Характеристика нефтеносности региона

В структурно-тектоническом отношении регион относится к обширной отрицательной платформенной структуре – Балтийской синеклизе. В региональном плане наиболее погруженная часть синеклизы имеет северо-восточное простирание. В юго-восточной части Балтийского моря наиболее погруженной является приосевая Гданьско-Куршская впадина (2,0 – 3,5 км). Впадина ограничена системой каледонских и герцинских разломов. В акватории прослеживаются продолжающиеся с суши тельшайские, неманские и прегольские

разломные зоны. Однако, оставаясь субширотными на юге в Лэбско-Cамбийской зоне, в северной части впадины они меняют простирание на северо-восточное и субмеридиональное. Зоны позднекаледонских разломов нередко сопровождаются локальными нефтеносными структурами, осложняющими древние волны. Например, один такой вал с семью нефтеносными структурами протягивается до г. Калининграда вдоль Московского шоссе от поворота на г. Знаменск. Второй вал, на котором подтверждено шесть месторождений, закартирован начиная от южного побережья Куршского залива вдоль побережья моря. Оба вала уходят под воды Балтики.

В южной и юго-восточной частях моря локальные поднятия имеют форму валов, располагающихся на приподнятых блоках региональных разломов. Некоторые поднятия соответствуют брахиантиклиналям с асимметричным профилем. Размеры структур измеряются первыми километрами, редко достигая 20,0 км по длинной оси, амплитуды составляют 10,0 – 50,0 м, что сопоставимо с таковыми для структур суши. Сами формы наиболее выражены в каледонском комплексе (Є1 – Д1), а амплитуды увеличиваются в направлении регионального погружения фундамента (к югу).

Таким образом, бесспорно, что и территория Калининградской области, и дно Юго-Восточной Балтики на протяжении всех периодов, с которыми возможно связывать образование нефти, ее ловушек, миграцию и сохранение нефтяных залежей, испытывали одинаковое тектоническое развитие. Различие заключается лишь в интенсивности (но не в направленности) процессов, о чем свидетельствует возрастание амплитуд структур и разломов в юго-западном направлении.

Наглядное представление о характере нефтеносных структур региона может дать рассмотрение Дейминской нефтяной залежи, расположенной вблизи Красоборского и Малиновского месторождений у г. Гвардейска. Структура находится в зоне сочленения Самбийского выступа и Прегольской депрессии. В отложениях среднего кембрия это куполовидная складка, ограниченная с юга и развитая по своду разлома. Разломы делят складку на западный и юго-восточный блоки. Западный юлок имеет форму трапеции ЗСЗ простирания. Юго-восточный блок имеет вид "полуантиклинали" северо-западного простирания, которая по северо-западному и юго-западному крыльям ограничена разломами. Углы падения меняются от 0о21' в западном крыле до 3о в северо-восточном. Нефтеносность приурочена к прослоям алевритов и алевролитов, мощность которых составляет около 10,0 м, а глубина залегания подошвы в западном приподнятом блоке 2096,0 м, в юго-восточном опущенном – 2267 м. Таким образом, амплитуда тектонического нарушения на структуре весьма значительна. Залежь Дейминского месторождения классифицируется как антиклинальная сводовая тектонически экранированная. Основные параметры залежи приведены в таблице 1.

Полезные статьи

Перспективы развития газовой промышленности.
В перспективе 2000 - 2010 it. исключительно важным направле­нием признано развитие отраслей высокоэффективных качественных видов жидкого и газообраз ...

Население
Калининградская область относится к немногим регионам страны, население которых сформировалось за счет организованного переселения, начавшегося в 19 ...

Образование и расходование средств Фонда социального страхования
Фонд социального страхования России в иерархии государственных внебюджетных фондов занимает второе место после Пенсионного фонда. В отличие от после ...