Ферганский бассейн
Cтраница 1
Ферганский бассейн в тектоническом отношении представляет собой крупный мегасинклинорий, ограниченный глубинными разломами с амплитудами по фундаменту более 3 км на севере и до 2 км на юге. Ступенчатое строение мегасинклинория прослеживается и в покровных отложениях, определяя его главные тектонические элементы: Центральный грабен, Южную, Нарынскую, Чустпап-Наманганскую и Супетаускую ступени. Крупные тектонические элементы осложнены многочисленными разрывными нарушениями и локальными структурами. [1]
Ферганский бассейн - старейший нефтедобывающий район, где добыча нефти осуществляется с начала XX в. К настоящему времени здесь открыто 62 месторождения. Юрские отложения преимущественно газоносны, реже в них встречаются нефтегазовые залежи. [2]
 |
Гидрогеологический разрез Северо-Сохского месторождения. [3] |
В Ферганском бассейне выделяют три гидрогеологических этажа: докембрийско-палеозойский, мезозойско-палеогеновый и олиго-цен-четвертичный. [4]
В разрезе Ферганского бассейна выделяют три структурно-тектонических этажа, сформировавшихся на геосинклинальном ( палеозойском), платформенном ( мезозойско-палеогеновом) и орогенном ( неоген-четвертичном) этапах развития. [5]
Промышленная газоносность месторождений Ферганского бассейна установлена в широком стратиграфическом интервале от неогена до юры. В неогеновых и палеогеновых отложениях в основном содержатся нефтяные залежи, в меловых и юрских отложениях преимущественно газовые и газо-конденсатные. [6]
Другая картина наблюдается в Бухаро-Хивинском, Устюртском регионах и в Ферганском бассейне. Здесь максимальное погружение нефтегазоматеринских пород наблюдалось в олиго-цене-антропогене, и в настоящее время они погружены более чем на 4 - 5 км в прогибах и 1 2 - 2 км в приподнятых районах. Следовательно, в этих регионах эмиграция УВ и соответственно формирование залежей происходит на всем протяжении верхнемелового-антропогенового времени. Очевидно, этот процесс продолжается и в настоящее время. [7]
По-видимому, с различной степенью взаимодействия внешней и внутренней геогидродинамических систем Ферганского бассейна в районе месторождения связана гидрохимическая инверсия разреза, наиболее хорошо выраженная в центральном блоке и имеющая характер тенденции в верхнепалеоцен-эоценовом комплексе северного блока. По данным изучения ВРОВ прослеживается ореольный эффект от нефтяных залежей, выражающийся в снижении до фоновых значений концентрации СХБ ( ниже 5 1 мг / л), летучих фенолов ( ниже 0 22 мг / л), а также величин иодатной ( ниже 10 7 мг / л) и перманганатной ( ниже 3 8 мг / л) окисляемости при удалении от ВПК. [8]
По содержанию последних автор выделяет 3 группы месторождений: южную, восточную и северную. Высокое количество серы, ванадиловых порфиринов характерно для нефти месторождения Шорсу по сравнению с другими нефтями Ферганы. Нефти палеогена довольно обогащены микроэлементами по сравнению с нефтями мела. Величина отношения V / Ni колеблется от 0 1 до 0 4, на основании чего предполагается однородность исходного нефте-образующего материала на всех участках ферганского бассейна. [9]
Страницы: 1