Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ 14
Развитие взглядов на строение и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции, основные этапы изучения
Основные черты геологического строения северо восточной части Тимано-Печорскои провинции
Глава 2 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ДОМАНИКОВО-ТУРНЕИСКОГО КАРБОНАТНОГО НГК
2.1 Характеристика доманиково-турнейского НГК Классификация ловушек и залежей доманиково турнейского НГК
Глава 3.ФОРМИРОВАНИЕ ДОМАНИКОВО-ТУРНЕЙСКОГО КАРБОНАТНОГО КОМПЛЕКСА
3.1 Критерии выделения рифовых комплексов 73
3.2 Этапы развития позднедевонского бассейна 84
Глава 4. ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ 107
4.1 Характеристика локальных структур 120
Характеристика и перспективы нефтеносности зон нефтегазонакопления
Глава 5. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПТИМИЗАЦИИ И ВЫБОРУ ПРИОРИТЕТНЫХ НАПРАВЛЕНИИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
5.1 Совершенствование методики и выбор оптимального комплекса геологоразведочных работ
5.2Приоритетные направления геологоразведочных 149
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
- Развитие взглядов на строение и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции, основные этапы изучения
- Характеристика доманиково-турнейского НГК Классификация ловушек и залежей доманиково турнейского НГК
- Критерии выделения рифовых комплексов
Введение к работе
Актуальность работы. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП) в связи с сокращением фонда ловушек нефти и газа антиклинального строения, большое значение приобретают ловушки, связанные с органогенными постройками неантиклинального типа доманиково-турнейского (D3dm-Clt) нефтегазоносного комплекса (НГК) . Наиболее полное развитие данный комплекс получил в северо-восточной части Печорской синеклизы - Хорейверской впадине и Варандей-Адзьвинской структурной зоне. Региональная продуктивность здесь была установлена в 80-х годах прошлого века и на сегодняшний день Хорейверская и Варандей-Адзьвинская НГО занимают одно из ведущих мест в ряду перспективных нефтегазоносных областей ТПП.
Большая часть выявленных залежей в этом комплексе связана с краевыми рифогенными образованиями, пересекающими все крупные тектонические элементы с юго-запада на северо-восток, а также, с отдельными имеющими изометрическую форму карбонатными банками, одиночными и групповыми рифовыми массивами в области развития открытого шельфа - некомпенсированной доманиковой впадины.
Начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НГО составляют около 30 % НСР ТПП. Перспективные и прогнозные ресурсы - 26 % от перспективных и прогнозных ресурсов ТПП.
До недавнего времени залежи УВ доманиково-турнейского НГК выявлялись нередко случайно при разведке структурных ловушек преимущественно силурийского возраста, что было обусловлено пробелами в изучении закономерностей строения и размещения неантиклинальных объектов. В результате было выявлено широкое распространение органогенных структур и приуроченность к ним промышленных запасов УВ, высокая продуктивность обнаруженных залежей и большая экономическая эффективность их освоения (Ардалинское месторождение, недропользователь ОАО «Полярное сияние»).
В последние годы условия подготовки объектов для постановки глубокого бурения сильно усложнились. Это связано, в первую очередь, с неоднородным составом карбонатных отложений доманиково-турнейского НГК, значительными глубинами его залегания и сложным строением ловушек углеводородов комбинированного типа (структурно-стратиграфических с литологическими или тектоническими экранами, структурно-литологических и др.). Одновременно происходит уменьшение размеров ловушек. Это предопределило необходимость целенаправленного изучения закономерностей распро-
странения этих структур, особенностей их строения, фильтрационных характеристик резервуаров органогенных ловушек и приуроченных к ним залежей УВ, а также разработку методов их прогноза, поиска, разведки и промышленного освоения. Повышение успешности дальнейших поисково-разведочных работ во многом определяется уровнем научных знаний базирующихся на результатах предыдущих исследований, а эволюционно-генетический подход по изучению зон развития органогенных построек позволит расширить представления об их эволюции и уточнить основные этапы формирования ловушек и залежей нефти и газа. Следовательно, актуальность диссертациион-ной работы не вызывает сомнений.
Целью работы является установление общих закономерностей в современном строении доманиково-турнейского НГК северо-восточной части Печорской синеклизы, геологической истории развития, что позволяет выделить зоны нефтегазонакопления и дать качественный прогноз перспектив нефтегазоносности при этом наметив основные направления дальнейших поисково-разведочных работ в Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НГО.
В соответствие с поставленной целью решались следующие задачи:
обобщен и проанализирован имеющийся геолого-геофизический материал, а также результаты многолетних исследований по истории геологического развития Тимано-Печорской провинции выполненный в разные годы большим количеством авторов; на основании базиса предыдущих геологических изысканий в провинции, проведена дробная корреляция позднедевонских отложений Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НГО; приведена современная типизация выявленных ловушек и залежей позднедевонского карбонатного комплекса; выполнено построение схем палеографии стратиграфических (трансгрессивных) подразделений франского и фаменского ярусов позднего девона;
в результате генетической типизации позднедевонских отложений проведено нефтегазогеологическое районирование зон нефтегазонакопления и выделение 3-х категорий перспективных земель в рамках исследуемого района;
оптимизация методики поисков ловушек нефти в органогенных постройках и обоснование приоритетных направлений геологоразведочных работ. Практическое значение и реализация результатов исследований.
Использование проведенного в работе анализа на практике, позволит повысить эффективность работ на нефть и газ за счет
выявления ловушек УВ во вновь установленных зонах краевых рифов в северной части исследуемых НГО, в карбонатных банках и в разнотипных одиночных и групповых органогенных образованиях. С этой целью даны рекомендации по оптимизации и приоритетным направлениям ГРР, выполненные с учетом выхода в этот район таких крупнейших нефтяных компаний как ОАО «НК «Роснефть» и АО «Лукойл».
Апробация работы.
Основные положения теоретического исследования и практические рекомендации диссертационной работы обсуждались на научно-техническом совете ОАО «Северная нефть», научных конференциях РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
По теме диссертации автором опубликованы две статьи.
Фактическим материалом, положенным в основу диссертации явились первичные фактические материалы более 100 параметрических, поисковых и разведочных скважин; результаты сейсмораз-ведочных работ; петрофизических исследований и т.д. Учитывались и использовались опубликованная и фондовая литература по литологии, стратиграфии, тектонике, сеисмофациальному анализу и нефтегазоносности Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции созданная специалистами ТПО ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИГиРГИ, ОАО «Севергеофизика», ПечорНИПИнефть, ГФУП «Ухтанефтегазгеология».
Автором при написании данной работы использовалась терминология свободного пользования «рифогенная зона», «рифоген-ные фации», «краевой риф», «карбонатная банка» и др., для обозначения зон развития органогенных построек, вмещающих их пород и толщ, не внося в эти термины определенного палеогеграфического понятия. В процессе подготовки использовался справочник под редакцией И.Т. Журавлевой [59].
Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав изложенных на 167 страницах, заключения; иллюстрирована 45 рисунками и 4 таблицами; список использованной литературы включает 101 наименование.
Диссертационная работа выполнена в период заочного обучения в аспирантуре РГУ НиГ им. И.М. Губкина под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора В.П. Гаврилова и доктора геолого-минералогических наук Е.Г. Арешева, которые своим вниманием и поддержкой во многом способствовал ее завершению. Автор также признателен Борисову Н.С., Карпову Б.В., Клещеву К.К., Никифорову В.П., Носову А. П., Теплову Е.Л., Хавкину А.Я, Цехмейстрюку А.К., Черницкому А.В. и др. за помощь в процессе подготовки работы.
Развитие взглядов на строение и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции, основные этапы изучения
Первые сведения о наличии нефти на реке Ухте относятся к XVIII веку, однако планомерные геологические исследования в Тимано-Печорской провинции началась в 1929 году. Крупная комплексная экспедиция приступила к работе в августе 1929 года в междуречье рек Чибью и Ухты. Осенью этого же года были намечены (геолог Н.Н. Тихонович) места для заложения первых поисково-разведочных скважин в районе устья реки Ярега и на Чибьюском участке. Осенью 1930 года, забуренная на Чибьюском участке скважина (буровой мастер И.И. Косолапкин) дала из аналогов пашийской свиты промышленный приток легкой нефти дебитом около 4 тонн в сутки при самопереливе. Так была открыта новая Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция.
В разведке и освоении недр Тимано-Печорской провинции можно выделить три основных этапа.
Первый этап (1929-1958 гг.) характеризуется ограниченными технико-методическими возможностями; сосредоточением основного объема геологоразведочных работ на юге, в Ухто-Ижемском районе. Это порождало большие дискуссии о перспективах северных и восточных районов обширной территории между Тиманом и Уралом.
Имеющиеся буровые установки позволяли вскрывать максимально 1-1,5 км осадочного чехла, что, естественно, не давало возможности выйти даже с параметрическим бурением в центральные, восточные и, тем более, в северные районы. Сейсморазведка находилась в стадии становления, но она уже в то время определялась как основной метод изучения глубинного строения и поисков перспективных структур. Основные работы были сосредоточены на юге, но региональные и поисковые исследования охватили восточное Предуралье и перспективные земли Большеземельской тундры.
Для выяснения основных черт строения Тимано-Печорской провинции и поисков локальных объектов широко использовалась гравиразведка и электроразведка. Важным моментом явилось получение во второй половине пятидесятых годов трех буровых установок "Уралмаш-ЗД", которые давали возможность вскрытия осадочного чехла до трех и более километров и тем самым обеспечивали выход в новые районы.
В течение 1929-1958 гг. было открыто 25 месторождений, в том числе нефтяных - 9, газовых 10, газонефтяных и нефтегазовых - 6. На базе открытых месторождений была создана нефтяная и газовая промышленность Коми АССР. Добыча нефти в 1958 г. составляла -0,687 млн. тонн, газа - 1,138 млрд. м3.
В геологическом и методическом плане на первом этапе была получена важнейшая информация о строении южных районов Тимано-Печорской провинции; впервые в СССР получена нефть из девонских отложений. Этот факт имел огромное значение для освоения соседней Волго-Уральской провинции, где в последствии в девонских отложениях были открыты крупнейшие месторождения нефти и газа. Сделаны предположения и составлены первые карты, показывающие сложное строение и историю развития платформенной части провинции, а также ее принадлежность к двум разнотипным геоструктурам: Печорской синеклизе и Предуральскому прогибу. На основе проведенных региональных геофизических исследований (сейсморазведка 3-D, гравиразведка 1:200000 и электроразведка) в общих чертах были определены границы Тимано-Печорской провинции и ее составных частей. Намечены Печоро-Кожвинский авлакоген; Колвинский, Сорокинский валы; гряды Чернова и Чернышева; впадины: Ижма-Печорская, Денисовская, Хорейверская, Верхне-Печорская, Больше-Сынинская, Косью-Роговская и Коротаихинская.
Была доказана промышленная нефтегазоносность поддоманиковых терригенных отложений верхнего и среднего девона, а также раннекаменноугольных отложений (Джебольское газоконденсатное месторождение). Дана первая прогнозная оценка перспектив нефтегазоносности региона. Определена необходимость выхода, с поисково-разведочными работами в восточные и северные районы (А.Я.Креме, В.Г.Чернов, С.Ф.Здоров, В.Г.Сенюков, К.К.Волосович и ДР -) . Второй этап (1959-1980 гг.) ознаменовался открытием крупного Западно-Тэбукского нефтяного месторождения в Ижма-Печорекой впадине (1959 год). Это подтвердило обоснованные на первом этапе перспективные направления работ». Значительный период второго этапа, примерно до 1975 г., характеризовался значительным расширением географии поисков, освоением глубин до 3 км, широким использованием сейсморазведки, которая стала основным методом изучения регионального строения провинции и поисков нефтегазоперспективных объектов. В этот период открыт целый ряд крупных и крупнейших месторождений в восточных (Вуктыльское газоконденсатное) , центральных (Усинское и Возейское нефтяные) и северных (Лаявожское газоконденсатное) районах, которые оказали существенное влияние на дальнейшее развитие нефтяной и газовой промышленности. Добыча, нефти (с конденсатом) в 1975 г. составила 11,1 млн. тонн, газа 19,2 млрд.м3 Коми АССР стала одним из основных нефтегазодобывающих регионов страны.
Широкое опоискование новых районов провинции позволило значительно расширить и стратиграфический диапазон нефтегазоносности. Наряду с терригенным средне-, позднедевонским комплексом главную роль в приросте запасов играл визейско-нижнепермский карбонатный комплекс (Вуктыльское, Лаявожское и др. месторождения). В начале.семидесятых годов была установлена промышленная нефтеносность силурийских (Средне-Макарихинское месторождение) и позднедевонских (Западно-Тэбукское) карбонатных отложений. Всего за 1958-75 гг. открыто 39 месторождений, из них: 18 нефтяных, 10 газовых и 11 газонефтяных и нефтегазовых.
Впервые была составлена модель рифообразования в позднедевонских отложениях (М.М. Грачевский, А.В. Соломатин, 1974 г.) и высказано предположение о высоких перспективах барьерных рифовых отложений.
Основные результаты геологоразведочных работ и существующие представления о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции были подытожены и развиты в монографии [35]. Здесь был дан подробный анализ различных условий залегания нефти и газа, который показал многообразие типов залежей. Тем не менее, продолжал существовать традиционный антиклинальный подход к поискам залежей нефти и газа.
Период 1976-1980 гг. характеризуются широким разворотом геологоразведочных работ в северных районах провинции, которые к этому периоду были освоены значительно в меньшей степени, чем южные районы Коми АССР. Именно в тех районах и были сделаны основные открытия, из которых принципиальными являются: группа нефтяных месторождений в северной части вала Сорокина (Варандейское, Торавейское, Южно-Торавейское, Наульское, Лабоганское, Адзьвинское); Харьягинское крупнейшее месторождение нефти на Колвинском мегавале; группа нефтегазовых месторождений на Шапкинско-Юрьяхинском вале. Открыты промышленные залежи нефти в позднедевонских рифогенных отложениях в северных районах провинции (Пашшорское и Харьягинское месторождения). Получены промышленные притоки из ордовикских отложений нефти на Средне-Макарихинском месторождении (скв. № 8) и газа на Кочмесской площади (скв. № 3) . Всего за 1975-1980 гг. открыто 19 месторождений, в том числе нефтяных - 13, газовых - 4, газонефтяных - 2, Как уже говорилось, основные открытия в это время произошли в северных районах провинции на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области. В центральных и южных районах, на территории Коми АССР, в пределах которой традиционно основные поисковые объекты (средне-позднедевонский терригенный и визейско-нижнепермский карбонатный нефтегазоносные комплексы) были разведаны в значительно большей степени, крупных открытий не было.
Характеристика доманиково-турнейского НГК Классификация ловушек и залежей доманиково турнейского НГК
Термин "нефтегазоносный комплекс" был введен в литературу в 1959 г. А.А. Бакировым и получил широкое распространение. Дальнейшее развитие теоретических вопросов изучения НГК получили в разработках А.А. Бакирова [7, 8, 9], СП. Максимова [40], В.Д. Наливкина и др. [47], В.А. Дедеева [29], и многих других. Исследователи предпринимают попытки установить общие закономерности в формировании НГК, как правило, с позиций цикличности геологических процессов, что в конечном итоге позволяло подойти к выделению НГК с прогрессивных генетических позиций. Критерии выделения НГК и их классификация для условий Тимано-Печорской провинции изложены в работах А.И. Кремса [34], Н.В. Кузнецовой [36], А.В. Борисова [15], В. Р. Родыгина [52], А.Б. Овчаренко [49], В.Я. Вассермана [17]. При этом различными авторами выделяется от пяти до одиннадцати нефтегазоносных комплексов (рис. 7). Основным критерием для выделения НГК почти у всех исследователей . является наличие региональной покрышки. Несколько другую точку зрения на предмет выделения НГК высказали С.А. Данилевский и В.И. Богацкий, которые считают, что "в сложных геологических условиях Тимано-Печорской провинции практически все покрышки имеют локальный или зональный характер и не могут выполнять те функции, которые им отводятся при выделении НГК". Фактор локального перекрытия продуктивных отложений наиболее показателен для исследуемого НГК, об этом пойдет речь ниже, однако следует отметить, что данный вопрос требует более детального изучения.
Как было показано выше, в процессе литогенеза, происходило формирование структурных этажей и подэтажей, сопровождавшееся, образованием коллекторских толщ-резервуаров и перекрывающих их-флюидоупоров. В совокупности перечисленные элементы образуют нефтегазоносные комплексы, которые рассматриваются как определенные системы, соответствующие тектоническим этапам осадконако пления и нефтегазообразования.
Исходя из этого в Хорейверской впадине целесообразно выделить следующие НГК
1. Нижнеордовиский терригенный (возможно нефтеносный).
2. Среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный.
3. Доманиково-турнейский карбонатный.
4. Средневизейско-нижнепермский карбонатный.
5. Нижне-верхнепермский терригенный.
6. Триасовый терригенный.
Следуя теме диссертации, необходимость освещения всех перечисленных НГК, по мнению автора работы, нецелесообразно, поэтому ниже приводятся сведения по характеристике отложений доманиково-турнеиского НГК, специфику нефтегазоносности которого определяют такие особенности геологического строения как резкая литолого-фациальная изменчивость, развитие рифогенных и глубоководных образований и отсутствие надежной региональной покрышки.
Карбонатные отложения рассматриваемого комплекса развиты на территории всей впадины, залегают на эродированной поверхности среднеордовикско-нижнедевонского НГК и перекрыты преимущественно средне-визейскими глинистыми, глинисто-карбонатными осадками. В региональном плане максимально полное развитие НГК получил в центральной и северной части впадины. Полоса увеличенных мощностей, связанных с крупными позднефранскими рифовыми сооружениями, проходит через Центрально-Хорейверскую рифогенную зону и составляет от 500 до 1000 метров, юго-западная зона охватывает Сандивейскую банку (500-600 м) . И третья, одновозрастная расположена в южной части Хорейверской впадины (Веякская, Баганская - 400-600 м).
В пределах исследуемого региона промышленные притоки нефти из отложений комплекса получены из четырех стратиграфических уровней (рис.8):
Критерии выделения рифовых комплексов
Можно привести длинный список литературы, в которой рассмотрены критерии выделения органогенных построек и рифовых комплексов на примере многих районов территории России. Известны работы (или ссылки на них) А.А. Аксенова [1], М.М. Грачевского [24], В.Г. Кузнецова [35], О.И. Мкртчяна [46], В.Д. Наливкина [47], В.Т. Фролова [65], В.П. Шуйского [68] и многих других. В Тимано-Печорской провинции литологическим изучением карбонатных отложений позднего девона и определением их фациальной принадлежности занимались М.В. Беляева [11], К. И. Багринцева [4], М.М. Грачевский [24], Т.И. Кушнарева [38], А.В. Соломатин [58], Н.А. Фокин [64], З.И. Цзю [66] и другие.
Данные многих из названных исследователей в значительной степени проанализированы и учтены в работе В.Д. Ильина и Н.К. Фортунатовой [32]. Методика выделения рифовых комплексов, предлагаемая этими авторами основывается на особенностях карбонатного осадконакопления, генетическом анализе карбонатных отложений, вмещающих рифы, на особенностях строения перекрывающих отложений и особенностях отображения их на временных разрезах.
Указанные авторы полагают, что органогенные карбонатные формации в общем случае состоят из отложений пяти генетических групп:
1 - рифовых,
2 - открытого шельфа,
3 - континентального склона (склона рифа),
4 - закрытого шельфа,
5 - прибрежно-морских.
Каждая группа включает несколько пространственно и генетически связанных типов отложений (генетических типов).
Группа рифовых отложений подразделяется на подгруппы рифо вых и межрифовых отложении. К рифовым отложениям относятся биогермные, межбиогермные, шлейфовые (тыловых и передовых рифовых шлейфов) и лагунные (за рифовые). Указанные типы образуют геологические тела разного масштаба и строения: органогенные постройки и рифовые комплексы (рифовые массивы и рифовые системы).
Биогермные отложения составляют биогермы и биогермные массивы, состоящие из органогенного каркаса и заполнителя. Каркас образуется изначально в твердом состоянии взаимно обрастающими известьвыделяющими организмами. Строителями каркаса на разных этапах геологического развития Земли были различные животные и растительные известьвыделяющие организмы. На всех этапах ведущую роль в каркасообразовании играли водоросли или сообщества беспозвоночных с участием водорослей. Важной группой организмов, слагающих биогермные известняки, являются рифолюбы: известковые губки, фораминиферы, брахиоподы, гастроподы, морские ежи, рыбы и др. Биогермные породы отличаются светлой окраской и чисто карбонатным составом (нерастворимый остаток - 1-3 %).
Наиболее характерный текстурный признак биогермных известняков - массивность, что объясняется преобладанием каркасных организмов с вертикальными формами роста (корковидная, пластинчатая, гребневидная).
Довольно распространены в крупных биогермных массивах следы размывов в виде извилистых поверхностей с отдельными карманами, заполненными обломочным материалом. Многие из них, несомненно, субаэрального происхождения, на что указывают признаки выщелачивания в виде брекчированности, осветления и ожелезнения. Нередко отчетливые поверхности размывов с явными следами субаэрального воздействия даже на коротких расстояниях (5-10 м) по простиранию постепенно становятся все менее отчетливыми и быстро исчезают в толще биогермных известняков. Это позволяет предполагать, что в крупных органогенных постройках следы внутренних размывов и перерывов карбонатонакопления далеко не всегда могут быть визуально обнаружены и что многие внешне однородные массивы имеют многостадийную историю формирования.
Межбиогермные отложения входят в состав биогермных массивов слагая линзы слоистых пород различной микроструктуры. Они обычно зависят от состава окружающих биогермных пород, Содержание нерастворимого остатка в них не превышает 2-3 %. Среди межбиогермных отложений выделяются три литологических типа: органогенно-обломочные известняки, пелитоморфные доломитизированные известняки, тонкокристаллические доломиты.
Шлейфовые отложения (тыловых и передовых шлейфов) представляют собой продукты разрушения органогенных построек в период их роста в морском бассейне. Наличие шлейфов указывает на то, что органогенные постройки подвергались волновому разрушению и, следовательно, в физико-географическом отношении представляют собой рифы. Отличительными признаками шлейфовых отложений служат: биокластические структуры пород, наличие ясно различимых обломков каркасных организмов, слагавших постройку, и уменьшение размерности органогенных скатанных частиц по мере удаления от органогенной постройки по закону механической дифференциации.
Лагунные отложения (внутририфовые лагуны) представлены карбонатами, образование которых происходило во внутренних частях рифовых построек кольцеобразной или более сложной формы в плане. Явно выраженная горизонтальная плитчатость, волнистая слоистость и обилие комков отличают лагунные отложения от межбиогермных. Для современного накопления осадков внутри рифовых лагун характерны небольшие глубины седиментации (в пределах 20-30 м), изолированность лагуны полная или частичная (сообщение с бассейном по проливам или через рифовые полости и каверны). Отложения представлены онколитово-комковатыми, мелкодетритовыми, пелитоморфными, доломитизированными известняками и тонкокристаллическими доломитами.
Межрифовые отложения (отложения межрифовых каналов, приливных каналов, каналов стока) представляют собой слоистые породы, накопившиеся в промежутках между рифовыми массивами в пределах широких барьерных рифовых систем.
Отложения группы открытого шельфа включают осадки мелководных шельфовых равнин, баров и глубокого шельфа. Последние представлены глинистыми, глинисто-карбонатно-кремнистыми породами доманикового типа.
Группа отложений закрытого шельфа включает образования участков шельфовых зон, отгороженных от глубоководных областей краевыми рифовыми системами краевого типа. Вещественный состав отложений чисто карбонатный (нерастворимый остаток меньше 2-3 %) . Для них характерны массивная, реже средняя плитчатость, очень бедный комплекс ископаемой фауны. Здесь совершенно отсутствуют планктонные и нектонные формы. Наиболее распространены ископаемые организмы - сине-зеленые водоросли.
Группа прибрежно-морских отложений объединяет осадки приливно-отливных и прибрежных лагун. Диагностические признаки карбонатных отложений приливно-отливных равнин - чередование известняков и доломитов, пелитоморфные, брекчиевидные и «глазковые» структуры известняков, неравномерная слойчастость, присутствие гипса и ангидрита в виде конкреций, стяжений, линз, пропластков или отдельных кристаллов.
