НГБ европы

Сравнительно небольшой Западно-Баконьский ареал ЗНГН расположен на юго-западном погружении Баконьского поднятия. Здесь развиты пологие брахиантиклинали, связанные с погребенными блоками мезозойских пород. Наиболее типичным месторождением является Надьлендьел, на котором под неогеновыми породами находится пологий эрозионный выступ, сложенный триасовыми и меловыми отложениями и рассеченный на ряд блоков. Нефтеносны карбонатные породы триаса, верхнего мела и миоцена, образующие единую массивную залежь. На некоторых месторождениях продуктивны и плиоценовые отложения.

С юга к Западно-Баконьскому ареалу примыкает Надьканижский ареал антиклинальных ЗНГН, объединяющий 26 месторождений. Продуктивны плиоценовые песчаники.

На севере бассейна выделяется Бюккский (Мишкольцский) ареал ЗНГН, где продуктивны песчаники олигоцена, на северо-востоке- Закарпатский ареал ЗГН с залежами в миоцене. Наиболее крупнее здесь месторождение Птрушка (Словакия) с 6 залежами тектонически экранированными в сарматских песчаниках.

В Паннонском НГБ в целом установлено высокое содержание в газах углекислого газа : в 13 месторождениях оно более 75 % (Добреценский ареал, Малая Венгерская впадина и др.) . Бассейн характеризуется высоким современным геотермическим градиентом – 65°С /км, чем и объясняется значительное развитие в бассейне газовых скоплений.

Адриатический НГБ расположен на территории Италии, Албании и западной Югославии и заключен между горными сооружениями Динаридских Альп, Апеннин, Западных и Центарльных Альп, на юго-востоке погружается в глубоководную котловину Ионического моря. Большая его часть занята Адриатическим морем, глубина которого на юго-востоке более 1 км. Бассейн имеет размер 900х350 км.

В структуре бассейна выделяется его средняя часть – Центральноадриатическая плита, представляющая собой срединный массив с фундаментом байкальского возраст, Привенцианским и Северо- и Южно-Преддинарскими прогибами.

Центральноадриатическая плита осложнена рядом впадин и поднятий, на месте выступом под антропогеном лежат слабодислоцированные породы мела. В целом для плиты характерна небольшая мощность неоген-антропогеновых отложений и большая мощность (до 8 км) преимущественно карбонатных пород палеогена и мезозоя.

Паданско-Бриданский прогиб выделяется на западе бассейна, он протягивается вдоль северо-восточного склона Апеннин и на юге открывается в Ионическую котловину. Наиболее прогнута его северо-западная часть, испытавшая мощное погружение до 3 км в антропогеновое время. В структуре Паданского прогиба выделяется система Предаппенских прогибов на юге (Марке-Абруцци, Молизе, Браданский и др.) и Приальпийский на севере. Сложен Паданский прогиб антрапогеновыми и неогеновыми терригенными породами, залегающими на терригенно-карбонатной и карбонатной толще палеогена и мезозоя. Мощность отложений достигает 10 км. Под антропогеновыми горизонтально лежащими отложениями в плиоценовых и миоценовых прослеживаются антиклинальные складки, нарушенные сбросами, образующие зоны северо-западного направления. Со структурами Паданского прогиба связано более 70 газовых месторождений, которые образуют Паданский ареал ЗГН. 15 месторождений открыты в акватории. На трех месторождениях ареала установлены залежи нефти. Продуктивны в ареале песчаники миоцена, плиоцена и плейстоцена. Наибольшей газонасыщенностью отличаются нижнеплиоценовые песчаники. Залежи преимущественно экранированного типа (тектонически, литологически и стратиграфически). В миоцене кроме песчаников продуктивны и трещиноватые мергели.

Сравнительно крупные месторождения Равенна-Маре (30 млрд.м³), Порто-Корзинимире (20 млрд.м³). В 1974 г открыто наиболее крупное газонефтяное месторождение Малосса с залежью на глубине 6100 м в известняках верхнего триаса и нижней юры. Запасы нефти 40 млн.т. , газа – 50 млрд.м³.

Южнее небольшим Анконским поднятием отделяется система Предаппенинских прогибов с которыми вязаны Бриданский и Молизе-Анконский ареалы ЗГ, в которых выявлено 60 преимущественно газовых месторождений. Продуктивны песчаники плиоцена, известняки миоцена и верхнего мела. В целом в пределах Паданско-Браданского прогиба неогеновые отложения преимущественно газоносны, меловые - нефтеносны.

Преддинарские прогибы выделяются на северо-востоке бассейна, в албанской части их открыто несколько месторождений нефти, образующих Албански ареал ЗНГН. Продуктивны миоценовые отложения.

Венский НГБ представляет собой внутригорный грабен, наложенный на сложный тектонический узел в месте сочленения западных Карпат и Восточных Альп Чехословакии и Австрии. Размер бассейна 200х60 км.

Бассейн отличается сложной внутренней структурой. Западная наиболее погруженная часть имеет моноклинальное строение и осложнена четырьмя крупными и амплитудными сбросами. Юго-восточное крыло грабена образовано системой горстов и грабенов. Существенную роль в структуре бассейна играют и поперечные разрывы. В разрезе выделяются два структурных этажа. Верхний сложен неогеновыми породами мощностью до 6 км. Сарматский и тортонский ярусы миоцена образуют основные нефтегазоносные толщи бассейна. Верхний этаж залегает практически горизонтально и лишь вдоль тектонических нарушений формируются антиклинальные зоны. Нижний этаж сложен палеогеновыми и мезозойскими отложениями, структура его весьма сложная, он представляет аллохтон, образованный системой надвигов со складками изоклинального строения. Отложения нижнего этажа продуктивны лишь на нескольких месторождениях (песчаники палеогена, известняки мела, юры и триаса).

Всего в бассейне к 90м годам открыто 45 нефтяных и 24 газовых месторождений, которые образуют ареалы зон нефтенакопления на северо-западе и северо-востоке и ареал зон газонакопления на юго-востоке.

Наиболее крупные месторождения в бассейне Матцен расположено в Адерклаа-Матценской зоне НГН, расположенной в центральной части бассейна. Структура размером 20х10 км сильно рассеченная небольшими сбросами. В неогеновых отложениях выявлено 27 нефтеносных и 9 газоносных пластов. Газовые залежи в плиоцене и верхнем сармате, нефтяные в миоцене. Начальные извлекаемые запасы нефти оценивались в 65 млн.т.

Центральнокарпатский НГБ представляет собой сложно построенный внутренний синклинорий Карпатской складчатой области. Основную роль в разрезе играют меловые и палеогеновые терригенные флишевые образования (до 10 км). В мелу и палеогене широко развиты кремнистые образования. Наибольшую мощность имеют породы мелового (до 4,5 км)и олигоценового (до 3,9 км) возраста. В пределах бассейна выделяется несколько структурных зон, образованных сложно дислоцированными покровами и надвигами. Они осложнены антиклинальными зонами, образованными антиклиналями гребневидными, крутыми, опрокинутыми, относительно пологими. Бассейн характеризуется более высокой нефтенасыщенностью. В разрезе продуктивны пласты песчаников палеогена и мела. В бассейне выявлено 85 месторождений, которые образуют три основных ареала: Кросненский, Юго-Западный и Северо-Восточный. Большая часть месторождений расположена на территории Польши.

Трансильванский бассейн (Румыния) характеризуется тем, что в нем выявлены только газовые залежи. Приурочен к молодой межгорной впадине, расположенной на срединном массиве герцинского возраста. Мощность пермско-мезозойских отложений около 4 км. Залегающие выше с несогласием палеоген-нижнемиоценовые отложения преимущественно терригенные перекрыты мощной (до 1,5 км) соленосной толщей тортонского возраста. Вышележащая надсолевая часть разреза мощностью до 3,5 км сложена терригенными породами. Подсолевой этаж рассечен на несколько прогибов. Надсолевой этаж в средней части впадины характеризуется развитием пологих куполов, а в краевых частях образованием диапировых антиклиналей.

В бассейне к 90м годам выявлено около 70 месторождений в основном в западной части бассейна. Газоносность характерна только для надсолевых отложений : в сарматском ярусе выделяется до 8 пластов, в тортонском до 11 пластов, в меотическом до 4 пластов, содержащих газовые залежи. Большая часть месторождений имеет запасы до 15 млрд.м³.