Т рещиноватость.

где Q — объемный расход жидкости в м³/с;

к_пр — коэффициент проницаемости в м²;

F — плошадь поперечного сечения в м²;

т — вязкость флюида в Па • с;

L — длина пути в см;

(Р,—Р,) — перепад давления в Па;

Единица коэффициента проницаемостиназываемая дарси, отве­чает проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1 см², при перепаде давления в 1 am на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см³ жидкости, вязкость которой 1 сп.

Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси или мкм² 10‘³.

Физический смысл размерности к_ПР (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

В разных условиях фильтрации проницаемость породы- коллектора для каждой фазы будет существенно иной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород вве­дены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флю­идом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают вли­яние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемо­сти выражается коэффициентом проницаемости к_ПР.

- 154 -

Значение к_ПР в лабораторных условиях обычно определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:

В этом уравнении коэффициент пропорциональности к_ПР пред­ставляет собой коэффициент абсолютной проницаемости.

Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.

Эффективной (фазовая) называется проницаемость к_ПР.ЭФ пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном простран­стве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физиче­ских свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного про­странства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью называется отношение эффек­тивной проницаемости к абсолютной проницаемости.

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной, проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает умень­шаться. Когда же по порам породы движутся три фазы — нефть, газ, вода, — эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

Например, если содержание воды составляет 80%. фазовая про­ницаемость для керосина снижается до нуля, т.е. через пористую по­роду движется только чистая вода.

Проницаемость горных пород зависит от следующих основных при­чин:

1) от размера поперечного сечения пор (трубок). Последний же за­висит от размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и степени цементации. Следовательно, проницаемость горных по­род также обусловлена этими четырьмя факторами.

Однако, в отличие от пористости, которая при прочих равных условиях не зависит от величины зерен, слагающих породу, прони­цаемость непосредственно связана с величиной зерен. Чем меньше диаметр зерен породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а следовательно, меньше и ее проницаемость.

Если в породе очень много сверхкапиллярных пор, через кото­рые легче всего может двигаться жидкость, то такая порода относит­ся к категории хорошо проницаемых.

- 155 -

В субкапиллярных порах движение жидкости встречает исклю­чительно большое сопротивление, и потому породы, обладающие такими порами, практически являются непроницаемыми или мало­проницаемыми;

2) от формы пор. Чем сложнее их конфигурация, тем больше пло­щадь соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем больше проявления сил, тормозящих движение жидкости, и, следо­вательно, тем меньше проницаемость такой породы;

3) от характера сообщения между порами. Если отдельные поры сообщаются друг с другом плохо, т.е. в породе отдельные системы пор разобщены, проницаемость такой породы резко сокращается;

4) от трещиноватости породы. По трещинам, в особенности ког­да они имеют большие размеры (сверхкапиллярные), движение жид­кости проходит легко. Если даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапил- лярного типа способствует увеличению проницаемости такой поро­ды, так как по ним возможно движение жидкости или газа;

5) от минералогического состава пород. Известно, что одна и та же жидкость смачивает различные минералы по-разному. Особен­но важное значение это обстоятельство имеет в тех случаях, когда порода обладает капиллярными и субкапиллярными порами. В суб- капиллярных и капиллярных порах, где сильно развиты капилляр­ные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами поверх­ности капилляра, качественный состав породы, а также свойства са­мой жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение.

4.2.3. Нефте-, газо-, водонасыщенность пород-коллекторов

Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образова­нии залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигри­ровали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вслед­ствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое коли­чество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно­связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной ча­сти пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представ­ляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном про­странстве.

Определение коэффициентов нефтегазоводонасышенности за­нимает большое место в промысловой геологии.

- 156 -

Коэффициентом нефтенасыщенности К_н (газонасыщенности К_г) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного простран­ства.

Коэффициентом водонасыщенности К_B коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содер­жащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему от­крытых пустот.

Иногда К_H, К_r, К_к выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:

для нефтенасыщенного коллектора

К_н + К_B = 1; (10)

для газонасыщенного коллектора

Кr + К_B = 1; (11)

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточ­ной воды еще и остаточную нефть,

К_r + К_н + К_B=1. (12)

Количество остаточной воды может быть определено спосо­бами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С.J1. Закса. В обоих случаях взвешенный образец по­мещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворите­лем нефти. При кипении вода испаряется вместе с растворите­лем, попадая в холодильник, где и конденсируется. Так как вода тяжелее применяемых углеводородных растворителей, то она на­капливается в нижней части градуированной ловушки. Быстро и просто количество связанной воды определяется методом цен­трифугирования. Образец, полностью насыщенный водой, по­мещают в центрифугу, в которой под действием центробежных сил вода выбрасывается в градуированную ловушку. Вытеснению воды из породы препятствуют капиллярные силы. Поэтому по мере увеличения частоты вращения ротора центрифуги вода вы­тесняется сначала из более крупных пустот, в которых силы сла­бее, а затем из все более и более мелких.

По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасыщенно- сти определяют через величину Р_и, называемую параметром нефте- газонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:

Р = Р_НП/РР_ВП (13)

где Р_НП — удельное электрическое сопротивление продуктивно­го пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточ­ной водой;

- 157 -

P_В.П. — удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100% заполнении его пор водой с теми же значениями минера­лизации и температуры.

Изучение водонасыщенности имеет большое значение не толь­ко для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустот­ного объема при разработке залежей.

Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пу­стот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачи­ваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофиль­ной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зе­рен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них плен­ки нефти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными.

По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует отно­сить породы, содержащие менее 10% остаточной воды (К_В ≤ 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными.

Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные кол­лекторы обусловлена тем, что в первых процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем во вторых.

В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды.

В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стен­ках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего уве­личиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изу­чать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработ­ки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возмож­ных системах разработки.

4.2.4. Понятие о покрышках

Покрышками называют плохо проницаемые горные породы, пе­рекрывающие и экранирующие скопления нефти и газа. К таким по­родам относят глины, аргиллиты, глинистые алевролиты, известня­ки, соли, гипсы, ангидриты. Наличие покрышек — важнейшее усло­вие сохранности скоплений нефти и газа.

Основные качества, характеризующие надежность покрышки,— ее литологический состав, степень однородности, мощность и ха­рактер распространения. Надежность покрышки определяется так­же характером флюида, образующего залежь, и ее высотой.

- 158 -

По литологическому составу наибольшей надежностью отлича­ются соленосные толщи. Особенности их формирования обусло­вили региональный характер их распространения и большую мощ­ность.

Наиболее распространены глинистые покрышки. При этом монтмориллонитовые глины обладают лучшими экранирующими свойствами. Чем однороднее состав глин, тем они менее проница­емы. Присутствие в глинах прослоев песчаника и алевролита увели­чивает их проницаемость. На снижение экранирующих свойств глин оказывает влияние увеличение их плотности, так как более плотные глины легче растрескиваются.

Экранирующие свойства покрышек зависят от мощности. Для газа, обладающего несравненно большей подвижностью, чем нефть, при прочих равных условиях покрышка должна иметь большую мощность. Особенно это касается газовых залежей с большим эта­жом газоносности и вследствие этого — с аномально высокими дав­лениями.

Исходя из размеров различают покрышки региональные, зо­нальные и локальные. Региональные покрышки развиты в пределах нефтегазоносных областей и провинций. Они имеют большую мощ­ность и литологически выдержаны. Зональные покрышки распро­странены в пределах зоны нефтегазонакопления, локальные — в пре­делах одного или нескольких месторождений.

4.2.5. Природные резервуары и ловушки

Природный резервуар - естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвиж­ных веществ), форма которого обусловливается соотношением кол­лектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Виды: пластовый, массивный, линзовидный (литологически ограни­ченный со всех сторон).

Пластовый резервуар (рис. 51) представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве пло­хо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара яв­ляется сохранение мощности и литологического состава на большой площади.

Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, со­стоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Большинство массивных резервуаров, особенно широко рас­пространенных на платформах, представлено известняково- доломитизированными толщами. Для ряда месторождений было уста­новлено, что толща пород, представляющая собой единый резервуар, насыщенный газом, нефтью и водой, содержит породы различного литологического состава и различного стратиграфического возраста.

- 159 -

Критерием, позволяющим объединить мощную толщу пород в единый резерву­ар, является распределение в нем газа, нефти и воды по их удельным весам незави­симо от структуры, возрас­та и текстуры составляю­щих его пород.

Слабо проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По характеру слагающих их пород мас­сивные резервуары подраз­деляются на две группы:

1. однородные массив- ные резервуары — сложе- ны сравнительно однород­ной толщей пород, боль­шей частью карбонатных (рис. 52);

2. неоднородные мас­сивные резервуары — толща пород неоднородна. Лито­логически она может быть представлена, например, чередованием известня­ков, песков и песчаников, сверху перекрытых глина­ми. Проницаемость такой толщи в различных ее сло­ях колеблется. Но пере­мещение жидкости (воды, нефти) возможно во всех направлениях и происходит в общем независимо от наслоения пород (рис. 53).

Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон (рис. 54). В эту группу объединены природные резер­вуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жид­кие углеводороды окружены со всех сторон либо практически не­проницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоак­тивной водой. К резервуарам неправильной формы относятся лишь зоны повышенной пористости и проницаемости пород, связанные с местным изменением петрографического состава, не распростра­няющимся на сколько-нибудь значительную площадь. Песчаные и мергелистые резервуары неправильной формы могут находиться в толще глинистых или плотных хемогенных пород.

- 160 -

Ловушка - часть при- родного резервуара, в которой благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам. Ловушка чаще всего пред­ставляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении.

Структурная (сводовая) — образованная в результате изгиба слоев.

Стратиграфическая — сформированная в результате эрозии пластов-коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми по­родами.

Тектоническая — образованная в результате вертикального пе­ремещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непрони­цаемой горной породой.

- 161 -

Литологическая — образованная в результате литологического за­мещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.

Около 80% залежей в мире связано с ловушками структурного типа.

4.2.6. Залежи и месторождения нефти и газа

Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутству­ющих компонентов, сосредоточенных в ловушке, ограниченных по­верхностями разного типа, в количестве, достаточном для промыш­ленной разработки, называется залежью.

Типы: пластовая, массивная, литологически ограниченная, страти­графически ограниченная, тектонически экранированная (рис. 56). Под мес торождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приу­роченных территориально к одной площади и сведенных с благоприят­ной тектонической структурой. Понятия месторождение и залежь рав­нозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имею­щее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической при­надлежности, принято и азы вать многопластовыми.

В зависимости от фазового состояния и основного состава угле­водородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделя­ются на нефтяные, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом; газовые, если оно содержит только газовые за­лежи, состоящие более чем на 90% из метана, газонефтяные и нефте­газовые (двухфазные). В газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая — газовая, в нефтегазовых — газовая шап­ка превышает по объему нефтяную часть. К нефтегазовым относят­ся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной ча­стью — нефтяной оторочкой. Газоконденсатнонефтяные и нефтегазо­конденсатные: в первых — основная по объему нефтяная часть, а во вторых — газоконденсатная (рис. 57).

К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза — конденсат.

4.2.7. Образование и разрушение залежей нефти и газа

Первично все пустоты в земной коре с момента образования оса­дочных пород были заполнены водой. И по мере образования но­вых слоев происходило постепенное погружение их в глубину. Бо­лее легкая пресная вода выдавливалась вверх, а более соленая, на­оборот, устремлялась в пониженные слои. Таким образом возника­ла первичная миграция воды в вертикальном направлении. С нако­плением в земной коре углеводородов они устремлялись вверх под действием высоких давлений и гравитационных сил. При первом же контакте с водой более легкие углеводороды, замещая воду в пусто-

- 162 -

Именно подобной схемой вертикальной миграции в земных слоях можно объяснить образование, накопление и разрушение нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей. Однако, для это­го необходимо иметь ловушки и резервуары с надежно перекрыва­ющими их плохо проницаемыми породами. Что способствует, оче­видно, долгой сохранности образовавшегося месторождения или залежи. В противном случае возникают естественные условия для дальнейшей вертикальной миграции более легких углеводородов, что и подтверждают открытие более «старых» месторождений очень вязкой нефти с низким содержанием газа и легких фракций. Это тя­жело добываемые запасы с высоким содержанием смол, парафина и серы.

Миграция флюидов по пласту-коллектору называется вторич­ной. Она обусловлена наклоном пласта или наличием перепада дав­ления. Поданным АЛ. Козлова, наклон 1—2 м на I км считается до­статочным для перемещения нефти и газа.

Согласно классификации миграционных процессов, разработан­ной И.О. Бродом (1951 г.), вторичная миграция может быть латераль­ной (боковой) по пласту-коллектору и вертикальной по различным естественным каналам сквозь толщи пород. В соответствии с этими путями миграции могут служить поры, капилляры, трещины и раз­рывные нарушения в осадочном чехле. Масштабы миграции также различны. Региональная миграция контролируется особенностями тектонического строения зон нефти образования и нефтегазонако- пления. Локальная миграция контролируется ловушками различных типов. Миграция флюидов в растворенном в пластовых водах состо­янии называется молекулярной. Миграция в жидкой и газообразной фазах, а также в виде ретроградного газонефтяного раствора называ­ется фазовой.

- 164 -

Считается, что на первых порах нефть и газ переносятся пластовы­ми водами в растворенном состоянии. В процессе движения, видимо, образуются жидкая и газообразная фазы еще на значительном рассто­янии от ловушек. По мнению В.П. Савченко, дальнейшее перемеще­ние нефти и газа и накопление их в ловушках происходят посредством струйной миграции в верхних частях проницаемых пород. Скорость струйной миграции зависит от коллекторских свойств пород, физиче­ских свойств нефти, газа и воды, угла восстания слоев и т.п. По дан­ным В. П. Савченко, она может достигать 50 км за тысячу лет.

В некоторых случаях залежи нефти могут сформироваться в ре­зультате первичной миграции. По всей видимости, так формируют­ся некоторые литологически ограниченные со всех сторон залежи.

Различные процессы, протекающие в недрах земной коры и на ее поверхности, могут привести к физическому, химическому и биохи­мическому разрушению залежей нефти и газа.

Физическое разрушение происходит под воздействием тектони­ческих процессов в недрах. Химическое разрушение нефтяной зале­жи связано с потерей нефтью легких компонентов и с последующим превращением ее в твердые битумы. Биохимическое разрушение об­условлено деятельностью бактерий, разлагающих углеводороды, что в конечном счете приводит к уничтожению залежей нефти и газа.

Следы разрушения залежей нефти и газа можно обнаружить в не­драх Земли и на ее поверхности. Об этом свидетельствуют асфальто­вые озера (Апшеронский полуостров и другие районы), скопления серы, залежи битумов (Атабаска, США) и т.п. Кроме того, о разру­шении газовых залежей судят по проявлению грязевого вулканизма.

Контрольные вопросы

1.От чего зависит мощность «переходной» зоны?

2. От каких геологических факторов зависят коллекторские свой­ства?

3. Почему величина нефтенасыщенности отличается от величи­ны пористости?

4. Каково практическое значение классификации промысловых вод?

5. Можно ли по картам изобар судить об изменчивости коллек­торских свойств пласта?

4.3. Нефтегазоносные провинции

4.3.1. Понятие о нефтегазоносных провинциях и областях

Среди геологических факторов, обусловливающих развитие в земной коре процессов нефтегазообразования и нефтегазона- копления, ведущая роль принадлежит тектонике и палеотектони­ке, палеогеографическим и фациальным обстановкам накопления осадков, термодинамическим условиям развития территории, фи-

- 165 -

зическим свойствам горных пород, гидрогеологии и палеогидроге­ологии.

В связи с этим при выделении и классификации крупных нефте­газоносных территорий необходимо учитывать весь комплекс геоло­гических факторов, обратив особое внимание на историю тектони­ческого развития исследуемой территории.

В настоящее время при классификации крупных нефтегазонос­ных территорий выделяют в качестве основных их подразделений нефтегазоносные провинции, нефтегазоносные области и нефтега­зоносные районы.

Нефтегазоносная провинции — это значительная по размерам и осадочному выполнению обособленная территория, приурочен­ная к крупнейшему или крупному тектоническому элементу (пли­те, синеклизе, антеклизе, авлакогену, краевому прогибу и т.п.) или к их группе, обладающая сходными чертами геологического строения и развития, единым характерным стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности, определенными геохимическими, лнтологофа- циальными и гидрогеологическими условиями, а также большими возможностями генерации и аккумуляции углеводородов. Нефтега­зоносная провинция, как правило, ограничивается бесперспектив­ными землями, а в ряде случаев отделяется от соседней провинции крупными разломами или зоной резкой смены возраста осадочно­го чехла.

Нефтегазоносная область может быть частью нефтегазонос­ной провинции или выделяться самостоятельно. Как правило, она приурочена к крупным тектоническим элементам (краевому проги­бу, своду, ступени, мегавалу, впадине, зоне поднятий или прогибов и т.п.), обладающим сходными геотектоническим строением и исто­рией развития, региональным распространением основных нефтега­зоносных комплексов, получившим прогнозную оценку и имеющим разведанные запасы нефти и газа.

Нефтегазоносный район является частью нефтегазоносной обла­сти. Это территория, расположенная, как правило, в пределах одно­го или нескольких средних тектонических элементов (выступа, вала, куполовидного поднятия, депрессии), или их частей, характеризую­щихся распространением одноименных продуктивных горизонтов, близкими глубинами их залегания, сходными типами месторожде­ний нефти и газа и фазовыми состояниями углеводородов в залежах. В отдельных случаях при достаточно убедительном обосновании мож­но выделить самостоятельный нефтегазоносный район (вне области).

4.3.2. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредель­ных государств

На территории России и сопредельных стран (в границах бывше­го СССР) в течение длительного времени накоплена значительная

- 166-

геологическая информация. Здесь открыто более 3000 месторожде­ний нефти и газа в различных зонах нефтегазонакопления, объе­диненных в нефтегазоносные области и провинции. Накопленный материал уникален, он достаточно хорошо обобщен и представля­ет учебно-методический интерес, так как дает отчетливое представ­ление как о существующих в природе типах месторождений, так и о всех разновидностях нефтегазоносных областей и провинций.

В 1988 г. большим коллективом ведущих геологов-нефтяников под редакцией Г.А. Габриэлянца была опубликована Карта нефтега- зоносности СССР. Ее схематизированный, обзорный вариант при­веден на рис. 58. Согласно наиболее общепринятому нефтегеологи­ческому районированию в пределах рассматриваемой территории выделяется 12 нефтегазоносных и газонефтеносных провинций и 10 самостоятельных нефтегазоносных областей, занимающих площадь 15,4 млн. км. В настоящем учебнике не описываются лишь только те перспективные нефтегазоносные области, которые еще не являются объектами промышленного освоения.

На востоке европейской части рассматриваемой территории выделяются три крупные нефтегазоносные провинции: Тимано- Печорская, Волго-Уральская и Прикаспийская. На западе — Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция, где выделя­ются преимущественно газоносная Днепровско-Донецкая область и нефтеносная Припятская область. Кроме указанных провинций на западе находятся также самостоятельные области — Балтийская нефтеносная, Предкарпатская нефтегазоносная и Черноморско- Крымская газонефтеносная.

На Северном Кавказе и в Закавказье располагаются Азово- Кубанская нефтегазоносная, Ставропольская газоносная и Терско- Кумская нефтегазоносная области, входящие в состав Северо- Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции. Здесь выделяются Азербайджанская нефтегазоносная область, являюща­яся западной частью Южно-Каспийской нефтегазоносной провин­ции, и самостоятельная Грузинская нефтеносная область.

На территории Средней Азии и Западного Казахстана разви­ты преимущественно газоносные земли в восточной части региона и нефтеносные на западе. В пределах Амударьинской газонефтенос­ной провинции выделяются Центрально-Каракумская и Бухаро- Хивинская газонефтеносные и Восточно-Каракумская газонос­ная области. На западе рассматриваемого региона располагается Западно-Туркменская нефтегазоносная область, являющаяся вос­точной частью Южно-Каспийской провинции. Севернее Западно- Туркменской находится Южно-Мангышлакская нефтегазоносная область, входящая в состав Северо-Кавказско-Мангышлакской не­фтегазоносной провинции. В пределах Средней Азии и Казахстана, кроме названных областей, являющихся составными частями раз-

- 167 -

- 168 -

личных нефтегазоносных провинций, выделяются самостоятельные области — Северо-Устюртская нефтегазоносная, Сурхан-Вахшская нефтегазоносная, Ферганская нефтегазоносная.

На обширной территории Сибири расположены Западно- Сибирская нефтегазоносная, Лено-Тунгусская нефтегазоносная, Лено-Вилюйская и Енисейско-Анабарская газонефтеносные про­винции.

На Дальнем Востоке добыча нефти и газа производится в Саха­линской газонефтеносной области, являющейся составной частью Охотской нефтегазоносной провинции.