Тип бассейна:
Подтип бассейна:
Класс бассейна:
Возраст бассейна:
Тип полезных ископаемых:
Геологический возраст начало:
Геологический возраст конец:
Площадь: 1301512.8 км²
Притихоокеанская нефтегазоносная провинция
Притихоокеанская НГП выделена в пределах Камчатской области, Корякского и Чукотского автономных округов, прилегающих акваторий Берингова моря и Тихого океана (рис.1).
Рис. 1. Притихоокеанская нефтегазоносная провинция.
Крупнейшие тектонические элементы обрамления: I — Восточно-Азиатский вулканогенный пояс, II — Центральнокорякский антиклинорий, III — Центральнокамчатский мегантиклинорий.
Нефтегазоносные области: А — Анадырско-Наваринская, Б — Хатырская, В — Восточно-Камчатская, Г — Алеутская, Д — Командорская
Перспективная площадь НГП оценивается в 226 тыс. км2, включая 94 тыс. км2 на суше и 172 тыс. км2 — в акваториях. На суше открыто пять небольших месторождений нефти и газа; разработка их не ведется.
Притихоокеанская НГП соответствует современной геосинклинали и кайнозойской складчатой области. Большую часть площади суши в пределах Камчатки и Чукотки занимают складчатые сооружения антиклинорного типа и лишь в прибрежных районах развиты орогенные впадины, раскрывающиеся в шельфовые зоны (Анадырская, Наваринская, Хатырская, Олюторская и др.). В акватории Берингова моря выделяются Алеутская и Командорская глубоководные котловины, обрамленные с юга Алеутской островной дугой.
Осадочное выполнение впадин представлено преимущественно молассами палеоген-четвертичного возраста: только в отдельных бассейнах чехол включает верхнемеловые терригенные и вулканогенно-обломочные породы. Карбонатные породы представлены в разрезе ограниченно; доля вулканогенных пород не превышает 10 — 30%.
Перспективы нефтегазоносности Притихоокеанской НГП связаны с кайнозойскими отложениями. Общий потенциал ресурсов углеводородов невысокий и характеризуется преобладанием (до 70%) газовой составляющей. Обосновано выделение в осадочной толще двух нефтегазоносных комплексов: эоцен-олигоценового и миоценового.
Эоцен-олигоценовый НГК представлен пачками переслаивания песчаников, глин, углей общей толщиной до 3000 м. Коллекторами служат песчаники, зональными покрышками — глины олигоценового возраста. Из этих отложений получены притоки горючего газа дебитом порядка 100 тыс. м3/сут на Поворотной площади в Анадырской впадине и около 60 тыс. м3/сут на Янракоимской площади в Хатырской впадине.
Миоценовый НГК имеет сходный терригенно-угленосный состав, толщина его до 5000 м. Резервуар представлен песчаниками, перекрытыми глинистыми пачками верхнемиоценового (Анадырская впадина) и среднемиоценового (Хатырская впадина) возрастов. С этим комплексом связаны все открытые месторождения нефти и газа.
В Центрально-Камчатском прогибе выделяется меловой перспективный комплекс, в котором проницаемые терригенные породы экранированы глинами палеоцен-олигоцена.
В составе Притихоокеанской НГП намечаются две нефтегазоносные области: Анадырско-Наваринская и Хатырская. В Беринговом море предполагаются Алеутская и Командорская НГО, однако, пока они достоверно не обоснованы.
Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.
Следующий Бассейн: Черноморский