Cтраница 3
Фундамент бассейна сложен докембрийскими кристаллическими породами и расчленен разломами преимущественно северо-восточного простирания на ряд блоков. В грабенах, образованных разломами, залегают пермские и юрские континентальные терригенные отложения. Меловая система представлена терригенно карбонатными породами мощностью 2 - 2 5 км. Местами встречаются рифогенные известняки. В районе нижнего течения Годавари меловые отложения перекрыты траппами мощностью до 70 м позднемелового эоценового возраста. Кайнозойские отложения представлены морскими терригенно-карбо-натными породами мощностью 1 - 6 км и в пределах изученной части бассейна образуют моноклиналь, осложненную погребенными валами. С 1980 г. в Индо-Ланкийском НГБ открыто восемь небольших газовых и газонефтяных месторождений: на севере бассейна два нефтегазовых месторождения в 25 км от берега моря при его глубине до 300 м и нефтяное и газовое месторождения на суше; на юге бассейна в районе Кавери три газонефтяных месторождения, из них два в субаквальной части. Структура месторождений представлена небольшими брахиантиклиналями северо-восточного простирания, некоторые из них приурочены к погребенным валам. [31]
Имеются чисто газоносные зоны. Нефтяные и газовые месторождения бассейна наиболее часто связаны с валообразными зонами. Во впадине Бриджер прослеживаются две наиболее крупные антиклинальные зоны субмеридионального простирания: Мокса на юге и Биг-Пайн - Ла-Бардж в средней части впадины. Первая - зона газонакопления ( месторождения Эмигрант-Спринте, Дупел, Мокса и др.), содержит залежи газа в отложениях мелового и палеозойского возраста, во второй - зоне неф-тегазонакопления ( месторождения Биг-Пайн, Тип-Топ - Чэллоу, Сэдл-Ридж и др.) - нефть и газ имеются в отложениях палеозойского, мелового и эоценового возраста. В зоне находится наиболее крупное газовое месторождение бассейна - Биг-Пайн ( 79 млрд. м3) - с залежами в породах эоцена и мела. [32]
Наличие статистической связи между максимальным значением градиента перового давления и суммарной мощностью глинистых толщ для сарматских и нижнечокр. АВПД в этих породах, но и позволяет по мощности глин сделать предварительный прогноз порового давления. Решение этой задачи для Северного Кавказа очень важно, поэтому были построены схемы изменения мощностей глинистой покрышки эоцен-миоценового возраста и суммарной мощности песчаных пластов этой толщи. В связи с этим стратиграфическая привязка границ территориально была плавающей. Так, для месторождений Восточного Предкавказья ( ЧИАССР, ДАССР) глинистая покрышка охватывала нижнечокракские и майкопские отложения, для месторождений Краснодарского и Ставропольского краев нижняя граница глинистой толщи стратиграфически выделялась в более древних отложениях, включая и породы эоценового возраста. [33]