На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


Диплом Особенности нефтегазоносных областей обрамления Балтийского щита

Информация:

Тип работы: Диплом. Добавлен: 15.10.2013. Сдан: 2013. Страниц: 86. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Оглавление
Введение 3
1.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ
1.1 Краткий географический очерк 5
1.2 Геолого-геофизическая изученность Арктического шельфа России (обзорные сведения) 5
2. ПОЛОЖЕНИЕ СЕВЕРОМОРСКОЙ МЕТАПЛАТФОРМЫ И ЕЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
2.1. Географическое положение Северного моря 32
2.2 Стратиграфические особенности североморского мегабассейна 36
2.3 Тектоническое строение Северного моря 39
2.4 Геологическая история Северного моря 44
2.5 Нефтегазоносность и характеристика отдельных крупнейших месторождений 46
3. ПОЛОЖЕНИЕ ПЕЧОРСКОЙ МЕТАПЛАТФОРМЫ И ЕЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
3.1. Географическое положение Печорской метаплатформы 7
3.2. Стратиграфия 7
3.3 Нефтегазоносность Печорской метаплатформы 23
3.4 Краткая характеристика нефтегазоносных бассейнов и месторождений углеводородов, приуроченных к ним 23
3.5. Закономерности распределения месторождений 28

4. ПОЛОЖЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ БАРЕНЦЕВОМОРСКОГО БАССЕЙНА
4.1Краткая характеристика баренцевоморского бассейна 61
4.2 Основные черты геологического строения Баренцевоморского региона 62
4.3 Типы бассейнов 63
4.4 Тектоническое районирование бассейнов Баренцевоморского шельфа 64
4.5 Перспективы нефтегазоносности нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений 65
5. ГЕОГРАФИЧЕСКОЕ ПОЛОЖЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ
5.1 Краткая характеристика Западно-Сибирской плиты 72
5.1 Тектоническая структура 73
5.2 Стратиграфические комплексы и этапы развития 80
5.3 Нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты 84
6. Заключение



Введение
С 24 июня 2012 года по 9 сентября 2012 года я проходил преддипломную практику на предприятии ОАО «СМНГ» в Северном море. Моя основная работа заключалась в участии в сейсмической разведке нефтегазоконденсатных месторождений в Северном море. Мне была предоставлена информация, карты и необходимые документы для ознакомления и составления общих выводов.
Дипломная работа посвящена характеристике геологических особенностей нефтегазоносных областей обрамления Балтийского щита. Эти области отражают переход от зоны влияния Атлантического океана к зоне Северного Ледовитого. Основное внимание уделено характеристике Североморской и Печороморской метаплатформенных областей для освещения их особенностей, выявления закономерностей эволюции осадкообразования.




Рис 1. Шельфовое обрамление Балтийского щита (схема).
1- главные (сплошная линия) и сопровождающие их (прерывистая линия) субпараллельные долгоживущие глубинные линеаментные зоны; 2- Балтийский щит; 3- контуры шельфовых областей4;- метаплатформы; 5- номера основных структурных элементов (цифрами обозначены: 1 - щит, 2- Североморский и Кельтский шельф, заштрихована Североморская метаплатформа, 3 - Печороморская метаплатформа, 4- Баренцевоморский шельф, 5- Карско-Западно-Сибирская нефтегазоносная область); 6- направление на север.
Актуальность. Северное море, до сих пор остающееся одним из важнейших источников энергоресурсов для Норвегии, а также Великобритании, Нидерландов и ряда других стран Европейского союза - один из важнейших в мире нефтегазоносных районов. Самые благоприятные условия для образования шельфовых месторождений нефти и газа складываются на мелководье, в начальной стадии формирования осадочных пород.
Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн является одним из старейших и динамично развивающихся регионов промышленной разработки месторождений углеводородов России. За длительное время освоения Тимано- Печорской НГБ накопился значительный объем материалов сейсморазведочных работ и глубокого бурения, количество которых с каждым годом продолжает увеличиваться. В последние годы в практике геологических исследований на различных стадиях изучения, оценки и эксплуатации различных полезных ископаемых нашли широкое применение геоинформационные системы (ГИС). Они успешно обеспечивают сбор, хранение, обработку геолого-геофизической информации, используются для картосоставительских работ, моделирования месторождений полезных ископаемых, подсчета запасов, планирования и оптимизации работ. Это позволяет выявлять новые закономерности формирования и размещения месторождений углеводородов.
Актуальным также является описание закономерностей эволюции общей структуры региона, осадконакопления фанерозоя и влияния различных факторов на формирование и размещение месторождений нефти и газа.
Цель и задачи. Цель данной дипломной работы заключалась в рассмотрении геологического положения и нефтегазоносности Североморской структуры и Печорской метаплатформы. Для её достижения были выполнены следующие задачи:
1. характеристика Арктического шельфа России в общей системе (географическое положение, особенности строения, эволюция осадкообразования);
2. характеристика Североморской шельфовой области(географическое положение, особенности строения, эволюция осадкообразования);
3. описание закономерностей распределения месторождений углеводородов в пределах Североморской структуры;
4. описание Печорской метаплатформы и о.Колгуева, как ее составной части;
5. описание закономерностей распределения месторождений углеводородов в пределах Печорской и Баренцевоморской области;
6. характеристика Западно-Сибирской плиты (географическое положение; нефтегазноносность).
Сведения о Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции приводятся и используются потому что она связана пространственно с крупнейшими глубинными зонами (Урал-Новоземельской и др.) и содержит масштабные месторождения углеводородов ( особенно газовые). Тем самым данные по этой провинции дополняют закономерности размещения нефтегазоносных областей Арктического шельфа и его периферии.
Автор работы выражает благодарность Александру Александровичу Предовскому за поддержку и помощь в написании дипломной работы.
Приводимые в главах характеристики крупных нефтегазоносных областей заимствованы из работ, авторы которых указаны в списке литературы и по ходу изложения в тексте.

1.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ

1.1 Краткий географический очерк
Шельф части Северного Ледовитого океана, находящийся под юрисдикцией нашей страны, занимает обширные пространства. Русскими и советскими экспедициям он изучается с конца XX века и до настоящего времени.
В океане выделяются два суббассейна - Евразиатский (Евразийский) и Американо-Азиатский (Амеразийский). Граница между ними проходит по подводному узкому, прямолинейному хр.Ломоносова, протягивающемуся от о.Элсмир у южной Гренландии до Новосибирских островов. К Евразиатскому суббассейну относятся Баренцево и Карское моря и море Лаптевых, архипелаг Шпицберген, Земля Франца- Иосифа, Новая Земля, Северная Земля, острова Визе, Ушакова, Уединения. К Американо-Азиатскому суббассейну относятся Восточно-Сибирское и Чукотское моря с Новосибирским архипелагом, островами Врангеля, Геральда.
Северный Ледовитый океан заметно отличается от всех остальных. По площади, он в 10 раз меньше Тихого океана. Шельф занимает в его пределах более 50 %, относительно глубоководные впадины 22 %, срединный океанический хр. Гаккеля 3%, подводные окраины материков 24 %. [Чочиа,1989].

1.2 Геолого-геофизическая изученность Арктического шельфаРоссии (обзорные сведения)
Евразиатско-Арктическая континентальная окраина и ее осадочные бассейны характеризуются весьма неравномерной в геолого - геофизическом отношении изученностью. Наиболее обеспечен данными Баренцево - Карский регион. Особенно интенсивно он начал изучаться с 1978 г., когда объединением "Союзморгео" стали проводиться планомерные площадные геофизические исследования. К началу 1993 г. только ПО "Союзморгео" было отработано сейсмических профилей MOB ОГТ в Баренцевом море около 280000 пог. км и в Карском - около 65000 пог. км. Основной объем этих работ направлен на изучение структуры осадочного чехла, подошва которого в Баренцевом море фиксируется на глубинах 15-12 км. Кроме того, проводились в небольшом объеме и глубинные сейсмические исследования методами ГСЗ, КМПВ, ШГСП.
В менее изученном Карском море подавляющая часть геофизических работ сосредоточена в его юго-западном секторе. Здесь осадочный чехол мезозойско- кайнозойского возраста исследован до глубин преимущественно 5-8 км, а суммарная мощность отложений достигает местами 11-12 км и более. В 1985-1990 годах МАГЭ ПГО "Севморгеология" в Карском море были выполнены исследования методами преломленных волн (МПВ) объемом около 4000 пог. км. В совокупности с данными МОГТ результаты этих работ внесли определенную ясность в представления о структуре низов разреза осадочного чехла и фундамента, а также о строении в целом земной коры и не только южной, но и северной части Карского региона.
В море Лаптевых, начиная с 1986 г., силами МАГЭ ПГО "Севморгеология" проводились исследования МОГТ, благодаря которым собрано много новых данных о характере разреза и структурных планах осадочного чехла. С 1989 года ПО "Союзморгео" начаты площадные исследования. Общий объем профилей МОГТ в Лаптевоморском регионе составляет свыше 18000 пог. км.
Сейсмическая изученность остальных акваторий континентальной окраины - Восточно-Сибирского и Чукотского морей, хотя и улучшилась в последние годы, но все еще остается крайне слабой.
Таким образом, наиболее изученными геофизическими методами среди осадочных бассейнов Арктического шельфа России, являются бассейны западного сектора, географически относящиеся к южным областям Баренцева и Карского морей. По результатам сейсмических работ здесь выявлено свыше 140 в различной степени перспективных на углеводородное сырье локальных объектов. Начато бурение 48 скважин, из которых 24 расположены на морских площадях, закончены бурением - 37. Ряд скважин параметрического и разведочного бурения пройден на островах (о. Колгуев, Печорское море; острова Белый и Свердруп, Карское море).
В результате проведения геологоразведочных работ в Баренцевом и Карском морях открыто 15 месторождений углеводородов (в том числе три гигантских): 12 - на шельфе и три на островах, запасы которых составляют 1.5 и 7 %, соответственно, нефти и газа от ресурсного потенциала Западно-Арктического шельфа [Шипилов, Тарасов, 1998].

2. ПОЛОЖЕНИЕ СЕВЕРОМОРСКОЙ МЕТАПЛАТФОРМЫ И ЕЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
2.1. Географическое положение Северного моря

Северное море на протяжении последних десятилетий XX в. характеризовалось наиболее активным освоением морских месторождений нефти и газа. Эта активность стимулировалась рядом факторов. Во-первых, очень выгодное географическое положение относительно европейских стран, имеющих развитую промышленность, таких как Англия, Франция, Германия, Нидерланды и др. Во-вторых, отсутствие на северо-западе Европейского континента сколько-нибудь крупных месторождений нефти. В-третьих, наличие глубин моря, относительно доступных для освоения, и, наконец, открытие в последние годы в пределах Северного моря крупных нефтяных месторождений. Лондон превратился в крупнейший нефтяной центр, откуда многие нефтяные компании контролируют деятельность своих филиалов не только в Европе, но и в Африке и на Ближнем и Среднем Востоке.
Наряду с нарастающей уверенностью в перспективности на нефть и газ областей шельфа Северо-Западной Европы в течение последнего десятилетия произошли значительные усовершенствования в технологии поисково-разведочных работ и в технике бурения на шельфе, что позволило распространить поисково-разведочные работы в более глубоководные части.
Поисково-разведочные работы в акватории этого моря начались в середине 1960-х гг. и были вызваны двумя причинами. Первой из них явилось принятие Женевской конвенции 1958 г. о континентальном шельфе, которая создала правовую основу для раздела дна Северного моря. Сам этот раздел произошел уже в 1960-х гг., причем на долю Великобритании пришлось 46 % всей площади шельфа (до параллели 62° с. ш., принятой за границу моря при его разделе), Норвегии - 27 %, Нидерландов - 10 %, Дании - 9 %, ФРГ - 7 %, Бельгии и Франции - по 0,5 %. Вторая причина заключалась в том, что в 1959 г. на севере Нидерландов в провинции Гронинген было открыто газовое месторождение Слохтерен с извлекаемыми запасами в 2,5 трлн м3, т. е. относящееся к категории уникальных месторождений. Эксплуатация его началась в 1963 г. Естественно, можно было предположить, что залежи углеводородов продолжаются и под морским дном.
По географическому положению Северное море может рассматриваться как шельфовый бассейн Атлантического океана. В плане это слегка вытянутый в субмеридиональном направлении морской бассейн площадью 660 000 км2. Его протяженность от края континентального шельфа у Шетландских островов до южного берега около 1 000 км, а максимальная ширина между Великобританией и Данией - 600 км.
Северное море является относительно мелководным; на большей части глубина моря не превышает 90 м, но к северу от 58° с. ш. оно постепенно углубляется до 200 м. К северу от Шетландских островов, приблизительно на широте 61°30, находится перегиб шельфа (бровка), а далее начинается континентальный склон, относящийся уже к Норвежскому морю. На северо-востоке моря вдоль Скандинавского п-ова находится относительно узкий, изогнутых очертаний Норвежский желоб с максимальной глубиной более 500 м. Ширина этого желоба по изобате 200 м колеблется от 40 до 80 км и лишь на севере превышает 100 км. Основная мелководная западная часть моря характеризуется относительно выровненным рельефом, однако здесь известен ряд банок. К числу наиболее крупных относятся Доггер-банка и Грейт-Фишер-банка на юге, Литл-Халибед-банка у побережья Шотландии, банки Поби, Берген и Викинг на севере. Кроме того, в рельефе дна наблюдаются крупные пологие понижения, а также отдельные линейно-вытянутые ложбины, из которых наиболее крупной является впадина Дэвис-Холл на западе. Ее максимальная глубина 237 м.
Вопросам строения и нефтегазоносности Северного моря посвящено значительное количество работ как советских, так и зарубежных исследователей. В настоящее время установлено, что в геологическом отношении Северное море представляет собой крупную депрессию, выполненную мощной толщей осадочных пород (до 12 км), возраст которых варьирует от девона до четвертичного.
В Североморском бассейне выявлено более 400 нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений (рис. 2.1, 2.2).
Общие достоверные и вероятные запасы нефти оцениваются примерно в 3 млрд т, природного газа в 4,5 трлн м?; по отдельным секторам они распределены довольно неравномерно. В британском секторе Северного моря обнаружено более 130 нефтяных месторождений с запасами 1,2 млрд т, из которых 44 разрабатываются. Разведано также 60 газовых месторождений с запасами 1,2 трлн м?, из которых разрабатываются 25.




Рис. 2.1. Схема расположения месторождений нефти и газа
южной части акватории Северного моря

В норвежском секторе запасы нефти оцениваются в 1,6-1,7 млрд т, природного газа в 2,9 трлн м3. Здесь эксплуатируются 26 нефтяных и газоконденсатных и около 30 газовых месторождений. Остальные сектора значительно беднее: в датском разведано всего 100 млн т нефти, в голландском 25, а в секторе ФРГ поисковое бурение пока не дало результатов. Все это в значительной мере предопределило и размеры добычи. Представление о добыче нефти в целом по бассейну и по отдельным секторам дает табл. 2.2.
Данные таблицы позволяют сделать три взаимосвязанных вывода. Во-первых, до середины 1980-х гг. в североморской добыче нефти первенствовала Великобритания. Затем добыча в британском секторе заметно упала, что объясняется как истощением ряда месторождений, так и серией аварий на нефтепромыслах. Однако в 1990-х гг. уровень добычи снова начал подниматься.




Рис. 2.2. Схема расположения месторождений нефти и газа северной
и центральной части акватории Северного моря
Во-вторых, добыча нефти в Норвегии продолжает быстро возрастать, что связано в первую очередь с достаточным количеством разведанных запасов. В-третьих, остальные североморские страны имеют сравнительно небольшую нефтедобычу. Впрочем, и потребности их значительно меньше, так что Дания, например, уже достигла полного самообеспечения нефтью и газовым конденсатом. В целом в Северном море добыча нефти в ближайшие годы может достигнуть своего пика (по разным оценкам от 230 до 270 млн т), после чего начнется ее снижение. В добыче природного газа картина складывается примерно аналогичная. В 1991 г. во всем Североморском бассейне было добыто 108 млрд м3, а в 1995 г. - 142 млрд м3. До начала 1990-х гг. первое место в добыче удерживала Великобритания, но затем ее стала обгонять Норвегия, что связано с вводом в эксплуатацию новых перспективных месторождений. Растет добыча газа и в голландском секторе Северного моря. В связи с этим постепенно изменяется и роль двух главных североморских стран в нефте- и газоснабжении Западной Европы. В середине 1980-х гг. экспорт нефти из Великобритании достиг 80 млн т, что ставило ее по этому показателю на пятое место в мире (после России, Саудовской Аравии, Ирана и Ирака), а экспорт из Норвегии составил 30-40 млн т. Но уже в конце 1980-х гг. экспорт из Великобритании начал уменьшаться, а норвежский продолжал расти, достигнув в 1990 г. 68 млн т. Главные покупатели норвежской нефти - Великобритания, Нидерланды, Швеция, Франция и США). Что касается природного газа, то Великобритания вообще его не экспортирует, целиком используя для собственных нужд. Норвегия же весь добываемый природный газ экспортирует в ФРГ, Великобританию, Францию, Нидерланды и Бельгию. Всего в 1990 г. в эти страны было поставлено 25 млрд м3, причем к 2000 г. поставки выросли в два-три раза. Кроме перечисленных стран интерес к норвежскому газу проявили также Швеция, Австрия, Италия и Испания.

Таблица 2.1Динамика нефтедобычи на континентальном шельфе Северного моря, млн т
Сектора 1974 1980 1985 1990
Британский 0,4 78,7 131,0 81,0
Норвежский 1,7 24,4 41,0 82,0
Голландский - - 2,5 2,0
Датский 0,1 0,3 2,3 2,0
Всего 2,2 103,4 176,8 177,0

2.2 Стратиграфические особенности североморского мегабассейна

Предполагается, что в основании разреза осадочных отложений Северного моря залегают породы девона, развитые в северной части моря. Как и на большей части Западной Европы, девонские отложения представлены здесь красноцветными терригенными отложениями - песками и песчаниками. Это так называемый горизонт красных песчаников. Отложения девона несогласно залегают на породах силура, ордовика и более древних. По мнению исследователей, девонские отложения могут достигать значительной мощности.
Отложения нижнего карбона распространены относительно нешироко. Они представлены шельфовыми карбонатными осадками (известняками) и породами дельтового происхождения, для которых характерно колебание фаций и мощностей. Гораздо значительнее, особенно в южной части моря, развиты образования верхнего карбона. Они сложены угленосными породами, переслаивающимися с терригенными отложениями.
Отложения нижнепермского возраста (ротлигендес) широко развиты в южной половине Северного моря и пройдены рядом скважин. В литологическом отношении это разнообразные по составу породы. В южной, прибрежной части Северного моря они представлены эоловыми песками, в северном направлении сменяются глинисто-алевролитовыми отложениями, а затем - глинами и эвапоритами. На юго-востоке, в Германской впадине породы ротлигендеса сложены эвапоритами, переслаивающимися с глинами и мергелями. В толще ротлигендеса, как в море, так и на берегу, были отмечены эффузивы. Эоловые отложения ротлигендеса, которые служат коллекторами для ряда газовых месторождений, имеют мощность в среднем 120-180 м. Общая мощность ротлигендеса достигает 1 000 м и более.
Породы верхнепермского возраста (цехштейн) широко распространены в Северном море. Они представлены циклическим чередованием доломита, ангидрита и каменной соли. Карбонатные и ангидритовые фации были отложены в периферийной зоне цехштейнового бассейна, в то время как в центре бассейна накопилась толща каменной соли мощностью около 1 200 м. Отложения цехштейна делятся на четыре пачки. Первая (нижняя) является эвапоритовым циклом, в котором снизу вверх наблюдается постепенный переход эвапоритов в базальные доломиты вышележащей второй пачки. В пределах последней на базальных доломитах лежит толща соли мощностью 650 м. Третья пачка также начинается с доломитов, которые перекрываются отложениями каменной соли мощностью 300 м. И, наконец, четвертая пачка маркирует заключительную фазу высыхания цехштейнового бассейна; она представлена терригенными отложениями. Соленосные отложения цехштейна оказали большое влияние на формирование структуры южной части Северного моря, обусловив солянокупольную природу этого региона. Кроме того, они служат хорошими покрышками для газовых залежей в нижележащих коллекторах ротлигендеса. На севере эвапориты цехштейна являются маломощными, в силу чего здесь не получили развитие соляные купола, столь характерные для южных районов.
Триасовые отложения в основном согласно перекрывают породы цехштейна и представлены всеми тремя отделами. Нижний слагается континентальными красноцветными аргиллитами и песчаниками с прослоями каменной соли. Песчаники нижнего отдела имеет мощность 180-275 м и обладают хорошей пористостью. Средний отдел состоит из переслаивания красноцветных аргиллитов и доломитов с прослоями каменной соли. Верхний отдел триаса сложен красно-коричневыми аргиллитами и ангидритами с прослоями каменной соли. Мощности прослоев соли во всех трех отделах триаса составляют 45-75 м, а общая мощность триаса в южной части Северного моря - 1 600 м. В более северных районах она, видимо, меньше; здесь триас представлен терригенной фацией, заполняя неровности дотриасового рельефа и отсутствуя на древних поднятиях.
Юрские отложения являются основным нефтеносным горизонтом северной части Северного моря. Они залегают с размывом на триасовых породах. Нижнеюрские - лейасовые образования - представлены в основном морскими глинами, отложившимися в трансгрессивный этап. Среднеюрские породы были сформированы в периоды регрессии; они характеризуются широкой фациальной изменчивостью и сложены песчаными отложениями дельт и эстуариев с прослоями угля и глин, а также оолитовыми и обломочными известняками. Таким образом, среднеюрские отложения состоят из пород-коллекторов, в которых сосредоточены крупные залежи нефти и газа в северных районах Северного моря. Верхняя юра представлена битуминозными глинами, отложившимися в период трансгрессии. Верхняя часть юрских отложений в южных районах моря представлена известняками и эвапоритами. Общая мощность юрского комплекса колеблется на юге от 600 до 1 500 м; на севере максимальная мощность этого комплекса характерна для грабенов, но там она не определена, так как скважины в основном заложены на структурно приподнятых участках дна.
Меловые отложения залегают несогласно на нижележащих породах, возраст которых колеблется от палеозоя до верхней юры. О распространении нижнего мела (неокома) точных данных нет, поскольку в настоящее время его находят только в прогибах типа трогов. Неясно, ограничивалась ли седиментация этими трогами или она захватывала большую площадь, откуда впоследствии нижнемеловые отложения были удалены. По составу эти отложения представлены мелководными песками и глинами, мощность которых варьирует по площади. Апт-альбские образования мощностью 75 м состоят из глин, также залегающих несогласно на подстилающих породах. Верхнемеловые отложения на большей части Северного моря сложены писчим мелом, и лишь севернее вернее 58°с. ш. преобладают глинистые породы. Мощность верхнемеловых отложений за пределами зоны солянокупольной тектоники составляет 600-1 000 м.
Кайнозойские отложения состоят из палеогеновых, неогеновых и четвертичных пород. Эти отложения являются главным образом терригенными и представлены глинисто-алевритовыми и песчаными образованиями. Четвертичные отложения имеют ледниковое происхождение; они сложены алевритами, песками и конгломератами, а также валунной глиной. Чисто морское происхождение имеют голоценовые отложения, мощность которых невелика.
2.3 Тектоническое строение Северного моря
В тектоническом отношении область Северного моря занята крупной, сложно построенной синеклизой, которая является продолжением крупного осадочного бассейна, протягивающегося на запад из Польши через северную часть Германии, Данию и Нидерланды. По строению земной коры Североморская синеклиза несколько отличается от обрамляющих ее геоструктурных элементов. Поверхность Мохоровичича залегает здесь на глубине около 30 км, что на 10 км выше, чем на Балтийском щите. Предполагается, что так называемый «гранитный» слой в пределах Североморской синеклизы либо отсутствует, либо значительно сокращен в мощности.
Североморская синеклиза обрамляется разновозрастными складчатыми сооружениями, которые частично можно проследить на морском дне. На востоке под толщу осадков Северного моря погружаются докембрийские породы Балтийского щита. В пределах синеклизы эти породы вскрыты скважинами на севере п-ова Ютландия, где их перекрывает толща аркозовых песчаников дотриасового возраста. Среднюю часть этого полуострова занимает поднятие Рингкёбинг-Фюн. Оно продолжается в пределы Северного моря в субширотном направлении. Судя по данным бурения на суше, фундамент поднятия сложен докембрийскими гнейсами. Южный склон указанного поднятия маркирует южную границу распространения докембрийского кристаллического фундамента. Таким образом, весь северо-восточный угол Северного моря южнее морского продолжения полосы норвежских каледонид имеет докембрийский (эпикарельский) фундамент. Видимо, на этом участке фундамент перекрыт толщей палеозойских недислоцированных пород, на которых залегают более молодые мезозойские и третичные породы; их мощность растет в западном направлении.
С юга Североморская синеклиза окаймлена палеозойскими складчатыми сооружениями Западной Европы. Прежде всего, это поле варисцийских складчатых сооружений, претерпевших этапы воздымания и складчатости в девоне, карбоне и ранней перми. В настоящее время они частично эродированы и перекрыты плащом более молодых отложений. В южной части бассейна находятся также складчатые сооружения каледонского возраста (Брабантский массив).
Вопрос о возрасте фундамента южной части Северного моря, между палеозойскими складчатыми сооружениями на юге и поднятием Рингкёбинг-Фюн на севере, пока не решается однозначно. На большей части Североморской синеклизы фундамент сложен докембрийскими породами, переработанными тектоническими движениями байкальского и каледонского возраста.
Однако в южной части Северного моря трудно исключить наличие фундамента более молодого, герцинско-каледонского возраста, поскольку складчатые сооружения этого возраста известны, как указывалось, по периферии впадины, а пробуренные в море скважины не вышли на юге из осадочных пород верхнего карбона. Подобной точки зрения придерживаются некоторые российские и зарубежные исследователи.
Что касается вопроса о возрасте фундамента северной части Северного моря, то здесь также нет единства мнений. Как известно, в этот район со стороны суши с запада и востока подходят каледонские складчатые сооружения, которые, по представлениям А. А. Богданова, B. C. Журавлева и других исследователей, должны непрерывно продолжаться и под дном Северного моря. Согласно другим представлениям, эти складчатые сооружения в пределах Северного моря не соединяются, так как они разорваны процессами рифтогенеза. Последняя точка зрения как будто подтверждается наличием к западу от Шетландских островов трога с повышенной мощностью юрских и третичных отложений, осложненного системой линейно-вытянутых складок и субмеридиональных нарушений. Однако эти данные могут быть объяснены наличием активных нисходящих движений в юрское время и заложением юрского прогиба вкрест простирания каледонских складчатых сооружений фундамента, т. е. каледонский фундамент присутствует, но он по разломам опустился на значительную глубину. Таким образом, Североморская синеклиза заложена на гетерогенном (разновозрастном) складчатом фундаменте.
За последние годы в результате геофизических работ и бурения получены новые данные о строении осадочного чехла Северного моря. По комплексу геолого-геофизических данных здесь выделяются три крупные осадочные депрессии: Англо-Германский бассейн, Норвежский бассейн и Восточно-Шетландский трог.
В состав Англо-Германского бассейна входят более мелкие впадины - Английская и Германская. Этот бассейн отделяется от более северного - Норвежского - двумя крупными выступами фундамента: поднятием Рингкёбинг-Фюн и Среднесевероморским. Эти поднятия расположены друг относительно друга кулисообразно, между ними находится зона повышенных мощностей осадков. Англо-Германский бассейн является зоной мощного пермо-триасового погружения. Мощность пермо-триасовых пород в его пределах составляет 1 830-2 440 м. По направлению к северному крылу Англо-Брабантского массива они в значительной степени выклиниваются. Важную роль в строении Англо-Германского бассейна играет соленосная толща цехштейна. Начавшееся в триасовое время перемещение соленосных отложений обусловило образование в пределах этого бассейна разнообразных соляных куполов, которые создали благоприятные структуры для формирования залежей нефти и газа. Юрско-меловые отложения здесь являются маломощными, разрез их неполон, а поэтому они не играют сколько-нибудь существенной роли в его строении.
На юге Англо-Германского бассейна находится Средненидерландское поднятие, вытянутое в северо-западном направлении, которое до некоторой степени условно можно рассматривать в качестве выступа, разделяющего Английскую и Германскую впадины. Поднятие Рингкёбинг-Фюн погружается в западном направлении; на суше в его пределах вскрыты породы кристаллического фундамента, залегающие на глубине около 800 м. В море, по данным сейсморазведки, в осевой зоне поднятия отложения цехштейна отсутствуют, а на северном и южном склонах глубина залегания фундамента меняется от 2,5 до 5 км и более. Мощность надсолевых мезозойских отложений в осевой зоне поднятия Рингкёбинг-Фюн также сокращена. В целом указанное поднятие выражено в пермо-триасовых отложениях.
Среднесевероморское поднятие, по данным сейсморазведки, также характеризуется повышенным залеганием подошвы соленосных отложений по сравнению с погруженными частями Англо-Германского бассейна. Здесь она залегает на глубине от 1 до 2,5 км, а на юго-восточной периклинали - до 3,5 км. Поднятие представляет собой крупную, широкую сводообразную структуру типа структурного носа, вытянутую в юго-восточном направлении, практически вкрест простирания основных складчатых сооружений Англии и выражено в отложениях от перми до нижнего мела. В ряде работ оно называется Нортумбранский свод.
Норвежский бассейн является одной из основных структур Северного моря. Он охватывает площадь между поднятиями Среднесевероморским и Рингкёбинг-Фюн на юге и Восточно-Шетландским трогом на севере. Это крупная впадина, выполненная толщей третичных отложений, мощность которых в ее наиболее погруженной части составляет 3 600 м (рис. 2.4). Норвежский бассейн вытянут с юго-востока на северо-запад; на севере он переходит в Восточно-Шетландский трог, а на юге узким заливом вдается между поднятиями Рингкёбинг-Фюн и Среднесевероморским, соединяясь с Англо-Германским бассейном. Хотя породы кристаллического фундамента Норвежского бассейна бурением не вскрыты, судя по соотношению структурных элементов и геофизическим данным, его фундамент гетерогенен: в западной и северо-западной частях он, видимо, имеет каледонский возраст, на востоке - докембрийский (эпикарельский), на юго-западе - байкальский.
Глубокое бурение показало, что в разрезе Норвежского бассейна присутствуют нижнепермские отложения (ротлигендес). Цехштейн представлен относительно маломощными слоями и доломитами, выше которых залегают терригенные породы триаса, юры и нижнего мела. В юго-восточной части Норвежского бассейна верхнемеловые (датские) отложения представлены карбонатными (писчим мелом), а в остальных районах - терригенными отложениями. Также терригенными породами представлены третичные отложения. Характерной чертой Норвежского бассейна является присутствие солянокупольных форм, однако они перекрыты мощной толщей вышележащих мезозойских пород и не выражены столь резко, как в Англо-Германском. Одним из наиболее крупных заливов Норвежского бассейна является впадина Морей Ферт, расположенная на западе и приуроченная к одноименному заливу. И, наконец, третьим крупным бассейном Североморской синеклизы является Восточно-Шетландский бассейн, или трог. О геологии этого бассейна известно относительно ........



Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.