Zagłębie naftowe Zachodniej Syberii - West Siberian petroleum basin
Zagłębia naftowego Zachodnia syberyjski (różnie znany jako prowincji węglowodorowej Zachód syberyjskiego , zachodniego basenu syberyjskiej ropy , itp) jest największym węglowodory ( ropa naftowa i gaz ziemny ) Miski na świecie o powierzchni około 2,2 mln km 2 , a także największy region wydobycia ropy i gazu w Rosji.
Geograficznie odpowiada równinie zachodniosyberyjskiej . Z kontynentalnej zachodniej Syberii rozciąga się do Morza Karskiego jako pole wschodnio-Prinovozemelsky .
Pod spodem leżą pozostałości syberyjskich pułapek , uważanych za odpowiedzialne za wielkie umieranie 250 mln lat temu.
Historia
Gaz odkryto w 1953 roku w piaskowcach i wapieniach górnej jury , w obrębie pola Berezov. Następnie w 1960 r. odkryto ropę w górnej jurze 400 km na południe, na polu Trekhozer. Neokom odkrycie ropy naftowej, a następnie w 1961 roku, w Środkowym Ob Region , a następnie przez kilka olbrzymich i dużych pól , w tym Samotlor Polu . Gaz odkryto w piaskowcach cenomanu w 1962 roku na polu Taz. Następnie wielu dziedzinach olbrzymia i duże suchego gazowego w apt formacji -Cenomanian Pokur, w tym Medvezhye dziedzinie i Urengoy dziedzinie , który rozpoczął produkcji w 1972 i 1978, odpowiednio. Dolno- środkowej jury odkrycia dokonano w formacji Tiumeń w latach 70. XX wieku, w obrębie łuku Krasnolenin, w tym Pola Talińskiego w 1976 r. Olbrzymie Pole Rusanowskie i Pole Leningradzkie odkryto na południu Morza Karskiego w latach 1989-90.
Opis
Geografia
Basen zajmuje bagnistą równinę między Uralem a rzeką Jenisej . Na północy basen rozciąga się od brzegu do południowego Morza Karskiego . Na zachód, północ i wschód, dorzecze jest otoczony przez Ural, Jenisej Ridge i Turukhan - Igarka fałdowych , które doświadczyły poważnych deformacji podczas Hercynian tektonicznej imprezy i Nowej Ziemi foldbelt który został zdeformowany na początku Cimmerian ( trias ) czasu. Na południu, sfałdowane kaledońskie struktury środkowego Kazachstanu i regionów Ałtaj - Sajan zanurzają się na północ pod pokrywą osadową basenu.
Geologia
Dorzecze jest stosunkowo zdeformowanego mezozoiku sag, które przykrywa Hercynian zrośnięty Terrane i wczesnego triasu systemu Rift. Piwnica składa się z pasów fałdowych, które zostały zdeformowane w okresie późnokarbońsko - permskim podczas zderzenia kontynentów syberyjskiego i kazachskiego z rosyjskim kratonem . W podziemiach znajduje się również kilka bloków mikrokontynentalnych ze stosunkowo niezdeformowaną sekwencją osadów paleozoicznych.
Sukcesja osadowa basenu składa się ze środkowego triasu po trzeciorzędowe skały klastyczne . Dolna część tej sukcesji występuje tylko w północnej części dorzecza; w kierunku południowym stopniowo młodsze warstwy pokrywają piwnicę, tak że w obszarach południowych na piwnicę znajdują się skały toarku i młodsze. Ważnym etapem rozwoju tektonostratygraficznego basenu było ukształtowanie się morza głębinowego w okresie wołgijsko – wczesnoberriaskim . Morze obejmowało ponad milion km 2 w obszarze basenu centralnego. W tym czasie w warunkach beztlenowych na dnie morskim osadzały się wysoce bogate w substancje organiczne łupki krzemionkowe formacji Bażenow . Skały tej formacji wygenerowały ponad 80 procent zasobów ropy naftowej Zachodniej Syberii i prawdopodobnie znaczną część jej rezerw gazu. Głębokowodny basen został wypełniony przez progresywne klinoformy klastyczne w czasach neokomu. Materiał klastyczny transportowany był systemem rzek głównie ze wschodniej proweniencji. Piaskowce w klinnoformach neokomu zawierają główne złoża ropy naftowej. Gęstą Continental apt - cenomański Pokur Formowanie powyżej Neokom sekwencja zawiera olbrzymie złoża gazu w północnej części zbiornika.
Zasoby ropy i gazu
Zagłębie naftowe Syberii Zachodniej jest największym regionem wydobycia ropy i gazu w Rosji. Ropa wydobywana na tym terenie stanowi 70% ropy produkowanej w kraju.
W basenie zachodniosyberyjskim zidentyfikowano trzy systemy naftowe. Objętości odkrytych węglowodorów w tych systemach to 144 miliardy baryłek ropy i ponad 1300 bilionów stóp sześciennych gazu. Szacowane średnie nieodkryte zasoby to 55,2 mld baryłek ropy naftowej, 642,9 bln stóp sześciennych gazu i 20,5 mld baryłek płynnego gazu ziemnego.
Największe znane złoża ropy naftowej znajdują się w całkowitym systemie naftowym Bazhenov-Neocomian, który obejmuje górną jurę i młodsze skały środkowej i południowej części basenu. Złoża ropy naftowej znajdują się głównie w klastycznych warstwach neokomu i górnej jury. Skały źródłowe to bogate w substancje organiczne łupki krzemionkowe formacji Bażenow. Większość odkrytych rezerw znajduje się w pułapkach strukturalnych, ale pułapki stratygraficzne w sekwencji klinoform neokoma są produktywne i oczekuje się, że zawierają wiele nieodkrytych zasobów. W tym całkowitym systemie naftowym zidentyfikowano dwie jednostki oceny. Pierwsza jednostka oceny obejmuje wszystkie zbiorniki konwencjonalne w przedziale stratygraficznym od jury górnej do cenomanu. Druga jednostka obejmuje niekonwencjonalne (lub ciągłe), samoźródłowe, szczelinowane zbiorniki w formacji Bażenow. Jednostka ta nie została oceniona ilościowo.
Togur - Tiumeń Razem Petroleum System obejmuje ten sam obszar geograficzny jako systemu Bazhenov-Neokom, ale obejmuje ona starszą, niższy środkowej jury warstwy i zwietrzałych skał na szczycie sekwencji pre-Jurajski. Callovian regionalna pieczęć łupkowa z formacji Abalak i niższych formacji Wasiugan oddziela te dwa systemy. System Togur-Tiumeń jest podatny na olej; rezerwy gazu są nieznaczne. Główne złoża ropy naftowej znajdują się w złożach piaskowca w górnej i dolnej części formacji tiumeńskiej z jury dolno-środkowej; stosunkowo niewielkie zasoby znajdują się w prejurajskich skałach węglanowych i klastycznych. Głównymi skałami źródłowymi są od jeziorka do łupków morskich w Toarku Togur Bed. Pułapki są strukturalne, stratygraficzne lub połączenie tych dwóch. Cały system naftowy został oceniony jako pojedyncza jednostka oceny. Większość nieodkrytych zasobów spodziewana jest w pułapkach stratygraficznych i kombinowanych.
Północne lądowe i przybrzeżne części basenu wchodzą w skład północno-zachodnio-syberyjskiego kompozytowego systemu naftowego obejmującego całą pokrywę osadową. System jest silnie podatny na gaz; zawiera olbrzymie rezerwy gazu i stosunkowo niewielkie rezerwy ropy naftowej. Większą część zasobów węglowodorów stanowi suchy gaz w piaskowcach górnego aptu–cenomu (formacja Pokur i ekwiwalenty). Mniejsze rezerwy mokrego gazu i trochę ropy znajdują się w piaskowcach jurajskich i neokomańskich. Nieznane są skały źródłowe dla suchego gazu w formacji Pokur, który stanowi ponad 80 procent zasobów węglowodorów. Z jurajskich skał macierzystych, w tym z formacji Bazhenov, wytworzono mokry gaz i ropa neokomu.
Prawie wszystkie odkryte złoża znajdują się w pułapkach strukturalnych; jednak pułapki stratygraficzne w przedziale neokomu prawdopodobnie zawierają duże, nieodkryte zasoby gazu. Lądowa i przybrzeżna część całego systemu naftowego zostały ocenione jako oddzielne jednostki ze względu na różną dojrzałość poszukiwań i różne wymagania infrastrukturalne. Obszar lądowy jest intensywnie eksplorowany, zwłaszcza w płytkiej sekwencji aptian–cenom, podczas gdy na morzu wykonano tylko trzy odwierty rozpoznawcze. Nieodkryty potencjał gazowy obu jednostek oceny jest bardzo wysoki.
Zobacz też
Bibliografia