;
150 000;—
Синеклиза
KZ; 5001
MZ; 8 000
PZ; 7000
8
15
Гуанси-Гуйчжоуский
НГБ; 1959
Южная часть Центрального Китая, провинция Гуйчжоу,Гуанси-Чжуанский
j автономный район
625; 400;
250 000;—
Синеклиза
MZ; 3 000
PZ； 7 000
Р—Т
13
Восточно-Китайский
(Желтоморский) НГБ
Восточная часть Китая
475; 225;
107 000
:Синеклиза
KZ; 2 000
MZ; 2 000
PZ; 4 000
N
1
Северо-Китайский НГБ; 1962
Восточная часть Китая, на побережье Желтого моря
1 000; 300;
270 000;—
1 Синеклиза
KZ; 2 000
fMZ; 2 000
PZ； 3 000
MZ—PZ??
2
Фусиньский НГБ; 1938
!°
! Северо-восточная часть Ки- :тая
J 225; 50;
1 12 000;—
j Грабен
! MZ; 3 000
1
iJl + 2
1
1
Название бассейна; год установления промышленной нефтегазоносности
Геог р афич еск о е и административное положение
Размеры (ширина в км; длина в км;
площадь в км2; объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа); максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн, м
Возраст нефтегазоносных пород (система, отдел)
1
Количество месторождений
нефти
газа
НГБ Сунляо; 1958
Крайний северо-восток Китая, долины рек Сунгари и Ляохэ
700; 350;
250 000;—
Синеклиза
KZ; 500
MZ; 4 000
PZ; 2000
Р, К1
21
Хинган-Монгольский (Хайларский) НГБ; 1942
Северо-восток Китая, на границе с Монголией
675; 225;
150 000;—
Впадина эпи- палезойской платформы
KZ; 1 000
MZ; 2 000
J
4
Северо-Тайваньский НГБ; 1913
Северо-запад о. Тайвань, провинция на востоке КНР
250; 800;
200 000;
700 000
Межгор но-тыловой прогиб
KZ; 10 000
N
2
6
Тайвань-Вьетнамский
НГБ; 19131
Юго-запад о. Тайвань, о. Сахалин и сопредельная акватория Южно- Китайского моря
350; 1800;
630 000;
1575000
Межгорно-тыловой прогиб
KZ; 8 000
N
5
Исикари-Сахалинский
НГБ; 1903
Запад о. Хоккайдо; северная часть Японии Курильские о-ва, юг Камчатки;
175; 500;
60 000;
210 000
Межгорный прогиб
KZ; 12 200
Р2, ?3, N, Q
1
24
11
Курильский НГБ
Северо-восток о. Хоккайдо; северная часть Японии
100; 350;
30 000;
50 000
Фронтальный прогиб
KZ; 6 000
₽2, N 1
3
НГБ Акита; 1870
1 Север о. Хонсю; северо-за- [падная часть Японии
100; 225;
18 000
80 000
Межгорный прогиб
KZ; 6 000 j
N, Q ；
/5
продолжение т а 6
4Г
Размеры (ширина I в км;1
длина в км; площадь в км2; объем осадочного выполиення в км3)
1
Структурный [ тип бассейна।
Возраст 1\
(группа);[Возраст\
макснмаль- 1нефте-1
Количество。 месторождений
Названне бассейна;|
год установления промышленной нефте- газоносности
Географическое и административное положение
МОЩНОСТЬ 1 пород 1 отложений, 1 (система, [ выполняю- 1 отдел) [
щнх бассейн, м 1 1
1 нефти j
газа
KZ; 6 000 丨
N, Q ；
57'
21
с1
НГБ Ниигата; 1870|
Север о. Хонсю; северо-западная часть Японии
100; 300;
22 000;
70 000
1 Межгорныйj
1 прогиб
НГБ Сеидай; 1973
Север о. Хонсю; северо-восточная часть Японии
125; 550;
25 000;
60 000
Межгорный прогиб
KZ; 5 000
P№, Q 1
3
НГБ Канто; 1912
Юго-восток о. Хонсю
175; 250;
28 000； 50 000
Наложенная впадина
KZ; 3 500
№, Q
23
Цусимский НГБ; 1972
Юго-западная часть Японии
225; 900;
100; 000;
250 000
Межгорно-тыловой прогиб
1
1
KZ; 6 500
№, Q
2
НГБ Симанто
-—~
Южная часть Японии
25; 800;
10 000;
100 000;
Фронтальный прогиб
KZ; 20 000
N, Q
1
6
Восточно-Китайскомор- ский НГБ
1 Восточно-Китайское море
400; 1200;
360 000;
2 000 000;
Межгорно-тыловой прогиб
KZ; 6 000
N
3
2
НГБ Рюкю； 1969
Острова Рюкю
250； 1150;
250 000;
1 500 000;
Фронтальный прогиб
1
1 KZ; 5 500
N
1
4
Количествоместорождений
Продо
Размеры
(ширина 1
в км; 1
Длниа в км； J площадь j в км?； ，
СтрукТурныа
1
Возраст (труппа); максимальная
Г~
Возраст нефте-
объем j
бассейна
мощность
газоносных
осадочного | выполнеиия j
в Км3) /
отлодс^ннй, ВЫПОЛНЯЮ-
* ЩНХ
бассейн, м
пород (система, отдел)
жжение Табл. 7.1
Географическое
打 административноеПоложение
Название бассейна-е、％夕 уста«овлонняпромышленной нефте-газоносности
нефти
газа
KZ; 1 500
1НЫЙ
:成So:歌籌产"
10кооо?°: I Межг°Рный 蹴矗М6
Юго-запад о. Хонсю
НТВ Б ива
KZ; 1500
Юго-запад о. Хонсю
Н「Ь Осака
Н「8 Кагаян; 1958
Север о. Лусон
ННГВ Пампаига
К2; 7 200
I Прогиб
I 75; 400；
I 23 000;
40 000
МежгорныйJ KZ・ 5 nnn !
прогибI м，3 UU0
噺澀：；^«горный【 180; 000；
Самар, 250; 1 000; МеЖГоп f錮縱I聯疗
%трова Лу8н г
С-Р, SX\i： мора
Юго-запад о. Лусон н ток о. Миндоро в℃-
KZ; 9 200
Др.
。・ Палаван и
㈱嬲оф*1mti
ПНГБ;°Ш?баВаИСКИЙ
м ^Р^ечание. восточному борту
II IJaln
KMTAS
* =£b I 9s7 000 km尸 己-評8 丨 80-7 м±н・ человек (1972 r.)・ 歌1sд。?先 нёфtа- 7ra3a — 1955 用 ^^2^ в -974一 нефти—44 млн. т 二 аза 丨 5.85 Mnpмз. ^00^ ^ HaHqa на1975: нефтн —269 мзн・газа — 1185 Ю1РМ ^s^ffi^rs извлекаемые WS^OE ^ на 1/1 1975 FL нефтн 丨2 739 млн・газа—600 мр，мз ^s^^so местор。关 хенннефтн — 144. ss I S- 行тегзонсе 6acceH—сунлo^s^ro^^s^- OSOQOS^* Д^Ф§^КГЁИКК»К&- Е,^&^ нтарммскнд诙 унгарскнтурфанскнй》£жаЕУЙСКНмнньхгуанснтунджоускн* дамскннкетскнх” Фу2HbeKit хннган—монгольскн*- север?кнтаскн* Север о*тавнь BOC『oaHTBb 曾 намскн скннувозможно нефтегазоносньО^ОО^^ДЕ ——тнбетскнАлатаньскнйеннфаньскн*。 Дун 6toffi§^B№* востонно.тайвНЬСКНА-
-мсквх"
1 Miner 巴 oell~~ys7'l'M-s・ 216—22- ;BAAP9"7-N~ 5vorlp・ 2157—217尸
psc，7~・ 2№2p^s£sks» геомогннескнв разрез НГВ СУНЬ=О (no ХОРОЕКО* куренкову。 1965》j —-четвертмхнЕе отмо 关 енн 尸 2 } верхннMeN- HH%HHMeJK 3 - евнта яоп 岁 4 I евнта ПННЕНЬКО5 I евнта /ентоу】6 ——ж^м-РЗ^ЯЙДЕт- 7 - ира—ннжннMej 8 — repnHHCSle граннтомпь9 I преа^ь»2гегЕге пахеозоскне до^оё- 10 ——досннмскн:й крнстал-аннескн^ зунаамент- вскрытые скважннамJj』Педпоагаемь1е разпомькровл出 крнсталлнееского фундамента: jD - По панны.м зпектроразведк- до азромагннтным данном
рас・-2・ Схема размеЕеннн Жгел-Hsasx месторо鼻иеннЕН cyHMRQ
а ! гранйы бассейна- а { К-МИ2ИЛИЕ® ваз- е — паз CKHпрогна - нефтяное месторождення-—пату 关 зн2 — ^^к l^s^s. I А-^з»- 4 丨 хуаизн 5 — qaHqysMH- —ннмуку- 7 1nHок?та8 丨 ГУ жулнн、 I иннЕаньк。о — Дацзнн
Нефтегазоносный бассейн Сунляо
Таблица 7.4
Схематически литолого-стратнграфнческий разрез отложений НГБ
「банка 7? Сунляо
1 Макета 心
j м°Щносп^я
Система
Серия
Свита
Основной состав переслаивающихся пород
Антропоген
1
Глинн, пески, гравий
несогласие
Неоген—палеоген
Ианьская
j 4ернне глины, пески, бурые
300
Кшаньская
j Конгломераты, пестроцвет- 1 ные глины
100
Пэйан
1 Глины
,500
СуфантайПестроцветные глины, пес-
1 ианнкн, реже конгломераты
Нанкиан
Глины, горючие сланцы, песчаники
700
Яоцзе
Красные глины, песчаники
400
Мел
Сунгарская
Чиншанкоу
Пестроцветные глины, горю- _чие сланцы
220
Чентоу
Пестроцветные песчаники, глины; в средней части преобладают глины, в основании конгломераты
2000
Несогласие
Юра
Угленосные глины, гтесчанн- кн，конгломераты, андезиты, туфы
5000
Таблица 7.3
Размещение месторождений нефти и газа в НГБ Сунляо
k嗯噁显噴道"“Й
Зонанефтегазо-накопле-ния
Структурная формаместорождения
HlboH fflsx ■sa^o^oHOOS oraHOOFSC-o^
Примерыместорождений нефти
一-
Прогиб Далаи
Вал Яндачинцзы
；Антиклинали
1
Датунчжэнь
j Брахиантиклинали
3
Гунчжулин, Дынлуку, Цнншанькоу
х бин-Чанчунская зона прогибов
Харбинская
1 Антиклинали
14
Дацзин
Таблица 7.斗
замечание. Продуктивны отложения иижнего мела.
Характеристика основных месторождений в НГБ Сунляо
Распределение нефтегазоносности по разрезу НГБ Сунляо
Место-рождение；годоткрытия
Стратигра-фическоеположение,наименова-ниепродуктив-ныхгоризонтов
Глубина
I залега- j ния нефте-
I газо- i носных :пластов,
Плотность иефтн, г/сма
•J §^ « H9H Eh90H
Категориякрупности;начальныедоказанныезапасынефти(текущие)в млн. т.
Стратигра-фическоеположениепродуктив-нойтолщи
Наименова-ниепродуктив-нойтолщи
江OHmuIMKH
，odu qlQOHmow
Литологическийсоставпродуктивнойтолщии коллекторов
■ИОЬОЛ^.Е ogloahHITO*
Характеристика пластов-коллекторов
Примерыместо-рождений,содержащихзалежинефти
На северо- востоке Далайско- го прогиба
Антиклиналь, осложненная локальными поднятиями
На севере Яндачинц- зинского вала
Брахиантик- клиналь;
60X20 км3
1
Структура (форма; размеры)
Местоположение
Датунчжэи, нефтяное;
1958
Дынлуку, нефтяное; 1958
Нижний мел, чей- тоу
Нижний j мел, чеитоу
3000—
4000
Палеоген
Гунчжулин, i Южнее
Нижний мел
422
Свита фу- шунь
Свита чен- тоу
Песчаники, глины
--——
Дацзин
нефтяное; 1958
I Брахиантикли-1 Нижний j 500—800
cere” 1 мел, qeHToyi
Дынлуку I наль, ослож-
ненная локаль-
ними подня-
,10—22|
2000 Песчаники, мергели, глины, конгломераты
010—20；—
Датунч- жэнь, Дац'
зии
тиями; 80 XХ20 км?, вы.
сота 200 м
4—10
ДынлуКу
Дацзнн, нефтяное; 1959
В районеI г. Чанчунь
Антиклиналь; 20X50 км2
,Палеоген, I фушунь;
22
20
15—70 Гунчжулин
нижнии мел, чен- тоу
—
Среднее;
6,75
Среднее;
6,75
0,883— 0,880
13,7
Крупное
1500—3000
на
1973 г.
88,2
1/1
злемент НГЕ
Размещение местор。書el нефтн н газа в сьжуантском Нг67 6пниа
- -стратнгра- Ра#。匸 ~ Структурная фнческое HeB-s^。，一 еорма положение 窮1 мест? - ПРОАУКТНВ’ накопления - розення 工 них
一 一 отложеннй
колниеств。место，ро 吉 енн А
местормденнн
一 нефтн - газа
неетн -
газа
Иентральносьт 一 люннюй， л^а^п^и^ §д* - снйскн тлюнню一 Лоудосм снскнй свод 一 Хэчуань
Ерахиан， 一 верхн^2 тнклннамн二 юрЦЗН, зачастую - пуцзн купоповн- даанцза 产 не - лянгаотан
6
一 SKH^S^V-
一 HaHbqy-
-ЛЗННЗ
一 CH” пын， 一 r自饯3尸 一 ЛОУАОСИ
нзю!уцзннскн& прогнб
-Антнклн- 一 Средний 一 -налн аснм— 一 Тр0аиз¥ 一 一 一 линизян" - 一 осложнен, 一 низшая - - вамн ( окоу 一
一 U3H4'
一 зн尸 X
一 aHbu32qaHb- 乒ндын，
-Еандз
юзвостонная сыпуантская складчатая зона
JIHHestHHe аснммет， рнщше ан， тиклиналм
средне
юрС8Н-- сcpg 一 H0TPHar Ц32Л0НЦ， зян 一
4
xyaHFyaHb， ЕанE§' 3^—^, сMHra
C
IO*HO・cEqyaHL， ски冲 прогиб
Антикли-нали》 за，бастую к
0nОВИАНЕе
Ннжняя Пермь” MaoKOV
нас-
л^и§их^* 6гаом днн
рнс・■■Схема ^»sn£»xss нефтяных ^ 3- зовых месторожАеннСЕНУаньсхого н「ь с丨граница бассейна- 6—контур史 к них структурных ззементов; в — неат е丨газ・
местороження: 7 — каЁИКГ- I Сун; 3 I ЬЗДДЗ^ОЕ" 4 — пна匸关 3H一 хзчуанЕ 6 — Лоудосн; 7 — Esb^-^s^ 8 — хуаньзмчан£ g 丨 Еандь~НЕангI дзнизннгуанЕ— хуангуаньЕЗНЬГ X 1 Ензгоу" 73 —yHC Z4 — 2нгаос二 и насн~76 — паньюаньба" J7 — гаомуднн. структурьк—преАдабагпаньскн 产 уу — пренлуньмьтньЕаньскнм прог^53- ентратьнось1чуаньская пянта-уу — дона- востосна 出 Сьгнуаньская скзаднатад О' У — Е-^х^зк^кдокк® ПРОГНЕ El ^i cblqyaHbcKHПРОГН6- yj】丨 Цзяннань
масснв
Характеристика основных месторождений в Сычуаньском НГВ„
Месторождение；
'ГОД
открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
1
Стратиграфическое положение, нанменованне продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, 1
Т нпы залежей
Плотность нефти в г/см4 (рн)； содержание серы в %
(S)1
Категория крупности; доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд, м3 на 1/1 1969 г♦
Иншань, нефтяное; 1957— 1958
Врайоне
г. Иншань
Антиклиналь;
50Х15 км?, амплитуда 150 м
Верхняя юра, шаси- мяо; средний триас, цзялинцзян
400, 1400—
1500
Пластовые сводовые
рн = 0,860
Среднее;
27,0 млн. тI
Наньчун, нефтяное; 1957— 1958
Врайоне
Наньпун
Брахиантикли- наль; 22Х Ю км?, амплитуда 150 м
Нижний мел; верхняя юра, цзилуцзин
1200—
1500
Пластовая сводовая
рн =。,86
Среднее;
13,5 млн. т
Люннюйсы, нефтяное; 1956
В южной части Центральнон Сычуани
Антиклиналь, осложненная разрывом; 50Х 20 км{ амплитуда 250 м
Верхняя юра, цзи- луцзин, шаснмяо
300, 1100—
1200
Пластовая сводовая, тектониче- .скн экрани- 1 рованная
рн = 0,84— 0,85; S —
0,29
Крупное;1
81,81 млн. т>
Пьшлайчжэн, нефтяное;
1957—1958
К северо-западу от г. Чунцин у сел. Пынлайчжэн
Брахиантикли- наль; 25Х 15 км2, амплитуда 50 м
Верхняя юра, цзи- луцзин
1600
Пластовая сводовая
Рн = 0,78
Среднее;
20,25 млн. т
Средний триас, цзялинцзян
3200
Пластовая сводовая
Рн = 0,86
Хэчуань, нефтяное;
& 1957-1958
На крайнем юге Центральной Сычуани
Антиклиналь куполовидная
Верхняя юра, цзи- луцзин
1200—
1300
Пластовая сводовая
рн = 0,86
Мелкое;
4.05 млн, т•
Типы залежей
Месторождение,"1, год '- Место-
открытия I положение
ПлотностьV
нефтиКатегория
г/смз /п I. п„ кРулиости； 闆岂!彼噥蹤Г統产产
Глубина Стратиграфическое залегания положение, : нефте- иаименованиегазонос-
продуктивкыхиых
Родолжение табл. 7.9
0,86
У
Вблизи г-厶умчан
АнтиклИналь
Среднее;
28,3 млрд, м3
Мелкое； 4,05 млн. т
Шандыншань 工зовое; 1955—
1956
Дэнцзингуань ^овое; 1955 二 1956
Среднее； 25,4 млрд. мэ
Южнее месторождения Шаидыншань
刀ОУДОСИ,к
нитяное; 1957 току^еХ ^"нна рождения Хз- "Уань
仲。牆墻瑞期
Z^^^-l 1200 1Массивная
Антиклиналь“
=Х-Я-必彈睜工歌]800 |МассиВная
Разрывами; юХ РМЬ> ма0к0У黜
Х，5 км2'и”，
отложенийпластов.
Верхняя юра, 113flкунзнн ' ' "зи・
&% I甯炉隔尸
Цзилуцзин, зовое
^уаньцзячань, I Borm“ разовое; 1955 1b。:„噺 1956 ，Цзыгун
Антиклиналь ' Средний триас, цзя- I 400——1200 j Массивная асимметричная, линцзян>
осложненная
сбросом; 15Х 5 км2
Антиклннз
Среднее;
28,3 млрд, м3
Средний триас> цзя.
J200
Крупное;
56,6 млрд_ мз
Месторождение; год открытия
jМесто
положение
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина j залегания нефте- газонос* ных пластов, м
Типы залежей
Плотность 1 нефти1
в г/см* (рн); содержание ] серн в %
(S)'
Категория крупности; доказанные запасы нефти в млн. т, газа в млрд, м8 на 1/1 1969 г.
Хуаньгуань- шань, газовое; 1955—1956
К юго-западу от г. Чунцин
Антиклиналь асимметричная
Средний триас, цзя- линцзян; нижняя, средняя юра, сянси
500—1000
Массивная
Крупное 84,9 млрд, м3
Шиюгоу—Дуней газовое; 1955—1956
Южнее г. Чунцин
Антиклиналь асимметричная, нарушенная разрывом; 70Х 12 км2
Средний триас, цзя- ЛИНЦЗЯН
1500— 2000
Массивная
Крупнейшее;
198,1 млрд, м3
Янгаосы, газовое; 1955—1956
Юго-восточнее месторождения Хуаньгуань- шань
Антиклиналь
Средний триас, цзя- линцзян; нижняя пермь, маокоу
1200
Массивная
Среднее;
28,3 млрд, м3
Наси, газовое; 1955—1956
На крайнем юге бассейна
Антиклиналь
Средний триас, цзя- линцзян
1200
Массивная
——
Среднее;
22,6 млрд, м3
Чаньюаньба, газовое; 1955— 1956
На крайнем юге бассейна
Антиклиналь куполовидная; 8Х X 6 км2; амплитуда 750 м
Средний триас, цзя- линцзян
1200
Массивная
—
Среднее;
2»,6 млрд, м3
Гаомудин, газовое; 1955— 1956
На крайнем юге бассейна
Антиклиналь
Средний триас, цзя- линцзян
1200
Массивная
Среднее;
22,6 млрд, м3
родолжение табп. 7.9
Стратнгра- |
фическое I Нанмен положение |иие
продуктив- продук!
Hgмой
ТОЛЩИ]толщ
Крупный структур й элемент НГБ И
Предлюпаньшаньский предгорный прогиб
Осеван часть синеклизы
協既Й моноклнн/з нмн борт синеклизы
__f^"^6HHe нефтегазо1
ова-Моз
иость гив- ПРОДУК--Литологический
",т。*%и коллек^；
2000 1 Песчаники, глины
「ели, конгломерат
Тн, горЮчие
，800 1 Песчннк^гш^ 1 Чие сланцы, уг^н
нефтегаз о- |СтруКТурная
накопленияМа^фоРМа
есторождеиия
ДннбяньAhthk^Zh^
ложненныера3рь1.
ИНЧУЭНЬАнтиклинали,费
=еНнЫе>зры.
»нЬпин~ IРЗ, с^к「
iypHt>】e носы
^^зрезГ^нгбТаблица 7.“
1 Количество J—
'остав 1 пластов- iХарактеристика 门…》~~
脚Т=Г 一—_J^eK 競眾…ПрИМерЬ1
二嚣跺一 1 二二местор 热嘲
толще® 1 Мощность,— содержащнх '
—Lмо/ ть- Проницае-..^лежи
Т友мость, мд"еф™ (И), ，мер-—1—；Лза (Г)
тые коллек-。八 ]Шатинцзы (н)
匕眾 55T；гр—-.
Цаоюань (н)
'一_зятань (н), Сы-
0M НГБТаблица 7.12
СТРпо^Г*：с-е_
продуктивныхрожденийМест。…
отложений~—СТОрожДеиия
j一--_[ НефtНгаза г ~7一
ВерхннЛ мел11р一/ газа
Шатинцзы1—
Верхний триас f J Г —一—
1// Мацзятань /
нижняяЮпя, 丿е~—-/
верхний триас * )/】j Цаоюань? —
Т а б л и ul a 7
Характера с ти ка основных месторожден и й в Ордосском НГБ
Месторождение； год открытия
1
Местоположение
1
丨Структура
(форма; размеры)
Наимеиова-
продуктив- иых отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Типы залежей
Плотность нефти, г/сма
Добыча ' нефти в тыс. т в 1972 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в мли. т
Яньчан, нефтяное; 1907
У г. Яньчан
Моноклиналь, осложненная структурными выступами (террасами)
Верхний триас, яньчан
200—600
Литологически экранированная
0,82— 0,83
180
Мелкое; 2,025
Юнпин, нефтяное; 1950
Северо-западнее г. Яньчань на р, Юнпинхэ
Моноклиналь, осложненная структурными выступами (террасами)
Верхний триас, яньчан
70—900
Литологически экранированная
Мелкое; 1,08
Цаоюань, нефтяное; 1930
Моноклиналь, осложненная структурными выступами (террасами)
Нижняя юра, яньань
<500
Литологическн экранированная
Мелкое; 0,13
Сыланмяо, газовое
В южной части провинции Шанбэй
Антиклиналь
Верхний триас, яньчан
<1000
Пластовая сводовая
Мацзятань, нефтяное; 1951
В западной части Ордоского НГБ
Антиклиналь, нарушенная разрывом
Верхний триас, яньчан
200—900
Пластовая сводовая, тектонически экранированная
Мелкое; 0,675
Шатинцзы, нефтяное; 1950
В западной части Ордосского НГБ
Антиклиналь, осложненная разрывами
Мел, баоань
40—100
Пластовая сводовая, тектонически экранированная
Мелкое 二 0,675
й
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма, ।размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов,
Типы Залежей
Плотность нефти в г/ем3 仇)； содержание серы в %(S)
Категория крупности;
начальные доказанные запасы нефти в млн. т
Лаоцзюньмяо, нефтяное; 1938—1941
В 10—50 КМ западнее г. Цзюцюань
Асимметричная брахиантикли- наль, ослож-" ненная разрывом; 5X8 км3, амплитуда 800 м
Неоген— палеоген, байянхэ
965—1400
Пластовые сводовые
Рн = 0,85— 0,86;
S —0,18
Среднее; 6,75
Яэрся, нефтяное; 1957
На запад от Лаоцзюнмяо
Антиклиналь
Неоген—палеоген, байянхэ; мел хай- хайпу
2300—2700
Пластовые сводовые стратиграфически экранированные
Рн = 0,86
Крупное; 70,0
Шиюгоу, нефтяное; 1928
В 15 км юго- восточнее Лаоцзюнмяо
Антиклиналь, осложненная разрывом; 20X Х6 км2
Неоген—палеоген, байянхэ; пермь, дахунгоу; карбон, тайюаньская
350—500
Тектонически экранированные
Мелкое; 0,54
Байяихэ, нефтяное; 1958
К северо-во-: стоку от место- I рождения Лао- | цаюнмяо
1
Флексура, осложненная
1
Палеоген, байян- ! хэ
2000—2500 :
1
証證盤:罂Ме : Р“=0,86；繳鍔еe;
Таблица 7.17
Характеристика основных месторождений
Сул.)хз
ьайянхэ
覇
1Н 9y 5-
«gs
Местор ожд нне; год открытия
Характеристика основных местор
I1 Стратигра- Глубин
a i 宀1 фнческое | залегани
Структура 1 положение, 1 нефтега
1\форма)1 нанменоваине1 зоносны
；продуктивных' пластов
11 отложений 1 м
ождений Цайдамско я х Типы залежей
Т
го НГБ
Плотное нефти, г/см3
7.21
к端觌 ть聽аль磋 ^оказании запасы н^е
1газа ，
! в млрд мз
Чигоцюань нефтяное;
1950
Антиклиналь, осложненная разрывом
Миоцен, хунсяогао плноцен, гуангоу; палеоцен; ченьчень- шань
100—600
Пластовые сво довые, лнтологи- чески н тектонически экранированные
—
«реднее； 13,5 млн. т
Шицзыгоу, нефтяное;
1958
Антиклиналь, осложненная разрывом
Миоцен; олигоцен
300—600
Пластовые сводовые, литологически н тектони- j чески экраниро- 1 ванные
Среднее； 6,75 млн. т
Юшашань, нефтяное;
1958
j Антиклиналь, осложненная разрывом
Мноцен, хунсяогао; палеоген, ченьчень- шань
710
Пластовые сводовые литологи- ческн и тектонически экранированные
—
Среднее： 12,15 млн. т
Юцюанцзы, нефтяное;
1958
Брахианти- клиналь, осложненная разрывом
Миоцен, хунсяогао
190—700
Пластовые, сводовые, литологи- ческн и тектонически экранированные
—
Среднее;
5,4 млн. т
Кайтмнлик, нефтяное;
1950
Брахиантн- клнналь, осложненная разрывом
Миоцен, хунсяогао
300—700
Литологически экранированные
—
Мелкое;
4,05 млн. т
Сяолянь- шань, газовое; 1956— 1958
Брахнантн- клиналь, осложненная разрывом
Плиоцен, гуангоу
300—400
Литологически экранированные
Среднее; 24,0 млрд.м?
Наньшань, нефтяное;
1950
Брахнантн- клиналь, разрывом
Миоцен, 3 хунсяогао
00—700
Литологически жранированные
0,86
Среднее;
27,0*млн. т
1 Ерахнантн-!Миоцен, 3
1 磊клиналь-Iхунсяогао
тяное, 1950осложненная(
разрывом1
)°—700 j Литологически
! экранированные
一
Среднее;
5,75 млнч.т
440
нне；1
открытия1
1|
;Стратигра- 1
j фическое :
Структура ； положение, । (форма)нанменоваине
'продуктивных；
1 отложений ,
!1
1 Глубина 1 залегания 1 нефтегазоносных пластов, м
Типы залежей
Плотность нефти, г/СМ'1
Категория крупностн;
начальные доказанные запасы нефти в млн. т,
в млрд, м3
Пзнху № 3, 4 5, нефтяное; 1958
Антиклинали,; осложненные | разрывами ；
1
Миоцен; олигоцен
<3000
Пластовые сводовые, лнтологи- чески и тектонически экранированные
0,83— 0,86
Крупнейшее;
148,5 млн. т
Юйка, нефтяное; 1950
Антиклинали, осложненные разрывами
Миоцен, хунсяогао; мел
Пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные
Мелкое;
4,05 млн. т
Яньху, газовое; 1956—1958
Махай, газовое; 1956-1958
Антиклинали, осложненные разрывами
Плиоцен, гуангоу
300—500
Пластовые, сводовые, литологически и тектонически экранированные
Среднее;
42,4 млрд, м3
Антиклинали, осложненные разрывами
Миоцен, хунсяогао
120-700
Пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные
Среднее;
14,15 млрд, м3
Продолжение табл. 7.21
Рис. 7.12. Схема размещения нефтяных и газовых местор^к^ний Цайдамского
а — границы бассейна； б — синклинальные зоны; в — аитнклииальиые зоны; а — нефть; д —
М есто ро жде и и я: / — Чнгоцюань; 2 — Шнцзыгоу; 3 — Юшашань; 4 — Юцюанцзы； 5 ——Кайтмнлнк; 6 ——Сяо- ляньшань; 7 — Наиьшань; 8 — Цзень- днньшань; 9 — Лэнху № 3; 10 — Лэн- ху № 4; И — Лэнху № 5; 12 — Махай; /3 — Юйка; /4 — Яньху
日&三6三6日2巨"
газ.
Рис, 7.13. Поперечный разрез^месторождения Юшата
441
крупны35структурньзпемент н「в
£ун「арскна= срединньмае, сив
Hfl а 6
Район一 неетенакоплення
- Структурная
一 форма
一 месторозення
стратмгравмч 出
попоженн-
~ское
ПРОХУКТНЕНЫХотпо 关 еннзоне
-ахнанти.
заба^нскому
карама=ск2
8 丨 поверх.
клянальнЕа= склон
諄:аеад'- АНТ1налн 丄dTblsорт
клинап- огранниеннЕе разрывами
f08H, е吕изонт
c=sepo,3anax，一 Bp- НИ Мон?
урумчинские предгорнь прогиб вост。 ного тянтш?
-ум£з
А Н Ь
зонаayeag Вулкана
^*НЯ2 丨 средняя рЕуанцииа бадаованверхние JEgggcoqaHbro Неоге свнт нюкн
свитнюкннй м£ ту「упукскан свита* днян юра. бала
Колн, сество место, рожненн нефтн
一 НН" 矗.
善к，
местор。氈齧欝II窮。н諺声 КР71 rxro龍ypilsi: — контурн гкб урун“гур X ss^§^ ^ — ^Е ^HOFCKH* npc6HJJ=BH прогнр у、— BODTe/;ypyMgHHCKH 6 —事 ble」c" 2 丨 карамай、3 I ^Бо^- J "ypxq xaF 5 — 匸务。у” 6^^хё?
СВИТ
^^я^- ^^^зярм карта кровли о>хо№ X»кан гену'3嘉「欝熊吟？1£
1958) *
PHP 7--схема размещення залезке* ГРУППЕ MecTOPOJKAeHH
1 вунамент6 — HeBTXHble зале 袂立 ностные нефтепромвлення
Месторождение; год открытий
'Местоположение
Структура (форма; размеры)
Возраст и наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
1
Типы залежей[
Плотность 1 нефти, г/см3 ]
Категория крупности; доказанные запасы нефти в млн. т иа 1/1 1969 г.
Карамай, нефтяное; 1955
Северо-западный моноклинальный борт бассейна, в районе г. Ка- рамай
Блоки, огра^ ниченные разрывами
Палеоген; нижняя—средняя юра, шуанши- лай, бадаовань
700—2300
Стратиграфически, литологическн, тектонически экранированные
0,86—0,93
Крупнейшее; 100,0
Характеристика основных месторождений Джунгарского НГБ
Т а б л и п, а 7 .^Г7
Урхо, нефтяное;
1958
Северо-западный моноклинальный борт бассейна в районе г. Ка- рамай
Блоки, ограниченные разрывами
Палеоген; нижняясредняя юра, шуанши- лай, бадаовань
Пластовые сводовые
Среднее; 13,5
Тушанцзы, нефтяное; 1897
В 25 км юго- восточнее г. Шихо
Врахнантн- клиналь; длина 20 км
Палеоген;
верхний триас, сяочаньгоу
260—700
Пластовые сводовые
0,83—0,85
Среднее; 6,75
1300
триас, цзян- фангоу
3000
Янцзыхай, нефтяное; 1957— 1958
В 40 км к югу от пос. Янцзы- хай
Антиклиналь, осложненная разрывом
Палеоген зеленая свита
2335
Пластовые сводовые
Хутуби, нефтяное; 1957—1958
У г. Хуту би
Антиклиналь
Нижняя, средняя юра
《1000
Пластовые сводовые
—
Чийгоу, пефтя- 4 ное; 1958
Врайоне
г. Хутуби
Антиклиналь
Нижняя, средняя юра
wiooo
Пластовые сводовые
0,87—0,89
—
VТаблица 7.31
Характеристика месторождений нефти и газа района Мяоли Северо-Тайваньского НГБ
Месторождение; год открытия
М.естоположенне
Структура (форма; размеры)
Стратиграфическое положение продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; нх количество
Типы залежей
Плотность нефти в г/см3 (Рр)； состав газа в %； плотность конденсата в Г/СМ3(PQ
Добыча нефти в мли. т, газ? в млрд, м3 в 1973 г. (предполагаемая)
Категория крупности； начальные расчетные запасы нефти в млн. т,
в млрд, м3
Чухуанг- кенг, нефтегазовое; 1861
В 15 км к юго- востоку от г. Мяоли
Антиклиналь; 5Х Х25 кма
Плиоцен;" миоцен
300—3560; 4
Пластовые сводовые и тектонически экранированные
Рн = 0,848
0,01 млрд. м3
Мелкое;
0,3 млн. т, 0,3 млрд, м3
Чиншуи, нефтегазовое; 1913
В 7 км к северо-востоку от г. Мяоли
Антиклиналь
Верхний и средний миоцен
1800—4420;
22 (более 8 зон)
Пластовые сводовые и тектонически 球 экранированные
Рн =
=0,793—
0,806
0,01 млн. т, 0,30 млрд. м3
Среднее;
0,1 млн. т, 5,0 млрд, м3
Чутунг, нефтегазовое; 1934
В 25 км к востоку от г. Мя- оли
Антиклиналь
Верхний и
средний миоцен
700—4528;
>5
Пластовые сводовые и тектонически экранированные
Рн = 6876
0,015 млн, Т,
0,001 млрд. м3
Мелкое;
1,5 млрд, м3
Шантзечиао» нефтегазовое; 1954
В 15 км к юго- западу от г. Тайпэй
Антиклиналь
Верхний и
средний миоцен
420
Пластовые сводовые 'н тектонически экранированные
Рн = 0,940
Мелкое;
0,01 млн. т
Тихченшан, газоконденсатное; 1962
В 15 км к югу—юго-западу от г. Мяоли
Пологая антиклиналь с двумя куполами, раз-
,рыв 9Х
ХЗО км®
Средний миоцен, свита талу, зоны ТТ-1А, ТТ-1В, ТТ-1С, TT-1D
2651—2906;
4 зоны
Пластовые сводовые
Рк = 0,766; 0,27 млн. т, СН4 87—90, 0,90 млрд.
С2Нб +мз
4-высш. —■ //
8—10,
СО2 — до 35//
Среднее;
1,3 млн. т, 13,0 млрд.
м3
Продолжение табл. 7.3\
Месторождение, год открытия
Местоположение
Структура (форма： размеры)
Стратиграфическое положение продуктивных отложений1
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; нх количество
Типы залежей
l1\ Категория
hShT1°Wcm^ Д°быча не" крупности, 喈:Дстав в мли. т, газа] начальные (Рн), состав в млрд, м3расчетные
газа в %；в 1973 г.запасы нефти
плотность(предпола-*в млн. т,
конденсатагаемая)газа
в г/см9 (рк)в млрд, м3
Митинг, нефтяное; 1964
В 20 км к северу——северо- востокуот
г. Мяоли
Антиклиналь
Миоцен
2700—4230
Пластовые сводовые
Рк в
=0,772— 0,876
—
Мелкое (?)
Чингтсоху, газоконденсатное; 1967
В 40 км к северу——северо- востокуот
г. Мяоли
Антиклиналь
Миоцен
1590—3000
Пластовые сводовые
Рк — 0,750
0,1 млрд, м3
Мелкое (?)
Пайшатун, газонефтяное; 1969
В Ю км к юго-западу от г. Мяоли
Антиклиналь
Миоцен
2700—3000
Пластовые сводовые
Рк = 0*95
—
Мелкое (?)
Тайвань-Вьетнамский нефтегазоносный бассейн
Таблица 7.32
Схематический литолого-стратиграфический разрез отложеннй Тайвань-Вьетнамского НГВ
Система
Отдел
Ярус, надъярус
Свнта
Горизонт, слои, пласт
Основной состав переслаивающихся пород
Максимальная мощность, м
—
Антропоген
Неоген
Плейстоцен
Плиоцен
Верхний
Лиушуанг
Ерхчунгчи
1
Алевриты, глины, пески1】иии
Перерыв ———
1 Пески, конгломераты, глины|44°
-一-Перерыв
I Аргиллиты, песчаникиI540
Канхсиалиао 1
4
6
6
Месторождение; год открытия
Местоположение
Характеристика месторождений НГБ Акита
—
Таблица 7.43
Структура месторождения (форма; размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； нх количестве
Плотность иефтн в г/см (Рн)； состав газа в %
Добыча нефти в млн. т в 1973 г. (ориентировочно)
Категория круп- иостн; начальные доказанные извлекаемые запасы нефти в млн. т газа в млрд, мз
Асахикава, нефтяное; 1870 (1908)
В 10 км к северу от г. Акита; центральная часть НГБ, зона Я басе
Антиклиналь с разрывами;
4X10 км2
Верхний миоцен, фунакава
150—395
Рн = 0,930
一
Мелкое
Курокава, газонефтяное; 1913
В 15 км к северу от г. Акита； центральная часть НГБ, зона Я басе
Антиклиналь
С разрывами
Верхний, средний миоцен, фунакава, оннагава
132—516
Рн =
=0,959— 0,952
—
Мелкое;
〜2,0 млн. т,
〜0,5 млрд, м3
Иннай, газонефтяное； 1923
В 15 км к востоку от г. Хондзе, центральная часть НГБ, зона Я ба се
Антиклиналь с разрывами
Нижний плноцен верхний миоцен, тэнтокудзн—фунакава
225—1500
Рн = 0,937
0,01
Мелкое; • 〜3,0 млн. т. 〜0,005 млрд, м3
Цутндзаки, газонефтяное； 1959
В 2 км от берега при глубине воды 15 м, в 5 км к северу от г. Акита; центральная часть НГБ, зона Я ба се
Антиклиналь с разрывами； 3X6 км2
Ннжннй плноцен, средний мноцен, тэнтокудзн—оннагава
540—1800
Рн = 0,870
°,01Мелкое;
〜0,5 млн. т, / 〜0,05 млрд, м3
УЛродолжение табп. 7.43
Месторождение;
год открытия1
Местоположение
Структура месторождения (форма： размеры)
1
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложенийJ
~1
Глубина залегания 1 нефтегазо- 1> носных пластов в м; ах количество
ПЛОТНОСТЬ ] ефти в г/см3 (Рн); состав газа в %
Добыча J нефти1
в млн. т в 1973 г. (орнентиро- вочио)[
Категория круп- пости; начальные доказан иые извлекаемые запасы иефтн в млн. т. газа в млрд, м3
Ябасе, газонефтяное; 1933
В 10 км к северу от г. Акита, центральная часть НГБ, зона Я басе
Антиклиналь с разрывами;
1X8 км2
Средний плиоцен, средний мноцен, сасаока, кацуроне, ябасе, фунакава, оннагава
20—2500; 12
Ри = =0,862— 0,849;
СН4 — 75,4, с2нб + + выcш.—— 21,9, СО2 0,7
0,03
Среднее; 〜7,0 млн. т, 〜1,5 млрд, м3
Хнгасн-Хасиморн, газонефтяное;
1938
Вблизи г. Носиро; северный борт Н「В, зона Сару- кава -
Антиклиналь с разрывами;
4Х 10 км2
Верхний—средний миоцен, фунакава
200—440
рн — 0,952
Мелкое;
^0,2 млн. т
Сарукава, газонефтяное; 1958
На берегу Японского мор я в 20 км к югу от г. Носиро; северная часть НГБ, зона Сарукава
Антиклиналь с разрывами; 1X3 км2
1
Верхний—средний миоцен, тэнтокуд- зн-оннагава
600—1500
рн — 0,850
0,1
Мелкое;
〜2,0 млн. т,
〜0,3 млрд, м3
Примечание. Залежн пластовые сводовые, тектонически экранированные.
4 8 ОО
Название бассейна； год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое н административное положение
I Размеры (ширина в км;
J длина в км; площадь ■в км2；
объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тнп бассейна
Возраст (группа); максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн
1
! Возраст
; нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторо?кдеинй
нефти 1газа
Восточно-Калнман' таиский НГБ 1; 1897
Восточное н юго-восточное побережье о. Калимантан, включая прилегающую акваторию Яванского моря н Макасарского пролива; Индонезия
350; 1 250;
437 500;
2 187 500
Краевой прогиб
KZ;〜10км
%, N
132
12
Северо-Яванский НГБ; 1893
Северные части островов Ява и Мадура, включая прилегающую акваторию Яванского моря; Индонезия
125; J 400;
175 000;
525 000
Краевой прогиб
KZ;〜6 км
Рз, N
73
3
Центральносума- тринский НГБ; 1938
Центральнаячасть
о. Суматра; Индонезия
175; 425;
74 375;
297 500
Синклинорий
KZ;〜5 км
N
47
1
Южно-Суматринский НГБ; 1896
Южная часть о. Суматра, включая прилегающую акваторию %ван~ ского моря; Индонезия
200; 450;
90 000;
360 000
Синклинорий
KZ;〜5 км
₽з. N
76
1
6
Андаманский (Северо- Северная часть о. Су- Суматрннский) НГБ; 1 матра, включая приле- 18931 гающуюакваторию
1 Малаккского пролива; \ Индонезия
200； 375;
75 000;
412 500
Синклинорий
KZ;>8 км N；28；7
Нефтегазоносные (НГБ) и потенциально нефтегазоносные (ПНГБ)
Таблица 8.1 бассейны Юго-Восточной Азии и Океании
Название бассейна; год установления промышленной иефтегазоиосностн
Географнческое и адмнинстратнвное положение
Размеры
(шнрниа в км； длина в км； площадь
в км2; объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тнп бассейна
Возраст [ (группа); максимальная мощность отложений» выполняющих бассейн
Возраст нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
нефти
газа
СерамскийНГБ;
1887
Юго-восточная часть о. Серам, включая прилегающую акваторию моря Серам; Индонезия
35; 500;
17 500;
52 500
Молодой незавершенный СИН* клинорий
MZ; KZ;
〉4 км
т, №
1
Никобарский НГБ; 1970
Андаманские и Никобарские острова, включая прилегающую акваторию Андаманского моря; Индонезия
150; 900;
135 000;
405 000
Молодой незавершенный СИН' клинорий
KZ;>4 км
№
2
Вогелкоп НГБ; 1936
П-ов Вогелкоп, западная часть о. Новая Гвинея, включая прилегающую акваторию Арафурского моря; Индонезия
225; 425;
95 625;
382 500
Краевой прогиб
KZ;〜7 км
№
13
1
Саравакский НГБ;
1910
Западное побережье о. Калимантан, включая прилегающую акваторию Южио-Китай- ского моря; Малайзия, Бруней
400; 925;
370 000;
2 220 000
Краевой прогиб
KZ;~15 км
N
14
4
Продолжение табл.
J
g
■"'' " "
Продолжение табл. 8.1
Название бассейна； год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое н административное положение
Размеры (ширина в км Длина в км； площадь в км2; объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тнп бассейна
Возраст (группа)； максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн
Возраст нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
нефти
газа
Сиамский НГБ; 1970
Северо-восточная часть п-ова Малакка, включая акваторию Сиамского залива; Малайзия
425; 1 150;
488 750;
1 955 000
Впадина в области мезозойской складчатости
KZ;〜7 км
11
4
Сандаканский ПНГБ
Северная часть о. Калимантан; Малайзия
125; 450;
56 250;
168 750
Молодой вершенный клинорий
неза-
син-
KZ;〜5 км
N
Северо-Ниасский ПНГБ
Юго-западное побережье о. Суматра и се- верная часть о. Ниас, включая акваторию пролива Ментавай; Индонезия
150; 350;
52 500;
183 750
Молодой вершенный клинорий
неза- син-
KZ;〜5 км
Южно-Ниасский ПНГБ
Южная часть о. Ниас, включая прилегающую акваторию； Индонезия
65; 100;
6 500;
227 500
Молодой вершенный клинорий
неза- син-
KZ;〜5 км
N
Южно-Яванский ПНГБ-.
Южная часть о. Ява, включая прилегающую акваторию； Индонезия
50; 1 400;
70 000;
210 000
Молодой вершенный клинорий
неза- син-
KZ; -5 км j
Продолжение табл. 8Л
• Название бассейна; год установления промышленной нефтегазоносности
Географическоен административноеположение
Размеры(ширина в км;длина в км;площадьв км';объем осадоч-ного выпол-нения в км3)
Структурный тнп бассейна
Возраст(группа),максималь-ная мощностьотложений,выполняю-щих бассейн
Возрастнефтегазо-носных пород(система,отдел)
Количество месторождоиий
нефти
Лариангский ПНГБ
Западное побережье о. Сулавеси, включая прилегающую акваторию Макасарского пролива; Индонезия
50; 125;J
6 250;；
218 880
Молодой незавершенный синклинорий
Тогианский ПН ГБ
Северо-западная часть восточного побережья о. Сулавеси, включая пр илегающую акваторию Молуккского моря; Индонезия
65; 150;
9750; 29 250
Молодой незавершенный синклинорий
KZ; ~4 км
N
Бутунгский ПНГБ
Юго-восточиое побережье о. Сулавеси, острова Бутунг, Муна и Вовони, включая прилегающую акваторию моря Банда; Индонезия
100; 200;
20 000;
70 000
Молодой незавершенный синклинорий
KZ;~5 км
N
Ириаиский НГБ
Северная часть о. Новая Гвинея; Индонезия
250; 900;
225 000;
675 000
Молодой незавершенный синклинорий
KZ;~5 км
N
1
Название бассейна- год установления， промышленной нефтегазоносности
Географическое и административное положение
Размеры ! (ширина в kr Длина в км площадь в км2； объем осадоч ного выпол ,нения в км2)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа); максималь- ；нах мощност отложений, выполняю-
Возраст нефтегазоносных пор о/ (система, отдел)
〃水 енне табл. 8.1
Количество
——-—
месторождений
1
Щих бассейн
нефти
газа
Бенкуленский ПНГБ
Юго-западная часть °- Суматра и о. Мен- таван, включая прилегающую акваторию лоо- лива Ментавай; Индонезия…
150; 900;
135 000;
540 000
Молодой незавершенный синклинорий
KZ;〜5 км
N
Восточного Хальмахера ПНГБ
западная часть о. Хальмахера включая приле- гзющую акваторию- Индонезия '
50; 250； 15 000;
45 000
Молодой неза- 1 вершенный син- ! клинорий
KZ;〜з км J
N
-L
Макасарский ПНГБ
Восточная часть Яван- I ского моря; Индонезия
225; 425; I 95 625;
239 062
Геосинклиналь- ная котловина
KZ;〜5 км
1 Вб впадине Барито
G 1
и，крмт。4 месторождения нефти：
Камбнтнн, Варукнн, Юж. Варукин и
Тутупан.
ИНДОНЕЗИЯ
Площадь — 1 904 300 км3.Население—118 млн. человек (на 1974 г.).Начало добычи: нефти — 1893 г., газа — 1940 г.Добыча в 1974 г.: нефти —67,5 млн. т,газа —5,3 млрд. м3.Суммарная добыча на 1/1 1975 г.: нефти— 796,0 млн. т, газа — 82,7 млрд. м3.Доказанные извлекаемые запасы на 1/1 1975 г.: нефти — 2041,3 млн. т, газа — 425,0 млрд. м3.Количество месторождений: нефти — 270, газа — 33.Площадь — 1 904 300 км3.Население—118 млн. человек (на 1974 г.).Начало добычи: нефти — 1893 г., газа — 1940 г.Добыча в 1974 г.: нефти —67,5 млн. т,газа —5,3 млрд. м3.Суммарная добыча на 1/1 1975 г.: нефти— 796,0 млн. т, газа — 82,7 млрд. м3.Доказанные извлекаемые запасы на 1/1 1975 г.: нефти — 2041,3 млн. т, газа — 425,0 млрд. м3.Количество месторождений: нефти — 270, газа — 33.Нефтегазоносные бассейны — Андаманский (Сев^ро-Сумат - римский), Вогелкоп, Восточно-Калимантаиский, Никобарский» Северо-Яванский, Серамский, Центральносуматринский, Южно- Суматриискнй Ирианский.Потенциально нефтегазоносные бассейны —— Бенкуленский, Бутунгскнй, Лариангский, Макасарский, Северо-Ниасский, Тогианскнй, Южно-Ниасский, Южно-Яванский, Восточного Хальмахера.Нефтегазоносные бассейны — Андаманский (Сев^ро-Сумат - римский), Вогелкоп, Восточно-Калимантаиский, Никобарский» Северо-Яванский, Серамский, Центральносуматринский, Южно- Суматриискнй Ирианский.Потенциально нефтегазоносные бассейны —— Бенкуленский, Бутунгскнй, Лариангский, Макасарский, Северо-Ниасский, Тогианскнй, Южно-Ниасский, Южно-Яванский, Восточного Хальмахера.
Площадь — 1 904 300 км3.
Население—118 млн. человек (на 1974 г.).
Начало добычи: нефти — 1893 г., газа — 1940 г.
Добыча в 1974 г.: нефти —67,5 млн. т,газа —5,3 млрд. м3.
Суммарная добыча на 1/1 1975 г.: нефти— 796,0 млн. т, газа — 82,7 млрд. м3.
Доказанные извлекаемые запасы на 1/1 1975 г.: нефти — 2041,3 млн. т, газа — 425,0 млрд. м3.
Количество месторождений: нефти — 270, газа — 33.
Площадь — 1 904 300 км3.
Население—118 млн. человек (на 1974 г.).
Начало добычи: нефти — 1893 г., газа — 1940 г.
Добыча в 1974 г.: нефти —67,5 млн. т,газа —5,3 млрд. м3.
Суммарная добыча на 1/1 1975 г.: нефти— 796,0 млн. т, газа — 82,7 млрд. м3.
Доказанные извлекаемые запасы на 1/1 1975 г.: нефти — 2041,3 млн. т, газа — 425,0 млрд. м3.
Количество месторождений: нефти — 270, газа — 33.
Нефтегазоносные бассейны — Андаманский (Сев^ро-Сумат - римский), Вогелкоп, Восточно-Калимантаиский, Никобарский» Северо-Яванский, Серамский, Центральносуматринский, Южно- Суматриискнй Ирианский.
Потенциально нефтегазоносные бассейны —— Бенкуленский, Бутунгскнй, Лариангский, Макасарский, Северо-Ниасский, Тогианскнй, Южно-Ниасский, Южно-Яванский, Восточного Хальмахера.
Нефтегазоносные бассейны — Андаманский (Сев^ро-Сумат - римский), Вогелкоп, Восточно-Калимантаиский, Никобарский» Северо-Яванский, Серамский, Центральносуматринский, Южно- Суматриискнй Ирианский.
Потенциально нефтегазоносные бассейны —— Бенкуленский, Бутунгскнй, Лариангский, Макасарский, Северо-Ниасский, Тогианскнй, Южно-Ниасский, Южно-Яванский, Восточного Хальмахера.
МОРЕ оМОРЕ оТИХИЙ ОКЕАНТИХИЙ ОКЕАНРис. 8.1. Обзорная карта нефтегазоносных бассейнов Юго-Восточной Азии и ОкеанииРис. 8.1. Обзорная карта нефтегазоносных бассейнов Юго-Восточной Азии и ОкеанииN〃 N" И5匚斗 Ш^ 宮е巨> №зe3" Н值三"0/巨。壶〃 WN〃 N" И5匚斗 Ш^ 宮е巨> №зe3" Н值三"0/巨。壶〃 W①当么w①当么wалакка^ о.Калил^тшалакка^ о.Калил^тш>0. Суматра>0. Суматра°「м吁к。：о 万4 Н А А с°「м吁к。：о 万4 Н А А с
МОРЕ о
МОРЕ о
ТИХИЙ ОКЕАН
ТИХИЙ ОКЕАН
Рис. 8.1. Обзорная карта нефтегазоносных бассейнов Юго-Восточной Азии и Океании
Рис. 8.1. Обзорная карта нефтегазоносных бассейнов Юго-Восточной Азии и Океании
N〃 N" И5匚斗 Ш^ 宮е巨> №зe3" Н值三"0/巨。壶〃 W
N〃 N" И5匚斗 Ш^ 宮е巨> №зe3" Н值三"0/巨。壶〃 W
①
当么w
①
当么w
алакка^ о.Калил^тш
алакка^ о.Калил^тш
>0. Суматра
>0. Суматра
°「м吁к。：
о 万4 Н А А с
°「м吁к。：
о 万4 Н А А с
Границы бассейнов: а — установленные, б — предполагаемые; е — нефтяные и нефтегазовые месторождения; а — газовые н газоконденсатные месторождения; d — крупнейшие и гигантские месторождения нефти; е — группы нефтяных и газовых месторождений; изопахиты осадочного выполнения бассейнов в км: ж— установленные, з— предполагаемые; внебассейновые территории ： и— байкальского н более древнего возраста, к—мезозой - ского возраста, л —— кайнозойского возраста, м —— современной геосинклинали; н —— глубоководные геосинклинальпые котловины; о — глубоководные желоба; п — подводные массивы современных геосинклиналей; р —— изобаты в м.
Бассейны: / -~ Саравакский НГБ; 2 — Сиамский НГБ; 3 — Андаманский НГБ; 4 -— Никобарский НГБ； 5 — Северо-Ниасский ПНГБ; 6 — Южио- Ниасский ПНГБ; 7 — Центральносуматрииский НГБ; 8 — Бенкуленский ПНГБ; 9 — Южно-Суматринский НГБ; /° — Северо-Яваиский НГБ； // — 「4口好《"口「口口& пнгг. /р — Псстсино.Калнмантанскнй НГВ； /3 — Лариангский ПНГБ; 14 — Бутунгуский НГБ; /5 — Макасарский ПНГБ： /5 ——
Таблица 8.4Таблица 8.4Месторожде-ние; годоткрытияМесторожде-ние; годоткрытияМестоположениеМестоположениеСтруктура(форма;размеры)Структура(форма;размеры)Стратиграфиче-ское положение;наимеиоваииепродуктивныхотложенийСтратиграфиче-ское положение;наимеиоваииепродуктивныхотложенийГлубиназалеганиянефтегазо-носныхпластов в м;их количе-ствоГлубиназалеганиянефтегазо-носныхпластов в м;их количе-ствоТнпы залежейТнпы залежейПлот-ностьнефти,г/см3Плот-ностьнефти,г/см3Добычанефтив млн. т,газав млрд, мзв 1974 г.Добычанефтив млн. т,газав млрд, мзв 1974 г.Катего-рия круп-ности；началь-ные дока-занныезапасынефтив млн. тКатего-рия круп-ности；началь-ные дока-занныезапасынефтив млн. тАттака, газонефтяное; 1969Аттака, газонефтяное; 1969Шельф Макасарского ' Антикли- пролива, в 104 км 1Шельф Макасарского ' Антикли- пролива, в 104 км 1к северо-востоку от г. Баликпапанк северо-востоку от г. БаликпапаннальнальМиоцен, песчаники баликпапанМиоцен, песчаники баликпапан914—3410; 6i Пластовые914—3410; 6i Пластовыедовыедовыесво-сво-0,825— 4,8 млн.0,845 I 0,03 млрд.0,825— 4,8 млн.0,845 I 0,03 млрд.т, ! Среднее;3| 40т, ! Среднее;3| 40ммСанга-Сан-Санга-Сан-га, ное;га, ное;В 40 км к югу от г. СамариндаВ 40 км к югу от г. СамариндаАсимметричная антиклиналь с крутым взброшенным западным крыломАсимметричная антиклиналь с крутым взброшенным западным крыломМиоцен, песчаники баликпа- панМиоцен, песчаники баликпа- пан100—660; 4100—660; 4Пластовые сводовые, тектонически экранированныеПластовые сводовые, тектонически экранированные0,953—0,8490,953—0,8490,08 млн. т0,08 млн. тСреднееСреднее
Таблица 8.4
Таблица 8.4
Месторожде-ние; годоткрытия
Месторожде-ние; годоткрытия
Местоположение
Местоположение
Структура(форма;размеры)
Структура(форма;размеры)
Стратиграфиче-ское положение;наимеиоваииепродуктивныхотложений
Стратиграфиче-ское положение;наимеиоваииепродуктивныхотложений
Глубиназалеганиянефтегазо-носныхпластов в м;их количе-ство
Глубиназалеганиянефтегазо-носныхпластов в м;их количе-ство
Тнпы залежей
Тнпы залежей
Плот-ностьнефти,г/см3
Плот-ностьнефти,г/см3
Добычанефтив млн. т,газав млрд, мзв 1974 г.
Добычанефтив млн. т,газав млрд, мзв 1974 г.
Катего-рия круп-ности；началь-ные дока-занныезапасынефтив млн. т
Катего-рия круп-ности；началь-ные дока-занныезапасынефтив млн. т
Аттака, газонефтяное; 1969
Аттака, газонефтяное; 1969
Шельф Макасарского ' Антикли- пролива, в 104 км 1
Шельф Макасарского ' Антикли- пролива, в 104 км 1
к северо-востоку от г. Баликпапан
к северо-востоку от г. Баликпапан
наль
наль
Миоцен, песчаники баликпапан
Миоцен, песчаники баликпапан
914—3410; 6i Пластовые
914—3410; 6i Пластовые
довые
довые
сво-
сво-
0,825— 4,8 млн.
0,845 I 0,03 млрд.
0,825— 4,8 млн.
0,845 I 0,03 млрд.
т, ! Среднее;3| 40
т, ! Среднее;3| 40
м
м
Санга-Сан-
Санга-Сан-
га, ное;
га, ное;
В 40 км к югу от г. Самаринда
В 40 км к югу от г. Самаринда
Асимметричная антиклиналь с крутым взброшенным западным крылом
Асимметричная антиклиналь с крутым взброшенным западным крылом
Миоцен, песчаники баликпа- пан
Миоцен, песчаники баликпа- пан
100—660; 4
100—660; 4
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
0,953—0,849
0,953—0,849
0,08 млн. т
0,08 млн. т
Среднее
Среднее
Характеристика основных месторождений Восточно-Калимаитаиского НГБ
В 65 км к северу от г. Баликпапан
Антиклиналь
Миоцен, песча- 1 2000—3200; ньте пластыЮ
мощностью бо- лее 150 м।
Пластовые сводовые
0,830
1
0,13 млн. т, 0,15 млрд, м3
1
Среднее
Бадак, газонефтяное;
1971
Миоцен, песчаные пластыМиоцен, песчаные пластыI 产-2280; Пластовые сво- 0,740- 0,05 млн. т, СреднееI 4"°вме0,8060,4 млрд, м^/ 屮 *睜I 产-2280; Пластовые сво- 0,740- 0,05 млн. т, СреднееI 4"°вме0,8060,4 млрд, м^/ 屮 *睜Сантан, га- , Шельф Макасарского ： Аитикли- зонефтяное; [ пролива, в 也 км ； иаль 【"/ик востоку от место-
Миоцен, песчаные пласты
Миоцен, песчаные пласты
I 产-2280; Пластовые сво- 0,740- 0,05 млн. т, Среднее
I 4"°вме0,8060,4 млрд, м^/ 屮 *睜
I 产-2280; Пластовые сво- 0,740- 0,05 млн. т, Среднее
I 4"°вме0,8060,4 млрд, м^/ 屮 *睜
рождения Аттака 丨
Продолжение табл. 8АПродолжение табл. 8АМесторожде-ние; годоткрытияМесторожде-ние; годоткрытияМестоположеинеМестоположеинеСтруктура(форма;размеры)Структура(форма;размеры)Стратиграфиче-ское положение;наименованиепродуктивныхотложенийСтратиграфиче-ское положение;наименованиепродуктивныхотложенийГлубина I залегания j нефтегазо- I иосных пластов в м; 1 их количе- Iство IГлубина I залегания j нефтегазо- I иосных пластов в м; 1 их количе- Iство IТипы залежейТипы залежей1\ Катего-[a。鬻a嘘縱Плот- ] не^тн\ началь-ность 丨в млн • т‘丨 ные дока-нефти,iга3а,3заниыеrRM3'в м陪方мзапасыв1974 г-jнефтиIIВ млн. т1\ Катего-[a。鬻a嘘縱Плот- ] не^тн\ началь-ность 丨в млн • т‘丨 ные дока-нефти,iга3а,3заниыеrRM3'в м陪方мзапасыв1974 г-jнефтиIIВ млн. т
Продолжение табл. 8А
Продолжение табл. 8А
Месторожде-ние; годоткрытия
Месторожде-ние; годоткрытия
Местоположеине
Местоположеине
Структура(форма;размеры)
Структура(форма;размеры)
Стратиграфиче-ское положение;наименованиепродуктивныхотложений
Стратиграфиче-ское положение;наименованиепродуктивныхотложений
Глубина I залегания j нефтегазо- I иосных пластов в м; 1 их количе- I
ство I
Глубина I залегания j нефтегазо- I иосных пластов в м; 1 их количе- I
ство I
Типы залежей
Типы залежей
1\ Катего-
[a。鬻a嘘縱
Плот- ] не^тн\ началь-
ность 丨в млн • т‘丨 ные дока-
нефти,iга3а,3заниые
rRM3'в м陪方мзапасы
в1974 г-jнефти
IIВ млн. т
1\ Катего-
[a。鬻a嘘縱
Плот- ] не^тн\ началь-
ность 丨в млн • т‘丨 ные дока-
нефти,iга3а,3заниые
rRM3'в м陪方мзапасы
в1974 г-jнефти
IIВ млн. т
Бекапаи, нефтяное;
1971
Шельф Макасарского пролива, в 85 км к северо-востоку от г. Баликпапан
Антиклиналь
Миоцен, песчаные пласты
1530
Пластовые сводовые
0,822
1
Не эксплуатируется
Каринди- гаи, газонефтяное;
1971
Шельф Макасарского пролива, в 90 км к северо-востоку от г. Самариида . г
Антиклиналь
Миоцеи, песчаные пласты
1310 (газ), 1550—1655 (нефть)
Пластовые сводовые
0,870— 0,920
Не эксплуатируется
Самбоджа, нефтяное;
1916
В 70. км к югу от г. Самариида
Куполообразная антиклиналь
Миоцеи, песчаники, балик- папаи и палу- баланг
65—720; 5
Пластовые сводовые
0,851 — 0,941
1
1 0,02 мли. т
Мелкое
Мелкое
Памузиан, нефтяное;1906Памузиан, нефтяное;1906Остров ТараканОстров ТараканПологая антикли- I иаль; 3,2 км2 IПологая антикли- I иаль; 3,2 км2 IПлиоцен, пес- ) 50—1130; 15； Пластовые сво- | 0,945 чаники таракан :I довне|
Памузиан, нефтяное;
1906
Памузиан, нефтяное;
1906
Остров Таракан
Остров Таракан
Пологая антикли- I иаль; 3,2 км2 I
Пологая антикли- I иаль; 3,2 км2 I
S g
鱒
•ё §
g1
¥决
1g
n
Кд r
髄m
s 2 ® 衿®е
iff
в
М Н к gsf « g ®
蒲
3s
н н N
产4
р w
н в в a
K史g石
L р у
弓gQ
^ s
g
1
я a
Й a н H H 0 к к к к
謁
1龍寵
€ 寻 ^ ^ ^
н к a
読請 躋餐
W т
客好号
54 E
j 小
® я a
§ g §
g
§
g s.
2 g О
8 О
§
.i
4 О
2
м M
0 §£ 1
題
噂1
g T g a 0 6
3=
ОО
3
2 s
о
2
8
to в / ЗЯ / III
н S
северо-аванскн®HeBTeFa3OHOCHbIssбассейн
一I: г ! •”HecoeAaclim - i 500
Местор ожден и е; год открытия
"V л 6 л w \v a 8 G
Характеристика
Местоположенне
Западная
蹤需?嚙。^岷
г.
Черибон
[часть бас-к югу от
ОСНОВНЫХ деторождение Северо-Яванского НТВ
Стратиграфиче-ское положение,нанменованнепродуктивныхотложений
Олигоцен, пласты туфов И туфобрекчий
Арджуна, тегазовое;
Глубиназалеганиянефтегазо-носныхпластов в м;их количе-
Типы залежей
Плотностьнефти,г/см3
\ Категория добыча «еф-сн [増溫；當靠 ВМЛИ'Л*М»доказанные
в МЖ" гзапасы нефтн
в 1974 г，в мли. т
2200
Пластовая сводовая
0,876
1,6 МЛН. Т
Крупное; 90
—]j 766—1266： Пластовая сво- i 0,806-0,849 體乂瑞.
嚨6是幫曲*
i Среднее
—一~：U14—1167: Пластовая сво- ；0,865-0,8492,5 млн.
Смнефф ЯванскогоМиоцен, п=…
ное; 1969РяI жонгманик~
! Среднее
■I 043-997! Пластовая сво-
а гКС1Г0 мо」Миоцен,।1 довая
Китту нефтя-薔呼體а『；югу( ники калибенг ,
ное; 1970 I Рт' месторождения I
Сннта一-
0,921
0,2 мли. т
Среднее
~Г—i]丨 1665 1720- Пластовая сво- 0,830-0,865 ；；：；炉：加“.'Ms …raJ Шельф Яванского мо-膿产!
карта_~~，-
Среднее
g
8
Месторождение； год открытия
Местоположение
1 Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти, г/см3
Продолжеии
Добыча нефти в млн. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
е т абл. 8.6
Категория крупности; начальные
1 доказанные
i запасы нефти в млн. т
«Е», нефтяное； 1969
Шельф Яванского мо- Ря» в 128 км к во- стоку-северо-востоку от「• Джакарта
1—
900—1330; 5
Пластовая сво- 1 довая
0,815—0,839
1,3 мли. т
Среднее
Гита, нефтяное; 1971
Шельф Яванского мо- Ря» в 14 км южнее месторождения Синта
Олигоцен — иижиий миоцен, песчаники та- лаиг-акар
1665—1720
1 Пластовая сводовая
0,860—0,870
0*23 млн. т
Среднее
Нижиий мно- “ен—олигоцен, песчаники та- ланг-акар
3300
зоиефтяное:
1970
шельф дваиского мо- ря в 14 км южнее месторождения Сиита
Пластовая сводовая
0,860—0,870 J
0,860—0,870
Не эксплуатируется
Не эксплуатируется
Среднее
Джаити, нефтяное; 1970
Шельф Яванского мо- р 兄，западная часть бассейна .
Нижний длю- цен, песчаные пласты
3067
Пластовая сво- довая
Юонна, нефтяное； 1971
1 Все месторс
Шельф Яванского мо- Ря> в 23 км к западу 2T месторождения
жденкя приурочены к акт
Олигоцен — иижиий миоцен, песчаники та- ланг-акар
иклиналям.
2200
—Не эксплуати^一
руется
1:
И Ч1 1И ла и"™^
堂5арта
R А Н С К О E
M'-ga
PMC. 85 cx!ai。帛；昌。*1 享=「аза в север。？* НГВ
в ! w-^ия^ё бассейна) 6 — в 丨 газ・
Месторождения： -关 антн; 2 1 Еауватн~ 3 —• Зелла」4 — юонк5 I свнта- 7 I гкта-— Арахуна- 9 丨 Hopaj S ! Восточное к=тту “ ^ I PSL，2; > J - 'i <е¥、5 t P5i，二；6 — сянман 二 J7 — нн=раман=*£ As — psi，x，lj 】9 I 2rl тжнребон- 22 — т¥анн~ 23 — нгноно” 24 I гслантунган- Калнпнтннг; Таву27 — гегунунг—з 丨 Hranyc 29 I трембут」30 /〜?CN дандангнз воот.ж£о 一 33 丨 лузн- 34 1rleтак】35 — ледок- 36 I воно关ар KaBeHrdH39 — yHnaxlKHNAOH- 40 — KyTH，KpyKdOMH^M—^5-1 MDT0T0 JS，20j-二44 I ^T^-'^ ^^ — HMOO3 семангн” ванъкуаснн)
;-2 丨《в-'J3 — RK¥: X …25 - ванджубанг- oh .пй-з:^,^ — тунгкул- габус* Трембес 宀
PHP 8・-
3f「еологмнесккй разрез S«QJ-O^osfeoss^ хйччч' 0SSHP бануватн северо，яванског。н「5 (Todpulugon1971) J 丨 мне- свнта д^^я^м^я- 2 I г§^фад- свнтаанр&ена， кат) 3 — ммсиен- горизонт батураа*史 4 I множен— олнго, иен- свкта HKbKK^'wxw^- 6 — мезозон6 — разлом
ЦенТральносуматринский Нефтегазоносный бассейн~
Система 丿jJj
g S
義冨
1еЛСвита, горизонт 1Основной состав|
j協牌兌а
Антропоген 1iJ
，е
К
圧н
9
6
й
[ j"СКП, глины, туфыi
Веяний палем.( Даци^Г^,；^…
2
О Я "
О
g
OO
о «3
言 G
л
я
S Р 5
КI
x o g g
w
m H 6 W
、^ В J 3 0
6
IбангЛеМ ^УФогенные глины и ар- I7so
гиллитыР 1750
Ен-1
丨 ^°б^еРиновые туфогеи- !>700
匿 мергели, глауконито->
•鵬,噹鏡rn=：
мераты (у основания)
Миоцен*
Ватураджаj Рифовые известняки, в /зоо
/J в рхнеи части песчаники 1
'—一一-Несогласие——
■一 , Кварцевые песчаники, угли 1)600
駡該^
8 0莪
'S S га lllll Д S' s
О § я 3 产冕^ 臂融n
о ®
苫晶
蟲
N н н
黯士
二 h Н j
П h н j
Палеоген Олигоцемj
~~■
寻
Н о
st
di
5
滔薄響^窮吟一若7 М> ^项：74I »2 Lisc 511，莓滔薄響^窮吟一若7 М> ^项：74I »2 Lisc 511，莓ооооII§v а н§v а н纟 е纟 еg s 京g s 京［货［В F I 1»［货［В F I 1»Й М 6Й М 6箭箭Продолжение та ^л. 8.8
滔薄響^
窮吟一若7 М> ^项：74I »2 Lisc 51
1，莓
滔薄響^
窮吟一若7 М> ^项：74I »2 Lisc 51
1，莓
оо
оо
I
I
§v а н
§v а н
纟 е
纟 е
g s 京
g s 京
［货［В F I 1»
［货［В F I 1»
Й М 6
Й М 6
箭
箭
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Средний миоцен, песчаники телиса
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
305
Типы залежей
ПЛОТНОСТЬ нефти, г/см3
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупностн; начальные доказанные запасы нефти в млн. т
Себанга, нефтяное; 1940
Центральная часть бассейна, близ г. Себанга
Куполообразная антиклиналь
Массивная сводовая
0,865
Мелкое
Пематаиг, нефтяное; 1964
Центральная часть бассейна
Антиклиналь
Миоцеи, песча' ные пласты
930—1900
0,860—0,876
2,5
Среднее
Бекасап, нефтяное; 1955
Центральная часть бассейна
Брахиаити- клииаль
Средний миоцен, песчаники телиса
762
Массивная сводовая
0,863
3,4
Мелкое
Пунгут, нефтяное; 1951
Центральная часть бассейна
Антиклиналь
Нижний миоцен, песчаники телиса
853
Массивная сводовая
0,835
Мелкое
Котабатак, нефтяное; 1952
Центральная часть бассейна
Куполообразная антиклиналь
Нижиий МИО' нен, песчаники батураджа
1402
Массивная сводовая
0,865
1,06
Среднее
Северное Пу- лаи; нефтяное; 1957
Южная часть 1 бассейна
Брахианти- клиналь
1
1 Средний мио- j цеи, песчаники i телиса
540—600
Массивная сводовая, тектонически1
экранированная
0,855 j0,2( Мелкое
Характеристика основных месторождений 1 Южно-Суматринского НГК
Таблица 8.10
Месторождение： год открытия
Местоположение
Структура (форма; размеры)
1-
Стратиграфическое положение, наимено- ванне продуктивных отложений
1 Глубина
1 залегания
1 нефтегазоносных
пластов в м； их коли
чество
1
Плотность иефтн, г/см3
1
Добыча нефти и коиден сата в млн. т В 1972 Г.
Категория крупности
Акар-Таланг-Пен-
Дого, нефтяное: 1906
Центральная бассейна
часть
Асимметричная антиклиналь в пределах антиклинальной зоны северо-западного простирания; 28,2 км2
Средний миоцен, песчаники нижняя телисг
:853-933; г
0,887
! 0,23
Среднее
Лнмау, нефтяное: 1928
Южная часть сейна, к юго- от г. Палембанг
бас- западу
Антиклиналь в пре- Делах антиклинальной зоны
Средний миоцен, песчаники нижняя телиса
1356—1630;
0,887
0,5
Среднее
Кенали-Асам, нефтяное; 1931
Северо-западная бассейна
часть J
Антиклиналь в пределах антиклинальной зоны
Средний — верхний миоцен, песчаники нижний Палембанг и верхняя телиса
350—1225;
12
0,820— 0,910
0,1
Мелкое
—
1
Темпино, нефтяное; 1931
Северо-западная бассейна
часть
Антиклиналь в пределах антиклинальной зоны
Верхний миоцен, пеС' чаники нижний па- лембанг
588—823; 8
0,820
0,08
1
Мелкое
-
Субан-Буруиг, нефтяное; 1901
Центральная бассейна
часть j
Антиклиналь в пределах антиклинальной зоны
1
Верхний миоцен, пес- 1 чаники нижний па-) лембанг |
400—500; i
0,07 J Мелкое
Продолжение табл. ЗЛ°
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура 仲орма; размеры)
Стратиграфическое[
положение, наимено- j ванне продуктивных отложений
Глубина [ залегания i иефтегазо- | иосных пластов в м;
их количество
Плотность 1 нефти,[ г/см3
Добыча \ нефти и конденсата в мли. т в 1974 г.
Катего- )ия крупности
Таланг-Джимар, нефтяное; 1937
Южная часть бассейна, близ г. Талаиг- Джимар
Антиклиналь в пределах антиклинальной зоны
Средний миоцен, песчаники телиса
1097—1280； 1403—1680；
10
0,884
0,25
Среднее
Субан-Джериги, нефтяное; 1905
Южная часть бассейна, близ г. Муара- эним
Антиклиналь в пределах антиклинальной зоны
Верхний миоцен 一 ранний плиоцен.^ песчаники нижний и средний палембанг
396—762;
10
0,807
0,25
Мелкое
Мангунджаджа, нефтяное; 1934
Центральная бассейна
часть
Антиклиналь в пределах антиклинальной зоны
Верхний миоцен — нижний плиоцеи, песчаники нижний и средний палембаиг
201—670； 5
0,905
0,01
Мелкое
Танджунг (Рамок) нефтяное; 1910
Южная часть сейна, близ г. джунг
бас-
Тан-
Антиклиналь в пределах антиклинальной зоны
Верхний миоцен — нижний плиоцен, песчаники нижний и средний палембаиг
550—670; 5
Мелкое
Каранган, нефтяное; 1961
Южная часть сейна
бас-
Антиклиналь в пределах антиклинальной зоны
Миоцен,песчаные
пласты
1320
—
—
Мелкое
1 Залежи мест
орождений пластовые
сводовые.之，
5
Характеристика основных месторождений 1 Андаманского НТВ
Та
блица 8.12
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование Продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегаз о- иосных пластов б м； их количество
Плотность нефти, г/см3
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы иефтн
в млн. т
Рантау, нефтяное; 1929
Южный борт бассейна, к юго- востоку ОТ г. Лаигса
Брахиантикли- наль, разбитая системой сбросов на ряд блоков
Верхний миоцен — нижний плиоцен, песчаники кеутапанг
1 317—780, 1513; 14
：0,785
1,3
Среднее
Джедонгдонг, нефтяное; 1929
Южныйборт
бассейна
Антиклиналь
Верхний миоцен, песчаные пласты
760—778
0,761
0,5
Мелкое; 1,4
Перлак, нефтяное; 1900
Южный борт бассейна, к юго- востоку от г. Лхоксемаве
Антиклиналь
Верхниймиоцен —
нижний плиоцен, пес-, чаники кеутапанг
49—670; 10
0,749
0,0005
Мелкое
Иди, нефтяное;
1968
Шельф Малакк- | ского пролива, 4° 59, 54" & ш.— 97° 45' 54" в. д.
Антиклиналь
Нижний плиоцен, пес- чаники кеутапанг
3397—3470
—
0,3
—
Серанг-Джажа, нефтяное; 1926
Южныйборт
бассейна
Антиклиналь
Верхний миоцен —— нижний плиоцен, песчаники кеутапанг
1085—1265;
3 /
0,797 ]
0,004 J
Мелкое
Пр одолжение табл. 8Л2
3
3
3
爰
w Месторождение;
1год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных 1 пластов в м； их количе-
:
Плотность нефти, г/см3
Добыча ] нефти в мли. т в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в млн. т i
Джулу-Райе, нефтегазовое; 1969
Южныйборт
бассейна
Антиклиналь
Верхний миоцен — плиоцен, песчаники се- урула и кеутапанг
1200—1500;
2145
0,788
0,5
Пулау-Панджанг, нефтяное; 1928
Южныйборт
бассейна
Антиклиналь
Верхний миоцен 一 нижний плиоцен, песчаники кеутапанг
500—732 ; 5
0,756
0,004
Мелкое
j
Дарат, нефтяное;
1900
Южныйборт
бассейна
Антиклиналь
Верхний миоцен — нижний плиоцен, песчаники кеутапанг
50—700; 3
Мелкое1
Джулу-Раджеу, нефтяное; 1929
Южный борт бассейна, к юго- востоку от г. Лхоксемаве
Антиклиналь
Верхний плиоцен, песчаники сеурула
768—790; 2
0,793
0,12
Мелкое
Пасех, нефтяное; 1939
1 Залежи мест
Т
3
Южный борт бассейна, к югу от г. Лхоксемаве
эрождеиий пластовые
Антиклиналь
сводовые.
Верхний миоцен — нижний плиоцен, песчаники кеутапанг
768—790
0,852
Мелкое
Еаронна, ное; 1971
нефтя-
Шельф Южно-Китайского моря, 4。46' 17〃 с. ш.— "3° 44' 52" в. д.
Антиклиналь
Неоген
3670]
Пластовая \—\
1\ Мелкое
1
Бакау, нефтяное; 1971
Шельф Южно-Китайского моря
Антиклиналь
Неоген
—
Не эксплуатируется
Мелкое
Тембунго, ное; 1971
нефтя-
Шельф Южно-Китайского моря, 6° 36, 54" с. ш.— 115° 46' 21" в. д.
Антиклиналь
Неоген
2200—2700
0,1
Мелкое
Месторождение； год открытияМестоположениеСтруктура (форма)Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложенийГлубина залегания нефтегазоносных пластов в м； нх количествоТипы залежейПлотность нефти, г/см3芻請I,нефтяное;Северо-западное побережье о. Калиман- тан, к югу от г. Мири1 Длинная узкая антиклиналь северо-восточного простирания1 Миоцен, песчаники мири90—1881; 18Пластовые сводовые, тектонически экранированные0,9000,900Западный Лутонг, нефтяное; 1966_"————~"-Шельф Южно-Китайского моря, 4° 3070" с. ш.— 113° 50' 15〃 в. д.Длинная I узкая антиклиналь северо-восточного простиранияМиоцен, песчаники мири3041—3199Пластовые сводовые тектонически экранированныеМесторождение； год открытияМестоположениеСтруктура (форма)Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложенийГлубина залегания нефтегазоносных пластов в м； нх количествоТипы залежейПлотность нефти, г/см3芻請I,нефтяное;Северо-западное побережье о. Калиман- тан, к югу от г. Мири1 Длинная узкая антиклиналь северо-восточного простирания1 Миоцен, песчаники мири90—1881; 18Пластовые сводовые, тектонически экранированные0,9000,900Западный Лутонг, нефтяное; 1966_"————~"-Шельф Южно-Китайского моря, 4° 3070" с. ш.— 113° 50' 15〃 в. д.Длинная I узкая антиклиналь северо-восточного простиранияМиоцен, песчаники мири3041—3199Пластовые сводовые тектонически экранированныеХарактеристика основных месторождений СаравакскогоХарактеристика основных месторождений СаравакскогоДобыча нефти в млн. т в 1974 г.Категория крупностн; начальные доказанные запасы нефти в млн. т0,9СреднееДобыча нефти в млн. т в 1974 г.Категория крупностн; начальные доказанные запасы нефти в млн. т0,9СреднееТаблица 8.20Таблица 8.20Среднее； 18,7Среднее； 18,7Барам, нефтяное: 1964Барам, нефтяное: 1964Шельф Южно-Китайского моря, 4。4070" с. ш.— 113° 50, 20" в. д.Шельф Южно-Китайского моря, 4。4070" с. ш.— 113° 50, 20" в. д.АнтиклинальАнтиклинальПлиоцен— верхний миоцен, песчаные пластыПлиоцен— верхний миоцен, песчаные пласты2539—32932539—3293Лемиданг, вое; 1970Лемиданг, вое; 1970газо-газо-0,8551,2Мелкое; 3,80,8551,2Мелкое; 3,8МелкоеМелкоеПластовая сводоваяПластовая сводоваяПаус,1970Паус,1970газовое;газовое;Шельф Южно-Китайского моря, восточнее о. Бунгуран-Бе- сар, 3° 52, 06"'с. ш.— 109° 47' 56" в. д.Шельф Южно-Китайского моря, восточнее о. Бунгуран-Бе- сар, 3° 52, 06"'с. ш.— 109° 47' 56" в. д.Шельф Южно-Китайского моря, 4° 26' 32" с. ш.— 108° 58F9" в. д.Шельф Южно-Китайского моря, 4° 26' 32" с. ш.— 108° 58F9" в. д.АнтиклинальАнтиклинальНеогенНеоген13541354Пластовая сводоваяПластовая сводоваяI-Неоген—Пластовая / 一I-Неоген—Пластовая / 一иальиальМелкоеМелкоеРис. 8.13. Схематический разрез Саравакского НГБ/ ~ аитропогеи; 2 - верхний миоцен-плиоцеи, ^ерии窑?戸『%爲анг*?爵粛篇瞟г喘疗耦。湍脸哈熏^ ^-зозой, фу^мент нГЕ: 7 -Рис. 8.13. Схематический разрез Саравакского НГБ/ ~ аитропогеи; 2 - верхний миоцен-плиоцеи, ^ерии窑?戸『%爲анг*?爵粛篇瞟г喘疗耦。湍脸哈熏^ ^-зозой, фу^мент нГЕ: 7 -Рис. 8.14.Рис. 8.14.Геологический разрез месторождения Мири (Schaub, Jackson, 1958)Геологический разрез месторождения Мири (Schaub, Jackson, 1958)серия; 2 — свита мири； 3 — серия сетап; 4 — продуктивны© песчаники; 5 — разломысерия; 2 — свита мири； 3 — серия сетап; 4 — продуктивны© песчаники; 5 — разломы/ — свита/ — свита
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； нх количество
Типы залежей
Плотность нефти, г/см3
芻請I,нефтяное;
Северо-западное побережье о. Калиман- тан, к югу от г. Мири
1 Длинная узкая антиклиналь северо-восточного простирания
1 Миоцен, песчаники мири
90—1881; 18
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
0,900
0,900
Западный Лутонг, нефтяное; 1966
_"————~"-
Шельф Южно-Китайского моря, 4° 3070" с. ш.— 113° 50' 15〃 в. д.
Длинная I узкая антиклиналь северо-восточного простирания
Миоцен, песчаники мири
3041—3199
Пластовые сводовые тектонически экранированные
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м； нх количество
Типы залежей
Плотность нефти, г/см3
芻請I,нефтяное;
Северо-западное побережье о. Калиман- тан, к югу от г. Мири
1 Длинная узкая антиклиналь северо-восточного простирания
1 Миоцен, песчаники мири
90—1881; 18
Пластовые сводовые, тектонически экранированные
0,900
0,900
Западный Лутонг, нефтяное; 1966
_"————~"-
Шельф Южно-Китайского моря, 4° 3070" с. ш.— 113° 50' 15〃 в. д.
Длинная I узкая антиклиналь северо-восточного простирания
Миоцен, песчаники мири
3041—3199
Пластовые сводовые тектонически экранированные
Характеристика основных месторождений Саравакского
Характеристика основных месторождений Саравакского
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупностн; начальные доказанные запасы нефти в млн. т
0,9
Среднее
Добыча нефти в млн. т в 1974 г.
Категория крупностн; начальные доказанные запасы нефти в млн. т
0,9
Среднее
Таблица 8.20
Таблица 8.20
Среднее； 18,7
Среднее； 18,7
Барам, нефтяное: 1964
Барам, нефтяное: 1964
Шельф Южно-Китайского моря, 4。4070" с. ш.— 113° 50, 20" в. д.
Шельф Южно-Китайского моря, 4。4070" с. ш.— 113° 50, 20" в. д.
Антиклиналь
Антиклиналь
Плиоцен— верхний миоцен, песчаные пласты
Плиоцен— верхний миоцен, песчаные пласты
2539—3293
2539—3293
Лемиданг, вое; 1970
Лемиданг, вое; 1970
газо-
газо-
0,855
1,2
Мелкое; 3,8
0,855
1,2
Мелкое; 3,8
Мелкое
Мелкое
Пластовая сводовая
Пластовая сводовая
Паус,1970
Паус,1970
газовое;
газовое;
Шельф Южно-Китайского моря, восточнее о. Бунгуран-Бе- сар, 3° 52, 06"'с. ш.— 109° 47' 56" в. д.
Шельф Южно-Китайского моря, восточнее о. Бунгуран-Бе- сар, 3° 52, 06"'с. ш.— 109° 47' 56" в. д.
Шельф Южно-Китайского моря, 4° 26' 32" с. ш.— 108° 58F9" в. д.
Шельф Южно-Китайского моря, 4° 26' 32" с. ш.— 108° 58F9" в. д.
Антиклиналь
Антиклиналь
Неоген
Неоген
1354
1354
Пластовая сводовая
Пластовая сводовая
I-
Неоген
—Пластовая / 一
I-
Неоген
—Пластовая / 一
иаль
иаль
Мелкое
Мелкое
Рис. 8.13. Схематический разрез Саравакского НГБ
/ ~ аитропогеи; 2 - верхний миоцен-плиоцеи, ^ерии窑?戸『%爲анг*?
爵粛篇瞟г喘疗耦。湍脸哈熏^ ^-зозой, фу^мент нГЕ: 7 -
Рис. 8.13. Схематический разрез Саравакского НГБ
/ ~ аитропогеи; 2 - верхний миоцен-плиоцеи, ^ерии窑?戸『%爲анг*?
爵粛篇瞟г喘疗耦。湍脸哈熏^ ^-зозой, фу^мент нГЕ: 7 -
Рис. 8.14.
Рис. 8.14.
Геологический разрез месторождения Мири (Schaub, Jackson, 1958)
Геологический разрез месторождения Мири (Schaub, Jackson, 1958)
серия; 2 — свита мири； 3 — серия сетап; 4 — продуктивны© песчаники; 5 — разломы
серия; 2 — свита мири； 3 — серия сетап; 4 — продуктивны© песчаники; 5 — разломы
/ — свита
/ — свита
Т а 6 其 н U а 8.22
пгнпвных месторождений Саравакского НГБ一
Категория крупности; начальные доказанные запасн не ① тн
в млн. т
Месторождение； год открытия
Местоположение
Структура (форма)
Длинная узкая асимметричная антиклиналь северо-восточного простира^ ния, часть которой находится в море
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Плиоцен, песчаники серия, мири и лианг
Миоцен— плиоцен, песчаники лианг и серия
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
250—2700;
24
2350—2718
Плотность нефти, г/см3 1
Добыча нефти в мли. т в 1974 г.
0,84—0,94
0,84—0,94
3,5
Крупнейшее; 234,0
Серия, нефтяное; 1928
Северо-западное побережье о. Калимантан, близ г. Серия
4,0
Крупнейшее; 285,0
Длинная Узкая асимметричная антиклиналь северо-восточного простирания
Юго-Западная Ампа, газонефтя
ное; 1962
Шельф Южно-Китайского моря, 4° 35' 40〃 с. ш.— 114° 16' 20" в. д.
Чампион, нефтяное; 1971
Шельф Южно-Китайского моря, в 27 км к северо-западу от г. Бруней
Антиклиналь
Неоген
Неоген
1,5
Среднее
1200
0,815
1,5
Среднее
Фаирлей, нефтяное; 1969
Шельф Южно-Китайского моря, 4° 57' 40" с, ш.— 114° 04, 45" в. д.
Антиклиналь
1057—1206
0,815—0,825
0,3
Мелкое
Джерудонг, нефтяное; 1955
В 32 км к западу от г. Бруней
Длинная Узкая асимметричная антиклиналь северо-во- гтпчного поостирания
Плиоцен, песчаники серия
месторождение- 「ok открытияместорождение- 「ok открытиятепи-газово'-1970тепи-газово'-1970.джернету -970.джернету -970арактернстнка ОСНОВНЕХ местором±ннй Сиамского Н「Е aTHqa 8&арактернстнка ОСНОВНЕХ местором±ннй Сиамского Н「Е aTHqa 8&• местонозоженне• местонозоженнеГлубннаГлубннанеетег.неетег.залеганнязалегання-азоносннх-азоносннхПластов в мПластов в мТНПЕ 3?含ТНПЕ 3?含^^Ах- ПЮ58 ww^sw^- 50 32、с・ш・— - 4。59、20。^^Ах- ПЮ58 ww^sw^- 50 32、с・ш・— - 4。59、20。тастовам ваятастовам вая08^0.08^0.нефтмно--Шельф Сиамского заьлва6。33、р &103。43、55V в・нефтмно--Шельф Сиамского заьлва6。33、р &103。43、55V в・^1 f.^1 f.вннтангнефтнное 二 97。Шельф снамскоз залнв^ 冲 западу от месторождения д*ернетвннтангнефтнное 二 97。Шельф снамскоз залнв^ 冲 западу от месторождения д*ернет^1 of.^1 of.AJ’IX* газовое二971AJ’IX* газовое二971Шельф снамсШельф снамсв 360 кмв 360 км-кого залив--кого залив-от■csот■csк северо-востокук северо-востоку【нгапур【нгапур1739—36001739—3600пластовая свод? ваяпластовая свод? ваясотон-газонефтяное - 1972сотон-газонефтяное - 1972Esff^ Сиамского wssteto (глубина 80 м)у в 170 км 一 ( юго，востоинее куентан》 > 一 на побережье р. ПахангEsff^ Сиамского wssteto (глубина 80 м)у в 170 км 一 ( юго，востоинее куентан》 > 一 на побережье р. Пахан㕧ондопн^ нефти戶 825—0.849 пемз)•§ондопн^ нефти戶 825—0.849 пемз)§RS«Qa§-Разрез OTMOJKeHH* бассейна представлен но^к^го» нлта^яПФИЛО'^Й^ОКМЧКЕХ ao^ota xto»< 030CK0F0 возраста MOEHQCTbfoО 7 км- строение разреза не нзвестнрMecTQPO 关 дення прнуросенн к ан・ тнкпнналмм- 3・ Продуктнвны пессаннкн яю»до«ом- 4， Месторогкдення относятся к категобнн CP£HX・§RS«Qa§-Разрез OTMOJKeHH* бассейна представлен но^к^го» нлта^яПФИЛО'^Й^ОКМЧКЕХ ao^ota xto»< 030CK0F0 возраста MOEHQCTbfoО 7 км- строение разреза не нзвестнрMecTQPO 关 дення прнуросенн к ан・ тнкпнналмм- 3・ Продуктнвны пессаннкн яю»до«ом- 4， Месторогкдення относятся к категобнн CP£HX・иьиь_0・ СУМАТРА_0・ СУМАТРАCSHra1tgрCSHra1tgрPHP-I-СхемаPHP-I-Схемарасположенно местовомсденн1'нефтн к газа в снамскомхГЕрасположенно местовомсденн1'нефтн к газа в снамскомхГЕ0й^н-0й^н-°丨 граннпы rfrEF < I месторозеннн-、丨 Бннтан 二 2 )5СТ?>- с дмо.- 4 — AJX; 5 I Сотонг； 6 I Терубук°丨 граннпы rfrEF < I месторозеннн-、丨 Бннтан 二 2 )5СТ?>- с дмо.- 4 — AJX; 5 I Сотонг； 6 I ТерубукВРУНЕ®ВРУНЕ®бассейна」6 I невтп е Iбассейна」6 I невтп е Iгаз・газ・джернет) 3джернет) 3rbloEanb 5-км-население丨142 млн・ человекНачало Аобчн нефтннмза 丨Добьма в 1973нефтн 丨 11-6 млн" т・Суммарная побЕча на 1/1 -974нефти — 146 млн- г .- W доказанные swwfaowwsE^ запасы на 1/1 1974 гнефтн — 218 MmH・ н- газа 丨200 зь^- 2 ■ ^оймлоойо месторо^кАенн舔 ffi^s ——53WW ——1・ нефтегазоносны&ns№K ——саравакскн* (северсьвосточная Насть)"rbloEanb 5-км-население丨142 млн・ человекНачало Аобчн нефтннмза 丨Добьма в 1973нефтн 丨 11-6 млн" т・Суммарная побЕча на 1/1 -974нефти — 146 млн- г .- W доказанные swwfaowwsE^ запасы на 1/1 1974 гнефтн — 218 MmH・ н- газа 丨200 зь^- 2 ■ ^оймлоойо месторо^кАенн舔 ffi^s ——53WW ——1・ нефтегазоносны&ns№K ——саравакскн* (северсьвосточная Насть)"-972•). 1929--972•). 1929-
месторождение- 「ok открытия
месторождение- 「ok открытия
тепи-газово'-1970
тепи-газово'-1970
.джернету -970
.джернету -970
арактернстнка ОСНОВНЕХ местором±ннй Сиамского Н「Е aTHqa 8&
арактернстнка ОСНОВНЕХ местором±ннй Сиамского Н「Е aTHqa 8&
• местонозоженне
• местонозоженне
Глубнна
Глубнна
неетег.
неетег.
залегання
залегання
-азоносннх
-азоносннх
Пластов в м
Пластов в м
ТНПЕ 3?含
ТНПЕ 3?含
^^Ах- ПЮ58 ww^sw^- 50 32、с・ш・— - 4。59、20。
^^Ах- ПЮ58 ww^sw^- 50 32、с・ш・— - 4。59、20。
тастовам вая
тастовам вая
08^0.
08^0.
нефтмно--Шельф Сиамского заьлва6。33、р &103。43、55V в・
нефтмно--Шельф Сиамского заьлва6。33、р &103。43、55V в・
^1 f.
^1 f.
вннтангнефтнное 二 97。Шельф снамскоз залнв^ 冲 западу от месторождения д*ернет
вннтангнефтнное 二 97。Шельф снамскоз залнв^ 冲 западу от месторождения д*ернет
^1 of.
^1 of.
AJ’IX* газовое二971
AJ’IX* газовое二971
Шельф снамс
Шельф снамс
в 360 км
в 360 км
-кого залив-
-кого залив-
от■cs
от■cs
к северо-востоку
к северо-востоку
【нгапур
【нгапур
1739—3600
1739—3600
пластовая свод? вая
пластовая свод? вая
сотон-газонефтяное - 1972
сотон-газонефтяное - 1972
Esff^ Сиамского wssteto (глубина 80 м)у в 170 км 一 ( юго，востоинее куентан》 > 一 на побережье р. Паханг
Esff^ Сиамского wssteto (глубина 80 м)у в 170 км 一 ( юго，востоинее куентан》 > 一 на побережье р. Паханг
•§ондопн^ нефти
戶 825—0.849 пемз)
•§ондопн^ нефти
戶 825—0.849 пемз)
§RS«Qa§-Разрез OTMOJKeHH* бассейна представлен но^к^го» нлта^яПФИЛО'^Й^ОКМЧКЕХ ao^ota xto»< 030CK0F0 возраста MOEHQCTbfoО 7 км- строение разреза не нзвестнрMecTQPO 关 дення прнуросенн к ан・ тнкпнналмм- 3・ Продуктнвны пессаннкн яю»до«ом- 4， Месторогкдення относятся к категобнн CP£HX・
§RS«Qa§-Разрез OTMOJKeHH* бассейна представлен но^к^го» нлта^яПФИЛО'^Й^ОКМЧКЕХ ao^ota xto»< 030CK0F0 возраста MOEHQCTbfoО 7 км- строение разреза не нзвестнрMecTQPO 关 дення прнуросенн к ан・ тнкпнналмм- 3・ Продуктнвны пессаннкн яю»до«ом- 4， Месторогкдення относятся к категобнн CP£HX・
иь
иь
_0・ СУМАТРА
_0・ СУМАТРА
CSHra1tgр
CSHra1tgр
PHP-I-Схема
PHP-I-Схема
расположенно местовомсденн1'нефтн к газа в снамскомхГЕ
расположенно местовомсденн1'нефтн к газа в снамскомхГЕ
0й^н-
0й^н-
°丨 граннпы rfrEF < I месторозеннн-、丨 Бннтан 二 2 )5СТ?>- с дмо.- 4 — AJX; 5 I Сотонг； 6 I Терубук
°丨 граннпы rfrEF < I месторозеннн-、丨 Бннтан 二 2 )5СТ?>- с дмо.- 4 — AJX; 5 I Сотонг； 6 I Терубук
ВРУНЕ®
ВРУНЕ®
бассейна」6 I невтп е I
бассейна」6 I невтп е I
газ・
газ・
джернет) 3
джернет) 3
rbloEanb 5-км-
население丨142 млн・ человек
Начало Аобчн нефтннмза 丨
Добьма в 1973нефтн 丨 11-6 млн" т・
Суммарная побЕча на 1/1 -974нефти — 146 млн- г .- W доказанные swwfaowwsE^ запасы на 1/1 1974 гнефтн — 218 MmH・ н- газа 丨200 зь^- 2 ■ ^оймлоойо месторо^кАенн舔 ffi^s ——53WW ——1・ нефтегазоносны&ns№K ——саравакскн* (северсьвосточная Насть)"
rbloEanb 5-км-
население丨142 млн・ человек
Начало Аобчн нефтннмза 丨
Добьма в 1973нефтн 丨 11-6 млн" т・
Суммарная побЕча на 1/1 -974нефти — 146 млн- г .- W доказанные swwfaowwsE^ запасы на 1/1 1974 гнефтн — 218 MmH・ н- газа 丨200 зь^- 2 ■ ^оймлоойо месторо^кАенн舔 ffi^s ——53WW ——1・ нефтегазоносны&ns№K ——саравакскн* (северсьвосточная Насть)"
-972•). 1929-
-972•). 1929-
5
2
6
Месторождение; год открытия
Местоположение
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их
чество
Типы залежей
Состав газа, %
Категория крупности; начальные доказанные запасы газа в млрд, м3
Барикева, газовое, 1958
7° 07，—143°57，
Асимметричная антиклиналь
Юра (?)— нижний мел, песчаники
1640— 2005; 2
Пластовая сводовая
СН4— 80, с2нб + + высш.—8 1, № — 18
Среднее; 15
Куру,газовое;
1958
В 150 км к востоку— юго-востоку от месторождения Бари- кева
Антиклиналь осложненная разрывами
Миоцен, известняки
285—313
Массивная сводовая
СН4— 72, с2н6+ + высш.
—8СО2— 7, инертные — 13
Среднее; 17
Бвата,газовое;
1958
В 20 км к востоку от месторождения Барикева
Асимметричная антиклиналь» нарушенная сбросами
Миоцен, известняки
1425— 1756
Массивная сводовая
СН《一90, с2н6+ 十 высш. 10
Среднее; 5,8
Иехи,газовое;
1960)
6° 57f—143° 52，
1
Асимметричная антиклиналь;
400 км2
Нижний мел, песчаники
⑷6— 1612
Пластовая, тектонически экранирован- / ная/
СН&—82, / Мелкое; 3,5 G/— 2, №— 16/
Таблица 8.25
Характеристика основных месторождений1 НГБ Карпентария-Папуа
Мелкое
газонефтя-
Омати, 1955
Типы заке冰eil
嚟%57
Месторождение； год открьпна
Состав газа, %
、，内久只― Массивная,
с 今 оиен—множен,тектонически в 225 км KB0CjXl=r )線тнякн)-—
юго-востоку от меоСЛожиенная
рождения Барикев^ра3рЬ1вами
Местоположение
Структур'(форма;размеры)
Стрэтигра-фическоеположение,наименованиепродуктивныхотложении
Глубиназалеганиянефтегазо-носныхпластовв м; ихколи-чество
Категорн 入 Крупность； начальные показанные запасы газа в млрД-
Мелкое
—R 40 км к югугазовое, „есторождения Ба-рикева
.песчаии- 1 1497
Антиклиналь 肃，
Миоцеи, вестияки
Юраму, 1969
из- 2000— 2500
I qo qa*»144° 54,
CH, — 92,3, Среднее С2Йв+ высш.
Массивная в биогенном выступе
I западу от г' Р
I МорсбиI
• 一I нтельф залива Папуа,
Нмара, газовое;嚣鏡д к 嚣 1971I от месторождения Па
\ ска
塞上。歩
рифовь亩 сив
SSecTX Г405
JcHa — 76,5, [ Ср映нее Массивная в 丨「片 4-высш, биогенном вы-上號 ступеСО2 一 3,2
Карнарвон н Перт' нанбольЕее количество нефтн н газа АО6ь1маетсн в бассейне rung 1G млн.т н 蜉2 млрд, м3 в го岁 а газа 丨 также во Внутреннем ВОСТОЧНОАВСТРалн^коа 1》7 млрд* мм
С 1964 г・ понсковоразведоннЕерабстн проводятся на австралийском шельф'wsn^ raE^f о 38 s§o^d§№- нз ннх Дархему покерел” s^?- MsxayK н Санфнш в 1972—1973「■F^ ^^ продол^еннн австранн盘скнх бассейнов расщеннваютсн как наиболее перспективнее Ад* проведения дальневЕНХ нефтегазопонсковнх работ (в 1973 т здесь 6blлпробурено 37 сквая^н обЕенглубннсй 92 TbIP м
гСУАарствНовая зеланён занимает острова севернее н ЮЖ.НЕа так 筏е ^м> метках стровову ВХОАНЕНХ в состав новозеландское дугн крайнего звена в системе s»§10wffi^ сстровннх дуг западной иастн Тихоокеанского nGABH^HMO 1юнса・ В TeKTOHHqecKQM отношение Новозеландская дуга выражена центральном aHTHKJIHHQPHeMy к севро,запду от которого Расп? лагаетсн KpaeBOnporH6 Таранакн (р Север HHH западнопрнбрежнь® ПРГН6 (・ з^в-- а к 33>ИОО8^- в пограннчн巾 зоне современнее геоеннклнналн н области кайнозойское скла иатостн- — прогнбы отооноляо»д^я^^м^йм^ н Кентербери* K^QKH^to^sE» антнклннорн才 ново、 Зеланднн осложнен рядом впаАНН” заполненных шэродамн мезозон -- ^^^BWOM ——MypmHCOH- &№^^кр ет^^№ я Ар・ С прозбамн н впадннамн вдоль север,запа=ногоу южного н юро—BOCTOq， S3 побережий островной NyrH евнзанн нефтегазоносное (таранакн) н потенциально нефтегаз? сн£е (восточно’прнбрежннкентерберФ鼠рфан R3бассейны Нов 鼠 зеландн НГ6 MypqHCQH вндепен в иентральной частн о- южнез
бассейн Таранаки характернзуетсн WMS^O^^ES^S Асказаннымн запасамн нефтн (31-2 млн・ т) к газаKi 180 мпрмС 1965 п понскн нефтн н газа проводятся на шельфе новоЗелан 总尸 В 1972 г* буренне на шельфе было временно приостановлен? но Mowaons §^к^ял§к^ Нееле, дованн才 возросла —ps 关 еннсть сесмнескнх профиле中 в 1972составила более 50 Йо* км・ С ЕельеоЕЫМН зонамн окраннних бассейнов н Особеннобассена Таранакн евнзанн АальнЕне лерспектнвн нефтегазо!юнсквх работ в ^owo^ зеланднн。
ABCTPAMHSCKHH СОЮЗ
Площадь — 7 687 000 км
Население 丨 19 млн* человек (на 1972
Начало добнчн нефти — 1930 7 газа 丨 1928 г‘ д6ыча в 1974: нефти — 10 млн' т" газа —9 ммр 尸 м суммарная NOIqa на 1/1 1975 гнефтн 丨 80 а^д-газа 丨 16 млр 尸 м Доказанные нзвпекаемне запасна 1/1 1975- нефтн 1236SH・газа 丨 785а млрд* м KQHHqecTBO месторождений- нефтн 45》газа — 67・ Нефтегазоносные басс&ны 丨 Амаднес》Бонапарталвоузн,суравроувнутренн wo08^ao->wn^to^Kwnws№- гнпслендампьер” Карнарвону Карпентария,паукуарено-мор, тон,зспер
потенинальн© нефтегазоносные ^ЮПП&ИЕ ——Арафурский》 васкзннмнмзрнбаро отузй” сент，вмнсентз оёд&'
Возможно нефтегазоносные бассейна 丨пантруджэражннпзйпн’рмвелорнаян орд》оффнсер” Пнрн，торренсу Ренмарк” унзо) юкла-
-亠п.ные /ПНГБ) бассейны Австралийского Союза
Нефтегазоносные (НГБ) и хциальнь1Hефт"а30Hoe”—……
Название бассейна, год установления промышленной иефтегазоиосности
3
Географическое1
н адмииистративиое положение|
Размеры цирииа в км; ^лина в км； площадь кма； объем 1 осадочного выполнения |
ВозрастВозраст
1(группа"] нефтегазоносных
максимальная [ н потенциально Структурныймощностьнефтегазоносных
тип бассейна |обложений,| пород (система, !
1 выполняющихотдел)
[бассейн1
месторожд
нефти!
еиии
газа
19
в км") 1
6 1
Внутренний Восточно-Австралийский НГБ; 1963
,Центральная часть Австралийского континен-. та- штаты Южная Ав・
1 пт^япияКвинсленд,
1 125;i
1 315;1
380 000;
1 140 000
275; 450； 550 000;
2 200 000
270; 700;
150 000;
600 000
350; 500;
142 000;
426 000
Синеклиза, подстилаемая грабенами
MZ： kz； 6 KM
1
НГБ Гипсленд;
19241
НГБДампьер;(
1971[
Новый Южный Уэльс
Южное побережье Австралии,акватория
Бассова пролива; шт.
В НКТО£Д£___―
Северо-западный шельф Австралии
Синеклиза, 1 М 帛KZ; Р
подстилаемаякМ
；грабеном|
подстилаемая 6 км|
грабеном)
!6
НГБ Броуз; 1971
Северо-западный шельф Австралии
Синеклиза,、
подстилаемая грабеномj
KZ; 6 KM
1」
P T,・ J，
2
4
1 Западная часть Ав-
1 стралийского континен-
10 км
НГБ Перт； 1964
ZJU； О/и, 70 000;
4 55 000
! та; юго-запад w厶
! ная Авст吧史上
屈 Карнарвон; | Западна^^ частьАв-
19531 К шт. Западная Австра-
! ЛИЯ—
WS 6。у油сура":黑器為呼:過上图
1
325; 1050; 1 Грабен
237 500;
712 500
.1 410; 1 400; ! Пограничный
-1 362 500;1
и 1 1 000 000
PZ, MZ, KZ; 10 км
% 2
1 pz, mz, kz；
I〉6 KM
1
D, p, T2一3，Jl
и
28
Та； d 1 ы〜；，一入1
g[Новы" Qx《Hb亩 У竺pc__________一—=
a
4
— "Продолжение табл
Название бассейна; год установления' промышленной иефтегазоиосиости
Географическое н адмииистративиое положение
Размеры (ширина в км； длина в км; площадь в км2； объем осадочного выполнения
Структурный тип бассейна
Возраст (группа)； максимальная МОЩНОСТЬ отложений, выполняющих бассейн
Возраст нефтегазоносных и потеициальио нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
нефти
газа
НГБ Бонапарт- Галф； 1970
Северная часть Австралийского континента, акватория залива До- зеф-Бонапарт, юго-восточная часть о. Тимор; Северная территория и шт* Западная Австралия
300; 825;
212 500;
850 000
Пограничный
PR3 (?), pz, MZ,KZ;
7 км
Р, т
3
НГБ Амадиес: 1964
Центральная часть Австралийского континента; Северная территоРия и шт. Западная Австралия
200; 800； 16 000;
26 000
Инверсированный авлакоген
PR3, PZ; 10 км
О
1
1
НГБ Кларенс-Мор- тон-Эск; 1971
Восточная часть Австралийского континен- та，акватория Тасманова моря; штаты Квинсленд и Новый Южный Уэльс
100; 300;
30 000;
60 000
Внутрисклад- чатый грабен
PZ (?), MZ, KZ; 3,5 км
J
1
НГБ Карпентария- Папуа; 1957
Северная часть Австралийского континента, акватория залива ПапУа» юго-восточная часть о. Новая Гвинея, акватория Кораллового моря; Северная терри- ?Вин и шт. Квинсленд Австралии, Папуа Новая Гвинея
1 000;
1 575;
1 392 000;
4 176 000
Пограничный
MZ, KZ; 6 км
1
J, Ki,卩2, № 1
1
1 ]
8
Продолжеиие табл• 9Л
Название бассейна； год установления промышленной нефтегазоносности
Географическое и административное положение
Размеры шнрниа в км; длина в км； площадь в км2： объем осадочного выполнения в км3)
Структурный тип бассейна
Возраст (группа); максимальная мощность отложений, выполняющих бассейн
Возраст]
1ефтегазоносных 1 н потенциально нефтегазоносных пород (система, отдел)
Количество месторождений
нефти
газа
Г1НГБ Кэннинг
Северо-западная часть Австралийского континента; шт. Западная
500; 1 025;
407 500;
1 630 000
Синеклиза, подстилаемая грабеном
PR3, PZ, MZ, KZ; 8 км
PZ, MZ, KZ
1
ПНГБ Басс
Центральная часть Бас- ! сова пролива
250; 325;
62 500;
93 750
1
ГрабенI
MZ, KZ; 3 км
ПНГБ Отуэй
Южная часть Австралийского континента, акватория Бассова пролива; штаты Виктория
150; 625;
75 000;
150 000
Грабен
MZ, KZ; 6 км
KZ, Р
ПНГБ Сент-Вин- сеит
Южная часть Австралийского континента, акватория залива Сент- Винсент; шт. Южная
75; 210;
12 500;
50 000
1
1
Пограничный
PR3, PZ, MZ, KZ; 10 км
PR3, PZ
Арафурский ПНГБ
Территория северной Австралии и южной (Индонезийской) части о. Новая Гвинея, аква-
575; 915;
635 000;
1 587 500
Пограничный
MZ, KZ； Ю км
MZ, KZ
ПНГБ Сидней
Восточноепобережье
Австралии, акватория
Тасманова моря; шт.
150; 425;
37 500;
112 500
Пограничный
PZ, MZ; 5 км
Р, т
ПНГБ Мэрибаро
Восточная часть Австралийского континента, акватория Тасма-
1 нова моря; шт. Квин-
300; 800;
170 000;
340 000
Внутрисклад- чатый грабеи
MZ, KZ; 5 км
1
J, К, Рз, N
含
Характеристика
Деторождение- г°4 открытия '
Местоположение (южная широта — восточная долгота)
основах месторождений Внутреннем н
——0clа^о-Австралн立ского НГБ
таблнца 9.5
Стратиграфи-
С5УКтура (форма；Пп5еское
размеры)положение,
наименование
I продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазо- т ноевых。。口 ен
пластов в м；залеже"
нх количество
Гиджелпа, газо- j 27° М， конденсатное; jf^fc
Плотность нефти в г/см* (Рн)； состав газа в %
Добычагазав млрд, м.в 1974 г
Категория крупности； начальные Доказанные запасы (или текущие) нефти в млн. т, газа в млрд. мз
клнналь
желпа
"5
амплитуда
этонвейл D-4
Пластовая сводовая
Крупнейшее； 130 млрд, мэ
песчаные сты
Крупнейшее;
140 млрд, м3
Пологое ное 30 км2,, 180 м
Пластовая сводовая и литологиче- скн экранированная
Пологая платфор- j Нижняя пермь, ) 2030—2289; менная брахианти- | песчаники гид- j 15
песча謚产°н‘ I 3600-3780
88^ —¥ Экс- / Среднее-
СДЧ喏 т"&2 млрд, м3
黑片览篇呼^小Нижняя
ПеС 232。—2645пластовая
,сводовая
С& — 74。
куполовид- Нижний^ поднятие;
Муумба, газо- конденсагное- 1964'
28° 09= 140。16,
-— _
Тирравара, га. зонефтяное,
1 27。37，—
140° 06，
1 илмор, газовое; 1964
25° 22'— 144° 4?
Пологая платфор- Пермь, песча- I ЗОЮ—3231 менная брахианти- ные пласты
клиналь; 26,5 км2
Пластовая сводовая
G订6 + высш.— 11,0, СО2—
13
乎 ЭКС- I Среднее- зуатнру- I 2^ 詳н т
ВЫСШ 4,0,
Месторождение; год открытия
Местоположение (южная широта — восточная долгота)
Структура (форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктианых отложений
Глубииа залегаиия нефтегазоносных пластов в м； их количество
Типы залежей
Плотность не《ти в г/см3 (*н)； состав газа в %
Добыча газа в млрд, м5 в 1974 г.
Категория крупности;
начальные доказанные запасы (или текущие) нефти в или.
т, газа в млрд. ма
Даралайнги, газовое; 1968
28。22'— 139° 39，
Пологая платформенная брахнанти- клиналь
Пермь, песчаные пласты
2500—2641
Пластовая сводовая
СН4- 72,5, С2н6+ высш.—19,9, СО2— 6,5
Не эксплуатируется
Среднее
Тулахи, газовое; 1969
28。22'— 140° 48'
Пологая платформенная брахианти- клиналь
Пермь, песчаные пласты
—
Не экс- плуатиру' ется
Среднее
Делла, газовое;
1970
28° 04，— 140° 39，
Пологая платформенная брахианти- клиналь
Пермь, песчаные пласты
2150—2194
Не эксплуатируется
Среднее
Мурари, газонефтяное; 1970
27。33，—
140° 妳
Пологая платформенная брахиаити- клиналь
Пермь, песчаники гиджелпа
2956—321。
—
Рн = =0,755
Не эксплуатируется
Среднее; 26 млн.
Брогла, газовое; 1971
В 13 км к северо-западу от месторождения Тирравара
Пологая платформенная брахианти- клиналь
Пермь, песчаные пласты
2724—2808
Пластовая сводовая
СН4- 72,3, с2н6+ высш.— 9, СО2— 15,7
Не эксплуатируется
Флай-Лейк, нефтяное; 1971
27。38，— 139。56，
Пологая платформенная брахианти- клнналь
Пермь, песчаные пласты
—
0,779
Не эксплуатируется
—
Продолжение табл. 9.5
Место ро жден и е; год открытия
Местоположение (южная широта — восточная долгота)
Структура (форма; размеры)
Стратигр афи- ческое положение, иаимеиоваиие продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов, м
Типы залежей
Плотность иефти в г/см3 (Рн)； состав газа в %
Добыча нефти в мли. т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности;
начальные доказанные запасы (или текущие) нефти в млн.
т, газа
в млрд, м3
Барракута, газоконденсатное； 1965
380—148° (шельф)
Пологая бра- хиантиклиналь;
77 км®, амплитуда 180 м
Эоцен, песчаные пласты лэтроуб-валли
1037—
1270
Верхняя (газовая) 一 сводовая, осложненная размывом; нижняя (нефтяная)—— пластовая сводовая
Рн = =0,829— 0,839;
СН&— 86,7, CgH6— 6,15, С3Н8- 2,84, СО?— 0,6, №一 1,3
0,7 мли. т; 〜1,5 млрд. м3 (вместе с Марлин)
Крупное; 7,0 млн. т, 50,9 млрд. м3
Кингфиш, нефтяное; 1967
38° 36，— 148° 13， (шельф)
Погребенный выступ палео- рельефа; 90 км2, амплитуда 120 м
Эоцен, песчаные пласты лэтроуб-валли
2500—
2670
В эрозионном выступе
闷=0,784
2,6 млн. т
Крупнейшее;
151 млн. т, 8,4 млрд, м3 (вместе с Халибут)
Марлин, газонефтяное; 1966
38。13，— 148° 19， (шельф)
Погребенный выступ палеорельефа;
108 км2, амплитуда 300 м
Эоцен, песчаные пласты лэтроуб-валли
1360—
2272
В эрозионном выступе
Рн =
=0,769— 0,771;
CH《一 82, СО2— вн= сокое
3,0 млн. т
Крупнейшее;
27,8 млн. т, 100 млрд, м3
Халибут, нефтяное; 1967
38。24’ — 148° 19， (шельф)
Погребенный выступ палеорельефа; 50 км2, амплитуда 120 м
Эоцен, песчаные пласты лэтроуб-валли
2600—
2602
В эрозионном выступе
- 0,806
6,6 МЛН. Т ]
Крупное;
69,5 млн. т
Характеристика основных месторождений НГБ Гипсленд
Т а б л и ц а 9.9
Продолжение табл. 9.9
Место рожден ие;год открытия
Снаппэр, газонефтяное; 1969
Место-положение(южнаяширота —восточнаядолгота)
38。12,—
148° (шельф)
Структура(форма;размеры)
Пологая бра- хиантиклиналь
Стратиграфи-ческоеположение,иаименованнепродуктивныхотложений
Глубиназалегания]иефтегазо-1
иосиых I пластов, м
Тнпн. залежей
Плотность j иефти в г/см8
(%)；
состав
газа в
%
Добычанефтив млн. т,газав млрд, м；в 1974 г.
1 Категория
[крупности; начальные доказанные запасы (нли
I текущие)
]нефти в млн.
) Т, газа
I в млрд. М
Эоцен, песчаные пл асты лэтроуб-валли
3098—
3108
Тюна, нефтегазовое; 1968
1
38° 10'—
148° 25'
Пологая брахи- антиклииаль
Эоцен, песчаные пласты лэтроуб-валли i
флаундер, нефтегазовое; 1968
38° 19'— 148° 25， (шельф)
Пологая брахи- антиклиналь
Брим, нефтегазовое; 1969
38° 31 147° 47'
Пологая брахи- антиклиналь
—
1964— 2932
Макрель, нефтяное; 1969
Шельф бас- 1 сова проли- 1 ва
Пологая брахи- антиклиналь
2529—
2592
320
вы-
Лейкс-Энтрапс, нефтяное; 1924
Около г. Лейкс-
Участок
I клинивания на
Олигоцен, песчаники
рн = 0,806
Пластовая литологически акпаниьован- 一
Не
экс-
плуатиру- ется
Крупное; 84,9 млрд, м3;
22,9 млн. т
1
Среднее;
14 млрд, м3; 13,0 млн. т
—
—
—
——
—
Среднее;
32,6 млн.
I Мелкое
т
рн ~ 0,261
Распределение не(
)тегазоносности по разрезу отложений НГБ
Таблица 9“
Дампьер“
Страти- графиче-
положение продуктивной толщи
Наименование продуктивной толщи
я к Е ^請
Литологический состав продуктивной толщи и коллекторов
Коли-1Характера
чество1пластов или
пластов!коллекто
илн пачеК]—■ коллекто- w ； 次 ров в j1, *
продук-刍出1® ь
тивнойjБо
толщеW н1已^
:тика
пачек口
)овпримеры
1 месторожде-
$ ! ний, содеЛа- ，貝,щих зале>К11 ® онефти(Н)
о Wгаза (г)
Верхний триас — верхний мел ——палеоцен (?)
Мангару, тулинга, кардибиа
〜1000
Песчаники, глины, алевролиты, пачки известняков; коллекторы -песчаники, известняки (кардибиа)
10:300(?),28—30
200 i н帝邙市「
1 к к)
Рэнкин (г, i н), Гудвин 一 №，к)
Нефтегазоносный бассейн Броуз
характеристика газового месторождения
Скотт-Риф В НГБ Броуз^открыто
Таблица 9.1- в 1971 г.)
Структура
Стоатиграфнческое положение
3鼻爲脸х^=М跚齡X
пластов
Юра, триас; 4294—4387; 4
Размещение месторождений нефти и газа в НГБ Дампьер 丁 а
б л и ц а 9.12
Крупный структурный элемент НГБ
Зона иефтегазо-
Структурная форма месторож-
1Количество
I Возрастместорож-
j продуктивных iденн达
Примеры
месторождений
дения
1 ич ло2кен ми ]
:нефти
газа
нефти
1газа
Поднятие («платформа») Рэнкин
Зона пологого вала и оди- ночные месторождения
Пологие брахианти- клинали
Верхний! 6
триас—1
：верхний；
:мел)
5
Рэнкин, Лежандр
1 Гудвин,
I Норт-Рэн-
1 кин, Эйнд- I жел
Характеристика основных месторождений НГБ Дампьер а ^ л н ц а 9.13
Месторождение； год открытия
Местоположение (южная широта —восточная долгота)
Структура
(форма； размеры)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м, их количество
Плотность нефти, г/см3
Категория крупности;
начальные доказанные
запасы (или
; текущие) нефти в
，мли. т., газа в млрд, м3
Норт-Рэнкин, газоконденсатное; 1971
19° 30」 116° (шельф)
Пологая платформенная брахиантикли- наль; 130 км2
Верхний триас; юра; верхний мел; песчаники мангару, тулонга
2650—3550
10
Крупнейшее;
150 млрд, м3
Рэнкин, газонефтяное; 1971
19° 47，— 115° 44， (шельф)
Пологая платформенная брахиантикли- наль
Верхний триас; верхний мел; палеоцен (?); песчаники мангару и тулонга, карбонатные породы кардибиа
3131—3231
5 — газовых и 4 - нефтяных
0,855
Среднее; 14 млн. т;
28 млрд, м3
Гудвин, газоконденсатное; 1971
19。41'— 115° 53， (шельф)
Пологая платформенная брахиантикли- наль
Верхний триас; верхний мел; песчаники мангару и тулонга
2455—2800;
7
Крупнейшее;
140 млрд.м5
Эйнджел, газоконденсатное; 1971
19° 30，— 116° 35， (шельф)
Пологая платформенная брахиантикли- наль
Верхний триас; верхний мел; песчаники мангару и тулонга
2635—2690;
3
К
Крупное;
68 млрд- м
Лежандр, нефтяное; 1968
19° 10-— 116°44- (шельф)
Пологая платформенная брахиантиклн- наль
Юра, песчаные пласты
3067—3400
0,810
Среднее;
27 млн. т
Примечания. 1. Залежи пластовые сводовые. 2. Место ро ждеи и я ие эксплуатируются.
Антиклиналь
£
中 оирест-Рибер
Z^epo-западный борт бассейна; 14。0旷一 121° 49'
0 r С А
о Тимор
財
"5
Рис. 9Л4.
亘F声ЕК"
S у“盟吟熊产縱耦？干 0 - граница бассейна, =рО жДеиия^^-газа,^^ „рАти и газа; г 一 изоП — изобаты в м.
*бассейнов в км,т •? Скотт-Риф;
( пртпрл； 2 —и
Месторождения. / —《с\'эй-Лоро
СЗ
Вал Скотт-Ри中
‘何
Р⑺-т
ДНО嗖月О F ° KZ ° ：
Геологический разрез нефтегазоносного
бтока Кимбер^
72。" 2400 S600 WZ?F-：« •60昨二，工
бассейна Броуз (Haise, Hayes,期1)
Характеристика основных месторождений
НГБ Перт 1
Месторождение; год открытия
Местоположеиие (южная широта — восточная Долгота)
Структура (форма)
Стратиграфическое положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания иефтегазо- иосиых пластов в м; их количество
Типы залежей
Плотность нефти г/см8
Добыча газа в млрд, Ms В 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в млн. т* газа в млрд. м8
Ярдарино, газовое; 1964
29° 13，一 115。
Пологая складка облекания эрозионного выступа
Нижний триас, базальный песчаник свиты кокати
2245—2300
Пластовая сводовая
0,827
Неэксплуа- 1 тируется
Мелкое;
0,14 мли. т,
8,6 млрд. м&
Донгара, га* зовое; 1966
29° 15^—115°
Пологая складка облекаиия эрозионного выступа
Нижний триас, базальный песчаник свиты кокати
1575—1659
Пластовая сводовая
0,083
Среднее； 14 млрд, м3
Джии-Джии, газовое; 1965
31ao8'—115。50,
Надразломиая брахиантикли- иальj
Нижияя юра; песчаники свиты коклишелл-галли
3720—4080;
5
Пластовая сводовая
Не эксплуатируется
Мелкое•
Моидарра, газовое； 1968
Юго-восточиее (8 км) место- рождения^Дон- гара 4
Песчаный бар
Нижний триас, базальный песчаник свиты кокати
1660—1690
Лиизовидиая
0,06 j
Мелкое
贵
Т а б л н ц a 9.16
:Все открытые месторождения (4 - газовых в 2 - нефтяных) расположены па западном борту прогиба дэяяарага„.
нефтегазоносны®басс'н Карнарвон
Та 6 лниа 9」
схематически лнтолого，стратиграеннеск^ I— oi НГ6 Карнарвон
Система
Отдел
евнт- горизонт
основное состав пересланВШОЕНХСНпород
макенмаа- нан
МОЕНОСТ
Антропоген
неоген
Палеоген
Мел
песк-мнны
Помещен 一 Вламннг
-MHOUeH, - кзп’РЗНАЖ 一 Оь0го=ен
Зоиен
палеоиен
п§шнякя
— перерыв
известнякрнвовые нзвестннкн
30
§
「
S'
8
300
350
Перерыв ! ^^s^ro^fag- ~ Известняки
—ill!————————!) ^^s !nl— верхнн®- MHPS к? 一 sl§»ws- MeprgH - i раджен” ту* 一
-понга -
ня筏 няй _- джнрл-внн，
II Перерыв .—i - Апевролнты》MEHF necqauHK^to* 一 днолнрнты
во
т р
б р а
В
—
р
X н
Не
—
若
一 п&ин-
ма'
-Рон-ерпронг
Перерыв
-Аьеврокмты. арзллнты'«§и««§^ -
-углн 一 Перерыв
-Арш占ЛНЕ нзвестннкалевролиты - Пые 一 аргнзне песнаннстые амевралнтЕ 一
3500
7。
80
верхнн®
яя—я»
Кеннеди
пессаннкн
50
ws^o
песчаник-алевролиты* аргнллнты прослоями нзвестннков
necqaHHK-»^-^sfa^s4E* апевролнты
1500
300
Продолжен ие табл. 9.22
Месторождение; год открытия
Местоположение (южная широта — восточная долгота)
Структура (форма; размеры)
Стратиграфи- 1ческое
положение, наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м
Типы валежеЙ
Плотность нефти в г/см (Рн)； состав rasa в %
Добыча иефтн в млн,т газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности;
1начальные
доказанные
запасы нефти в Млн. т, газа в млрд, м3
Пикэиджи- ии, газовое;
1960
26° 36'—
149。07'
Пологое куполовидное поднятие
Средний— верхний триас, песчаники шоу- грауидс; нижняя юра, песчаники пресипис
882—976
Пластовая сводовая и пластовая сводовая, частично выклинивающаяся
1 СН4—87, С2Нб一 5, CgHg— 3
Мелкое;
1,5 млрд, м3
Альтой, нефтяное; 1964
27° 56'— 149° 22’
Брахиантикли- наль; 13 км, амплитуда 70 м
т
Нижняя юра, песчаники боксвейл
1808—1854
Пластовые сводовые (две)
Рн = 0,763
0,01 мли. т
Мелкое;
0,35 млн, т
Пайн-Ридж, газовое; 1965 1
26° 30'— 149°
Участок выкли - нивания на моноклинали
Средний— верхний трнас, песчаники му- лайембер; ииж- ияя юра, песчаники пресипис
Средний—— верхний триас— 1124—1138; иижияя юра — 665—717
Литологически экранированные (Две)
Мелкое;
0,4 млрд, м3
Боии-Крик;
газовое; 1964
25。45'— 147。58'
Пологое куполовидное поднятие
Нижияя юра, песчаники пре-， сипис
1267—1350
Пластовая сводовая
CH4— 84, С2Нб— 5, СзН8— 2
Мелкое;
1,26 млрд. ms
Прингл-Даунс, газонефтяное;
1971
Район Рома
Складка обле- кания
Нижияя юра, песчаники пресипис; девой, метаморфические породы фундамента
1200—1400
Литологиче-) ски экраии-) рованная и линзовидиая
-i
Мелкое
Продолжение табл. 9.22
Вестгроув, газовое; 1962
Арктур ус, газовое; 1964
Местоположение (южная
Структура (форма;
Стратиграфическое положение, наименование
Глубина залегания нефтегазо-
восточная долгота)
размеры)
продуктивных отложений
пластов в м
26° 40'—
Участок выкли-
Средний—
1000—1281
148° 53'
ниванияна
верхний триас,
структурном носу
песчаники му- лайембер; ниж-
няя юра, песчаники пресипис
Линзовидная и сводо- во-выклиии- вающаяся
Типы залежей
Месторождение; год открытия
Ричмонд, нефтегазовое; 1963
25。33'— 148° 26'
20° 04'— 148。.30'
Ролстон, газовое: 1964
24° 34'- 148° 38’
Плотностьнефти в г/см3(рн)； составгаза в %
ри = 0,813 СН「- 85,
С2Нб— 5, с3н8- 3, CzH—
+ высш.— 2
Добычанефти в млн. т,газав млрд, м3в 1974 г
0,001 млрд. м3
Узкая асимметричная антиклиналь;
70 км2, амплитуда 一 300
Нижняя пермь, песчаники аль- дебаран
840—847
Пластовые сводовые (две)
^4 1^*^ _6 L сссс
Не эксплуатируется
Антиклиналь;
14,4 км2, ам
плитуда —
134 м
Верхняя пермь, 520—765 песчаники ман- гуаи
i Узкая антиклиналь;
52 км®, амплитуда —120
Пермь, песчаники маитуаи и катарина
555—903
Пластовая сводовая
С&— 96,
С2Нб一 1
Пластовые
СН《一86,
сводовые
СаНб— 4。 СзН8- 1,3, &%L 1,
СО2— 2,7, COg— 2,7, №+ Оа—
Не эксплуатируется
Не эксплуатируется
Категориякрупности：начальныедоказанныезапасы нефти；в млн. т, газав млрд, мз
Мелкое;
0,42 млрд, м3
Мелкое;
1,3 млрд, м3 (вместе с месторождениями Арктур ус и Рол- стон)
Мелкое
т а б л и ц a 9.26
Месторождение； год открытия
Местоположение (южная Широта — восточная долгота)
Структуре (форма； размеры)
Стратиграфическое положен ие, иаимеиоваиие продуктивных отложений
1 г 6
Iлубииа залегания нефтегазоносных пластов, м
Категория крупности; начальные Доказанные запасы нефти в мли. т, газа в млрд, м3
Мэрини, газонефтяное； 1964
Северный борт бассейна;
23。58'— 131。32’
Антиклиналь: 130 км2
Ордовик, песчаники стэй- руэй, пакута н хорн-валлн
900—1500
Среднее;
39,9 млн. т, 14 млрд, м3
Палм-Валли, газовое; 1964
Северный борт бассейна;
24°—132° 46’
Антиклиналь； 40 км2
Ордовик, песчаники стэй- руэй, пакута и хорн-валли
1557—1735
Крупнейшее; 283 млрд, м8
—
Характеристика основных месторождений НГБ Амадиес
Примечания. 1. Залежи пластовые сводовые. 2. Месторождения ие эксплуатируются.
Рис. 9.25.
Изогипсы
Структурная карта и геологический разрез рождения Мэриии (по данным БМР)
место-
проведеиы через 60 м по кровле горизонта иижняя пакуга (ордовик)
Нефтегазоносный бассейн Кларенс-Мортон-Эск
Таблица 9」
Схематический литолого-стратиграфический разрез отложений НГБ Кларенс-Мортон-Эск
Система
Отдел
Свита
Основной состав переслаивающихся пород
Максималь
мощность,
Антропоген
Песчано-глинистые, угленосные отложения, лавы
1000
Неоген
Палеоген
Перерыв
Песчан угли
Мел
Нижнкй
Грофтон
ики, алевролиты, аргиллиты,
400
Юра
Верхний
Кенгуру
Песчаники
——
Средний
Нижний
Уолун
Песчаники, аргиллиты, суббитуминозные угли
600
Морбег
Песчаники, базальты
—
Бундамба
Песчаники, конгломераты, алевролиты
1500
Три^с
Верхний
Айвенго
Кварцевые песчаники, глинистые сланцы, битуминозные угли
1400
Средний
Нимбоида
Нижний
Ниара
Интенсивно дислоцированный осадочный комплекс, прорванный интрузиями
—
Пермь
Таблица 9
Характеристика газового месторождения Хогарт в НГБ Кларенс-Мортон-Эск (открыто в 1971 г.)
М естопол о ж ей и е (южная 二 широта — восточная 'долгота)
Структура (форма)
Стратиграфическое положение продуктивных отложений
Тип залежи
Центральная часть бассейна; 28° 54'—152。51'
Крутая брахиантикли- наль
Юра, песчаники
Пластовая сводовая
неетегазоноснЕЙ бассейн Таранаки
5
S
нут
书諺
1
я
s
h岂a
К г
2
О
о
о
g о
i
' Таблица 9.30 Схематический лптологостратпграфпческпразрез отло}кеннНГЕ Таранакн
574
Таблица 9.31
Характеристика основных месторождений НГБ Таранаки
Месторождение; год открытия
Местоположение (южиая широта — восточная долгота)
Структура (форма)
Стратиграфическое положение» наименование продуктивных отложений
Глубина залегания нефтегазоносных пластов в м; их количество
Плотность нефти в г/см3 (Ри)； состав газа в %
Добыча нефти и коидеисата в мли, т, газа в млрд, м3 в 1974 г.
Категория крупности; начальные доказанные запасы нефти в мли. т, газа в млрд, м3
Маун, газоконденсатное;
1970
39° 40'—173。 18'
Антиклиналь
Эоцен, песчаники капуни
2934—3500
2
—
Не эксплуатируется
Крупнейшее;
>100 млрд, м3
Среднее;
4 млн. т, 13 млрд, м3
0,167 млн. т, 0,48 млрд, м3
Капуни, газоконденсатное;
1959
В 50 км к юго- востоку от г. Нью- Плимут
Антиклиналь
Эоцен—олигоцен, песчаники капуни
3085—3660:
Рн = О,й1и； СО2— 44, СН&— 44,2 С2Н6— 6,1, С3Н8— 3,4, С4Н10- 0,7, Ng— 0,5
Мотуроа, нефтегазовое; 1866
Около г. Нью- Плимут
Куполообразная антиклиналь (связанная с лакколитом)
Миоцен, песчаники оамару и матема- теонга (серия та- ранаки)
20—65 ; 2
Мелкое
Коту ку, нефтегазовое; 1906
J
в 25 км к югу-
юго-западуот
1 г, Нью-Плимут
Антиклиналь
Палеоген
一
0,007
Мелкое
Уаймамаку, га
В 80 км к западу 丨 ст Уянгапея
Антиклиналь! Me』(?)
2709—2711
—
Не эксплуатируется
Мелкое
1_-—■--
Ппимечания
■
3……зне『呼.2. все м厘睜…，р…。зна 39 S 6Нз“ “5。2Н” 宀，"，、J
СПРАВОЧНИК
по не①танымИ ГАЗОВЫММЕСТОРОЖДЕНИЯМЗАРУБЕЖНЫХСТРАН
КНИГА ПЕРВАЯ
ЕВРОПА. СЕВЕРНАЯ и ЦЕНТРАЛЬНАЯ АМЕРИКА
Под редакцией проф. И. В. ВЫСОЦКОГО
МОСКВА «НЕДРА» 1976
Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. Кн. 1. Европа. Северная и Центральная Америка. М.,《Недра», 1976. 600 с.
Справочник состоит из двух книг: в первой книге в табличной форме дано описание нефтяных и газовых месторождений по нефтегазоносным бассейнам Европы и Северной и Центральной Америки, во второй книге — по нефтегазоносным бассейнам Лфрикн, Южной Америки, Ближнего и Среднего Востока, Южной Азии, Центральной Азии и Дальнего Востока, Юго-Восточной Азии и Океании, Австралии и Новой Зеландии.
Приведена геологическая характеристика каждого бассейна, указаны год установления его промышленной нефтегазоносности и количество открытых месторождений нефти и газа.
Характеристика отдельных месторождений нефти и газа содержит следующие данные: год открытия, местоположение, структурная форма, возраст и наименованне продуктивных отложений, глубина залегания нефтегазоносных пластов, типы нефтяных (газовых) залежей, плотность нефти, состав газа, категория крупности месторождения (по величине извлекаемых запасов нефти и газа).
Описание месторождений иллюстрируется разрезами н структурными картами с показом положения нефтяных (газовых) залежей. Приводятся обзорные карты размещения месторождений.
Справочник предназначен для геологов и геофизиков широкого профиля, работающих на производственных предприятиях и в научно-исследовательских организациях, занимающихся проблемами геологии нефти и газа, г также Для сотрудников высших учебных заведений.
Табл. 226, ил. — 304, список лит. — 88 назв.
20804—572
© Издательство «Недра», 1976© Издательство «Недра», 1976043(01)—76 173—75
© Издательство «Недра», 1976
© Издательство «Недра», 1976