Восточно сибирский нефтегазоносные бассейны

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Восточно-сибирский бассейн

Восточно-Сибирский бассейн занимает западную большую территорию древней Восточно-Сибирской платформы, значительная часть которой известна в литературе под названием Тунгусской синеклизы. На востоке и юге бассейн имеет общую границу с нефтегазоносными пограничными бассейнами Предверхоянско-Вилюйским и Иркутским. [2]

Восточно-Сибирский бассейн изучен весьма слабо. В настоящее время он является одним из основных объектов для поисков нефти и газа в Сибири. [3]

Соленосная формация Восточно-Сибирского бассейна имеет кембрийско-вендский возраст и состоит из чередования каменной соли и несолевых в основном карбонатных и сульфатных пород, закономерности изменения состава которых различны. В соленосной толще кембрия выделяются четырнадцать несолевых маркирующих горизонтов ( R Xiv) и столько же заключенных между ними соленос-ных пачек ( S. Соленосные пачки, развитые на рассматриваемой территории, представлены разнообразными породами, которые неравномерно распределены в их разрезе и группируются в хорошо выделяющиеся и прослеживающиеся на значительной площади ли-толого-фациальные комплексы и зоны. [4]

На схематической карте районирования соленосных толщ Восточно-Сибирского бассейна по условиям создания подземных хранилищ в каменной соли в районе строительства Балаганского ПХГ перспективными по диапазону глубин подземных выработок ( 700 — 1 500 м) являются соленосные толщи усольской и вельской свит нижнего кембрия. [5]

В средней части бассейна находится крупная Тембенгинская ( Ко-чечумская) впадина с глубиной фундамента до 7 км. Восточная часть бассейна представляет собой полого наклоненную моноклиналь ( Южно-Анабарская ступень), где фундамент на большой площади не погружается на глубину более 2 — 3 км. Моноклиналь сложена с поверхности нижнепалеозойскими породами. Аналогичная ступень ( ( Подкаменно-Тунгусская), но меньших размеров ( 280×160 км) находится на юго-западе бассейна, на склоне Енисейского выступа кристаллических пород. В пределах западной части Восточно-Сибирского бассейна выявлено свыше 100 локальных поднятий и известны многочисленные нефтегазо-проявления в палеозойских отложениях. [6]

Источник

Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири (стр. 1 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7

Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири

Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 6 Байкитский регион / Э., В., Сурков B. C. и др. [Редкол.: гл. ред. АЭ. Конторович]. — Новосибирск, 1994. -52 с

УДК 553.98+550(571.5) Н583

Байкитский регион расположен в юго-западной части Сибирской платформы. Его площадь — 155 тыс. км, объем осадочного выполнения -660 тыс. км. Он представляет собой часть некогда более обширного одноименного бассейна. Это первый в мире регион, где в рифейских отложениях открыто гигантское нефтегазовое месторождение. Главные этапы седиментации в басейне прошли в рифее, венде и кембрии. Внутренняя структура Байкитского бассейна гетерогенна. В рифее он представлял собой бассейн пассивной континентальной окраины — перикратонный прогиб, который осложняют ряд крупных структур — Приенисейский прогиб, Иркинеевский авлакоген, Байкитский и Деланинский своды. В венде и кембрии он составлял прогнутую юго-западную часть огромного осадочного бассейна Сибирской платформы. В современном плане это Байкитская антеклиза, вершину которой занимает Камовский свод.

Нефтегазоносность резервуаров установлена в отложениях рифея и венда. Гигантское Юрубченское месторождение открыто в отложениях рифея. В пределах буровых работ его площадь свыше 7500 км, высота газовой части залежи до 90 м, нефтяной до 50 м. Коллектор каверново-трещинного типа емкостью 1,0-2,1 %, до 5 %.

Рассчитана на геологов, занимающихся изучением и оценкой перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов древних платформ.

А. Э. Конторович, Н. В. Мельников, В. С. Сурков, АА. Трофимук,

А. С. Ефимов, М. П. Гришин, СА. Кащеико, АА. Конторович,

ВА. Кринин, Л. Л. Кузнецов, А. И Ларичев, В. Н. Меленевский,

А. В. Мигурский, ВД. Накаряков, В. Г. Сибгатуллин,

В. С. Старосельцев, Г. Ф. Степаненко, ИД. Тимошина

ВА. Соловьев (НГУ), А. К. Башарин (ОИГГМ СО РАН)

0ИГГМ СО РАН, 1994 СНИИГГиМС, 1994

Предисловие

Байкитский регион (осадочный бассейн) — уникальный объект для теории и практики поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Долгое время считалось, что отложения докембрия и нижнего палеозоя малоперспективны для поисков нефти и газа. Впервые на вероятную нефтеносность кембрия Сибирской платформы обратил внимание в 1928 г. академик А. Д. Архангельский [1929]. В 1960 г. академик А. А. Трофимук предположил, что отложения докембрия могут содержать нефть и газ, что первые открытия нефти и газа в отложениях этого возраста будут сделаны на Сибирской плат­форме [Трофимук, 1960].

Первый фонтан газа из отложений венда был получен из Марковской опорной скважины (Предпатомский бассейн, Сибирская платформа) в 1962 г. и нефти на Ярактинской площади в 1971 г. [Геология. 1981]. После этого промышленная нефтегазоносность венда (в Китае – синия) была доказана в ряде районов Сибирской платформы, в Китае и Омане. На Сибирской платформе наиболее значительные результаты при поисках нефти и газа в отложениях этого возраста получены в Предпатомском и Иркутском бассейнах, в которых к настоящему времени открыто свыше 25 месторождений нефти и газа, в том числе некоторые очень крупные.

Около двадцати лет назад в Байкитском регионе в Куюмбинской параметрической скв.1 получен фонтан газа, затем в скв.2 и 9 – нефти из отложений рифея с возрастом около 1 млрд. лет [Левченко, 1975; Мельников и др., 1976]. Позднее здесь была открыта гигантская Юрубчено-Тохомская зона газонефтенакопления [Юрубчено-Тохомская зона. 1988], бурение в пределах которой продолжается и в настоящее время. Таким образом, Байкитский регион является первым в мире, где удалось доказать, что рифей промышленно нефтегазоносен и может содержать гигантские скопления углеводородов. Это позволяет по-новому подойти к оценке ресурсов углеводородов во многих седиментационных бассейнах и в осадочной оболочке Земли в целом.

ГЛАВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ

Байкитский осадочный бассейн находится в юго-западной части Сибирской платформы. В современных контурах он ограничен с юго-запада складчатой системой Енисейского кряжа, на юге – Иркутским бассейном по Ангарской зоне складок, а на севере, северо-востоке и востоке – Тунгусским осадочным бассейном (рис. 1). Эта граница является условной, так как площадь Байкитского ОБ существенно менялась в разные периоды геологического времени.

В палеоплане Байкитский осадочный бассейн занимал большую часть территории Енисейского кряжа, в пределах которой сформировался мощный очаг генерации углеводородов. В этом смысле с учетом палеоконтуров далее чаще всего используется термин «Бакитский осадочный бассейн». Для сохранившейся его части в качестве синонима применен термин «Байкитский регион», который и вынесен в заглавие.

Рис. 1. Положение Байкитского осадочного бассейна на Сибирской платформе:

1 — Байкитский бассейн, 2 — выход кристаллического фундамента, 3 — Лено-Тунгусская и 4 — Хатангско-Вилюйская нефтегазоносные провинции

Главные этапы седиментации имели место в рифее и венде – раннем палеозое. В рифейскую эру бассейн занимал не только территорию, на которой он выделяется сегодня, но и основную часть Енисейского кряжа и представлял собой бассейн пассивной континентальной окраины [Хаин, 1973], а в венде и раннем палеозое составлял прогнутую юго-западную часть огромного осадочного бассейна Сибирской платформы. В современных контурах площадь Байкитского ОБ составляет 155 тыс. км2, объем осадочного выполнения около 660 тыс. км3 [Конторович и др., 1976; Мегакомплексы. 1987].

Мощность осадочного чехла меняется от 2,5 до 6,5 км (рис. 2). Большие мощности приурочены к юго-западной и южной частям бассейна — зоне надвигов на востоке Енисейского кряжа, в Предъенисейском прогибе и в котловинах, наложившихся на Теринский прогиб рифейской эры [Глубинное строение. 1983; Мегакомплексы. 1987].

Рис. 2. Рельеф поверхности кристаллического фундамента Байкитского осадочного бассейна:

1 — границы Байкитского ОБ; 2 — Изолинии поверхности фундамента; 3 — разломы; 4 — основные структуры рельефа фундамента: 1 — Байкитский и 2 — Деланинский своды, 3 — Предъенисейский региональный и 4 — Теринский прогибы

На поверхности кристаллического фундамента Байкитского ОБ выделены два прогиба: в юго-западной части Предъенисейский и в южной — Теринский (глубины до фундамента — 4,5-6,0 км) [Глубинное строение. 1983]. Центральную часть бассейна занимают Байкитский и Деланинский своды, на которых глубины кристаллического фундамента меняются от 2,0 до 3,5 км.

Юго-западная окраина Байкитского бассейна уходит под складчатые сооружения Енисейского кряжа (рис. 3). В палеоплане бассейн был более обширным – его юго-западная часть претерпела преобразование во время формирования складчатой системы Енисейского кряжа. Осадочный чехол Байкитского бассейна составлен в основном рифейскими, вендскими и кембрийскими отложениями. По его северному и восточному бортам широко развиты также ордовикские, среднекаменноугольные, пермские и нижнетриасовые отложения. На отдельных участках распространены силурийские, девонские, нижнекаменноугольные, юрские, меловые и палеогеновые отложения (рис. 4).

Рифейские отложения выходят на поверхность по юго-западному борту Байкитского ОБ (северо-восток Енисейского кряжа), на Чадобецком поднятии, а также вскрыты скважинами на Камовском своде и в Ангарской зоне складок. Они разделены на сухопитскую, тунгусикскую и ослянскую (чингасанскую на севере) серии на Енисейском кряже [Семихатов, 1962] и объединены в камовскую на Камовском своде [Решения. 1979]. В сухопитской, тунгусикской, ослянской сериях нижние части представлены терригенными породами, верхние – глинисто-карбонатными и карбонатными, тогда как чингасанскую составляют терригенные породы. Камовская серия представлена, карбонатными и глинисто-карбонатными породами, она сопоставляется с верхней частью сухопитской и тунгусикской сериями. Общая мощность камовской серии превышает 4000 м [Новые данные. 1991], сухопитской – 3000-4700 м, тунгусикской – 2500-3800 м, ослянской – 500-700 м, чингасанской – 1700-2300 м.

Нижняя терригенная часть сухопитской, а также ослянская серии развиты по юго-западной и южной окраинам Байкитского ОБ, но в его внутренних районах распространены отложения камовской.

Верхи рифея — низы венда (тасеевская серия) сложены в основном терригенными породами мощностью 450-4000 м и распространены только в зонах устойчивого прогибания вдоль юго-западного борта Байкитского ОБ.

По всей территории бассейна установлены вендские отложения, с размывом залегающие на различных уровнях рифея и на фундаменте [Мельников и др., 1976]. В нижней части они представлены красноцветными терригенными породами ванаварской свиты, которая расположена по западной и южной частям Байкитского бассейна, в центральной, северной и восточной частях ее нет, здесь на рифей или фундамент налегают более молодые свиты венда – сульфатно-доломитовая оскобинская, а далее на север – глинисто-доломитовая катангская; в южной части ОБ в катангской и оскобинской свитах распространены пласты каменной соли. Общая мощность вендских отложений меняется от 180-200 м на севере и в центре до 750-1100 м на юге Байкитского бассейна.

Кембрийские отложения составляют значительную часть осадочного чехла Байкитского бассейна. Нижний-средний кембрий составлен чередованием соленосно-доломитовых (снизу вверх: нижне-, верхнеусольская, верхнебельская подсвиты, ангарская свита, верхнелитвинцевская подсвита) и доломитовых толщ (среднеусольская, нижнебельская подсвиты, булайская свита, нижнелитвинцевская подсвита) общей мощностью от 1400 до 2020 м. Средне-верхнекембрийская часть разреза представлена глинисто-карбонатными красноцветными породами эвенкийской свиты мощностью от 400 до 470 м, выходящими во многих районах на дневную поверхность.

Источник

Нефтегазоносная провинция, бассейн

Нефтегазоносная провинция — это сравнительно крупный участок земной коры

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

Характеристики НГП:

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

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

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

Различие НГП по возрасту регионально нефтегазоносных комплексов геохронологической шкалы:

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

Различие НГП по возрасту:

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

Различают НГП по фазовым состояниям углеводородов и др.
Площади НГП находятся в диапазоне 350 — 2800 тысяч км 2 .
В CCCP разные исследователи выделяют 12 и более НГП (Западно-Сибирская, Волго-Уральская, Тимано-Печорская, Прикаспийская и др).
За рубежом выделено свыше 70 НГП.

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

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

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

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

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

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (площадь — примерно 0,6 млн км 2 ) расположена на территории одноименной эпибайкальской платформы, включает северную часть Предуральского краевого прогиба; продолжается на шельф Баренцева моря.
Фундамент (байкальский) залегает на глубинах от 1 — 3 до 7 — 12 км.
Нефтегазоносность распространена в отложениях от ордовика до триаса, в разрезе выделяется 8 нефтегазоносных терригенных и карбонатных комплексов.
Подавляющая часть ресурсов ( 75 — 95%), заключена в отложениях среднего-верхнего палеозоя, примерно поровну в визейско-нижнепермских и ордовикско-турнейских комплексах.
Нефтематеринскими считаются широко распространенные битуминозные глинистые известняки и сланцы верхнего девона (доманикиты) и нижнего карбона.
Большинство месторождений приурочено к брахиантиклинальным поднятиям и рифовым массивам.
В составе ресурсов преобладают нефтяные углеводороды.
В бассейне открыт ряд крупных нефтяных и газовых месторождений.
Запасы нефти категорий А+В+С₁ учтены более чем по 110 месторождениям.
Величины начальных и прогнозных ресурсов значительны.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (площадь — примерно 0,7 млн км 2 ) — наиболее крупная провинция в Европейском регионе.
Включает перикратонную область Восточно-Европейской платформы и Предуральский краевой прогиб (его центральную и южную части).
Раннедокембрийский фундамент залегает на глубинах от 3 — 5 до более 10 км в Предуральском прогибе.
Практически все ресурсы находятся в отложениях среднего-верхнего палеозоя.
Продуктивным является ряд терригенных и карбонатных комплексов в разрезе девонской-пермской систем.
В качестве нефтематеринских рассматриваются регионально распространенные битуминозные глинистые известняки и сланцы верхнего девона (доманикиты) и нижнего (турне и визе).
Среди ловушек преобладают структурные и рифовые; перспективны также стратиграфические и литологические зоны выклинивания.
В составе ресурсов преобладают нефтяные углеводороды.
Плотность общих ресурсов высокая, наибольшая приурочена к Южно-Татарскому и Соль-Илецкому сводам, в пределах которых находятся самые крупные месторождения: Ромашкинское (нефтяное) и Оренбургское (газоконденсатное), которое содержит также крупные запасы газовой серы.
В результате геологоразведочных работ на нефть и газ было открыто 212 месторождений с нефтяными запасами и 19 месторождений с запасами газа, что составляет 46% всех открытых нефтяных месторождений России на суше. Запасы нефти в этих месторождениях составляют 25% от общих разведанных запасов категорий А+В+С₁ по России в целом.

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

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

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

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

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

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

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

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

Енисейско-Хатангский бассейн (площадь — примерно 0,35 млн км 2 , Енисейско-Анабарская и Хатанго-Вилюйская газонефтеносные провинции).
Приурочен к мезозойскому краевому прогибу, который перекрывает область палеозойского перикратонного опускания Сибирской платформы и складчатые палеозойские комплексы Таймыра.
Фундамент гетерогенный, представлен комплексами докембрия, нижнего и среднего палеозоя.
Глубины залегания от 3 до 8 — 12 км.
Осадочный разрез представлен терригенно-карбонатными, вероятно соленосными, отложениями палеозоя, мощностью до 5 км, и терригенными мезозоя, мощностью до 8 км.
Нефтегазоносными являются юрские и меловые песчано-глинистые отложения.
В составе углеводородов преобладает газ (свыше 90%).
В качестве нефтематеринских рассматриваются глины верхней юры и нижнего мела.
Ловушки преимущественно антиклинальные.
Открыто 14 газовых и газоконденсатных и одно нефтегазоконденсатное месторождение.
Начальные ресурсы сосредоточены на западе бассейна.

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

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

Анадырско-Наваринская перспективная нефтегазоносная область (площадь — примерно 0,15 млн км 2 ) отвечает внутрискладчатым прогибам в пределах Тихоокеанского кайнозойского пояса.
Фундамент представлен мезозойскими дислоцированными и метаморфизованными вулканогенными образованиями.
Осадочный чехол, мощностью до 4 — 5 км, возможно больше, сложен морскими и континентальными породами верхнего мела, палеогена и неогена.
Продуктивность связана с отложениями палеогена и миоцена.
Установлена промышленная нефтегазоносность.
Прогнозные ресурсы ограниченные.

Охотская нефтегазоносная провинция (площадь — примерно 1,7 млн км 2 ).
Представляет собой обширную область преимущественно кайнозойского осадконакопления в пределах альпийского Тихоокеанского пояса.
Включает впадину Охотского моря и прилежащие континентальные области прогибания.
За кровлю фундамента принимается поверхность метаморфизованных пород мелового возраста.
Наибольшие мощности кайнозойской терригенной толщи (до 5 — 8 км и более) контролируются прогибами, обрамляющими приподнятый Охотский массив в центральной части Охотского моря.
Продуктивны песчаные горизонты миоцена.
Глинистые толщи в отложениях нижнего и среднего миоцена, обладающие повышенной битуминозностью, рассматриваются в качестве нефтегазоматеринских и одновременно как региональные флюидоупоры.
Ловушки антиклинального типа, часто тектонически осложненные.
На северо-востоке Сахалина открыто 60 месторождений, в т.ч. 47 нефтяных и 13 газовых.
Месторождения многопластовые (до 8–14 пластов); здесь плотность ресурсов высокая.
Дальнейшие перспективы провинции связаны преимущественно с прогибами на шельфах Охотского моря.
Крупный резерв углеводородного сырья России составляют шельфы арктических и дальневосточных окраинных морей, а также внутренние Каспийское и Балтийское моря.
Значительная часть их площади оценивается как перспективная.
На долю арктического шельфа приходится львиная доля общих ресурсов углеводородов континентального шельфа России.

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

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

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

В пределах дальневосточных акваторий, наряду с субаквальными частями Охотской нефтегазоносной провинции и Анадырско-Наваринской промышленной нефтегазоносной области, выделяется протяженная слабо изученная Притихоокеанская нефтегазоносная провинция.
Нефтяной баланс
В нефтяном балансе страны числится 2350 месторождений, в тч 14 на шельфе.
Большая часть текущих запасов остается в крупных месторождениях.
80% текущих запасов нефти Западной Сибири сосредоточены в 71 месторождении, в разработке 56 месторождений с запасами А, В, С₁ 7,5 млрд т.
В России, в текущих запасах нефти промышленных категорий:

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

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

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

Источник