Allgemeine Eigenschaften von Thermalwasser. Thermalwasserressourcen. Arten von Thermalquellen

Die natürliche Ansammlung von Öl im Untergrund wird Öllagerstätte genannt. Fast jedes Ölvorkommen enthält auch Gas, d.h. ist im Wesentlichen eine Öl- und Gaslagerstätte. In der Natur gibt es auch reine Gasvorkommen, d.h. Ansammlungen in porösen Gesteinen von Erdgas.

Die wichtigsten bekannten Öl- und Gasfelder konzentrieren sich auf Sedimentgesteine. Ein charakteristisches Merkmal von Sedimentgesteinen ist ihre Schichtung. Diese Gesteine ​​bestehen hauptsächlich aus fast parallelen Schichten (Schichten), die sich in Zusammensetzung, Struktur, Härte und Farbe voneinander unterscheiden. Die untere Begrenzungsfläche wird aufgerufen Sohle, einzig, alleinig, und darüber - Überdachung.

Sedimentgesteinsschichten können nicht nur horizontal, sondern auch in Form auftreten Falten(Abb. 1), entstanden bei oszillierenden, tektonischen und bergbildenden Prozessen. Das durch die Konvexität nach oben gerichtete Biegen der Formation wird als bezeichnet Antiklinale und nach unten wölben - Synklinieren. Benachbarte Antiklinale und Mulde bilden zusammen volle Falte.

Abb.1. Durch Sedimentgesteine ​​gebildete Falte.

Abb.2. Schemata struktureller Fallen.

a - eine Falle im Kamm einer lokalen Erhebung; b - tektonisch

abgeschirmte Falle im Kammteil der Ortserhebung.

In Russland befinden sich fast 90% des gefundenen Öls und Gases in Antiklinalen, im Ausland etwa 70%. Antiklinalen sind im Durchschnitt 5...10 km lang, 2...3 km breit, 50...70 m hoch, es sind aber auch riesige Antiklinalen bekannt. So hat das größte Ölfeld der Welt, Gavar (Saudi-Arabien), Abmessungen von 225 x 25 km und eine Höhe von 370 m, und das Urengoi-Gasfeld (Russland): 120 x 30 km mit einer Höhe von 200 m.

Durch Permeabilität Gesteine ​​werden in durchlässige (Kollektoren) und undurchlässige (Reifen) unterteilt. Sammler- Dies sind alle Gesteine, die Flüssigkeiten und Gase enthalten und freisetzen sowie sie mit einem Druckabfall durch sich selbst leiten können. Porenreservoirs haben die besten Reservoireigenschaften.

Andere Arten von Kollektoren können auch gute Fähigkeiten haben, Flüssigkeiten und Gase aufzunehmen und freizusetzen sowie sie selbst durchzulassen. In einigen Feldern in Saudi-Arabien beispielsweise erzeugen miteinander verbundene Bruchsysteme bis zu 30 km lange Kanäle. Mehr als 50 % der entdeckten Ölreserven sind auf zerklüftete Lagerstätten im Ausland beschränkt und 12 % in Russland.

Reifen Dies sind praktisch undurchdringliche Felsen. Normalerweise handelt es sich um Gesteine ​​chemischen oder gemischten Ursprungs, die nicht durch Risse gestört sind. Am häufigsten spielen Tone die Rolle von Reifen: Wenn sie mit Wasser benetzt werden, quellen sie auf und schließen alle Poren und Risse im Gestein. Außerdem können Steinsalz und Kalkstein als Reifen verwendet werden.

Industrielle Öl- und Gasvorkommen finden sich nur in Sedimentgesteinen. Öl und Gas füllen die Poren und Hohlräume zwischen den einzelnen Partikeln dieser Gesteine.

Es ist bekannt, dass Sedimentgesteine ​​Sande, Sandsteine, Kalksteine, Dolomite, Tone usw. umfassen. Industrielle Ölansammlungen werden jedoch nicht in Tongesteinen gefunden. Tonschichten in Ölfeldern spielen nur die Rolle undurchlässiger Überlappungen, zwischen denen porösere Gesteine ​​liegen, die mit Öl, Gas oder Wasser gesättigt sind. Gäbe es keine tonigen Gesteine, die Öl- oder Gasansammlungen unter- und abdecken, dann wären diese über die gesamte Dicke der Erdkruste verteilt.

Für die Bildung von Öl- und Gasvorkommen ist neben dem Vorhandensein von porösen Gesteinen, die von oben durch undurchlässige Schichten verschlossen sind, eine weitere Bedingung erforderlich: bestimmte strukturelle Formen des Reservoirs. Die langjährige Praxis der Ausbeutung von Öl- und Gasvorkommen hat gezeigt, dass Öl und Gas nicht in ungestörten (horizontalen) Schichten vorkommen, sondern alle ihre Ansammlungen in verschiedenen Falten liegen.

Die häufigsten und wichtigsten in der Struktur von Öl- und Gasvorkommen sind Strukturformen des antiklinalen Typs und Strukturformen, die mit dem monoklinalen Vorkommen von Lagerstätten verbunden sind. Die meisten Öl- und Gasvorkommen der Welt sind auf diese Strukturformen beschränkt.

Auf Abb. 1 zeigt ein Diagramm einer Öl- und Gaslagerstätte vom Reservoirtyp. Seine Hauptelemente und Parameter sind die geometrischen Abmessungen und Formen sowie die Lage der Außen- und Innenkonturen von Öl und Gas.

Abb. 3. Schema einer Öl- und Gaslagerstätte vom Typ Reservoir

1 – innere Kontur des Gasinhalts; 2 – Außenkontur des Gasinhalts;

3 – innere Kontur der Öltragfähigkeit; 4 – Außenkontur der Öltragfähigkeit.

Die Schnittlinie der Oberfläche des Öl-Wasser-Kontakts mit der Oberseite des Reservoirs wird als Außenkontur der Öltragfähigkeit und mit der Unterseite des Reservoirs als Innenkontur der Öltragfähigkeit bezeichnet.

Die Ansammlung von freiem Gas über Öl in einer Lagerstätte wird als Tankdeckel bezeichnet.

Die Schnittlinie der Oberfläche der Öl- und Gasgrenzfläche mit der Oberseite des Reservoirs stellt die äußere Kontur des Gasinhalts dar, und mit der Basis des Reservoirs die innere Kontur des Gasinhalts.

Neben lagerstättenartigen Öl- und Gasvorkommen gibt es auch massive Öl- oder Gasvorkommen, die auf große Massive oder Riffe beschränkt sind und normalerweise aus Kalkstein bestehen. Es gibt auch von Lagerstätten abgeschirmte und lithologisch begrenzte Öl- und Gasvorkommen.

Die ständigen Begleiter von Öl in Öllagerstätten sind Ölgas und Formationswasser. Ihre Verteilung entlang der Lagerstättenhöhe, wie aus dem Diagramm in Abb. 1 entspricht ihrer Dichte: Gas befindet sich in den oberen Teilen der Antiklinale oder monoklinen Falte, Öl liegt unter dem Gas, und letzteres wird von unten durch Wasser gestützt.

Das Volumen der Hohlräume im Gestein, bestehend aus Poren, Porenkanälen zwischen einzelnen Körnern und Gesteinspartikeln, Rissen, Kavernen usw., wird allgemein als Porosität bezeichnet. Der Zahlenwert der Porosität wird durch das Verhältnis des Gesamtvolumens aller Hohlräume im Gestein zum Gesamtvolumen des Gesteins mit Hohlräumen bestimmt.

Der Wert der Porosität verschiedener Gesteine ​​variiert in einem sehr weiten Bereich - von Bruchteilen eines Prozents bis zu mehreren zehn Prozent. Bei Eruptivgesteinen liegt die Porosität also zwischen 0,05 und 1,25% des gesamten Gesteinsvolumens mit Hohlräumen, bei Ölsanden zwischen 18 und 35%, bei Sandsteinen zwischen 13 und 28%. Die Durchlässigkeit des Gesteins hängt von der Größe der Poren und der diese Poren verbindenden Kanäle ab. Je größer die Porengröße, desto höher die Permeabilität und umgekehrt. Zum Beispiel können Tone die gleiche Porosität wie Sande haben, d.h. Eine Volumeneinheit Tongestein kann so viel Flüssigkeit enthalten wie das gleiche Volumen Sand. Aufgrund der vernachlässigbar geringen Größe einzelner Poren und Kanäle zwischen Tonpartikeln sind die Adhäsionskräfte und inneren Reibungskräfte in ihnen jedoch so groß, dass die Bewegung von Flüssigkeit oder Gas im Tonreservoir fast ausbleibt. Tone sind praktisch undurchlässig für Flüssigkeit und Gas.

Neben dem geometrischen Volumen einer Öl- oder Gaslagerstätte, der Porosität und Durchlässigkeit des Gesteins, aus dem diese Lagerstätte besteht, hängt ihr kommerzieller Wert auch von der Menge an Lagerstättenenergie, von der Qualität des darin enthaltenen Öls und, vor allem auf die Öl- und Gassättigung.

Die Ölsättigung (Gassättigung) ist das Verhältnis des Porenvolumens in der mit Öl (Gas) gefüllten Lagerstätte zum gesamten Porenvolumen. Tatsache ist, dass die Poren öl- oder gashaltiger Gesteine ​​immer Wasser enthalten, das bei der Ausbeutung der Lagerstätte unbeweglich bleibt. Dieses Wasser wird durch die Wirkung der Adhäsionskräfte des Gesteins am Wasser an das Gestein „gebunden“. Es wurde festgestellt, dass vom Gesamtvolumen der Poren von ölhaltigem Gestein 60 bis 90 % der Poren mit Öl gefüllt sind, der Rest: Das Porenvolumen ist mit Wasser gefüllt.

Die Gesamtheit der auf einem Gebiet der Erdoberfläche befindlichen Öl- und Gasvorkommen ist ein Öl- oder Gasfeld.

4 zeigt schematisch ein mehrschichtiges Öl- und Gasfeld eines Antiklinalentyps. In diesem Feld ist Reservoir A - reines Gas, Schichten B und C - Öl. Der obere Teil des Reservoirs B ist mit Gas gefüllt, und das Öl wird von unten durch Formationswasser gestützt.

Abb.4. Schema eines Öl- und Gasfeldes.

Flüssigkeitsdichtungen - Bildschirme, Reifen

Die Gesteinsdurchlässigkeit ist direkt proportional zum Druckgradienten und umgekehrt proportional zur Flüssigkeitsviskosität. Das Gestein kann flüssigkeitsundurchlässig und gasdurchlässig sein. Bei hohen Druckgradienten kann jede Flüssigkeit durch jedes Gestein gefiltert werden.

Die Haupteigenschaften, die zum Screenen von Schichten erforderlich sind, sind Plastizität und geringe Bruchbildung. Die gebräuchlichsten Arten von Siebdicken sind sulfat-salzig und lehmig.

Sulfat-Salz-Schichten werden durch Steinsalzhorizonte, Salz-, Gips- und Anhydrit-Einlagerungen, Salz-Einlagerungen und terrigene (Ton-) Gesteine ​​repräsentiert. Salze sind ein idealer Flüssigkeitsverschluss.

Tonreifen sind die gebräuchlichste Art von Sieben, die Qualität von Tonen als Isolatoren wird durch Einschlüsse von Quarzkörnern und Feldspäten verringert. Tonschichten zeichnen sich durch eher geringe Durchlässigkeit bei relativ hoher Porosität aus.

Die Katagenese führt zu einer Dehydratation und folglich zu einer Abnahme der Plastizität und einer Zunahme des Bruchs. Im polaren Teil Westsibiriens bestehen die Abdeckungen industrieller Lagerstätten aus vollständig porösen Gesteinen, jedoch mit Porosität, die mit Eis und Gashydraten gefüllt ist - den sogenannten. kryogene Reifen. In Tiefen von 4-5 km und darüber sind nur Salzschichten ein zuverlässiger Schirm.

Zahlreiche und vielfältige natürliche Ansammlungen – Öl- und Gasvorkommen – werden in mehreren Aspekten klassifiziert: 1) durch die Phasenzusammensetzung von Kohlenwasserstoffen; 2) nach der Menge der in der Lagerstätte angesammelten Kohlenwasserstoffe (nach der Menge der förderbaren oder geologischen Reserven); 3) nach der Morphologie des Reservoirs, bestimmt durch den Fallentyp.

4.2. Klassifizierung von Lagerstätten nach Phasenzustand und chemischer Zusammensetzung von Kohlenwasserstoffen

Entsprechend den Phasenverhältnissen der in der Lagerstätte enthaltenen Kohlenwasserstoffe (HC) werden sechs Arten von Ansammlungen unterschieden: Gas, Gaskondensat, Öl- und Gaskondensat, Öl und Gas, Gas und Öl und Öl.

-Öl Ablagerungen - enthalten Gas, aber nur in Öl gelöst;

-Öl und Gas- in ihrer Zusammensetzung einen Tankdeckel mit Ölrand haben;

-Gas- Öl fehlt oder bildet einen Rand in einer Menge, die keinen industriellen Wert hat;

-Gaskondensat- aus dem Gas, das eine unabhängige Ablagerung oder Gaskappe bildet, wird beim Überführen aus dem Reservoir in die Oberflächenbedingungen eine erhebliche Menge der flüssigen Phase - Kondensat freigesetzt;

-Gas-Öl-Kondensat- In der Gaslagerstätte ist eine erhebliche Menge flüssiger Kohlenwasserstoffe gelöst.

Gemäß der chemischen Zusammensetzung der Kohlenwasserstoffe (HC): naphthenisch, Methan, naphthenisch-Methan, aromatisch, manchmal andere, von ungewöhnlicher Zusammensetzung

Gasvorkommen enthalten hauptsächlich Methan und seine Homologen (Ethan, Propan usw.). Ein Gas, das mehr als 95 % Methan enthält, wird als trocken bezeichnet, und Gasgemische, die mehr als 5 % schwere Kohlenwasserstoffe enthalten, werden als reich bezeichnet. Neben Kohlenwasserstoffbestandteilen können Gasvorkommen Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid, Stickstoff und in geringen Mengen Inertgase enthalten. Helium ist mit einem Gehalt im Gasgemisch von über 0,15 % eine sehr wertvolle Begleitkomponente.

In Gasfeldern unterscheidet sich der aus dem produktiven Horizont gewonnene Kern visuell in keiner Weise vom Kern der darunter und darüber liegenden Schichten. Erst unmittelbar nach dem Aufsteigen aus dem Brunnen verströmt es einen leichten Benzingeruch, der nach einiger Zeit verfliegt, und es bleiben keine Spuren von Kohlenwasserstoffen zurück. Daher werden Prospektions- und Explorationsbohrungen für Gas unter ständiger geologischer Kontrolle gebohrt.

obligatorische Gasprotokollierung. Es sollte berücksichtigt werden, dass Gaslogging beim Bohren mit gewichteten Bohrspülungen seine Wirksamkeit verliert.

Ablagerungen von Gaskondensat sind Ansammlungen von Fettgas und darin gelösten schwereren Kohlenwasserstoffen (C 5 H 12 und höher). Bei hohen Lagerstätten (bis zu 1000 m oder mehr) nimmt die Konzentration dieser schweren Kohlenwasserstoffe normalerweise entlang des Abschnitts der produktiven Schichten von oben nach unten zu. Der Gehalt an stabilem Kondensat kann auch über den Bereich großer Lagerstätten erheblich variieren: von 100-130 bis 350-500 cm3/m3.

Ablagerungen von Öl- und Gaskondensat unterscheiden sich vom eigentlichen Gaskondensat durch das Vorhandensein von flüssigen Kohlenwasserstoffen, bei denen es sich um Leichtöl handelt, im unteren Teil des Reservoirs. Ein typisches Beispiel dieser Art ist das einzigartige Karachaganak-Feld (Nordwestkasachstan). Die Höhe der massiven Lagerstätte übersteigt hier 1500 m (von 3700 bis 5200 m Tiefe); Von oben nach unten nimmt der Kondensatgehalt entlang seines Abschnitts zu und der untere Teil des Reservoirs ist bis zu einer Dicke von etwa 200 m mit Öl gefüllt.

Öl- und Gasvorkommen eine ganzflächig oder teilweise von Öl unterlagerte Gasansammlung enthält; Gleichzeitig sollten seine geologischen Reserven die Hälfte der gesamten Kohlenwasserstoffreserven nicht übersteigen. Es versteht sich auch, dass das Gas in dieser Art von Lagerstätten von überwiegender kommerzieller Bedeutung ist. Es ist fetthaltig, d.h. enthält einige schwere Methan-Homologe. Je nach Art des Reservoirs und Art der Füllung des Abscheiders sieht der Ölanteil der Ablagerung wie ein Ölrand oder ein Ölpolster aus.

In einem Reservoir vom gewölbten Typ befindet sich der Ölteil der Lagerstätte entlang des Umfangs der Falle, während es kontinuierliche äußere und innere ölführende Konturen aufweist. Der obere Gasteil der Lagerstätte wird auch äußere und innere gasführende Konturen aufweisen. Innerhalb der Grenzen der inneren gasführenden Kontur werden die Bohrungen die Lagerstätte als rein gasführende und in der Zone zwischen der inneren und äußeren gasführenden Kontur als gas- und ölhaltige Lagerstätte erschließen. Bohrlöcher, die zwischen den äußeren Konturen von Gas- und Ölinhalten verlaufen, zeigen wiederum einen reinen Ölanteil der Lagerstätte.

Öl- und Gasvorkommen ist eine Ölansammlung mit einer Gaskappe, während vorhandene Ölreserven mehr als die Hälfte der gesamten anfänglichen Kohlenwasserstoffreserven ausmachen. Diese Art von Lagerstätten ist eine der häufigsten in den meisten Öl- und Gasprovinzen auf der ganzen Welt.

Ölvorkommen enthält eine Ansammlung von Öl mit darin gelöstem Gas. Der Gehalt an solchem ​​gelösten Gas (GOR) beträgt gewöhnlich 10 bis 60 m 3 /m 3 , kann aber in einigen Fällen 500 m 3 /m 3 erreichen.

Das Phasenverhältnis von Kohlenwasserstoffen in Lagerstätten aller Art, außer rein gasförmigen, wird durch die thermobaren Vorkommensbedingungen bestimmt.

4.3. Morphologische Arten von Stauseen

Ansammlungen von sowohl flüssigen als auch gasförmigen Kohlenwasserstoffen sind in Fallen aller genetischen Typen enthalten: strukturell, lithologisch, stratigrafisch, Riff. Je nach Art des Reservoirs sind Lagerstätten massiv, lithologisch begrenzt, mehrschichtig und Reservoirs, die wiederum in Vollschicht und unvollständige Schicht unterteilt sind. Die genaue Bestimmung des morphologischen Typs der Lagerstätte ist von grundlegender Bedeutung für die Wahl der Explorations- und Abbaumethoden. Massive Ablagerungen unterscheiden sich von mehrschichtigen Ablagerungen durch das Vorhandensein eines einzigen Wasser-Öl-Kontakts. Vollschichtlagerstätten unterscheiden sich von allen anderen Arten durch das Vorhandensein sowohl äußerer als auch innerer öl- (gas-)führender Konturen.

Depotform: symmetrisch, asymmetrisch; isometrisch oder länglich im Grundriss, seine Abmessungen sowie die tektonischen Störungen der ihn kontrollierenden Struktur wirken sich direkt auf das Volumen der Erkundungsbohrungen aus, d.h. Erkundungskosten. Noch stärker wirkt sich die Tiefe des Vorkommens auf die Kosten der Explorationsarbeiten aus: Je tiefer das Bohrloch, desto höher die Kosten für 1 laufenden Meter Bohrung und Ausrüstung.

Die Neigungswinkel der Flügel gefalteter Strukturen-Fallen unterscheiden sich erheblich in Plattformbereichen (Grad, Minuten) und in den Zonen der Vortiefen (Zehnergrad). Die Steilheit ihrer Neigung bestimmt den Wert des Parameters "Ablagerungshöhe". Auf den meisten Feldern in Westsibirien, inkl. groß und einzigartig, die Höhe der Ablagerungen überschreitet 130–150 m nicht.

Die durchschnittliche ölgesättigte Dicke eines produktiven Reservoirs bestimmt die Wahl der Schemata für seine Öffnung und die Menge der Ölförderung. Noch stärker wird die Gesamtölausbeute der Formation durch die Größe und Variation der Werte für Porosität, Permeabilität (von - bis) sowie die Variabilität oder Konsistenz dieser Parameter über die Dicke der Formation und bestimmt Im Plan.

Reservoir - Die Ansammlung von Kohlenwasserstoffen in der Lagerstätte wird sowohl durch das Dach als auch den Boden des Reservoirs begrenzt, das von undurchlässigen Felsen eingeschlossen ist. An der Peripherie ist eine Öl- (oder Gas-) Lagerstätte normalerweise durch Wasser begrenzt – die Oberfläche des Wasser-Öl-Kontakts (WOC). Die Schnittlinie des WOC mit dem Dach ist die äußere Kontur des Öllagers, mit der Sohle - die innere Kontur des Öllagers.

Fest- ein mächtiges Gesteinspaket besteht aus vielen Schichten mit einem einzigen WOC - überschreitet lithologische Grenzen. Bei einem komplexen inneren Aufbau eines solchen Packs - mit abwechselnd durchlässigen (Öl und Gas) und undurchlässigen Schichten - ist das Reservoir mehrschichtig - eine Zwischenoption zwischen Reservoir und Massiv.

Lithologisch eingeschränkt - Unregelmäßig geformte Stauseen, die auf allen Seiten von undurchlässigen Felsen begrenzt sind.

Reifen: Ton, Tonstein, Anhydrit, Steinsalz (am undurchlässigsten).

Porosität: körnig (Sandsteine, Schluffsteine), zerklüftet (alle Felsen), kavernös (Kalksteine, Dolomite). Von kommerzieller Bedeutung sind ölführende Formationen mit einer effektiven Porosität von mindestens 10 % und einer Permeabilität > 1,0 Millidarcy.

4.4. Strukturgenetische Klassifizierung von Öl- und Gasvorkommen

Eine Lagerstätte ist eine natürliche lokale Ansammlung (eine Ansammlung) von Öl und/oder Gas in durchlässigen (porösen oder zerklüfteten) Lagerstätten.

Nach strukturellen und genetischen Merkmalen werden sie in vier Klassen eingeteilt:

I - Strukturell, II - Riff, III - Lithologisch und IV - Stratigrafisch.

Innerhalb der Klassen werden Gruppen, Untergruppen und Arten unterschieden (es gibt 30 davon).

Klasse I- Strukturell:

Wladimir Chomutko

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Ein A

Russische und ausländische Ölfelder

Es ist für niemanden ein Geheimnis, dass Öl zusammen mit Erdgas die wichtigste Energiequelle der modernen Welt ist. Alle Länder, die nicht über eigene Reserven verfügen, bemühen sich, Öl zu kaufen, da Ölprodukte aus diesem Mineral in allen Sektoren der Weltwirtschaft als Motor- und Kesselbrennstoff, Rohstoffe für petrochemische Unternehmen usw. weit verbreitet sind. Daher wird Öl auch oft als „schwarzes Gold“ bezeichnet.

Schwarzes Gold wird aus speziellen ölhaltigen Formationen natürlichen Ursprungs, sogenannten Reservoirs, gewonnen. Die Ansammlung von Lagerstätten mit bedeutenden Rohstoffreserven wird als Öl- oder Gasfeld bezeichnet.

Solche Vorkommen sind über die ganze Welt verstreut.

Öl kommt oft zusammen mit Erdgas in derselben Lagerstätte vor und wird daher in vielen Fällen aus derselben Mine gefördert, die als Brunnen bezeichnet wird. Die Hauptvorkommen an schwarzem Gold befinden sich in Tiefen von ein bis drei Kilometern unter der Erdoberfläche, aber Öl wird häufig sowohl an der Erdoberfläche als auch in großen Tiefen (mehr als sechs Kilometer) gefunden. Wie bereits erwähnt, sind die größten Ölfelder in verschiedenen Teilen der Welt verstreut, und ihre Karte ist sehr umfangreich.

Die größten Vorkommen dieses wertvollen Energierohstoffes konzentrieren sich gemessen an ihren Reserven im Persischen Golf (Saudi-Arabien, Kuwait) sowie in den USA, im Iran und in Russland.

Die Kosten für die Erschließung von Öl- und Gasfeldern sind ziemlich hoch, und nicht alle Länder mit Reserven dieser Kohlenwasserstoffe können es sich leisten, sie unabhängig zu produzieren. Aus diesem Grund werden Einlagen manchmal zu einem relativ niedrigen Preis an ausländische Unternehmen verkauft.

Sagen wir gleich - nicht alle ölhaltigen Lagerstätten können als Felder bezeichnet werden. Wenn beispielsweise das Volumen der Mineralreserven gering ist, ist es aus wirtschaftlicher Sicht unrentabel, Geld für die Entwicklung solcher Lagerstätten auszugeben. Daher ist ein Ölfeld eine Reihe von ölführenden Gebieten, die in einem bestimmten Gebiet nahe beieinander liegen. Die Fläche der Lagerstätte kann von mehreren zehn bis mehreren hundert Quadratkilometern variieren.

Je nach Volumen ihrer natürlichen Ressourcen werden alle Lagerstätten bedingt in fünf Kategorien eingeteilt:

• klein, deren Volumen weniger als zehn Millionen Tonnen gefördertes Öl beträgt;
• mittel: die Menge der Reserven von zehn bis hundert Millionen Tonnen (z. B. Lagerstätten wie Verkhne-Tarskoye, Kukmol usw.);
• groß - Reserven liegen im Bereich von einhundert Millionen bis zu einer Milliarde Tonnen (Pravdinskoye, Kalamkas und andere);
• das größte (mit anderen Worten - gigantisch) - von einer bis fünf Milliarden Tonnen schwarzes Gold (Romashkinskoye, Samotlor und andere);
• einzigartig (Überriese) - mehr als fünf Milliarden Tonnen (zu diesen Lagerstätten gehören Al-Ghawar, Big Kurgan, Er-Rumaila).

Es ist erwähnenswert, dass nicht alle entdeckten Ölvorkommen der einen oder anderen Lagerstättenkategorie zugeordnet werden können. Beispielsweise enthalten einige erkundete Lagerstätten nicht mehr als hundert Tonnen Kohlenwasserstoffe, und es ist wirtschaftlich nicht machbar, sie zu erschließen.

Russische Ölfelder

Derzeit wurden in unserem Land mehr als zwanzig Orte erkundet, an denen aktiv schwarzes Gold abgebaut wird.

Es muss gesagt werden, dass die Zahl der entdeckten Lagerstätten von Jahr zu Jahr zunimmt, aber aufgrund der derzeit extrem niedrigen Ölpreise ist die Suche und Exploration neuer Lagerstätten wirtschaftlich nicht rentabel. Jedes neue Ölfeld erfordert enorme Kapitalinvestitionen für seine Entwicklung, und Ölunternehmen haben derzeit kein solches Geld. Dies gilt insbesondere für Einlagen kleiner und mittlerer Kategorien.

Die meisten aktiven russischen Ölfelder konzentrieren sich in Westsibirien und im Norden bis zum arktischen Schelf.

Die Entwicklung erfolgt unter schwierigen klimatischen Bedingungen, jedoch rechtfertigt das Volumen der Reserven dieser Lagerstätten die Kosten. Es reicht jedoch nicht aus, Öl zu gewinnen, es muss noch zu gebrauchsfertigen Ölprodukten verarbeitet werden. Auch dies ist ein Problem, da viele neue Lagerstätten an Orten entdeckt werden, an denen es keine entsprechende Verarbeitungsinfrastruktur gibt, und die Lieferung von Rohstoffen aus diesen Feldern an bestehende Raffinerien enorme Materialkosten erfordert.

Die wichtigsten Ölfelder in Russland sind Samotlor, Romashkinskoye, Pravdinskoye und so weiter, die sich in Westsibirien befinden, wo sie seit langem und die Reserven des größten Samotlor-Feldes in der Russischen Föderation bereits ziemlich erschöpft sind.

Unabhängig davon möchte ich über das Gas- und Ölfeld Urengoy sprechen. In der Weltrangliste belegt er einen ehrenvollen zweiten Platz. Die Erdgasreserven dieses Feldes werden auf fast zehn Billionen Kubikmeter geschätzt. und Rohöl - etwa 15 Prozent weniger. Diese Lagerstätten befinden sich in der Region Tjumen und im YNAO (Yamal-German Autonomous Okrug).

Dieses Feld verdankt seinen Namen der kleinen Siedlung Urengoy, die sich in der Nähe dieses Territoriums befindet. Diese Ablagerungen wurden 1966 entdeckt, und die Siedlung verwandelte sich sofort in eine kleine Stadt, und dann wuchs an dieser Stelle eine Stadt mit dem gleichen Namen Urengoy auf. Die erste Brunnenproduktion begann hier 1978 zu produzieren und sie arbeiten immer noch.

Erwähnenswert ist das Gasfeld Nachodka.

Seine Reserven sind bescheidener als die von Urengoi („nur“ 275 Milliarden Kubikmeter Erdgas), aber in diesem Gebiet gibt es eine ziemlich große Menge an Öl. Obwohl diese Lagerstätte bereits 1976 entdeckt wurde, begann die industrielle Entwicklung viel später, und die erste Produktion wurde hier erst 2004 erhalten.

Andere Lagerstätten von russischem Öl

Das Ölfeld Tuymazinskoye wurde bereits 1937 entdeckt, als die Entwicklung der Ölprovinz Wolga-Ural begann. Es hat seinen Namen von der nahe gelegenen baschkirischen Stadt Tuimazy. Diese Fischerei zeichnet sich durch ein relativ flaches Vorkommen produktiver Schichten (ein bis zwei Kilometer von der Erdoberfläche entfernt) aus.

Bis heute gehört dieses ölführende Gebiet in Bezug auf seine nachgewiesenen Reserven zu den fünf größten russischen Ölfeldern. Der industrielle Bergbau begann hier während des Großen Vaterländischen Krieges im Jahr 1944 und wird bis heute sehr erfolgreich fortgesetzt. Die Fläche der Tuimazy-Ölfelder ist ziemlich groß - 800 Quadratkilometer.

Der Einsatz fortschrittlicher Ölfördertechnologien für die damalige Zeit führte dazu, dass hier innerhalb von zwei Jahrzehnten die Hauptreserven an Kohlenwasserstoffrohstoffen gefördert wurden, da durch den Einsatz solch fortschrittlicher Produktionsmethoden 45-50 Prozent mehr Ölrohstoffe gefördert werden konnten aus produktiven Formationen der devonischen Erdzeit als mit den klassischen Techniken der Zeit. Im Laufe der Zeit stellte sich jedoch heraus, dass die Reserven an schwarzem Gold in diesem Gebiet viel größer sind als ursprünglich angenommen, und neue moderne Bergbautechnologien haben es ermöglicht, hier bis heute eine effektive Entwicklung fortzusetzen.

Bemerkenswert sind auch solche russischen Lagerstätten wie Vankor und Kovykta.

Kovykta liegt in der Region Irkutsk in der Russischen Föderation auf einem Hochgebirgsplateau, umgeben von dichter, vom Menschen unberührter Taiga. Interessant ist, dass hier zunächst Lagerstätten von Erdgas und Gaskondensaten entdeckt wurden, deren Förderung überhaupt erst etabliert wurde. Im Laufe der Zeit wurden jedoch auch erdölführende Schichten entdeckt, deren Vorräte sich als sehr ergiebig herausstellten.

Die Kohlenwasserstofffelder von Vankor konzentrieren sich auf die nördlichen Regionen der Region Krasnojarsk. Auch dieses Gebiet ist kein reines Erdölgebiet, da hier auch erhebliche Mengen an Erdgas, auch „Blue Fuel“ genannt, gefördert werden.

Experten zufolge belaufen sich die Ölreserven dieses Territoriums auf etwa zweihundertsechzig Millionen Tonnen, und die Gasreserven liegen innerhalb von neunzig Milliarden Kubikmetern. Hier sind 250 Produktionsbohrungen in Betrieb, die entstehenden Produkte werden über die Östliche Hauptleitung transportiert.

Kovykta-Feld

Natürlich verfügt nicht nur Russland über große Kohlenwasserstoffreserven. Viele Lagerstätten in anderen Ländern verfügen über riesige Reserven dieser wertvollen Ressource.

Weltmarktführer in der Weltölförderung ist Saudi-Arabien am Persischen Golf.

Allein die Reserven der Gavar-Lagerstätte werden auf 75-85 Milliarden Barrel schwarzes Gold geschätzt. Die erkundeten Vorkommen eines solchen Staates wie Kuwait werden auf 66 bis 73 Milliarden Barrel geschätzt. Der Iran verfügt über beträchtliche Reserven an schwarzem Gold (nach Ansicht einiger Experten bis zu hundert Milliarden Barrel).

Die westkanadische Provinz Alberta ist die größte erdölproduzierende Provinz. Neben der Tatsache, dass dort etwa 95 Prozent des kanadischen Schwarzgoldes abgebaut werden, gibt es auch große Erdgasreserven. Viel Öl in den USA, Venezuela, Mexiko und Nigeria.

Abschließend möchte ich sagen, dass jeden Monat auf der Welt mindestens ein neues Feld entdeckt wird. Obwohl die Bedeutung beispielsweise der Kohleressourcen (Stein- und Braunkohle) recht groß ist, ist sie dennoch nicht mit der Bedeutung des schwarzen Goldes zu vergleichen.

Al Ghawar-Feld in Saudi-Arabien

Ja, dieses Mineral gehört zu den nicht erneuerbaren natürlichen Ressourcen, und seine Reserven werden allmählich erschöpft. Die Menschheit versucht, alternative Energiequellen zu finden, aber bisher gibt es keinen würdigen Ersatz für Kohlenwasserstoffe. Und bis unsere Wissenschaft eine würdige Alternative gefunden hat, werden Öl und Erdgas die wichtigsten Energieressourcen des Planeten bleiben.

06.08.2016

Wie wir bereits gesagt haben, basierte die obige Klassifizierung von Lagerstätten auf der genetischen Verwandtschaft von Lagerstätten mit Öl- und Gasfallen. Diese genetische Verbindung lässt sich natürlich auch bei der Entstehung von Öl- und Gasfeldern nachweisen: Fallen → Öl- und Gasvorkommen → Ablagerungen.
Öl- und (oder) Gasfeld - ein Abschnitt der Erdkruste, der eine separate Reihe von Lagerstätten (Einzellagerstätten) von Öl oder Gas in Fallen (Falle) enthält, deren Bildung auf die Entstehung und geologische Struktur dieses Gebiets zurückzuführen ist ( V. B. Olenin). AA Bakirov unterteilte alle Öl- und Gasfelder in fünf Typen: Struktur-, Riff-, lithologische, stratigraphische und lithologisch-stratigraphische Typen und teilte sie dann jeweils in Gruppen und Untergruppen ein (Tabelle 12.8).

Schauen wir uns die geologische Struktur einiger Arten von Öl- und Gasfeldern an. Beginnen wir ganz am Anfang der Tabelle.
Ablagerungen antiklinaler Strukturen von einfacher, ungestörter Struktur. Die Fallen für sie sind Antiklinalen einfacher Struktur, gekennzeichnet durch die Übereinstimmung der strukturellen Pläne der stratigraphischen Einheiten, die an ihrer Struktur beteiligt sind.
Nachfolgend finden Sie Beispiele für die geologische Struktur einiger typischer Lagerstätten dieser Gruppe. Um das Verständnis zu erleichtern, werden für eine Reihe von ihnen zusätzlich zum geologischen Teil Strukturkarten gegeben.
Auf Abb. 12.1 zeigt eine Strukturkarte und einen geologischen Schnitt der Lagerstätte Pomashkinskoye.
Das Romashkino-Feld befindet sich am südlichen Gipfel des Tatarenbogens in der Öl- und Gasprovinz Wolga-Ural. Ölvorkommen sind hier hauptsächlich auf die terrigene Sequenz des Devons und in geringerem Maße auf das Unterkarbon beschränkt. Die Hauptöllagerstätte befindet sich in einer Tiefe von 1100 m. Jede Lagerstätte hat einen eigenen Öl-Wasser-Kontakt, der horizontal angeordnet ist. Dies kann auf der Strukturkarte verfolgt werden: Der Wasser-Öl-Kontakt wiederholt die Isohypsen der Spitze produktiver Formationen. In Bezug auf die Reserven gehört das Romashkinskoye-Feld zur Kategorie der gigantischen. 1949 in die Entwicklung eingeführt. Es ist immer noch in Betrieb.
Das einzigartige Urengoi-Gaskondensatfeld ist ebenfalls auf die antiklinale Struktur einer einfachen ungestörten Struktur beschränkt. 12.2.

In der Praxis der Prospektion und Exploration gibt es ziemlich oft Ablagerungen, die auf Antiklinalen beschränkt sind, in denen eine Diskrepanz zwischen den strukturellen Plänen verschiedener stratigraphischer Einheiten besteht. Diese Inkonsistenzen können entweder durch die Verschiebung von Bögen in verschiedenen lithologisch-stratigraphischen Komplexen, aus denen die Struktur besteht, oder durch einen signifikanten Unterschied in der Struktur der Strukturstufen ausgedrückt werden. Ablagerungen dieser Struktur sind sowohl für Bahnsteigbereiche als auch für Übergangs- und Faltbereiche charakteristisch.
Ein interessantes Beispiel für Fallen mit versetzten Bögen sind einige Strukturen des Zhiguli-Doms in der Wolga-Ural-Öl- und Gasprovinz, wie die nahe gelegenen Ölfelder Zhigulevskoye und Strelny-Schlucht (Abb. 12.3).
Von Abb. 12.3 zeigt deutlich, dass diese Lagerstätten durch eine Fehlanpassung der strukturellen Oberflächen von lithologisch-stratigraphischen Komplexen gekennzeichnet sind, die Öl- und Gaslagerstätten enthalten. Und jetzt, Achtung. Innerhalb des Strelny-Schluchtfeldes, an der Stelle des gewölbten Teils der Struktur entlang der Spitze der B2-Formation (unteres Karbon), gibt es eine entfernte Absenkung der östlichen Perikline der benachbarten Zhiguli-Struktur entlang der Spitze der paschischen Ablagerungen ( Devon). Dementsprechend gibt es in der Strelny Ovrag-Struktur in den Pashian-Lagerstätten kein Öl, die B2-Schicht (unteres Karbon) ist produktiv, und in der Zhiguli-Struktur sind sowohl die Lower Stone- als auch die Pashian (Devon)-Lagerstätten ölführend.

Weit verbreitet sind auch strukturbegrenzte Lagerstätten mit deutlichen Unterschieden in der Struktur einzelner Strukturstufen. Beispielsweise sind bedeutende Ölressourcen im Südwesten des Iran und im Nordirak (das mesopotamische Vorgebirge) auf solche Lagerstättengruppen beschränkt. Viele der identifizierten Strukturen in dieser Region zeichnen sich durch einen signifikanten Unterschied in der Struktur der persischen Ablagerungen (Miozän) und der berühmten Asmari-Kalksteinsequenz (unteres Miozän - oberes Oligozän) aus, die regional produktive Ablagerungen sind. Die persischen Ablagerungen sind stark und disharmonisch deformiert, da in ihrem Abschnitt eine dicke Abfolge von plastischen Gips-Anhydrit- und Salzablagerungen der Lower Fars vorhanden sind. Diese komplex dislozierte Schicht verdeckt fast überall die Struktur der darunter liegenden Asmari-Kalksteinschicht, in der große antiklinale Falten mit einfacher Struktur weit entwickelt sind (Abb. 12.4).
Der nächste Typ ist Ablagerungen, die auf Antiklinalen beschränkt sind, die durch diskontinuierliche Versetzungen kompliziert sind. Solche Ablagerungen sind in Falten- und Übergangsbereichen weit verbreitet. Sie sind jedoch keine Ausnahme für Bahnsteigbereiche. Nehmen wir als Beispiel die geologische Struktur des Ölfeldes Karazhanbas (Abb. 12.5).

Das Ölfeld Karazhanbas befindet sich in der kaspischen Öl- und Gasprovinz im Severo-Buzachinskogo-Gewölbe. Die Lagerstätte ist auf eine große brachiantiklinale Falte beschränkt, die durch tektonische Störungen kompliziert ist. Die Größe der Struktur beträgt 30 x 6 km. Die Amplitude beträgt 180 m. Die Ablagerungen sind geschichtet, gewölbt, tektonisch abgeschirmt. Die Ablagerungen des mittleren Jura und der unteren Kreide sind öl- und gasführend. Die Stauseen sind sandig-schluffige Felsen.
Auf Antiklinalen beschränkte Ablagerungen, kompliziert durch Salztektonik, sind in Gebieten weit verbreitet, in denen es im Abschnitt der Sedimentdecke ziemlich dicke salzhaltige Schichten gibt, wie zum Beispiel in der Öl- und Gasregion South Embenskaya in der Kaspischen Senke (Felder Makat, Koschagyl, Baichunas, usw.), in der Pripyat-Senke, in der Dnjepr-Donezk-Senke, der Vorkarpatenmulde (Moreni-Lagerstätte usw.), der mexikanischen Senke (Lagerstätte Barbes Hill usw., USA) und vielen anderen Gebieten (Abb. 12.6).

Lassen Sie uns ein weiteres Beispiel für die geologische Struktur von Ablagerungen geben, die auf Antiklinalen beschränkt sind, die durch Salztektonik kompliziert sind. Dieses Beispiel ist interessant, weil manchmal Ablagerungen unterschiedlicher Art im selben Feld gefunden werden, wie im Koschagyl-Feld (Abb. 12.7, c).
Auf Antiklinalen beschränkte Ablagerungen, kompliziert durch Diapirismus oder Schlammvulkanismus in verschiedenen Regionen verbreitet, insbesondere in den Öl- und Gasregionen Westturkmenistans, Aserbaidschans, Rumäniens, den USA und anderen Territorien.
Die Lagerstätten dieser Gruppe sind durch das Vorhandensein von gewölbten Lagerstätten über einem vergrabenen Diapirkern oder Schlammvulkan sowie durch Lagerstätten nahe Kontakt, die mit Formationen eines Schlammvulkans oder Diapirkerns verbunden sind, gekennzeichnet. Darüber hinaus kann es innerhalb desselben Feldes tektonisch abgeschirmte sowie einige Arten von lithologischen und stratigraphischen Ablagerungen geben (Abb. 12.8, 12.9).

Das Anastasievsko-Troitskoye-Feld befindet sich in der Asovo-Kuban-Öl- und Gasregion innerhalb des West-Kuban-Trogs. Die antiklinale Falte wird durch zwei gleichnamige Kuppeln kompliziert. Bei der Anastasievsky-Hebung wurde ein diapirischer Kern aus Maikop-Tonen aufgezeichnet, der die Ablagerungen des oberen Pliozäns erreichte. Ansammlungen von Öl und Gas stehen in Kontakt mit dem Kern. Im Feldabschnitt wurden neun produktive Horizonte identifiziert. Davon Ia, II und III - Gas (Anastasievskaya-Gebiet), IV und V - Öl und Gas sowie VI, VIa und VII - Öl.
Die wichtigste Öl- und Gaslagerstätte ist auf den VI-Horizont des miotischen Zeitalters beschränkt und ist für beide Gebiete gleich. Die Vorkommenstiefe dieses Horizonts beträgt 1350-1550 m. Ein Merkmal dieser Lagerstätte ist, dass sie eine große Gaskappe enthält, die mehr als 100 m hoch ist.
Vom Typ her ist eine Gasöllagerstätte ein Reservoirbogen. Die restlichen Ablagerungen sind überwiegend lithologischer Art, da sie mit der Auskeilung von Sandschichten einhergehen.
Es bleibt uns, den geologischen Schnitt zu zeigen Lagerstätte, die auf eine Antiklinale beschränkt ist, die durch Schlammvulkanismus kompliziert ist. Als Beispiel haben wir das Feld Oil Rocks (Aserbaidschan) gewählt (Abb. 12.10).

Das Oil Rocks-Feld liegt im Kaspischen Meer. Die produktive Schicht wird hier durch eine Reihe diskontinuierlicher Störungen unterbrochen. Das Öl- und Gaspotenzial wurde in Tiefen von 260 bis 1590 m entdeckt, wo es 22 öl- und gasführende Horizonte gibt, die mit fast allen Formationen der produktiven Schichten verbunden sind. Tektonische Störungen unterteilen das Feld in drei Hauptbereiche, die sich hinsichtlich des Öl- und Gaspotenzials voneinander unterscheiden. Im südwestlichen Feld des Öl- und Gaspotenzials sind alle Suiten des unteren Abschnitts der produktiven Schichten produktiv. An der nordöstlichen Flanke gibt es Ablagerungen von der Surakhan- bis zur Kalinskaya-Suite, und auf dem Kamm der Struktur sind nur die Schichten der Kalinskaya-Suite öl- und gasführend.
Ablagerungen im Zusammenhang mit Antiklinalen, kompliziert durch vulkanogene Formationen. Lagerstätten dieser Art sind recht selten, was sich aber auch damit erklären lässt, dass die Entdeckung solcher Lagerstätten meist ein Nebenprodukt bei der Suche und Exploration von Öl und Gas war. Erst in jüngster Zeit, wie wir bereits gesagt haben, mit der weit verbreiteten Anwendung der Theorie der lithosphärischen Platten in der Öl- und Gassuchgeologie, wurde die gezielte Suche nach Kohlenwasserstoffansammlungen in den verwitterten Teilen von Serpentiniten und vergrabenen Kellersimsen (Mexiko, USA, Kuba usw. ) begann.
Stellen wir uns als Beispiel einen geologischen Abschnitt der Lagerstätte Lytton Springs (USA) und ein sehr anschauliches Schema von Fallen vor, die mit einer vergrabenen Topographie verbunden sind (Abb. 12.11, 12.12).
Ablagerungen im Zusammenhang mit Monoklinen. Ablagerungen dieser Gruppe beschränken sich normalerweise auf verschiedene strukturelle Komplikationen - Flexuren, strukturelle Nasen und Störungen (Abb. 12.13, 12.14).

Das Gaskondensatfeld Sokolovskoye befindet sich im Ostkuban-Trog. Es enthält eine hydrodynamische Ablagerung im Sandbett I des Albian-Zeitalters, die auf die strukturelle Nase beschränkt ist. Nur Bohrlöcher, die im mittleren, relativ untergetauchten Teil der strukturellen Nase gebohrt werden, sind produktiv. Auf einem hypsometrisch höher gelegenen Block stellte sich die Formation als wasserführend heraus. Die Gas-Wasser-Grenzfläche hat eine komplexe Form, konvex zur Basis der Formation mit einer allgemeinen Neigung in Richtung der regionalen Bewegung des Formationswassers.
Schauen wir uns ein weiteres Beispiel für die Struktur des Öl- und Gaskondensatfeldes Yarakta an. Es befindet sich in der Öl- und Gasprovinz Lena-Tunguska innerhalb der südwestlichen Einsenkung des Nepa-Bogens im Bereich des monoklinalen Gesteinsvorkommens (siehe Abb. 12.14).
Ablagerungen vom Rifftyp. Riffmassive dienen ihnen als Fallen. In der Regel wird die günstigste Kombination von Bedingungen für die Bildung von Riffstrukturen in den Randbereichen von Plattformen in den Zonen ihrer Verbindung mit Vorgebirgssenken geschaffen (Z. A. Tabasaransky). In diesen Gebieten sind große Öl- und Gasansammlungszonen bekannt, wie zum Beispiel in der Öl- und Gasprovinz Cis-Ural, in der Öl- und Gasregion Tampico-Tuxpan, die sich im südwestlichen Randbereich der mexikanischen Senke befindet , in der Alberta-Senke (Kanada) und anderen Gebieten. Lassen Sie uns zwei Beispiele geben. Eines davon ist das Stolyarovskoye-Feld, das auf ein einzelnes Riff beschränkt ist (Abb. 12.15), und das Rainbow-Feld, das auf eine Gruppe von Riffstrukturen beschränkt ist (Abb. 12.16).

Das Rainbow-Feld befindet sich in der Alberta-Senke und ist auf die Meridiankette der mittleren Devon-Riffe beschränkt. Die Abmessungen der Zone der Riffkörper betragen 180 x 30 km. Ablagerungen in Biohermleisten sind massiv. Die Ölreserven betragen mehr als 40 Millionen Tonnen.
Ablagerungen lithologischen Typs. Hier gibt es sechs Gruppen von Einzahlungen. Die erste Gruppe - Ablagerungen im Zusammenhang mit Bereichen der Verkeilung aus dem Reservoir durch aufsteigende Schichten.
Die lithologische Variabilität von Stauseen wird am häufigsten an den Hängen von Plattformvertiefungen und Bogenerhöhungen, an den Hängen von Randvertiefungen, an den Plattformseiten von Vorgebirgsvertiefungen sowie in gefalteten Bereichen, insbesondere in den Seitenteilen von Zwischengebirgsvertiefungen, beobachtet. Insofern sind Lagerstätten dieser Art in fast allen Öl- und Gasfeldern weit verbreitet. Ein typisches Beispiel für eine solche Gruppe von Feldern ist das Chodyschenskoje-Feld (Abb. 12.17).
Das Ölfeld Khodyzhenskoye befindet sich im West-Kuban-Trog. Es enthält drei kommerzielle Ölvorkommen. Produktiv sind die Maikop-Sandablagerungen, deren Dicke natürlich entlang des Anstiegs der Achse und auf beiden Seiten davon abnimmt, was zu ihrer vollständigen Verkeilung und der Bildung einer Ablagerung führt. Alle Ablagerungen sind durch das Fehlen von Gaskappen gekennzeichnet, was durch die Nähe der Kopfteile der Ablagerungen zur Tagesoberfläche und wahrscheinlich durch Diffusionsprozesse erklärt wird.

Lagerstätten, die auf Bereiche beschränkt sind, in denen durchlässige Gesteine ​​durch undurchlässige ersetzt werden. Eines der zahlreichen Beispiele für ein Feld, das auf Bereiche beschränkt ist, in denen durchlässiges Gestein durch undurchlässiges ersetzt wird, kann eines der größten Gasfelder in den Vereinigten Staaten sein – das Panhandle-Hugoton, das sich an der Grenze der Bundesstaaten Oklahoma und Texas befindet (Abb 12.18).
Das Panhandle-Hugoton-Feld ist auf eine komplexe Falle beschränkt. Sein östlicher Teil (Panhandle) ist eine sanft abfallende Antiklinale, die aus Karbon- und Perm-Gesteinen besteht, die auf den Granitvorsprung im Untergeschoss beschränkt sind. Der nördliche Teil (Hugoton) wird durch eine sanft abfallende Monokline dargestellt, mit einer Neigung in meridionaler Richtung von 1-2°. Im Panhandle ist das Gasreservoir mit einer Zone aus verwittertem Granit, Dolomit-Kalksteinen aus dem Oberkarbon und Dolomiten aus dem Perm verbunden. Das Gebiet ist mit Dolomiten, tonigen und oolithischen Kalksteinen aus dem unteren Perm gesättigt. Beide Bereiche haben einen einzigen Gas-Wasser-Kontakt.
Ablagerungen, die auf die sandige Formation von Paläo-Flussbetten beschränkt sind. Nach Ansicht vieler Forscher sind die günstigsten Bedingungen für die Ansammlung von Öl und Gas in dieser Gruppe von Feldern die Mündungsteile von Paläo-Flüssen, die sich in den Küstenzonen der Paläo-Meere, dh dem Paläo-Delta, befinden.
Denken Sie daran, dass wir sogar in der Einleitung darüber gesprochen haben, dass I.M. Bereits 1911 untersuchte Gubkin erstmals die Merkmale der Bildung von Kohlenwasserstoffansammlungen dieser Art, was es ihm ermöglichte, eine große Öl- und Gasansammlungszone zu identifizieren, die auf die Keillinie beschränkt war, die komplexe Umrisse der Kanäle großer Paläoflüsse aufweist der einst in das Maikop-Meer floss.

Ablagerungen mit armförmigen Ablagerungen sind recht weit verbreitet. Sie wurden auch in der Öl- und Gasprovinz Timan-Pechersk (das Voyvozhskoye-Feld und andere) identifiziert. In den Vereinigten Staaten werden solche Einlagen "String"-Einlagen genannt. Beispiele für die Struktur solcher Ablagerungen sind in Abb. 1 dargestellt. 12.19.
Oben in Abb. Abbildung 12.19b zeigt das geologische Profil des Sedimentationsbeckens Powder River (Montana, USA), das das Bell Creek-Ölfeld zeigt, das auf Kanal- und Barrensand beschränkt ist, der als Reservoir dient (Schnitte sind am unteren Rand der Abbildung dargestellt).
Das Reservoir des riesigen Ölfeldes Bell Creek ist auf die Ablagerungen der Unterkreide beschränkt und wird tektonisch nur durch regionale Einbrüche kontrolliert. Die Falle wurde in der Kontaktzone zwischen den Küstenstreifen und dem Deltasystem mit dem Kanalsand der Kanäle gebildet.
Geologische Profile durch solche Kanal- und Barrensande in Tonlagerstätten sind mit Pfeilen markiert.
Ablagerungen beschränkt auf sandige, schwellartige Formationen fossiler Riegel. Solche Vorkommen sind in vielen öl- und gasführenden Gebieten der USA bekannt. Beispielsweise wurde im Bundesstaat Kansas und Oklahoma das Burbank-Feld entdeckt, das sich am Westhang des Ozark-Vorsprungs befindet. Es ist auf die Sandbetten der Cherokee-Formation (kohlenstoffhaltige Ablagerungen) beschränkt, die sanft (in einem Winkel von etwa 1 °) nach Westen abtauchen. Auf dem regionalen monoklinalen Hintergrund treten in den pennsylvanischen Ablagerungen des Karbons langgestreckte Sandlinsen auf, die typische küstenschwellungsartige Formationen (Balken) der Paläosea sind, die in der pennsylvanischen Epoche existierten.

In der Michigan-Senke wurden die Six-Lakes-Bruhild-, Vernon-Austiny- und andere Ablagerungen gefunden, die auf den sogenannten "wandernden" Sand der Michigan-Formation (Mississippian Carboniferous) beschränkt waren. Diese Sande sind Formationen von Küstenschwellungen, die sich auf den Unterwasser-Untiefen des Meeres gebildet haben, die in der Zeit des unteren Karbons überschritten wurden.
Nehmen wir als Beispiel das Gay-Spencer-Richardson-Feld im Pre-Appalachian Basin. Die Ansammlung von Öl beschränkt sich auf die sandigen Formationen der Berna-Formation (Mississippi-Karbon), die ein fossiler sandiger Küstenstreifen sind, mehr als 90 km lang und 1 bis 3,5 km breit (Abb. 12.20).
Die Abbildung zeigt deutlich, wie die gebohrten Ölquellen den Konturen des Paläo-Flusses folgen.
Auf Linsenreservoirs beschränkte Felder. Solche Ablagerungen sind auf Sandlinsen beschränkt, die sich in praktisch undurchlässigem Gestein befinden. Sie kommen in verschiedenen Regionen der Welt vor, zum Beispiel in den paschischen Lagerstätten der Nizhne- und Verkhneomrinskaya-Gebiete der Öl- und Gasprovinz Timan-Pechora, in den Gebieten Oryebashskaya, Chekmagushskaya und Sultanbekskaya in Baschkirien, dem Gezdek-Feld in Aserbaidschan usw. Sie wurden zuerst in den USA entdeckt. Beispielsweise ist das Osage-Feld im Bundesstaat Wyoming auf eine sandige Linse innerhalb einer dicken Schieferschicht beschränkt, die monoklin vorkommt. Nehmen wir als Beispiel eine Strukturkarte der linsenförmigen Öllagerstätte des Feldes Gezdek in Aserbaidschan (Abb. 12.21).
Ablagerungen stratigraphischer Art. Diese Klasse von Ablagerungen wird in drei Gruppen unterteilt, die auf Bereiche beschränkt sind, in denen Speicherbetten von Robbengesteinen innerhalb lokaler Antiklinalen von Diskordanzen überlappt werden, auf Monoklinen der erodierten Paläorelief-Oberfläche als Folge eines Sedimentationsbruchs, d. h. sie sind mit stratigraphischen assoziiert Nichtkonformität.
Solche Ablagerungen treten innerhalb antiklinaler Strukturen oder auf Monoklinen sowie auf der erodierten Oberfläche vergrabener Reste des Paläoreliefs auf und sind auf Lagerstätten beschränkt, die stratigraphisch unterhalb der Diskordanzoberfläche liegen.

In der Geschichte der geologischen Entwicklung von Territorien kam es häufig zu Sedimentationsbrüchen. Daher sind sie in Falten-, Übergangs- und Plattformgebieten keine Seltenheit und dementsprechend findet man Kohlenwasserstoffvorkommen in allen Öl- und Gasprovinzen der Welt.
In der Öl- und Gasprovinz Wolga-Ural sind Ölvorkommen in den sandigen Horizonten der devonischen Prä-Pashi-Formation in den Gebieten Tuymazinskaya und Serafimovskaya ziemlich weit entwickelt, wo diese Vorkommen auf die Kopfteile der Zwischenschichten beschränkt sind und sich entlang verkeilen dem Aufgang der Schichten und diskordant überlagert vom sogenannten "oberen Kalkstein".
In Westsibirien wurden stratigraphische Ölansammlungen in den Ablagerungen der Unterkreide in der Sosninskaya-Struktur, in den Jurafelsen im Mulminskaya-Gebiet, in der unteren Tara-Formation im Ust-Balykskoye-Feld und in anderen Gebieten gefunden.
In der Öl- und Gasprovinz Timan-Pechersk sind Lagerstätten dieser Art in Zapadno-Tebukskaya, Nizhneomrinskaya und vielen anderen Gebieten bekannt.
Im Ausland finden sich Vorkommen dieser Art in den Öl- und Gasprovinzen der USA, Kanadas, Algeriens und anderer Länder.
Betrachten Sie einen geologischen Schnitt eines der Ölfelder dieser Art in den Vereinigten Staaten - Oklahoma City (Abb. 12.22).
Im Feld Oklahoma City befinden sich Öl- und Gasreservoirs in den Kopfteilen der Sandhorizonte Wilcox und Simpson aus dem Ordovizium, die mit einer stratigraphischen Diskordanz von gering durchlässigen Ablagerungen des Karbonsystems überlagert sind.
In der geologischen Vergangenheit war dieser Ort eine Antiklinale Struktur, deren Kuppel anschließend erodiert und dann von jüngeren Formationen bedeckt wurde.
Im ersten Teil dieses Buches haben wir die Ergebnisse geochemischer Untersuchungen der Öle der algerischen Sahara vorgestellt. Wir werden daher als Beispiel einen geologischen Schnitt einiger Ablagerungen dieser Region geben, der auf die Oberfläche einer stratigraphischen Diskordanz beschränkt ist, zumal die antiklinalen Falten hier keiner so starken Erosion ausgesetzt waren wie im vorherigen Beispiel (Abb. 12.23 ).
Ablagerungen lithologisch-stratigraphischer Art. Die Natur ist vielfältig, und daher sind Öl- und Gasfelder weit verbreitet; zwei Faktoren waren an der Bildung der Fallen beteiligt, auf die sie beschränkt sind: stratigraphischer und lithologischer. Daher tragen sie Zeichen sowohl des einen als auch des anderen Faktors. Als Beispiel für den lithologisch-stratigraphischen Lagerstättentyp kann Monroe (Louisiana, USA), eines der größten Gasfelder der USA, dienen.
Das gesamte Verbreitungsgebiet dieser Lagerstätte beträgt 900 km. Die wichtigsten Produktionshorizonte sind auf Sandsteine ​​der späten Kreidezeit (Taylor- und Navarro-Formationen) beschränkt.
Ergiebige Horizonte werden durch aufsteigende Schichten am Hang der vergrabenen Hebung verkeilt und von Schiefer und Schiefer der Midway-Formation diskordant überlagert und versiegelt (Abb. 12.24).

Öl- und Gasvorkommen und ihre Parameter.

Hinterlegung eine einzelne Ansammlung von Öl und Erdgas genannt. Lagerstätten können je nach Größe und den darin enthaltenen Kohlenwasserstoffreserven kommerziell oder nichtkommerziell sein. Wenn die Anhäufung groß genug und rentabel ist, um ausgebeutet zu werden, wird sie als kommerzielle Lagerstätte bezeichnet. Das Konzept der industriellen und nichtindustriellen Lagerstätten ist sehr bedingt: Mit der Entwicklung von Methoden und Techniken zur Gewinnung flüssiger und gasförmiger Kohlenwasserstoffe aus dem Erdinneren können einige Lagerstätten, die bisher als nichtindustriell galten, in die industrielle Kategorie überführt werden in Entwicklung bringen.

Arten von Fallen und Lagerstätten von Öl und Gas. Zusammengestellt von E. M. Maksimov.

1 - struktureller (antiklinaler) Typ; 2 - lithologischer Typ; 3- stratigraphischer Typ; 4 - tektonischer Typ; 5 - kombinierter Typ a) strukturell-lithologisch; b) strukturell-stratigrafisch; c) Strukturtektonik.

Symbole: 1 - Ton; 2 - wasserführende Sande; 3 - Teil der Falle, wo sich Öl und Gas ansammeln können; 4 - Isolinien der Tiefe des Reservoirdachs in Kilometern; 5 -Linien tektonischer Verwerfungen; 6 - Linien stratigraphischer Brüche, Erosion, Diskordanz.

Die Hauptelemente von Öl- und Gasvorkommen. Zusammengestellt von E. M. Maksimov.

A - Ölreservoir vom Reservoirbogentyp. B - Ölbehälter mit Tankdeckel, Behälterbogentyp.

Symbole: 1 - Wasser-Öl-Teil der Lagerstätte; 2 - Ölteil der Anzahlung; 3 - Gasölteil der Kaution; h ist die Höhe der Ablagerung; h G ist die Höhe des Gasteils; h H ist die Höhe des Ölteils.

Klassifizierung von Öl- und Gasvorkommen nach Arten von Lagerstätten und Fallen. Zusammengestellt von E. M. Maksimov.

Symbole: 1 - Speicherschichten; 2 - Bruchzonen; 3 - Ölvorkommen; 4 – stratigraphische und lithologische Grenzen; 5 – Linien tektonischer Störungen; 6 - Isolinien der Tiefe entlang der Oberseite des Reservoirs in Metern.

Öl- und Gasshows werden als natürliche Abflüsse von Öl und Gas an die Oberfläche in Form von Quellen, Filmen, Blasen sowie geringfügigen Zuflüssen von Öl (bis zu 1 m 3 / Tag) und Gas in Bohrlöcher während ihrer Prüfung bezeichnet.

Die Hauptparameter von Öl- und Gasvorkommen sind: Form, Größe, Art der Kohlenwasserstoffe, geologische und industrielle Reserven, Konturen des Öl- und Gaspotentials, absolute Markierungen von Gas-Wasser, Gas-Öl, Wasser-Öl-Kontakte, Lagerstättendruck, Lagerstätte Temperatur, Öldichte, absolute Durchflussraten in Bohrlöchern (Zuflüsse pro Tag), Reservoirtyp nach Porosität, Permeabilität usw.

1. Nach Art der Kohlenwasserstoffe sind die Vorkommen Gas, Öl, Gasöl (Öl mit Tankdeckel), Öl und Gas (Gas mit Ölrand), Gaskondensat, Öl und Gaskondensat (Gaskondensat mit Öl Rand).

2. Die Form der Ablagerungen wird durch die Form der Falle und Reservoirs bestimmt. Nach diesem Indikator werden folgende Arten von Ablagerungen unterschieden: Reservoirbogen, Massivbogen, Reservoirbogen lithologisch abgeschirmt, Reservoirbogen tektonisch abgeschirmt. Am häufigsten sind Reservoir-Dom-Ablagerungen (Abb. 4), da sie abgerundete, ovale Formen haben. Ablagerungen des gesiebten Typs haben linsenförmige, nestförmige (taschenförmige) Formen im Schnitt, spitzenförmige (buchtförmige), ringförmige, streifenförmige, hülsenförmige (geschnürte) und komplexe Formen in der Draufsicht.

Einzahlungsgrößen. Die Abmessungen der Ablagerungen sind: Länge, Breite, Fläche, Dicke, Höhe, Volumen. Ablagerungshöhe

1. bezeichnet den vertikalen Abstand vom Wasser-Öl- oder Gas-Öl-Kontakt bis zur höchsten Markierung seines Daches.

2. Industrielle Öl- und Gasreserven - dies ist die Menge an Kohlenwasserstoffen in der Lagerstätte. Sie werden in Tonnen (bei Öl) und in Kubikmetern (bei Gas) gemessen. Kommerzielle Reserven werden auf der Grundlage der Ergebnisse von Schürf- und Explorationsbohrungen berechnet. Je nach Kenntnisstand werden sie in Kategorien eingeteilt: hoch (A, B), mittel (C 1), niedrig (C 2). Die Höhe der Reserven hängt von der Größe der Lagerstätte und der Porosität der Öl- und Gaslagerstätten ab. Beim derzeitigen Stand der technologischen Entwicklung ist es unmöglich, das gesamte Öl in der Lagerstätte zu fördern. Die Menge an Öl und Gas, die mit modernen Methoden aus einer Lagerstätte gefördert werden kann, wird als förderbare Reserve bezeichnet. Beim Öl machen sie 15-60 % der industriellen Reserven aus. Der Ölrückgewinnungsfaktor hängt von der Qualität der Lagerstätte und des Öls selbst ab. Bei reinen Gasvorkommen liegt der Prozentsatz der förderbaren Reserven bei nahezu 100 %.

3. Wasser-Öl-Kontakt (WOC) ist die Grenzfläche zwischen Öl und Wasser am Boden der Lagerstätte. Seine Position (absolute Tiefe) wird während der Exploration durch Bohrungen und Tests bestimmt. Meistens ist diese Oberfläche eben, flach und horizontal. Er ist durch die entsprechende Absolutmarke gekennzeichnet, bei Neigung wird zusätzlich der Neigungswinkel bestimmt. Manchmal hat VNK keine flache, sondern eine unebene, gewundene Form. Für Lagerstätten vom Gasöltyp werden zusätzlich zum WOC ein Gasölkontakt (GOC), seine Position (absolute Tiefe) und seine Kontur im Plan bestimmt.

4. Die äußere Kontur der Öltragfähigkeit ist die Schnittlinie des Wasser-Öl-Kontakts mit der Lagerstättenoberkante. Die Innenkontur der Öltragfähigkeit ist die Schnittlinie des Wasser-Öl-Kontaktes mit der Lagerstättenbasis. Bei Gasvorkommen werden die Außen- und Innenkonturen des Gasgehalts bestimmt.

5. Ein Tankdeckel ist eine Ansammlung von freiem Gas über Öl in einem Reservoir. Das Vorhandensein von freiem Gas in einer Öllagerstätte zeigt an, dass der Druck in der Lagerstätte gleich dem Sättigungsdruck von Öl mit Gas bei einer gegebenen Temperatur ist, d.h. Öl ist vollständig mit Gas gesättigt. Wenn der Reservoirdruck höher als der Sättigungsdruck ist, löst sich das gesamte Gas im Öl auf und es bildet sich keine Gaskappe. Die Parameter der Gaskappe werden während der Exploration der Lagerstätte separat bestimmt.

6. Die Dicke der produktiven Formation der Lagerstätte wird bestimmt, um das Volumen der Lagerstätte zu berechnen, sie ist gleich dem senkrechten Abstand von der Basis zur Oberseite des Reservoirs. Wenn die produktive Formation eine heterogene Struktur hat und linsenförmige Einschlüsse von undurchlässigem Gestein enthält, dann wird die effektive Dicke gleich der Gesamtdicke der mit Kohlenwasserstoffen gesättigten durchlässigen Zwischenschichten bestimmt. Sie entspricht der Mächtigkeit des Reservoirs mit Ausnahme der Tonzwischenschichten.

7. Der Ölsättigungskoeffizient ist der Sättigungsgrad der Reservoirporen mit Öl. Dabei wird berücksichtigt, dass nicht alle Poren mit Öl gefüllt sind, aber einige der Poren mit Wasser gefüllt sind, Rohöl enthält immer Wasser. Der Ölsättigungskoeffizient in Ölvorkommen reicht von 0,7 bis 1,0, er nimmt ab, wenn er sich dem Öl-Wasser-Kontakt nähert.

8. Gassättigungskoeffizient - der Sättigungsgrad der Poren der Kollektoren mit Gas. Sie wird für Gasvorkommen durch die Methode der Probenahme und Analyse von Rohgas bestimmt.

24. Klassifikationen von Öl- und Gasprovinzen und Öl- und Gasbecken

Klassifikationen von NGP und NGB sind nach einer Vielzahl von Merkmalen möglich, die ihnen innewohnen. Die informativsten Klassifikationen, die die Haupteigenschaften des NGP (OGB) hervorheben, werden jedoch derzeit nur auf tektonischer oder geodynamischer Basis erstellt. NGP (NGB) sind große eigenständige Strukturelemente der Erdkruste, die durch eine bestimmte Richtung und Intensität der tektonischen Entwicklung und eine bestimmte tektonische Struktur der Sedimentdecke und des Grundgebirges gekennzeichnet sind. Daher spiegelt das tektonische Prinzip am besten die Struktur des OGP (OGB) und dementsprechend die Bedingungen für die Erzeugung und Akkumulation von Öl und Gas wider.

Unter den NGP wird je nach tektonischem Regime Folgendes unterschieden: OGP von Plattformgebieten (A.A. Bakirov, 1987; N.Yu. Uspenskaya, 1976); gefaltete Bereiche (A.A. Bakirov, 1987); mobile Gürtel (N.Yu. Uspenskaya, 1976) und Übergangsgebiete (A.A. Bakirov, 1987).

Entsprechend dem Alter des Kellers werden plattformartige PGPs in Provinzen von alten und jungen Plattformen unterteilt. Uralte Plattformen haben eine präkambrische Grundlage , jung - kaledonischer, hercynischer, mesozoischer und heterogener Keller. Im letzteren Fall haben unterschiedliche Teile des Fundaments in lateraler Richtung unterschiedliches Alter.

Unter den Plattformprovinzen gibt es marginale Plattform- und Intraplattform-Provinzen, einschließlich der Provinzen von Intraplattform-Mobilzonen (N.Yu. Uspenskaya, 1976). Die Öl- und Gasfelder der marginalen Plattform sind mit Gebieten mit Senkungen, maximaler Sedimentation und tektonischer Aktivierung verbunden. Auf der alten osteuropäischen Plattform umfassen solche Provinzen zum Beispiel: die Öl- und Gasprovinz Timan-Pechora, die Öl- und Gasprovinz Wolga-Ural und die Öl- und Gasprovinz Kaspisches Meer.

Die Provinzen innerhalb der Plattform sind mit langgestreckten, grabenartigen Becken (das Dnjepr-Pripyat-Ölfeld der osteuropäischen Plattform) und isometrischen Syneklisen und Anteklisen (das Lena-Tunguska-Ölfeld der sibirischen Plattform) verbunden.

Die NGP der beweglichen Gürtel, die eine Kombination aus geosynklinalen und gefalteten Gebieten darstellen, werden nach dem Entstehungsalter der Becken der Binnen- und Randmeere (geosynklinische Gebiete) und dem Alter der endgültigen Faltung der sie trennenden Strukturen unterteilt (gefaltete Bereiche). Unter ihnen ragen die NGP des Kaledonischen, Hercynischen, Mesozoikums und des Alpenzeitalters heraus.

NGP-Übergangstyp nach A.A. Bakirov (1978) werden mit Systemen von Piemont- oder Randmulden und Randnahtzonen in Verbindung gebracht – große Verwerfungen, die den gefalteten Bereich vom Schild oder der Platte trennen. Bei diesem Ansatz landen jedoch paragenetisch verwandte Öl- und Gasgebiete in unterschiedlichen Öl- und Gasfeldern. Zum Beispiel innerhalb der Timan-Pechora- und Wolga-Ural-Öl- und Gasfelder, die mit den marginalen tektonischen Elementen der alten osteuropäischen Plattform und dem angrenzenden Cis-Ural-Vordergrund verbunden sind, einem schmalen Streifen von mehr als 1500 km langem Cis-Ural-Öl und Gasfelder des Übergangstyps, die auf den gleichnamigen Trog beschränkt sind, fallen auf. Daher ist es sehr problematisch, das NGP des Übergangstyps zu isolieren.

Unter den vielen Klassifikationen von OGB (mehr als 30 Schemata) können zwei unterschieden werden: die evolutionär-tektonische Klassifikation von O.K. Bazhenova, Yu.K. Burlina, BA Sokolova und V.E. Khain (2004) und die geodynamische Klassifikation von V.I. Vysotsky, E.N. Isaeva, K.A. Kleshcheva und andere (Karte des Öl- und Gaspotentials der Welt; 1994). Beide Klassifikationen basieren auf dem theoretischen Konzept der Geodynamik und Tektonik lithosphärischer Platten.

Bei der evolutionär-tektonischen Klassifikation werden Plattform-Öl- und Gasfelder und Ölfelder mobiler Gürtel unterschieden. Innerhalb der Plattform-OGBs werden Intraplatform-, Marginal-Platform- und Marginal-Platform-Oceanic-OGBs unterschieden, die jeweils in zwei Klassen eingeteilt werden.

Tisch. Evolutionär-tektonische Klassifikation von NGB (nach O.K. Bazhenova, Yu.K. Burlin, B.A. Sokolov und V.E. Khain (2004)

Innerhalb der OGBs der mobilen Gürtel werden Inselbogen- und orogene OGBs unterschieden, die weiter in eine Reihe von Klassen unterteilt werden.

Geodynamische Klassifikation nach V.I. Vysotsky ua (1994) hat eine komplexere Struktur. Je nach Zusammensetzung der darunter liegenden Erdkruste und Lage innerhalb der Lithosphärenplatten werden darin drei Kategorien von OPB unterschieden: kontinental, ozeanisch und Übergangs. Innerhalb dieser Kategorien werden, entsprechend ihrer Beschränkung auf die tektonischen Hauptelemente der Platten, Gruppen von Becken unterschieden. Somit wird die kontinentale Kategorie in zwei Gruppen von Becken unterteilt - Plattform und orogene (mobile) Gürtel, die ozeanische Kategorie wird durch eine Gruppe von Becken repräsentiert – thalassokratisch und die Übergangskategorie ist in vier Gruppen von Becken unterteilt: Relikt Stadtrand; Kontinentalränder; Ozeanränder und zwischenplatte. Einige der Poolgruppen sind in Untergruppen unterteilt.

Gruppen von Pools sind in Typen unterteilt Merkmale der Geschichte der geologischen Entwicklung und von die Art der geologischen Struktur. Im ersten Fall, dh nach den Besonderheiten der Geschichte der geologischen Entwicklung, werden solche Typen unterschieden als kratonisch, kratogen, nach der Plattform, Kollision, paläodivergent, Subduktion, gemischt paläodivergent-konvergent, divergent, konvergent. Im zweiten Fall, dh je nach Art der geologischen Struktur, werden folgende Typen unterschieden: Synclinor, Rift, Block-Block, Platform-Fold, Intrafold, Cover-Fold, interne Tiefsee, Andentyp, Back-Arc-Europäischer Typ, Back-Arc, Forearc- und Inter-Arc-Pazifik-Typ und Randmeere. Einige Typen werden weiter in Untertypen unterteilt.

Seit Mitte des 20. Jahrhunderts wurde sowohl in Russland als auch im Ausland der Untersuchung der Verteilungsmuster von Öl- und Gasansammlungen große Aufmerksamkeit geschenkt. Bis heute wurden sowohl die allgemeinsten als auch die spezielleren Muster identifiziert.

Kommunikation von Öl- und Gasfeldern mit OPB. Hervorzuheben ist, dass dieses Muster auch von Befürwortern des anorganischen Ursprungs von Öl und Gas anerkannt wird.

Es gibt zwei Gesetze der Öl- und Gasakkumulation. Nach einem von ihnen sind die Öl- und Gasbildung und die Öl- und Gasakkumulation mit Sedimentbecken verbunden (das Gesetz von I. O. Brod), nach einem anderen bilden sich Ablagerungen im OPB bis einschließlich zum Keller (das Gesetz von N. A. Kudryavtsev).

Die meisten Ablagerungen befinden sich in Sedimentgesteinen. Dies liegt an ihrer Schichtung, die durch den Wechsel von Speichergesteinen, Robben, öl- und gasfördernden Gesteinen gekennzeichnet ist. Daher enthält der Abschnitt OGP (NGB) immer mehrere regionale öl- und gasführende Komplexe, während das untere OGC das Untergeschoss ist. Anteil der identifizierten Öl- und Gasreserven in Verwitterungskrusten, magmatische und metamorphe Gesteine ​​des oberen Teils des NGB-Kellers, wächst in letzter Zeit . Verschiedenen Schätzungen zufolge konzentrieren sich 16 bis 23 % der weltweiten Öl- und Gasreserven im Keller des OGB.

Öl- und Gasvorkommen im Abschnitt der Erdkruste und Öl- und Gaskomplexe werden üblicherweise in Lagerstätten gruppiert, und Lagerstätten werden seitlich in Öl- und Gasakkumulationszonen gruppiert. Außerhalb der Öl- und Gasvorkommenszonen gibt es im OGB keine gesonderten Industriefelder

25. Merkmale des Wolga-Ural-Öl- und Gasbeckens (Öl- und Gaslagerbecken der Welt).

Europäisches Territorium der Russischen Föderation, innerhalb der Republiken Tatarstan, Baschkortostan, Udmurtien sowie der Regionen Perm, Orenburg, Kuibyschew, Saratow, Wolgograd, Kirow und Uljanowsk. Ölvorkommen befinden sich in einer Tiefe von 1600 bis 3000 m, d.h. näher an der Oberfläche

Die zweitwichtigste Erdölprovinz ist der Wolga-Ural. Es befindet sich im Vergleich zu Westsibirien im östlichen Teil des T-Stücks, was die Bohrkosten etwas reduziert. Die Wolga-Ural-Region liefert 24 % der Ölförderung des Landes.

Die überwiegende Mehrheit des Öls und des damit verbundenen Gases (mehr als 4/5) der Region stammt aus Tataria, Baschkirien und der Region Kuibyshev. Öl wird auf den Feldern Romashkinskoye, Novo-Elkhovskoye, Chekmagushskoye, Arlanskoye, Krasnokholmskoye, Orenburgskoye und anderen Feldern gefördert. Ein erheblicher Teil des in den Feldern des Wolga-Ural-Öl- und Gasgebiets geförderten Öls wird über Ölpipelines an lokale Ölraffinerien geliefert, die sich hauptsächlich in Baschkirien und im Gebiet Kuibyschew sowie in anderen Regionen (Perm, Saratow, Wolgograd, Orenburg).

Die wichtigsten Ölgesellschaften, die auf dem Territorium der Wolga-Ural-Provinz tätig sind: LUKOIL, Tatneft, Bashneft, Yukos, TNK.

26. Merkmale der größten Kohlebecken in Russland.

Russland hat verschiedene Arten von Kohle - Braunkohle, Schwarzkohle, Anthrazit - und nimmt in Bezug auf die Reserven einen der führenden Plätze der Welt ein. Die gesamten geologischen Reserven an Kohle belaufen sich auf 6421 Milliarden Tonnen, davon sind 5334 Milliarden Tonnen Standard, mehr als 2/3 der gesamten Reserven sind Kohle. Technologische Brennstoffe – Kokskohle – machen 1/10 der Gesamtmenge an Steinkohle aus.

Kohlebecken - ein großes Gebiet kontinuierlicher oder diskontinuierlicher Entwicklung kohlehaltiger Lagerstätten mit Flözen fossiler Kohle. Die Grenzen des Kohlebeckens werden mit Hilfe der geologischen Erkundung bestimmt. In Russland ist die Kohleindustrie gut entwickelt und gilt als eine der größten der Welt. Fast alle Kohleminen sind im Besitz von Privatunternehmen. Dadurch werden eine rechtzeitige Modernisierung der Ausrüstung und die Verbesserung der Arbeitsbedingungen beobachtet, um die Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens zu steigern. Insgesamt befinden sich mehr als ein Drittel der weltweiten Kohlevorkommen in Russland.

PECHORA KOHLE BECKEN- liegt am Westhang des Polarurals und Pai-Khoi und erstreckt sich vom Mittellauf des Flusses. Petschora bis zur Barentssee im Norden, bis zum Tschernyschew-Rücken im Westen, innerhalb der Republik Komi und der Region Archangelsk. Gesamtfläche ist ca. 100.000 km. CH. Flüsse - Petschora, USA, Korotaikha.

Die kohlenführende Schicht des Perm enthält bis zu 45 Kohleflöze mit einer Gesamtmächtigkeit von bis zu 60 m. Der Aschegehalt der Kohlen beträgt 16 bis 27%, manchmal höher.

Die ersten Informationen über die Kohlen von P. at. b. gehören zu 1881 - 82. Der Kohlebergbau begann 1934, wurde aber nach dem Bau der Petschora-Eisenbahn entwickelt. (1941), dann weiter in die Stadt Salechard. Hauptsächlich Abschlussball. Bezirke - Intinsky, Workuta, Khalmeryussky und Yunyaginsky. Kohle wird hauptsächlich zum Verkoken in der Metallurgie von Cherepovets verwendet. z-de, in der Industrie von St. Petersburg und auf der Eisenbahn. Transport.

Kusnezker Kohlebecken Kusbass,
eines der größten Kohlebecken der UdSSR und der Welt, das zweite danach Kohlebecken von Donezk Kohlebasis der UdSSR und der Russischen Föderation. Der größte Teil des Beckens befindet sich in der Region Kemerowo, ein kleiner Teil in der Region Nowosibirsk. und Altai-Territorium.

Auf dem Territorium gelegen Kusnezker Becken. Die Gesamtfläche des Beckens beträgt ca. 70 Tausend Kilometer 2, davon 26,7 Tsd Kilometer 2 von Kohlevorkommen besetzt.

Erstmals wurden 1721 Aufschlüsse von Kohlenflözen entdeckt. Exploration und geologische Erkundung entwickelten sich besonders weit. Forschung im Becken im Jahr 1930 nach dem 16. Kongress der Allunionskommunistischen Partei der Bolschewiki im Zusammenhang mit der Entscheidung, ein neues mächtiges Kohlemetallurgieunternehmen zu gründen. Basis (Kombinat Uralo-Kusnezk).

Die kohleführende Schicht enthält ca. 260 Kohleflöze unterschiedlicher Dicke, ungleichmäßig über den Abschnitt verteilt: in Kolchuginskaya und Balakhonskaya - 237, in Tarbaganskaya - 19 und Barzasskaya - 3 (maximale Gesamtdicke 370 m). Die vorherrschende Dicke der Kohleflöze beträgt 1,3 bis 3,5 m. Es gibt Schichten bei 9-15 und sogar bei 20 m, und an Schwellungsstellen bis 30 m. Nach der Petrographie Die Zusammensetzung der Kohlen in den Serien Balakhon und Kolchugino ist hauptsächlich humusreich, steinig und wechselt von braun zu steinig. Die Kohlen sind von unterschiedlicher Qualität (siehe Karte) und gehören zu den besten. In tiefen Horizonten enthalten sie: Asche 4-16 %, Feuchtigkeit 5-15 %, Phosphor bis 0,12 %, flüchtige Substanzen 4-42 %, Schwefel 0,4-0,6 %; haben einen Heizwert von 7000 - 8600 kcal/kg(29,1 - 36,01 MJ/kg); Kohlen liegen
in der Nähe der Oberfläche, zeichnen sich durch einen höheren Gehalt an Feuchtigkeit und Asche und weniger Schwefel aus. Kohle wird in der Verkokung und in der Chemie verwendet. prom-sti und als Energietreibstoff. Allgemeine geologische Reserven bis zu einer Tiefe von 1800 m belaufen sich auf 725 Milliarden Tonnen.

Kohlebecken - ein großes Gebiet mit kontinuierlicher oder intermittierender Entwicklung kohlehaltiger Lagerstätten mit Schichten fossiler Kohle. Die Grenzen des Kohlebeckens werden mit Hilfe der geologischen Erkundung bestimmt. In Russland ist die Kohleindustrie gut entwickelt und gilt als eine der größten der Welt. Fast alle Kohleminen sind im Besitz von Privatunternehmen. Dadurch werden eine rechtzeitige Modernisierung der Ausrüstung und die Verbesserung der Arbeitsbedingungen beobachtet, um die Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens zu steigern. Insgesamt befinden sich mehr als ein Drittel der weltweiten Kohlevorkommen in Russland.
Topneftegaz.ru hat die Top 10 der wichtigsten Kohlebecken in Russland zusammengestellt:
1. Pechora-Kohlebecken - das Kohlebecken befindet sich am Westhang des Polarurals und Pai-Khoi in der Republik Komi und im Nationalbezirk der Nenzen des Archangelsk-Gebiets. Die Gesamtfläche des Beckens beträgt etwa 90.000 km². Die gesamten geologischen Reserven werden auf 344,5 Milliarden Tonnen geschätzt. Die Minen befinden sich hauptsächlich in Workuta und Inta. Etwa 12,6 Millionen Tonnen Festbrennstoffe werden produziert, Verbraucher sind Unternehmen des europäischen Nordens Russlands.
2. Das Kuznetsk-Kohlebecken (Kuzbass) ist eines der größten Kohlevorkommen der Welt und befindet sich im Süden Westsibiriens, hauptsächlich in der Region Kemerowo, in einem flachen Becken zwischen den Bergketten des Kuznetsk Alatau, Gornaya Shoria und der niedrige Salair Ridge. Derzeit ist der Name "Kuzbass" der zweite Name der Region Kemerowo. In diesem Becken werden etwa 56 % der Steinkohle in Russland und bis zu 80 % der Kokskohle abgebaut.
3. Irkutsker Kohlebecken - ein Kohlebecken im südlichen Teil der Region Irkutsk in Russland. Es erstreckt sich über 500 km entlang des nordöstlichen Abhangs des östlichen Sajan von der Stadt Nischneudinsk bis zum Baikalsee. Die durchschnittliche Breite beträgt 80 km, die Fläche 42,7 Tausend km². In der Region Irkutsk ist das Kohlebecken in zwei Zweige unterteilt: die nordöstliche Pribaikalskaya und die südöstliche Prisayanskaya, die das am dichtesten besiedelte und wirtschaftlich entwickelte Gebiet der Region Irkutsk ist. Es verfügt über etwa 7,5 Milliarden Tonnen Kohle.
4. Das Kohlebecken von Donezk (Donbass) wurde an den Buchten und Mündungen eines Meeres gebildet, das lange Zeit nicht existierte. Dieses Meer nahm die gesamte östliche Hälfte des europäischen Russlands und die westasiatische ein, zwischen ihnen durch ein durchgehendes Massiv des Uralgebirges geteilt und durch eine schmale, stark verlängerte Donezk-Bucht im Westen in das Festland eingeschnitten.
5. Das Tunguska-Kohlebecken ist das größte der Kohlebecken in Russland und nimmt einen Teil des Territoriums der Region Krasnojarsk, Jakutiens und der Region Irkutsk ein. Geografisch nimmt das Becken den größten Teil Ostsibiriens (Tunguska-Syneklise) ein, erstreckt sich über 1.800 km von Nord nach Süd vom Khatanga-Fluss bis zur Transsibirischen Eisenbahn und über 1.150 km von West nach Ost in den Zuflüssen des Flusses. Jenissei und Lena. Die Gesamtfläche beträgt über 1 Million km². Die gesamten geologischen Reserven werden auf 2.345 Milliarden Tonnen geschätzt.
6. Lena-Kohlebecken - in der Autonomen Republik Jakutien und teilweise in der Region Krasnojarsk gelegen. Der Hauptteil davon wird vom zentraljakutischen Tiefland im Einzugsgebiet des Flusses eingenommen. Lena und ihre Nebenflüsse (Aldan und Vilyui); im Norden des Lena-Kohlebeckens erstreckt sich entlang der Küste des Laptew-Meeres von der Mündung des Flusses. Lena in die Khatanga-Bucht. Die Fläche beträgt etwa 750.000 km2. Gesamte geologische Reserven bis zu einer Tiefe von 600 m - 1647 Milliarden Tonnen (1968). Entsprechend der geologischen Struktur ist das Territorium des Lena-Kohlebeckens in zwei Teile geteilt: den westlichen Teil, der die Vilyui-Syneklise der sibirischen Plattform einnimmt, und den östlichen Teil, der Teil der Randzone von Werchojansk-Tschukotka ist gefaltete Region. Die erkundeten Kohlereserven werden auf 1647 Milliarden Tonnen geschätzt.
7. Das Minusinsk-Kohlebecken befindet sich im Minusinsk-Becken (Republik Chakassien), das durch Eisenbahnlinien mit Novokuznetsk, Achinsk und Taishet verbunden ist. Die Bilanzreserven an Kohle betragen 2,7 Milliarden Tonnen.
8. Das Kizelovsky-Kohlebecken (KUB, Kizelbass) befindet sich am Westhang des Mittleren Urals in der Region Perm. Es nimmt den zentralen Teil des kohleführenden Gürtels des unteren Karbons ein, der sich über 800 km in meridionaler Richtung von St. Kuzino, Gebiet Swerdlowsk im Süden bis zum Dorf Edzhyd-Kyrta der Republik Komi im Norden.
9. Ulug-Khemsky-Becken - ein Kohlebecken auf dem Territorium der Republik Tyva. Es erhielt seinen Namen vom oberen Jenissei, Ulug-Khem, der in das Tuva-Becken fließt. Die Fläche beträgt 2300 km². Kohle ist seit 1883 bekannt, handwerklicher Bergbau seit 1914, industrieller Bergbau seit 1925. Gesamtressourcen 14,2 Milliarden Tonnen.
10. Kansk-Achinsk-Becken - ein Kohlebecken auf dem Territorium des Krasnojarsker Territoriums und teilweise in den Regionen Kemerowo und Irkutsk. Braunkohle wird abgebaut. Die gesamten Kohlereserven betragen 638 Milliarden Tonnen (1979).