Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
ПРЕДИСЛОВИЕ
В настоящее время в мире выявлено свыше 45 тыс. нефтяных и газовых месторождений. Различные оценки мировых запасов нефти и газа дают основание рассчитывать на открытие еще 100 тыс. месторождений этих полезных ископаемых. Значительная часть их будет расположена под водами морей и краевых частей океанов, внутри горноскладчатых сооружений, а на известных нефтегазоносных территориях они будут связаны с большими глубинами, с погребенными скрытыми структурами, зонами выклинивания и несогласия, т. е. будут находиться в труднодоступных районах и в сложных геолого-географических условиях. В связи с этим установление закономерностей пространственного размещения выявленных месторождений приобретает все большее значение： их знание позволяет ориентировать поиски нефти и газа как на новых территориях, так и в пределах территорий с установленной нефтегазоносностью. Закономерности размещения месторождений нефти и газа играют также весьма важную роль при обосновании теоретических концепций о происхождении нефти и газа и формировании их месторождений.
Основным объектом, в пределах которого изучаются закономерности пространственного размещения нефтяных и газовых месторождений, является нефтегазоносный бассейн ——замкнутая или полузамкнутая структура осадочной оболочки, в пределах которой размещены нефтяные и газовые месторождения. В нефтегазоносных бассейнах различных типов в соответствии с особенностями развития и формирования их современного структурного плана размещение месторождений нефти и газа, естественно, будет неодинаковым, именно размещение месторождений и является предметом изучения в нефтегазоносном бассейне.
Учебник рассчитан на то, что студенты уже изучили курсы «Геотектоника» и «Нефтегазоносные бассейны Советского Союза»,
Во второе издание учебника «Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран (1-е изд.— 1981 г.) внесены изменения и дополнения, связанные с поступлением нового материала (открытия новых бассейнов, месторождений и т. д.), особенно по странам Восточной Европы и развирающимся странам.
Основы нефтегеологического районирования изложены в учебнике с учетом новых представлений. Бассейны рассматриваются по материкам или крупным их элементам (Ближний и Средний Восток, Южная Азия и т. д.), для которых даются краткая геологическая характеристика и нефтегеологическое районирование. Бассейны группируются в нефтегазогеологические провинции. Для каждого нефтегазоносного бассейна, в котором имеется не менее 8——10 месторождений, дается описание геологического строения, выделяются зоны и ареалы зон размещения месторождений в его пределах, приводятся типы месторождений и форм за- 3
лежей. Для нефтегазоносных бассейнов, в которых выявлено лишь несколько месторождений, а также для бассейнов, перспективных в нефтегазоносном отношении, краткие сведения по геологическому строению и нефтегазоносности даются при рассмотрении нефтегеологического районирования.
Авторы обращают внимание читателя на следующие два момента.
Во всех случаях, когда для приводимых запасов нефти и газа конкретных стран, бассейнов и месторождений не указана категория, к которой они относятся, имеются в виду начальные извлекаемые запасы.
На картах нефтегазоносных бассейнов, естественно, не всегда имелась возможность показать и назвать все месторождения нефти. Поэтому показывались только те их группы, которые определяли особенности размещения месторождений в бассейне.
Глава I
НЕФТЕГЕОЛОГНЧЕСКОЕ PAlWHHPOBAHHE
Нефтегеологическое районирование заключается в выделении в пределах осадочной оболочки Земли обособленных геологических тел различных геологических и генетических категорий для геологического, геофизического и геохимического изучения их с целью выявления нефтяных и газовых месторождений и оценки их ресурсов.
Теоретические основы нефтегеологического районирования;
известные закономерности пространственного размещения нефтяных и газовых месторождений, а именно приуроченность и к определенным формам залегания пород (структурам) и литологическим комплексам осадочной оболочки Земли；
современные представления о происхождении нефти и газа и формировании их скоплений;
современные методы количественной оценки ресурсов и запасов нефти и газа.
По объектам и методам изучения в нефтегеологическом районировании различают три уровня:
региональный уровень — в осадочной оболочке Земли выделяются относительно замкнутые области мощного накопления осадочных пород, являющиеся нефтегазоносными, потенциально нефтегазоносными (перспективные и нефтегазоносном отношении) или, наконец, возможно нефтегазоносными, т. е. еще с невыясненными перспективами. Области ограничиваются пространствами, которые не могут быть нефтегазоносными. Такие области получили название нефтегазоносных провинций или бассейнов, в зависимости от признаков, по которым они выделяются. Целью регионального нефтегеологического районирования является выделение объектов для постановки региональных геологических и геофизических исследований;
зональный уровень—районирование производится внутри провинции или бассейна с целью выделения обособленных зон размещения или возможного размещения нефтяных и газовых месторождений, объединенных общностью геологических условий нахождения. Такие зоны получили название зон нефтегазонакопления. При достаточно высокой степени изученности бассейна возможны выделение в нем зон нефтегазообразования и оценка ресурсов нефти и газа в зоне. Зональное районирование производится на основе геолого-структурных, геофизических и дистанционных исследований;
локальный уровень—выделение в пределах зон нефтегазонакопления локальных структур — возможных нефтяных или газовых месторождений. Последние являются объектами для постановки буровых нефтегазопоисковых работ.
§ 1. РЕГИОНАЛЬНОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
Первые попытки нефтегеологического районирования относятся к концу XIX в. Первоначально они сводились к оконтуриванию территорий с поверхностными проявлениями нефти и газа, выходами асфальта, грязевыми вулканами. Позднее была установлена связь нефтяных месторождений с зонами развития антиклиналей и разрывов,
В начале XX в. Л. Делоне (1913 г.), К. И. Богданович (1921 г.) указали на связь скоплений нефти и газа с крупными структурными элементами (окраинами докембрийских платформ, молодой складчатостью и др.) и стратиграфическими подразделениями (отложениями палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов). Э. Вудров (1919 г.), Ч. Шухерт (1919 г.), Э. Лиллей (1923 г.) выделили на территории США нефтегазоносные провинции. Э. Лиллей понимал под нефтегазоносными провинциями значительные территории, включающие как нефтегазоносные площади, так и разделяющие их площади, не содержащие газовых или нефтяных месторождений, и объединенные либо структурными, либо даже географическими признаками. Так были выделены нефтегазоносные провинции Скалистых гор, Калифорния, Мидконтинент и др.
Термин «нефтегазоносная провинция» был принят А. Леворсеном, И. М. Губкиным, А. В. Ульяновым, А. А. Бакировым, А. Я. Кремсом, Н. Ю. Успенской и др. Однако содержание термина принималось различным.
А. Леворсен (1967 г.) понимал под нефтегазоносной провинцией территорию, в пределах которой нефтяные и газовые месторождения находятся в одинаковых или близких условиях. При таком понимании границы провинции, как признает сам А. Леворсен, часто оказываются довольно неопределенными.
Н. Ю. Успенская и 3. А. Табасаранский (1968 г.) определяют нефтегазоносную провинцию как крупную область прогибания, связанную с определенным региональным структурным элементом, характеризующуюся определенными чертами строения и геологической истории, а также общими нефтегазоносными комплексами, с которыми связаны месторождения нефти и газа. Они выделяют, например, нефтегазоносные провинции склонов платформ, подвижных поясов, периферийных частей геосинклинальных складчатых областей, поперечных погружений, внешних поднятий складчатых систем и т. д., т, е. по существу провинции выделяются по тектоническим признакам.
А. А. Бакиров (1971 г.) понимает под нефтегазоносной провинцией ассоциацию смежных нефтегазоносных областей, обладающих общими характерными чертами региональной геологии, а также сходными условиями регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления в течение отдельных крупных циклов геологической истории (периодов или даже эр). За основу выделения нефтегазоносной провинции он рекомендует принимать на платформах возраст консолидации складчатого фундамента (докембрийский, каледонский и т. д.), поскольку этим, 6
Ио его мнению, предопределяется стратиграфический диапазон возможных нефтегазоносных отложений платформенного чехла, а в складчатых областях ——возраст складчатости.
Нефтегазоносными областями А. А. Бакиров называет совокупность зон нефтегазонакопления, приуроченных к крупному структурному элементу, характеризующемуся единством геологического строения и геологической истории развития, сходством региональных условий литогенеза, включая и условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в течение длительных отрезков геологической истории (эры, периоды и т. д.). Такими областями являются крупные прогибы и впадины, например, Печорская и Ферганская впадины в СССР, Мичиганская и Иллинойская в США, Оринокская в Венесуэле, Трансильванская в Румынии, а также крупные своды — Татарский и Каракумский в СССР, Цинциннатский и Бенд в США. Таким образом, к нефтегазоносным областям относятся самые разные структурные элементы, в пределах которых установлены нефтяные или (и) газовые месторождения.
Структурный принцип нефтегеологического районирования возник в начале развития геологии нефти и газа как науки, когда основным методом познания поисковых закономерностей распределения нефтяных и газовых месторождений было выявление связи месторождений с различными современными структурными элементами осадочной оболочки земной коры. Структурное направление отражает, таким образом, период поисков формальных закономерностей, период, который свойствен развитию по существу всех естественных наук.
В 40-х и начале 50-х годов в нефтегеологическом районировании на базе поисков критериев перспектив нефтегазоносности различных структурных элементов появилась новая тенденция. И. М. Губкин один из первых высказал мнение о приуроченности нефтяных месторождений к депрессионным зонам осадочной оболочки земной коры, которые, как он считал, являются площадями питания нефтяных месторождений, расположенных по краям депрессий. В качестве примера он ссылался на Предали ал ачский нефтегазоносный бассейн. В 1944 г. В. Пратт выступил с утверждением, что для нефтегазообразования наиболее благоприятно длительное погружение пород, компенсированное накоплением мощных осадочных пород в замкнутых средиземных морях.
В 1947 г. И. О. Брод сформулировал закон нефтегазонакопления. Образование и сохранение скоплений нефти и газа, по И. О. Броду, обусловливается, главным образом, преобладанием погружения в колебательных движениях, а также степенью надежности захоронения возникающих залежей. На основе этого закона возникло первое генетическое определение понятия «нефтегазоносная провинция»: единый дли- тельно существовавший седиментационный бассейн, характеризующийся общностью условий битумообразования и нефтегазонакопления. Таким образом, впервые было предложено выделять нефтегазоносные территории не по структурной принадлежности, как это делалось ранее и делается некоторыми исследователями сейчас, а по условиям генерации и аккумуляции углеводородов.
В 1947 г. В. В. Вебер обосновал термин «нефтеносный бассейн», под которым он подразумевал область распространения нефтеносных фаций в течение всего периода существования бассейна седиментации. К нефтеносным бассейнам он относил, в частности, Ферганскую, Ма- ракайбскую впадины и др. В 1951 г. В. Е. Хайн предложил заменить название «нефтегазоносная провинция» термином «нефтегазоносный бассейн», подчеркнув тем самым еще раз связь нефтяных и газовых месторождений с впадинами различного размера и строения.
В 1954 г. были опубликованы примерно одновременно и независимо друг от друга монографии И. В. Высоцкого «Основы геологии природного газа» и В. Е. Хайна «Геотектонические основы поисков нефти》， где понятие «нефтегазоносный бассейн» принималось как единица нефтегеологического районирования.
Наиболее полно учение о нефтегазоносных бассейнах было разработано И. О. Бродом (1962 г.). Под нефтегазоносными бассейнами он понимал «замкнутые или частично замкнутые впадины, разнообразные по строению и истории геологического развития, содержащие в разрезе осадочной толщи свиты, заключающие залежи нефти и газа», и рассматривал их как часть артезианских бассейнов, в которой отсутствуют интенсивное движение подземных вод и окислительные процессы, приводящие к разрушению скоплений нефти и газа. Соответственно артезианский бассейн, в представлении И. О. Брода, охватывает значительно большую площадь, чем входящий в его состав нефтегазоносный бассейн.
В развитии учения о нефтегазоносных бассейнах и прежде всего в их классификации в настоящее время наметились три основных направления.
Первое направление — выделение бассейнов по характеру их обрамления и возрасту фундамента. Подобный подход хотя и дает возможность сравнительно просто выдел ять их, однако не отражает существа понятия нефтегазоносного бассейна как генетической единицы. Геоморфологический признак может рассматриваться только как начальный поисковый критерий для выделения возможно нефтегазоносных осадочных бассейнов в пределах геологически слабо изученных территорий.
Второе направление основано на представлении о том, что классификация бассейнов должна строиться по тектоническим признакам.' Отнесение той или иной впадины, выделенной первоначально по геоморфологическим признакам, к определенному тектоническому типу представляет собой следующий этап в изучении впадин как возможно нефтегазоносных бассейнов, поскольку некоторые тектонические особенности впадин являются существенными для онтогенеза углеводородов.
Первой классификацией нефтегазоносных бассейнов, основанной преимущественно на тектонических признаках, была классификация,
предложенная в 1953 г. И. О. Бродом и Н. А. Еременко. Несколько позднее (1964 г.) И. О. Брод дал новую расширенную классификацию нефтегазоносных бассейнов, в частности, в ней выделялись бассейны платформенных областей, предгорные и межгорные, учитывались возраст фундамента и характер обрамления бассейна. На базе этой классификации коллективом авторов — И. О. Бродом, В. Г. Васильевым, И. В. Высоцким, К. Н. Кравченко, М. С. Львовым, В. Б. Олениным, В. А. Соколовым (1965 г.) — впервые были выделены и описаны все нефтегазоносные, потенциально и возможно нефтегазоносные бассейны мира.
Позднее, после 1970 г., появилось довольно много классификаций нефтегазоносных бассейнов, основанных на тектонических признаках. Обилие таких классификаций объясняется, во-первых, приверженностью авторов к тем или иным тектоническим концепциям (например, моби- листской или фиксистской) и, во-вторых, тем, что и внутри различных тектонических концепций имеются существенные расхождения в интерпретации фактических данных.
Значительная часть созданных в последнее время классификаций бассейнов основана на концепции тектоники литосферных плит и совершенно не затрагивает вопросы нефтегазоносности. Некоторые исследователи называют свои тектонические классификации генетическими, имея в виду генезис структуры бассейна, а не его нефтегазоносность. Генетический смысл таких классификаций хорошо виден из названий бассейнов. Так, П. Вуд выделяет бассейны дивергентного типа — начального раздвига (рифта) или завершенного раздвига, конвергентного типа — латеральных сдвигов и др.; К. Хафф — бассейны в регионах схождения плит, сбросо-сдвигов и т. д.; Ф- К- Норт ——бассейны сжатия, растяжения, гравитационные супергенные с новообразованной океанической корой, обрушения в зонах расхождения плит и т. д. В результате в группы тектонически однотипных бассейнов попадают НГБ с резко различными историей развития, современными структурными планами и соответственно условиями нефтегазоносности.
Хотя выделение бассейнов по тектоническим признакам не является приемом нефтегеологического районирования, тектонические карты служат основой для выделения прежде всего нефтегазоносных провинций, в меньшей степени НГБ, так как для выделения последних необходимо знать историко-геологические и геохимические особенности развития осадочного бассейна, которые могли обеспечить образование в его осадочной толще скоплений нефти и газа и определенную закономерность их размещения. Это стало возможным с достижением определенного уровня знаний о происхождении нефти (и газа) и формировании ее скоплений.
Соответственно появилось новое — третье направление в выделении нефтегазоносных бассейнов, основанное на современных представлениях о происхождении нефти и газа, формировании их скоплений и условиях длительного существования, т. е. на представлениях об онтогенезе нефти м газа.
Под нефтегазоносным бассейном в зтом случае предлагается понимать (И. В. Высоцкий, В. Б. Оленин, 1968—1978 гг.) сложенное осадочными породами геологическое тело, формирование которого сопровождалось образованием углеводородов (генерацией углеводородов), формированием их скоплений (аккумуляцией углеводородов) и сохранением последних до настоящего времени (консервацией углеводородов).
В таком понимании НГБ представляет собой относительно автономную систему, объединенную единством процессов, ее создающих,— генерации, аккумуляции углеводородов и консервации их скоплений. В этом отношении НГБ подобен угленосному и соленосному бассейнам.
Выделение типов НГБ по онтогенезу углеводородов представляет собой следующий этап изучения нефтегазоносности недр, когда наряду с геолого-геофизическими исследованиями большое значение приобретают геохимические методы изучения породного пространства бассейна.
Все НГБ приурочены к впадинам, обрамленным элементами, характеризующимися отсутствием нефтегазоносности или неспособными быть нефтегазоносными. К таким элементам относятся горноскладчатые сооружения. Внешний край горноскладчатого сооружения достаточно четко ограничивает НГБ, отделяясь от него, как правило, системой разрывов. Иногда горноскладчатое сооружение на значительном расстоянии надвинуто на бассейн, и в этом случае граница последнего отодвигается в сторону горного сооружения, будучи погребенной под аллохтоном.
Обрамлением НГБ может служить выход на поверхность кристаллических или метаморфических пород. Граница НГБ в общем случае должна проходить по изохоре примерно 1 км осадочного чехла кристаллического фундамента. При такой мощности осадочных пород генерация рассеянным органическим веществом жидких углеводородов исключается, а для образования скоплений газообразных углеводородов недостаточна герметизация разреза. Практика подтверждает правильность этого способа ограничения бассейнов, так как в пределах столь незначительных по мощности пород, залегающих на кристаллическом фундаменте, не встречаются скопления нефти и (или) газа, хотя в некоторых крупных впадинах эти периферийные зоны являются местом нахождения часто крупных по запасам скоплений твердых продуктов превращения нефти. Отсутствуют скопления нефти и газа и во впадинах, сложенных осадочными породами с начальной их мощностью, не превышающей 1 км. Соответственно такие впадины не представляют интереса для поисков нефти и газа.
Из изложенного следует, что НГБ иногда могут занимать только часть впадины, будучи замкнутыми площадью развития моломощных пород, не способных генерировать, аккумулировать углеводороды и сохранять их скопления. Такие периферийные зоны развития пород небольшой мощности были названы В. Б. Олениным аконсервационными. 10
Нефтегазоносные бассейны могут сочленяться друг с другом через межбассейновые поднятия типа сводов или протяженных широких валов со сравнительно неглубоким залеганием фундамента (2—3 км). В этом случае граница бассейнов проводится по оси поднятия (вала).
Выделенные таким способом нефтегазоносные геологические тела — бассейны —— различаются пространственным размещением скоплений нефти и (или) газа, структурными и генетическими типами зон нефтегазонакопления, типами месторождений и залежей и другими признаками. Эти различия нефтегазоносности определяются прежде всего условиями формирования бассейнов — от зарождения углеводородов, концентрации их до превращения в новые вещества (асфальт, озокерит и т. д.) или до полного разрушения скоплений, т. е. различиями в онтогенезе углеводородов.
Наиболее четко проявляются эти различия между осадочными бассейнами с различной историей формирования современного структурного плана — между бассейнами конседиментационного (кониммерсион- ного) и постседиментационного (инверсионного) образования.
Осадочные бассейны конседиментационного образования имеют современный структурный план, сформировавшийся в результате прерывисто-непрерывного прогибания участка земной коры, компенсированного осадконакоплением. Структурный план бассейнов постседиментационного образования сформировался в результате неоднократных складкообразовательных (инверсионных) или глыбовых движений, прерывавших прогибание земной коры и накопление осадков. Нефтегазоносные бассейны, заключенные в осадочных бассейнах обоих типов, являются гомогенными, так как в пределах их объема онтогенез УВ одинаков и характерен для бассейнов только конседиментационного или только инверсионного развития.
Бассейны конседиментационного образования развиты в пределах молодых и древних платформ материков, их пассивных континентальных окраин, а также молодых впадин, наложенных на складчатое основание； бассейны инверсионного образования развиты в пределах горноскладчатых (эпигеосинклинальных), горноглыбовых (эпиплатформенных орогенов) сооружений и активных окраин континентов.
В пределах одного осадочного бассейна возможно сочленение по площади (латерально) или по разрезу (вертикально) структурных планов осадочных толщ, сформировавшихся в результате конседиментационного и постседиментационного развития. Такие бассейны являются гетерогенными по онтогенезу углеводородов. К гетерогенным НГБ относятся бассейны, расположенные на стыке горноскладчатых сооружений и платформ (пограничные НГБ), горноглыбовых сооружений и платформ, бассейны впадин на срединных массивах (межгорноскладчатых) ,некоторых впадин эпиплатформенных орогенов, внутренних грабенов горноскладчатых сооружений и, наконец, сложно-гетерогенные бассейны краеплатформенных синеклиз или узловых впадин.
Бассейны конседиментационного образования отличаются от бассейнов постседиментационного образования следующими нефтегеологи-
11
ческими особенностями, определяющими различие онтогенеза углеводородов:
скоростью осадконакопления (прогибания) —большей в бассейнах инверсионного образования по сравнению с бассейнами консе- диментационного образования, что обусловливает различия в продолжительности нахождения пород — генераторов углеводородов в генетических зонах и соответственно в полноте реализации потенциала рассеянного органического вещества, а также в геотермических градиентах;
соотношением в разрезе бассейнов континентальных и морских отложений. Последние, являющиеся основным источником пор од ——генераторов углеводородов, преобладают в разрезе бассейнов постседиментационного образования. Соответственно пор оды таких бассейнов обогащены органическим веществом сапропелевого типа по сравнению с породами бассейнов конседиментационного образования；
литологическим составом пород и прежде всего соотношением терригенных и карбонатных пород, большой ролью последних в бассейнах конседиментационного образования. Этим определяются различия в составе пор од — генераторов углеводородов, коллекторов и покрышек в бассейнах этих двух типов;
частотой и амплитудой (абсолютной и стратиграфической) перерывов в разрезе бассейнов, наиболее резко в количественном отношении выраженных в бассейнах инверсионного образования. Частота и амплитуда перерывов определяют степень непрерывности генерации углеводородов в бассейне, а также условия сохранности скоплений от химического и механического разрушения;
геотермическими градиентами, которые обычно выше в бассейнах инверсионного образования. Они определяют мощность (объем) генетических (углеводородообразования) зон и их местоположение (глубину) в разрезе бассейна, в частности, относительно места проявления элизион- ного водного режима, определяющего форму миграции углеводородов;
вертикальной проницаемостью разреза бассейна, значительно большей в бассейнах инверсионного образования за счет значительных плотности и амплитуды вертикальных разрывов, осложняющих разрезы бассейнов этого типа. Проницаемость разреза, с одной стороны, опре- деляет возможность проявления вертикальной миграции УВ, с другой, способствует разрушению скоплений УВ. Высокая плотность разрывов ограничивает масштабы латеральной миграции УВ;
механизмом и временем образования локальных поднятий (и их зон), заключающих большую часть нефтяных и газовых месторождений. В бассейнах конседиментационного образования локальные поднятия формируются одновременно с осадконакоплением (конседиментационные поднятия), в бассейнах инверсионного образования—в относительно кратковременные периоды проявления складкообразовательных движений. Соответственно в конседиментационных бассейнах процессы формирования локальных поднятий, содержащих ловушки для нефти и газа, происходят одновременно с прогрессирующей генерацией УВ (конгенера-
ционные ловушки), в инверсионных бассейнах основные структурные формы (антиклинали) возникают в результате воздымания, когда процесс генерации жидких УВ прекращается;
размерами (объемом) и степенью герметичности ловушек. Последняя растет с погружением ловушки (с уплотнением вышележащих покрышек), т. е. с развитием бассейна. В бассейнах инверсионного образования подъем и размыв структурных форм приводит к снижению герметичности ловушек, особенно относительно газообразных УВ. Емкость ловушек бассейнов конседиментационного образования, как правило, превышает емкость ловушек бассейнов инверсионного образования, что отражается в размерах ресурсов и запасов УВ, приходящихся на одну структуру;
плотностями размещения локальных структур, большими в бассейнах инверсионного образования, что определяет меньшую дальность латеральной миграции УВ в бассейнах этого типа;
особенностями пространственного размещения скоплений нефти и газа, зон и ареалов зон нефтегазонакопления;
скоростями как прогрессивного этапа онтогенеза УВ (образование месторождений нефти и газа), так и регрессивного (разрушение месторождений),— большими в бассейнах инверсионного образования, что в значительной степени и определяет различие нефтеносности двух основных типов бассейнов.
В пределах осадочных бассейнов конседиментационного образования следует различать бассейны, заключенные в синеклизах, плитах (наплит- ные бассейны), грабенах платформ и пассивных окраинах материков (периконтинентальных прогибах платформ).
Простейшие НГБ заключены в одиночных сравнительно небольших синеклизах, ограниченных по периферии зонами развития маломощных толщ пород и подстилаемых метаморфическими и кристаллическими породами. Фундамент и осадочный чехол таких бассейнов слабо расчленены. Конседиментационные пологие поднятия чередуются с различными погребенными эрозионными формами и рифовыми массивами и обычно плохо группируются в системы. Большая роль в размещении коллекторов (и соответственно скоплений нефти и газа) принадлежит речным (русловым, дельтовым) и прибрежным' (бары, заливы) накоплениям. Такие бассейны заключены в Парижской, Мичиганской, Иллинойской синеклизах и др.
Наплитные НГБ отличаются значительной структурной расчлененностью осадочного чехла, местами большими градиентами мощностей, существованием в пределах чехла тесно связанных друг с другом впадин (синеклиз) и прогибов, крупных сводов, часто хорошо выраженных валов, протяженных рифов, разрывных зон и зон региональных несогласий и выклиниваний. Бассейны характеризуются большим разнообразием условий залегания скоплений нефти и газа, отражающим разнообразие процессов формирования скоплений нефти и газа.
В наплитных бассейнах сосредоточено наибольшее количество месторождений газа и нефти, в том числе много крупных и уникальных по запа-
13
сам нефти и газа. Наиболее простой наплитный бассейн —— Западно- Сибирский, более сложный ——Пермский.
В пределах платформ выделяются также НГ Б, заключенные в сквозных грабенах. В отличие от НГБ синеклиз эти бассейны характеризуются блоковой структурой, обусловленной высокой плотностью размещения сквозных вертикальных конседиментационно развивающихся разрывов. Это обусловливает высокую вертикальную проницаемость бассейна, большой стратиграфический диапазон нефтеносности и широкое развитие тектонически экранированных залежей нефти, развитых в пределах присбросовых валообразных поднятий. Типичными примерами НГБ, заключенных в грабенах, могут служить Рейнский и Суэцкий.
В последнее время установлено, что нефтегазоносные синеклизы и плиты подстилаются грабенами (рифтами), расположенными в теле фундамента и сложенными осадочными породами. Размеры грабенов различные. Одни из них представляют узкие желоба, площадь которых значительно меньше площади синеклизы, площадь других соизмерима с площадью синеклизы. Грабенов может быть несколько. Таким путем образуются двухэтажные, или вертикально-составные бассейны, нижний этаж которых заключен в погребенном рифте, а верхний — в перекрывающей его синеклизе, К составным бассейнам относятся Внутренний Восточно- Австралийский, Гипсленд и др.
НГБ пассивных континентальных окраин платформ, или периконти- нентальных впадин, по внутренней структуре приближаются к бассейнам, заключенным в грабенах. Подобно последним они имеют мозаичноблоковое строение за счет продольных и поперечных сбросов, рассекающих шельф и материковый склон континента; плоскости продольных сбросов наклонены преимущественно в сторону океана. Соответственно структура бассейна представляет собой как бы полуграбен, с позиции тектоники литосферных плит 一 это борт рифта, существовавшего до раздвижения материков, в едином проматерике. Внешняя граница бассейна проходит на месте, где подошва материкового склона граничит с подножием. Здесь значительно уменьшается мощность осадочного покрова в целом, кайнозойские отложения постепенно переходят в современные осадки, континентальная кора через разлом граничит с океанической корой. Иногда зона значительных мощностей осадочных пород смещается в сторону океана, и граница бассейна соответственно выходит на краевую часть океанической коры. Некоторые бассейны находятся полностью в акватории.
По простиранию периконтинентальные бассейны разделяются на части поднятиями, расположенными на поперечных (относительно береговой линии) выступах фундамента платформ, однако в подводной структуре бассейна эти части смыкаются, что делает границу НГБ условной.
Для НГБ континентальных окраин характерны солянокупольная тектоника (соль мезозойского возраста), рифогенные образования по внутреннему краю бассейна, смена отложений преимущественно континентальных во внешней материковой части (и в подошве разреза) морскими во внутренней части, развитие мощных древних и современных дельт, 14
образующих полуизолированные впадины, и внедрение даек, силлов, долеритов и базальтовых покровов.
Большая часть НГБ материковых окраин сложена мезозойскими и кайнозойскими отложениями, которые во внешней части могут подстилаться и более древними.
НГБ периконтинентальных впадин развиты вдоль восточной окраины Южно-Американского континента, вдоль западной окраины Африканского континента и вдоль западной окраины Австралии. Для последних характерны осложнение НГБ краевыми плато, часто несущими рифовые постройки и представляющими собой отколотые участки материков, а также несогласное перекрытие разломной части бассейна кайнозойскими отложениями. Это приближает такие НГБ и вертикально-составным НГБ платформ.
НГБ грабенов материков, расположенные на краю последних, часто продолжаются на континентальные окраины, образуя единый латеральносоставной бассейн, например, НГБ Баийя, Нижненигерийский (Гвинейского залива). Камбейский. Продолжение НГБ на континентальные окраины известно и для других типов бассейнов, часть которых, обычно меньшая, открывается в океан. Из НГБ, заключенных в синеклизах, и наплитных континентальные окраины имеют Западно-Сибирский, Патагонский, Восточно-Присредиземноморский и др. Континентальный шельф иногда достигает такой большой ширины, что в его пределах образуются самостоятельные бассейны или расположены значительные их части.
НГБ в осадочных бассейнах инверсионного образования с гомогенным онтогенезом У8 находятся в синклинориях или в грабен-синклинориях эпигеосинклинальных областей. Для этих НГБ характерно развитие резко выраженной складчатости, осложненной надвигами и взбросами. Границы их определяются по выходам на поверхность в окружающих антиклинориях пород, слагающих нижние части разреза синклинориев, и прежде всего продуктивных толщ. Нефтяные, редко газовые (на больших глубинах конденсатногазовые) месторождения в таких бассейнах связаны с антиклиналями, сильно пережатыми, иногда гребневидного, веерообразного или изоклинального строения, нарушенные взбросами.
Среди нефтегазоносных синклинориев различаются синклинории, заключенные внутри горноскладчатых эпигеосинклинальных областей материков, в активных окраинах континентов (субаквальные прогибы окраин континентов, сопровождающиеся глубоководными желобами) и в переходных областях от континента к океану.
НГБ синклинориев материков отличаются обилием поверхностных нефтегазопроявлений и выходов на поверхность нефтегазоносных свит из-за значительно расчлененной поверхности с глубокими эрозионными врезами. В целом бассейны находятся на стадии интенсивного разрушения. Типичным примером является Центральнокарпатский НГБ.
Для НГБ синклинориев активных окраин континентов в пределах материка характерно разломное обрамление, сопровождаюшееся вулканическими поясами, а в подводной части — антиклинорное, примыкающее
к глубоководному желобу. Наиболее протяженный синклинорий ——вдоль побережья западного склона Южно-Американской Кордильеры, параллельно Перуанско-Чилийскому глубоководному желобу. Крупный синклинорий расположен на месте прол. Ментавай между вулканическим поясом островной дуги Суматры и цепью невулканических Ментавай- ских островов (внешний дуговой синклинорий). С юго-запада синклинорий опоясывается Зондским глубоководным желобом.
Для НГ Б переходной области от континента к океану (Малайский архипелаг, Карибский регион) характерны современная складчатость, молодой вулканизм, островодужные горноскладчатые сооружения и глубоководные котловины. Природа котловин трактуется по-разному: котловины как наиболее прогнутые ——погребенные — части складчатой области, структурный план которых находится на продолжении структур обнаженной части складчатости, и котловины как глубоко погруженные, отчлененные (остаточные) или новообразованные участки океанической коры с небольшой мощностью литифицированных отложений. Последнее предположение (участки океанической коры) подтверждается наличием шельфовых уступов, окружающих котловины. При первом предположении геосинклинальные котловины должны включаться в состав бассейнов-синклинориев, так как краевые сильно дислоцированные наземные части некоторых котловин, например в Малайском архипелаге, являются нефтегазоносными. При допущении, что геосинкли- нальные котловины — лишь участки океана с неизвестной мощностью литифицированных осадков, их следует рассматривать как части бассейнов с неизвестными перспективами в нефтегазоносном отношении. Пример НГБ с геосинклинальной котловиной ——Калимантан-Сулавес- ский, в котором нефтеносность установлена на о-ве Калимантан.
Синклинории с молодой незавершенной складчатостью известны также в Калифорнии (активная окраина). Для них характерны большая мощность (до 6 км) дислоцированных неогеновых отложений, наличие в структуре бассейнов глубоких остаточных впадин и крупных по запасам нефти месторождений (НГБ Лос-Анджелес, Вентура-Санта-Барба- ра и др.).
К гетерогенным НГБ латерального сочленения относятся пограничные, межгорноскладчатые и бассейны различных типов, развитые в эпиплатформенных орогенах.
Пограничные НГ Б 1 возникают на границе платформенных и горноскладчатых областей и имеют соответственно складчатый борт с развитыми конинверсионными поднятиями и платформенный склон с ловушками, заключенными в конседиментационных поднятиях и зонах выклинивания, а также связанными с конседиментационными разрывами. Для бассейнов пограничного типа характерно резко выраженное асимметричное строение. Крутой глубоко погруженный складчатый
Некоторые исследователи называют эти бассейны скл адч ато- пл атфор - менными, что можно понимать как платформенный бассейн, испытавший склад- чатость, т. е. такое название бассейна терминологически неоднозначно.
16
(инверсионный) борт их имеет относительно небольшую ширину, иногда он почти полностью скрывается под надвигами складчатого горного сооружения. Противоположный платформенный борт пологий, обычно имеет значительно большую ширину, но неглубокое залегание кристаллического фундамента. Для платформенных бортов пограничных бассейнов характерны в общем моноклинальное залегание, сравнительно небольшая мощность отложений, часто значительная нару- шенность ступенчато расположенными разрывами. Сочленение бортов происходит через флексуры или надвиги. Платформенный борт пограничного бассейна отличается повышенной газоносностью верхней части разреза. По восстанию борта и с глубиной газ сменяется нефтью, а затем (при наличии достаточной мощности пород) и конденсатногазовыми скоплениями.
Среди бассейнов этого типа различают два вида в зависимости от эпигеосинклинальной или эпнплатформенной тектонической природы складчатого борта. Эпигеосинклинальный складчатый борт сложен мощными геосинклинальными и постгеосинклинальными терригенными формациями, дислоцированными в систему линейных конинверсионных складок, осложненных пологими надвигами или покровами. Внутренняя структура складчатого борта подобна синклинорию, однако меньший размах инверсии и соответственно меньшая эрозионная расчлененность обеспечивают здесь необходимые условия для сохранения скоплений нефти, иногда весьма крупных.
Типичные пограничные бассейны этого типа — Северо-Предкарпат- ский, Аквитанский, Предаппалачский и др.
Пограничные бассейны с эпиплатформенным орогенным обрамлением развиты в краевых частях платформ. Они имеют складчатый борт, образованный постседиментационной глыбовой складчатостью, осложняющей первоначальную конседиментационную структуру. Глыбовые движения приводят к возникновению около горного обрамления системы валообразных поднятий, осложненных разрывами или же системой надвиговых дислокаций. Противоположный борт бассейна обычно сохраняет первоначальную конседиментационную структуру, осложняясь лишь разрывами.
К пограничным бассейнам с горным эпиплатформенным обрамлением относятся НГБ Денвер и Паудер-Ривер, расположенные на восточной окраине эпиплатформенного орогена Скалистых гор США.
Пограничные НГБ довольно четко группируются в протяженные пояса. К подобным поясам относятся, например, Предандийский в Южной Америке, Предальпийско-Карпатско-Балканский в Южной Европе, Предгималайский в Южной Азии и др.
между НГБмежду НГБВ пределах поясов отдельные НГБ разделяются нефтегазоносными межбассейновыми поперечными поднятиями или небольшими поперечными выступами фундамента. Типичным межбассейновым поднятием является Ставропольский газоносный свод, через который сочленяются Азово-Кубанский и Среднекаспийский НГБ, газоносный свод Суитграсс Западно-Канадским и Уиллистонским (синеклиза) и др.
между НГБ
между НГБ
17
НГБ, заключенные во впадинах срединных массивов, могут быть названы межгорноскладчатыми. Краевые части таких бассейнов, примыкающие к горноскладчатым сооружениям, представлены сильно дислоцированными прогибами (тыловые), мами (шовное сочленение); центральные
иногда грабенами или раз/о
конседиментационными поднятиями.
части бассейнов осложнены
Соотношение ментов бассейна
конседиментационного и
постседиментационного эле-
определяется глубиной нахождения фундамента размером впадины. Для небольших впадин с глубоко погруженным фундаментом характерна незначительная площадь, занимаемая консе- диментационной структурой, и наоборот, в крупных бассейнах с неглубоко погруженным фундаментом конседиментационная структура может составлять преобладающую его часть. Паннонский НГБ представляет пример бассейна с преимущественным развитием на большой площади конседиментационных поднятий.
и
В бассейнах рассматриваемого типа обычно четко выделяются два структурных этажа ——нижний, имеющий глыбовое строение, и верхний, наложенный, отвечающий времени формирования горноскладчатого обрамления. Межгорноекладчатые бассейны распространены сравнительно мало.
обрамле-обрамле-надвигово-разломное; 3) двух- зта* — конседиментационногонадвигово-разломное; 3) двух- зта* — конседиментационногоранее платформы, на основеранее платформы, на основеНГБ эгшплатформенных орогенов возникли на месте платформенных областей, превращенных разломными глыбовыми движениями в горные, иногда высокогорные области. Наиболее крупные области развития эпиплатформенных орогенов известны в Средней и Центральной Азии, на Иранском нагорье и в Скалистых горах США. Бассейны эпиплат- форменных орогенов имеют ряд общих геологических признаков, обусловленных условиями их образования: 1) горное глыбовое ние; 2) разломное ограничение, иногда этажное строение. При этом нижний образования, унаследован от бывшей
обрамле-
обрамле-
надвигово-разломное; 3) двух- зта* — конседиментационного
надвигово-разломное; 3) двух- зта* — конседиментационного
ранее платформы, на основе
ранее платформы, на основе
которой возник ороген; верхний этаж ——орогенный, сложен преимущественно континентальными отложениями, осложнен структурными формами, унаследованными от нижнего этажа, и постседиментационными структурами, возникшими под воздействием глыбовых движений. Структуры, унаследованные от нижнего этажа, располагаются в средней части бассейна, постседиментационные ——по периферии, где они часто группируются в антиклинальные зоны. Бассейны небольшого размера обычно наиболее насыщены новообразованными структурами. Большая мощность отложений верхнего этажа уменьшает степень унаследован- ности и возможность возрождения структур нижнего этажа в верхнем и соответственно увеличивает роль новообразованных структур в бассейне.
Среди НГБ эпиплатформенных орогенов выделяются:
латерально-гетерогенные, приближающиеся к НГБ типа известных во впадинах НГБ срединных массивов. Этот тип наиболее распространен в бассейнах Скалистых гор США, известен в Центральной и Средней Азии;
ным складчатым бортами;3) гомогенные Таджикский НГБ;ным складчатым бортами;3) гомогенные Таджикский НГБ;латерально-гетерогенные типа пограничных, известны в Центральной Азии. Типичным является Джунгарский НГБ с резко выражен- ■ (Предтяньшаньским) и пологим платформенным
ным складчатым бортами;
3) гомогенные Таджикский НГБ;
ным складчатым бортами;
3) гомогенные Таджикский НГБ;
типа синклинориев. Примером является Афгано-
4) гомогенные4) гомогенныетипа синеклиз и плит. К ним относятся Северо-
4) гомогенные
4) гомогенные
Китайский, Сунляо и Ордос в Центральной Азии. Первый открывается в Желтое море, осложнен погребенным Ляодунским грабеном и, возможно, представляет собой вертикально-составной бассейн. Расположенный севернее НГБ Сунляо — типичный составной.
Бассейны могут быть гетерогенными и в вертикальном разрезе. Они состоят из элемента конседиментационного образования (верхний этаж), подстилаемого синклинорием или грабен-синклинорием, т. е. структурой инверсионного образования. Среди бассейнов этого типа выделяются два основных вида: бассейны, охватывающие синклинории или грабен-синклинории и наложенные на них впадины конседиментационного образования (синеклизы), и бассейны-грабены с конседимен- тационным выполнением, вложенные в синклинорий. Структурные осложнения верхнего этажа таких бассейнов в значительной степени наследуют погребенный структурный план и эрозионную поверхность
нижнего этажа.
Бассейны первого вида формируются на месте развития эпимезозой- ских платформ, на базе внутренних или краевых впадин (синеклнз), либо грабенов, сложенных кайнозойскими отложениями. Они известны на западе Северной Америки, в северо-восточной части СССР, на юго-востоке Азии и в Океании. Бассейны оконтуриваются территориями развития кайнозойских отложений.
К типичным НГБ, заключенным в грабене складчатой области, относится Венский НГБ. Грабен выполнен породами неогена конседи- ментационной структуры и вложен в сильно дислоцированные палеогеновые и мезозойские отложения. Нефтегазоносны в бассейне оба этажа.
Наиболее сложными по онтогенезу нефти и газа являются НГБ узловых впадин, заключенные в краевых платформенных областях мощного прогибания перикратонной природы (Волго-Уральский, Центральноевропейский, Мексиканского залива и Свердруп). Для этих бассейнов характерны: 1) большие площадь и мощности выполняющих их пород (обычно свыше 10 км); 2) разновозрастный фундамент с преобладанием по площади одного возраста; 3) резко выраженное асимметричное строение, связанное с наличием одной наиболее крупной и длительно развивавшейся впадины ——синеклизы (Прикаспийская в Вол- го-Уральском НГБ, Североморская в Цент рал ьноев ропе иском НГБ, Мексиканского залива в одноименном НГБ), смещенной к периферии бассейна； 4) различное латеральное и вертикальное сочетание в единой области прогибания элементов как конседиментационного, так и инверсионного образований. Так, Североморская синеклиза представляет пример составного суббассейна, в котором погребенный грабен протяги-
О Таблица 1. Классификация НГБ
Тип―
~一— (труктурная принадлежность
~-примеры
ЭлементарныеЭлементарные„А，「омоеешше конседиментационного образования
Элементарные
Элементарные
Слабо нарушенные разрызамиСлабо нарушенные разрызамирижскийСИбИРСКИЙ Мнинганскн", nZрижскийСИбИРСКИЙ Мнинганскн", nZГрабены платформ, пери麻就/匸 ные впадннн (г1ассивн^ окраин；Грабены платформ, пери麻就/匸 ные впадннн (г1ассивн^ окраин；熏｝, синеклизы, наложенные впа-
Слабо нарушенные разрызами
Слабо нарушенные разрызами
рижскийСИбИРСКИЙ Мнинганскн", nZ
рижскийСИбИРСКИЙ Мнинганскн", nZ
Грабены платформ, пери麻就/匸 ные впадннн (г1ассивн^ окраин；
Грабены платформ, пери麻就/匸 ные впадннн (г1ассивн^ окраин；
Составные
Вертикально
Латерально 1
Частично нарушен- ные разрывами
幫靄。"嘗“吟 подстилаемые граоенами (рифтами)
出ту, синеклизы, осложненные пери- ферииными грабенами'
器:*产ко-Ао^еикн；!, Внутренний Вос- точно-Австралииский, Гипсленд
Ордосский
Сильно нарушенные структурооб- разующими разрывами
^<CK"ii, Суэцкий, Кванза-Камерун-
Элемента nu「тс
Б. ГоМогенные постседимемщтпного образования
jviur 1 арНЫс
Сильно нарушенные разрывами
Синклинории, грабен-синклинории
画遡變至严Af,
Составные
Латералыю
Частично нарушенные разрывами
啰界XZ С зпнзснзтьннм
^ХЙийСКИЙ' ПРе-ппалачский.
^Р^：：Х^™ПЛаТф0РМеННЫМ「吁
Паудер-Ривер, Денвер, ДжунТ^^Г
МежгорНосададчатЫе на срединном
臨 К隱閣砥 Транс““ьванск 喧
Сильно нарушенные разрывами
Межгорные впадины эпиплатформен- ных орогенов
Ферганский, Сычуаньский, Уинд-Ривер
Грабены в синклинориях
Венский, Кук-Инлет, Западно-Яванский
Вертикально
(краенлатформенные) впа- Волго-Уральский, Мексиканского за- лива, Центральноевропейский
Узловые дины
Частично нарушенные сквозными и ：погребенными разрывами
Латерально н вертикально
ваетс3иерез всю сннеклнзу; в МнсснснпскоН гемнсхнек之3 ① HFB Мекснканского залнва в погребенном состоянии (под, мезозойскими н кайнозойскнмн отложеннямн) находнтсн 33- западное продолженне пограннчного преаап— палайского нгв『 КОТОРЕ』западнее на небо七ь\ шом участке (штат Арканзас) ВЕХОант на по— верхность; на террнторнн Мекснкн западная н южная пернфернн басе③на Мексиканского залнва Представляют на СУЕе пх-ЭЮ^ДМ^Е^ борт зземента гюгранниного о^пп^^ж^- н「6 рассмотри工工ььк ^§s преастабххзт СО6ОН об 第 затеАьны ① 3*0芸 ентьнефтеееопоеике— nss райо工ироеа工их по генетическому при, знаку ^н^оь- -)•
В Последнее время появнлась т 力 Н_ДЕНН2 О6е,днненнбассейнов в бсльЕме естествен— не FewIoroseor'paBHqecKH力 групп” noJIyqHB, Ене названне H&TFQaaQZFawzaQecKaK пробин, 4注・ Такнмн ПРОВННЦ.НЯМН явл5110Tс*у напрнмер》 n^sxsws^40xto^- Центральноазиатская н ска， лнсть1Х гор" каждая нз которых обуепнняет otonn^»x£ епнплатворменных облаете戶 а также провннинн поясов пограннчньгх S перкконтн, Н”НТ2ЛЬНЬ1Х бассейнов-мнт- еннеклнз н гра, бенов гматворм (Амернкансковосточно, Европемско^кзиь-ко'тш^сз^^о^о» н т・ 尸). нефтегеосгни力 ское районирование разра, ботаноp① ннтемьно к материкам” нх под— MO^^ES окраннан областям развнтня со— временной скаадиатост 产 т・к террнторням с установленной небтегазоносностьо Огромние океанииескне пространства нз,за HeaocTaToqHOQ геологической изученности Oue— ннваются в нефтегазоносном ОТНОЕеннн по— разном^^З^О^^ЕЖда интерес представляют ГОК^Ш^^КХЕ^ в океане погребенное 30^ водной поверхностью блокн с континентальнохолода н нерма-льнымн осадоинымн горопамн (лнтифн， цнрованнымн осадками)，Онн рассматрнв, ютскак осколки материков. Такими являются- напрнмеплато роколл” расположенно 力 32, паднее ирланпнн- плато врскен в s^^s^oxos океане S другне меньЕНХ размеров，Структура о^мь-олж^х ТОЛЕ таких мнкроконтннентов По, А06нструктурам еннеклнз н=н грабенов н 9TH то上Ен могут Представлять интерес Ал* поисков
нефти и газа. Что касается океанических глубоководных котловин (талассосинеклиз), разделяющих их поднятий (хребтов) и абиссальных равнин, то определенный интерес в нефтегазоносном отношении может представлять второй океанический слой, залегающий на больших глубинах под рыхлыми осадками и представленный литифицированными осадками (породами), разделенными пластами долеритов, способных образовывать покрышки. Так как рыхлые осадки обладают низкой теплопроводностью, то в подстилающих породах возможно возникновение температур, необходимых для превращения рассеянного органического вещества с образованием углеводородов. Верхней покрышкой для последних могут являться зоны развития газогидратов, образование которых возможно при глубинах океана более 500 м и температуре 5° С и ниже. Мощность зоны газогидратов может достигать нескольких сот метров.
В соответствии со сказанным основными элементами нефтегеоло- гического районирования океанического ложа являются в настоящее время погребенные микроконт ине нт ы и конседиментационные талассо- синеклизы.
ЗОНАЛЬНОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
Зональное районирование производится внутри бассейна (провинции) и возможно лишь при достаточно высокой степени его изученности. Различают два вида зонального районирования: структурное и генетическое. Первое ставит целью выделение в бассейне совокупности однотипных месторождений нефти и газа или структур, перспективных для нахождения последних, объединенных общностью нахождения в обособленной структурной зоне. Такие зоны называют зонами нефтега- зонакопления. Понятие о структурных зонах нефтегазонакопления было введено Н. Ю. Успенской и И. О. Бродом в 1946 г. Большая часть авторов выделяют зоны нефтегазонакопления антиклинальных линий (в складчатых областях), в том числе диапировых и солянокупольных структур, валообразных поднятий платформ, рифовых барьеров и атоллов, зон регионального несогласия, выклинивания и разрывных нарушений, локальных накоплений песчаных тел, связанных с древними береговыми валами, руслами рек и др.
В 1977 г. В. Б. Оленин представил детальную классификацию зон нефтегазонакопления, в которой помимо морфологических учитывались генетические признаки, т. е. были даны геологические условия образования зон. В. Б. Оленин предложил смежные однотипные зоны нефтегазонакопления объединять в ареалы зон нефтегазонакопления.
Сторонники выделения нефтегазоносных провинций объединяют зоны нефтегазонакопления в нефтегазоносные районы.
Б. С. Лазарев (1979 г.) на примере нефтегазоносных бассейнов СССР установил, что в пределах Западно-Сибирского НГБ в зонах нефтегазонакопления находится 73% выявленных месторождений, в зонах нефтегазонакопления бассейнов Туранской плиты ——70%, Вос- 22
точно-Русской платформы ——50%, при этом на сводах указанных бассейнов расположено свыше 75% зон (в Западно-Сибирском НГБ —— 90%)・
В бассейнах, где ведутся буровые работы и имеется возможность производить детальные литологические, геохимические, термобарические и другие исследования разреза отложений, слагающих бассейн, возможно выделение зон, или очагов нефтегазообразования ——основного элемента зонального генетического районирования. Зоны или очаги нефтегазообразования выделяются на основе реконструкции палеотемператур, через которые прошли (или в которых находились) породы ——генераторы углеводородов, и определение степени превра- щенности рассеянного органического вещества нефтегазоматеринских толщ. Это позволяет оконтурить объемы пород, прошедших зоны (находившихся в зонах) генерации газообразных или жидких углеводородов. Если во время генерации углеводородов структурные зоны уже существовали, то в таком случае было возможно образование нефтяных или газовых месторождений. Следовательно, помимо реконструкции термобарических условий пород ——генераторов углеводородов необходима реконструкция истории развития структурных зон —— возможных зон нефтегазонакопления. Совмещение в плане зон нефтегазообразования и структурных зон нефтегазонакопления (синхронных генераций углеводородов) позволяет оконтурить территории, наиболее перспективные в нефтегазоносном отношении, причем иногда раздельно для нефти и газа.
ЛОКАЛЬНОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
Цель локального районирования —— выделение в пределах зон нефтегазонакопления и нефтегазообразования локальных -структур —— вместилищ ловушек различных морфологических и генетических типов —как основы для выбора наиболее перспективных из них для постановки нефтегазопоисковых буровых работ.
Локальное районирование включает прогнозирование размещения локальных структур и их подразделение по степени перспективности в нефтегазоносном отношении, в частности, раздельно для нефти и газа. Прогнозирование размещения структур производится методом аналогии ——на основе плотности размещения структур в аналогичных зонах хорошо изученных однотипных бассейнов. Суммарная площадь локальных поднятий составляет 10——20% площади бассейнов конседи- ментационного образования, т. е. 10—30 структур приходятся на 10 000 км2 площади бассейна — удельная плотность размещения. Последняя несколько увеличивается в пределах сводовых поднятий и в бассейнах, сильно осложненных разрывами, за счет приразломных
структур (бассейны грабенов). Наименьшая плотность размещения локальных поднятий характерна для плоских синеклиз и элементов бассейнов, сложенных пологими моноклиналями. Небольшая плотность в такнх условиях компенсируется значительным развитием ловушек, заключенных в различных экзотических телах (песчаные бары, русла рек) и рифовых массивах (Мичиганский, Западно-Канадский, Уиллистонский НГБ).
В бассейнах инверсионного образования плотность размещения структур примерно в 2 раза больше, чем в бассейнах конседиментацион- ного образования.
Выбор среди выявленных структур наиболее перспективных для поисков нефти и газа и соответственно районирование территории по этому признаку — наиболее сложная задача районирования. Практика показала, что в среднем только 30% структур оказываются продуктивными, В целом локальное прогнозирование требует достаточно высокой степени изученности бассейна, позволяющей на основе выявленных месторождений установить необходимые для прогноза закономерности размещения месторождений или же найти аналоги исследуемого бассейна с более высокой степенью изученности.
Глава II
СЕВЕРНАЯ И ЦЕНТРАЛЬНАЯ АМЕРИКА
ТЕКТОНИЧЕСКОЕ И НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
Самым крупным структурным элементом Северной Америки является древняя Северо-Американская платформа. В ее составе выделяется обширный Канадско-Гренландский щит. На отдельных довольно значительных площадях присутствует палеозойский осадочный чехол мощностью до 2——3 км. Осадочный чехол более молодого возраста и значительной мощности находится под водами моря Баффина (рис. 1).
Южная и юго-западная части Северо-Американской платформы образуют ее плиту. Часть платформы, расположенная южнее Канад- ско-Гренландского щита, выделяется под названием платы Мнакон- тинента или Мидленда. Почти на всей ее площади осадочный чехол слагается породами палеозоя. Западная окраина Северо-Американ- с кой платформы представляет плиту Великих Равнин. В этой значи- тельно погруженной части платформы осадочный чехол характеризуется очень широким возрастным диапазоном (от кембрия до кайнозоя включительно).
В пределах плиты Мидконтинента и части Великих Равнин обособляется ряд синеклиз ——Мичиганская, Иллинойская, Западная Внутренняя, Пермская, Уиллистон,—— разделенных внутриплатформен- 24
0况
Рас. /. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Северной Америки.
Складчатость： а — докембрийская, б ——палеозойская, 8 — мезозойская (невадийская и ларамийская), а ——кайнозойская; область ларамийского эпнплатформенного орогенеза: д — на гериннском основании, е — на докембрийском основании; ж — нефтегазоносные и потенциально нефтегазоносные бассейны. НГБ: / — Мексиканского залива, 2 — Арктические (СевероАляскинский, Маккензи-Бофорта, Свердруп), 3 — Прилабрадорскмй, 4 — Мичиганский. 5 ——Иллинойский, 6 ——Уиллистонский. 7 — Пермский, Й — Западный Внутренний. 9 — Западно-Канаде кий, Ю — Крейзи-Булл-Маунтинс. // — Лаудер-Ривер, /2 — Денвер, 13 - Ратон, 14 — Восточно-Канадский, /5 — долины р. Св. Лаврентия, /6 — Предап- палачский, /7—Маккензн, 18 — Игл-Плейн, /9—Кук-Инлет, 20— Юта-Невадийский, 2/ — Каталла- Якатага (Сент-Элиас), 22 — Фрейзер, 23— Прибрежный Вашингтонско-Орегонский, 24 — Балтимор- Блейк, 25 — Новошотландский, 45 — Калифорнийские (см. рис. 26}, 48 ——Грейт-Валлн.
ПНГБ, ВНГБ: 26 ~ Волластон, 27 — Фокс, 28 — Гудзонова залива, 29 — Унгава, 30— Баффинова залива. 3{—Лонг, 32— Нортон. 33 — Юкон-Плейн, 34— Бристольский, 35 — Коппер-Ривер, 36 — Бетел (Юкон~Кускоквнм), 37 ——Скина, 38 — Куэснел, 39 — Колумбийского плато, 40 — Карсон-Дезерт. 4/ ——Снейк-Ривер, 42 ——Кадьяк, 43 ——островов Королевы Шарлотты, 44 ——Хуан-де-Фука, 46 — Вискаино, 47— Пурисима-Иррей.
Структурные элементы. Области эпи платформенного орогенеза： / — хр. Брукса, /7 — горы Франклин и Маккензи, 〃/ — Восточные Скалистые горы (см. рис. 3); своды, поднятия платформы: IV — свод Блэк-Хнлс, У — выступ Ллано, К/ ——янтеклиза Озарк; германская складчатость: V// — Аппалачская, VIII Уошито, /X —— Маратон; X — авлакоген Уичито; X/ — кайнозойская складчатость больших
ными поднятиями, где мощность осадочного чехла значительно сокращается, а местами даже обнажаются породы фундамента (антеклиза Озарк).
Северо-Американская платформа окружена складчатыми или складчато-глыбовыми системами различного возраста. Наиболее протяженной и обширной из них является складчатоглыбовая система Кордильер, обрамляющая платформу на западе. В поперечном сечении Кордильер с востока на запад (на Аляске с севера на юг) выделяются следующие тектонические зоны.
Окраинная прерывистая горноскладчатая зона позднемелового—— раннепалеогенового (ларамийского) эпиплатформенного орогенеза на герцинском (хр. Брукса на Аляске) или докембрийском (Восточные Скалистые горы США, горы Маккензи и Франклин в Канаде) основании.
Обширные горноскладчатые зоны с ларамийским и позднеюрским —раннемеловым (невадийским) возрастом складчатости.
Зона кайнозойской складчатости, занимающая юг Аляски и крайний запад континента.
Внутри системы Кордильер присутствуют крупные1 срединные массивы —— Юконский (на Аляске) и Колорадо.
В зоне сочленения Кордильер с Северо-Американской платформой выделяются предгорные прогибы Колвиллский (Предбрукский), переходящий на севере в пологий Арктический склон, Западной Канады, Мидчанел, Крейзи-Бул-Маунтинс, Паудер-Ривер, Денвер и Ратон.
Северным обрамлением Севере-Американской платформы является каледонско-раннегерцинская Иннуитская складчатая система, в значительной части перекрытая синеклизой Свердруп. Последняя слагается мощными осадочными толщами карбона, перми, мезозоя и кайнозоя.
С юго-востока докембрийская платформа окаймляется герцинским Аппалачским горноскладчатым сооружением и сопровождающим его предгорным прогибом. Аппалачская складчатая система на юго-западе погружается под молодые отложения Примексиканской низменности (Миссисипской гемисинеклизы) и появляется на западе в горах Уошито с предгорным прогибом Аркома и далее на юго-западе в массиве Маратон. Южнее рассмотренной герцинской складчатости находится эпигерцинская платформа, занимающая Примексиканскую низменность и впадину акватории Мексиканского залива. На широте гор Уошито от эпигерцинской платформы отходит на северо-запад, в глубь докембрийской платформы, на расстояние около 500 км система сводово-горстовых поднятий фундамента Арбокл ——Кринер- Хиле —— Уичито-Амарилло, выраженных в рельефе невысокими горными хребтами.
Восточнее впадины Мексиканского залива располагается о-в Куба, входящий в состав кайнозойской складчатой зоны Больших Антил, которая отделяется от платформенных глыб полуостровов Юкатан, Флорида и Багамского архипелага крупным разломом, проходящим 26
восточнее п-ова Юкатан, а затем — вдоль северного побережья островов Куба и Гаити.
Рассмотренная схема современного структурного плана США и Канады позволяет выделить в их пределах ряд нефтегазогеологических провинций.
Провинция плиты Мидленда и Великих Равнин, включающая НГБ синеклиз： элементарные Мичиганский, Иллинойский, Уиллистон- ский, сложный Пермский и внутриплатформенный латерально-гетеро- генный Западный Внутренний.
Центральноканадско-Гренландская провинция, включающая четыре синеклизы——Волластон, Фокс, заливов Гудзонова и Унгава — с мощностью отложений до 3 км, являющиеся возможно нефтегазоносными, и две крупные синеклизы — моря Баффина и акватории, расположенной между п-овом Лабрадор и Гренландией, подстилающиеся рифтами и образованные фанерозойскими отложениями мощностью свыше 9 км.
В Прилабрадорском НГБ мощности мезозойских и кайнозойских отложений бассейна смещены к западу, где прослеживаются три узкие впадины (с севера на юг); Саглек, Хоупдейл и Лейф. Рядом поперечных разломов мелового возраста бассейн расчленен на несколько блоков. Нефтегазоносность его установлена с открытием в 1973 г. крупного газового месторождения Бьярни (200 млрд, м3). В настоящее время на западном крыле впадины Хоупдейл открыто шесть конденсатногазовых месторождений ——Карлсефти, Снорри, Хоупдейл, Бьярни, Гудрид, Робервел,— образующих единую зону газонакопления. На северо-западном крыле впадины Саглек открыто месторождение Хекья (песчаники палеогена на глубине 3269 м). Продуктивны песчаники палеоцена (Снорри) и раннего мела (Бьярни), доломиты нижнего карбона (Гудрид) и ордовика (Хоупдейл). Глубины залежей 2000—2800 м (рис. 2).
Аппалачская провинция, в которую входят НГБ пограничный Предаппалачский, Восточно-Канадский (зал. Св. Лаврентия или Мери- таймз) и долины р. Св. Лаврентия. В двух последних НГБ выявлено по одному месторождению.
Восточно-Канадский бассейн находится на месте зал. Св. Лаврентия внутри герцинид и, вероятно, представляет собой синклинорий, открывающийся в сторону докембрийской платформы. На юго-западе бассейна открыто небольшое газовое месторождение Стони-Крик с 12 залежами в песчаникам миссисипского возраста на глубине 350——770 м. Структура месторождения представлена моноклиналью, рассеченной сбросами. НГБ долины р. Св. Лаврентия расположен на стыке докембрийской платформы с Аппалачскими герцинидами, выраженном узким грабеном, сложенном пологозалегающими нижнепалеозойскими образованиями, на которые надвинуты с юга сильно дислоцированные также нижнепалеозойские породы. В бассейне выявлено одно небольшое газовое месторождение Пуэнт-дю-Лак с залежью в маломощных отложениях кайнозойского возраста.
戶〃с. 2. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Восточной Канады.Складчатость: а докембрийская, б - каледонская, в — герцинская； г — сбросо-сдвиг； д 一 границы бассейнов; месторождения： е — нефтяные н газонефтяные, ж — газовые и конденсатногазовые.HFB： / — Восточно-Канадский, //•— Новошотпандскнй, 〃/— Прилабрадорский, /V — долины р. Св Лаврентия； месторождения: 7 — Бьярни, 2— Гудрид, 3 — Стони-Крик, 4 — Тебо, 5 — Вест-Сейбл, 6 — Китналта, 7 — Примроуз, 8 — Пуэнт-дю-Лак ，戶〃с. 2. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Восточной Канады.Складчатость: а докембрийская, б - каледонская, в — герцинская； г — сбросо-сдвиг； д 一 границы бассейнов; месторождения： е — нефтяные н газонефтяные, ж — газовые и конденсатногазовые.HFB： / — Восточно-Канадский, //•— Новошотпандскнй, 〃/— Прилабрадорский, /V — долины р. Св Лаврентия； месторождения: 7 — Бьярни, 2— Гудрид, 3 — Стони-Крик, 4 — Тебо, 5 — Вест-Сейбл, 6 — Китналта, 7 — Примроуз, 8 — Пуэнт-дю-Лак ，
戶〃с. 2. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Восточной Канады.
Складчатость: а докембрийская, б - каледонская, в — герцинская； г — сбросо-сдвиг； д 一 границы бассейнов; месторождения： е — нефтяные н газонефтяные, ж — газовые и конденсатногазовые.
HFB： / — Восточно-Канадский, //•— Новошотпандскнй, 〃/— Прилабрадорский, /V — долины р. Св Лаврентия； месторождения: 7 — Бьярни, 2— Гудрид, 3 — Стони-Крик, 4 — Тебо, 5 — Вест-Сейбл, 6 — Китналта, 7 — Примроуз, 8 — Пуэнт-дю-Лак ，
戶〃с. 2. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Восточной Канады.
Складчатость: а докембрийская, б - каледонская, в — герцинская； г — сбросо-сдвиг； д 一 границы бассейнов; месторождения： е — нефтяные н газонефтяные, ж — газовые и конденсатногазовые.
HFB： / — Восточно-Канадский, //•— Новошотпандскнй, 〃/— Прилабрадорский, /V — долины р. Св Лаврентия； месторождения: 7 — Бьярни, 2— Гудрид, 3 — Стони-Крик, 4 — Тебо, 5 — Вест-Сейбл, 6 — Китналта, 7 — Примроуз, 8 — Пуэнт-дю-Лак ，
屯a N? ^6日 £И ЕЮе
Р О \ж
рис. 3. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов орогена Скалистых гор США и смежных пограничных бассейнов： а 一一 ларамийские горные сооружения Кордильер； 5 — эпи платформенный ороген на докембрийском основании; в — граница орогена; г — нефтегазоносные бассейны.
НГБ Скалистых гор: / — Бигхорн, 2 — Уинд-Ривер, _ Грин-Ривер, 4 — Ханна-Ларами, 5 — Уинта-Пай- сенс, 6 — Норт-Парк, 7 — Парадокс, 8 — Сан-Хуан, 9 一 Блэк-Меса-Кейпаровиц; пограничные (Предска- листогорные) НГБ: /0 —Паудер-Ривер, //—Денвер, /2— Ратон; ПНГБ Скалистых гор: / — Саут-Парк, 〃 _ Сан-Лун, /// - Рио-Гранде, IV — Зстансна, V — Хорна до-дель-Муэрте, V/ — Тулароса, V// — Педре- roca, VHJ — Холбрук
L17V ^^k if
газовых месторождения с залежами в пермских отложениях； в небольшом НГБ Норт-Мидл-Парк известно восемь месторождений, в то время как в остальных НГБ количество месторождений нефти и газа исчисляется десятками (в НГБ Грин-Ривер свыше 150). Помимо перечисленных НГБ в провинции известно не менее семи ПНГБ ——Саут-Парк, Сан-Лун, Рио-Гранде и др.
Провинция северного эпиплатформенного орогена Канады, или Маккензи-Франклинская. Ороген расположен на месте одноименных гор и образует выступ в их цепи, обращенный в сторону Большого Медвежьего озера. Внутри орогена между горными хребтами Франклин и Маккензи находится межгорная впадина — НГБ Маккензи. Бассейн сложен пологозалегающей 5-километровой толщей кембрийско-девонского и мелового возраста. В бассейне выявлено нефтяное месторождение Норман-Уэллс с залежью, приуроченной к среднедевонскому рифу.
Внутрикордильерская провинция, заключающая НГБ синклинориев и вертикально-гетерогенных грабенов, расположенные в средней части горноскладчатого сооружения мезозойского (ларамийского и не- вадийского) возраста — от Аляски до мексиканской части Кордильер. Из известных здесь свыше 12 бассейнов только три нефтегазоносные: Юта-Невадийский,①рейзер, Игл-Плейн. В этих бассейнах открыто по одному месторождению. КЭта-Невадийский НГБ находится западнее провинции Скалистых гор. В нем выявлено нефтяное месторождение
Игл-Спрингс с продуктивными толщами палеогенового и пенсильванского 1 возраста. В НГБ Фрейзер, расположенном западнее Западно- Канадского бассейна, известно месторождение Биллинглэн с газовой залежью в плейстоцене. НГБ Игл-Плейн (Олдкроуский) находится на севере Кордильер, западнее горного хребта Ричардсона — горст-анти- клинория (авлакогена). В бассейне известно небольшое газонефтяное месторождение Чейнз с залежью в песчаниках пенсильванского возраста.
Юконская провинция, расположенная в центральной части Аляски, приуроченная к одноименному срединному массиву и окаймляющим его впадинам. На севере провинция ограничена эпиплатформен- ным орогеном хр. Брукса, на востоке — орогеном хр. Ричардсона, на юге ——разломом Тинтина на контакте с антиклинорием Танана. На западе она открывается в Берингово море. В пределах провинции выделяется несколько ПНГБ типа синеклиз: Юкон-Плейн на востоке, Нортон, Лонг, Бетел на западе (погружаются в море). Первый из них представляет собой синеклизу, наложенную на срединный массив, а последние три ——синеклизы, вероятно, подстилающиеся грабенами.
Краевая Притихоокеанская провинция, протягивающаяся вдоль западного края Северо-Американского континента. В провинции известно девять НГБ, из которых семь находятся в Калифорнии — Грейт-Вал- лн, Лос-Анджелес, Санта-Мария, Вентура-Санта-Барбара и др., два — Кук-Инлет, Сент-Элиас — на юге Аляски. Помимо нефтегазоносных в провинции известно не менее 10 ПНГБ, в том числе два на юге Аляски —— Коппер-Ривер, Бристольский. За исключением вертикально-гете- рогенного НГБ зал. Кука, представляющего собой грабен внутрисклад- чатой области, все остальные НГБ и ПНГБ занимают синклинории, часть из которых продолжаются в акватории.
В некоторых бассейнах открыто лишь по два-четыре месторождения. Так, в НГБ Сент-Элиас (Каталла-Якатага) еще в 1902 г. выявлено нефтяное месторождение Каталла с продуктивной толщей мио- цен-олигоценового возраста на глубине 110—535 м. В НГБ Ил-Ривер открыто четыре месторождения, в НГБ Соном а-Оринда-Ливер мор — три. На севере крупного по площади НГБ Калифорнийского залива (Мексика) открыто конденсатногазовое месторождение Екстременьо с залежью в плейстоценовых отложениях на глубине 4125 м. В четырех бассейнах (Хуан-де-Фука, Северной Калифорнии и др.) получены промышленные притоки нефти или газа.
В Никарагуа на месте озер Манагуа и Никарагуа выделяется грабен-синклинорий, сложенный кайнозойскими породами мощностью свыше 3 км. В грабене выявлено месторождение Коколес с залежью нефти на глубине 1700 м в известняках олигоцена.
Арктическая провинция, охватывающая бассейны, расположен-
Каменноугольная система разделяется в Северной Америке на две самостоятельные системы： Msp — миссисипскую (нижний карбон без намюрского яруса) и Pns ——пенсильванскую (намюрский ярус, средний и верхний карбон).
30
ные на северном Арктическом склоне Северо-Американского континента- и Гренландии, где докембрийский Канадско-Гренландский щит наращивается раннегерцинской (домиссисипской), или иннуитской, складчатостью. На севере в акватории провинция ограничивается подножием континентального склона. Иннуитская складчатость протягивается через Северную Аляску, где южный край ее слагает хр. Брукса, возникший в ларамийское время, через синеклизу моря Бофорта и дельты Маккензи и далее на восток через архипелаг Парри, острова Королевы Елизаветы, Свердруп на северную и восточную окраины о-ва Гренландия.
Провинция включает разнотипные бассейны: пограничный НГБ Северо-Аляскинский, НГБ Маккензи-Бофорта, расположенный внутри синеклизы, сложный латерально- и вертикально-гетерогенный НГБ Свердруп и ПНГБ Пири-Злсмнр, заключенный в узком протяженном синклинории иннуитской складчатости, на востоке ее развития, где она заходит на север Гренландии.
Приатлантическая провинция, расположенная на месте юго- восточного и южного континентального склонов Северо-Амери канской платформы и протягивающаяся от о-ва Ньюфаундленд до кольцевого шельфа Мексиканского залива включительно. Естественной внешней границей провинции является континентальное подножие.
Континентальный склон по простиранию расчленен на ряд впадин, часто рифтовой природы, с мощностью осадочных отложений иногда более 10 км. Впадины разделены поперечными поднятиями горстовой природы или же смещены по простиранию диагональными разломами-сдвигами.
С северо-востока на юго-запад в провинции выделяются НГБ Новошотландский, Балтимор-Блейк и за п-овом Флорида крупный сложного строения (латерально- и вертикально-гетерогенный) НГБ Мексиканского залива.
Бассейн Балтимор-Блейк занимает обширное плато Блейк и осложнен четырьмя впадинами ——Флориде ко-Багамской, Блейк, Каролина и Балтимор-Каньон с мощностью выполняющих их отложений более 12 км. В последней впадине выявлены многочисленные локальные поднятия, в том числе и соляные диапиры. В пробуренных скважинах получены притоки газа из верхнеюрских отложений и нефти из песчаников мелового возраста.
Антильско-Карибская провинция, занимающая обширную молодую геосинклинальную область, в центре которой находятся глубоководные геосинклинальные котловины (с востока на запад): Гренадская, Венесуэл ьская, Колумбийская и Юкатанская, разделенные поднятиями, выраженными островами, банками, погребенными хребтами (Авес, Беата, Розалинд-Ямайка, Мистерьоса-Кайман). Южное обрамление провинции на востоке образовано Карибскими Андами и Малыми Антильскими островами, на западе в Карибские котловины погружаются горные отроги Колумбийских Анд. Восточным обрамлением провинции служит цепь Наветренных, Малых Антильских остро-
bob, представляющих собой формирующиеся антиклинории. На западе естественным обрамлением провинции являются горные сооружения Центральной Америки и п-ова Юкатан. На севере провинция окаймляется молодой островной системой Больших Антильских островов Куба, Гаити, Пуэрто-Рико.
В Антил ьско-Карибской геосинклинальной области может быть выделено несколько нефтегазоносных, потенциально и возможно нефтегазоносных бассейнов.
Вдоль южного склона Кубинского антиклинория простираются два бассейна: Пинар-Пиносский ПНГБ (или Батабаньо) на западе и Южио-Кубинский НГБ на востоке. Первый заключен в небольшом синклинории между западным окончанием Центрального антиклинория (антиклинорий Пинар-дель-Рио) и антиклинорием о-ва Пинос. Бассейн образован сильно дислоцированными кайнозойскими, меловыми и юрскими отложениями мощностью до 6 км (рис. 4).
ЩЩЩ|а РН?卜 i|-—-рЩЩЩ|а РН?卜 i|-—-рЮкатанская впади н аЮкатанская впади н аFioTaMna XFioTaMna X^.Майами^.МайамиРис. 4. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Кубинского архипелага: а - - Кубинский антиклинорий; б — разломы, сбросы； в — поднятия； г — глубоководный желоб Барт- летт; д — границы бассейнов; е — изобаты, м; ж — месторождения нефти./ — Южно-Кубинский НГ Б, // — кубинская (юго-восточная) часть НГБ Мексиканского залива, 〃/ — Пинар-Пиносский ПНГБ； месторождения; / — Мотембо, 2 — Камариока-Варадеро, J — бока： Харука, 4 — Виа-Бланка, 5 — Гуанабо-Пеньяс-Алтае, 6 — Санта-Мария, 7 — Вакуранао-Крус-Верде8 — Харауэка, 9 Катарнна, 10 — Хатибоника, // — Крнсталес ' 32Рис. 4. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Кубинского архипелага: а - - Кубинский антиклинорий; б — разломы, сбросы； в — поднятия； г — глубоководный желоб Барт- летт; д — границы бассейнов; е — изобаты, м; ж — месторождения нефти./ — Южно-Кубинский НГ Б, // — кубинская (юго-восточная) часть НГБ Мексиканского залива, 〃/ — Пинар-Пиносский ПНГБ； месторождения; / — Мотембо, 2 — Камариока-Варадеро, J — бока： Харука, 4 — Виа-Бланка, 5 — Гуанабо-Пеньяс-Алтае, 6 — Санта-Мария, 7 — Вакуранао-Крус-Верде8 — Харауэка, 9 Катарнна, 10 — Хатибоника, // — Крнсталес ' 32〃。р м о Гавана〃。р м о Гаванапко.Пиноспко.Пинос6班就6班就
ЩЩЩ|а РН?
卜 i|-—-р
ЩЩЩ|а РН?
卜 i|-—-р
Юкатанская впади н а
Юкатанская впади н а
FioTaMna X
FioTaMna X
^.Майами
^.Майами
Рис. 4. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Кубинского архипелага: а - - Кубинский антиклинорий; б — разломы, сбросы； в — поднятия； г — глубоководный желоб Барт- летт; д — границы бассейнов; е — изобаты, м; ж — месторождения нефти.
/ — Южно-Кубинский НГ Б, // — кубинская (юго-восточная) часть НГБ Мексиканского залива, 〃/ — Пинар-Пиносский ПНГБ； месторождения; / — Мотембо, 2 — Камариока-Варадеро, J — бока： Харука, 4 — Виа-Бланка, 5 — Гуанабо-Пеньяс-Алтае, 6 — Санта-Мария, 7 — Вакуранао-Крус-Верде
8 — Харауэка, 9 Катарнна, 10 — Хатибоника, // — Крнсталес ' 32
Рис. 4. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Кубинского архипелага: а - - Кубинский антиклинорий; б — разломы, сбросы； в — поднятия； г — глубоководный желоб Барт- летт; д — границы бассейнов; е — изобаты, м; ж — месторождения нефти.
/ — Южно-Кубинский НГ Б, // — кубинская (юго-восточная) часть НГБ Мексиканского залива, 〃/ — Пинар-Пиносский ПНГБ； месторождения; / — Мотембо, 2 — Камариока-Варадеро, J — бока： Харука, 4 — Виа-Бланка, 5 — Гуанабо-Пеньяс-Алтае, 6 — Санта-Мария, 7 — Вакуранао-Крус-Верде
8 — Харауэка, 9 Катарнна, 10 — Хатибоника, // — Крнсталес ' 32
〃。р м о Гавана
〃。р м о Гавана
пко.Пинос
пко.Пинос
6班就
6班就
Южно-Кубинский НГБ занимает южную часть о-ва Куба, прилегающую субаквальную часть заливов Ана-Мария и Гуаканаябо и представляет собой поперечный грабен в антиклинории. На юго-западе он погружается в Юкатанскую впадину. Бассейн образован неогеновыми и меловыми отложениями мощностью свыше 5 км. Здесь выявлено четыре нефтяных месторождения (Харауэка, Хатибоника, Катарина, Криста- лес) с залежами в верхнемеловых песчаниках, известняках и трещиноватых серпентинитах на глубине 320—2830 м.
Восточнее Южно-Кубинского может быть выделен Гаити-Пуэрто- риканский ПНГБ, протягивающийся от юго-восточной окраины о-ва Гаити, где он находится между Северной и Южной Кордильерами острова, на южную окраину о-ва Пуэрто-Рико. Мощность образующих его кайнозойских отложений достигает 7 км. На западе бассейна (Доминиканская Республика) получены незначительные притоки нефти с небольших глубин в районах Игерито и Малено.
Восточнее Наветренных островов (антиклинория Малых Антильских островов) находится НГБ Барбадос-Тобаго, протягивающийся от прол. Анегдаа на севере до субширотного разлома, отсекающего Северный хребет Тринидада и восточную часть Карибских Анд.
На юге восточной части провинции в морских впадинах Бонайре и Карьяко выделяется НГБ Бонайре-Карьяко. В нем открыто шесть небольших нефтяных и газовых месторождений, расположенных по периферии： на западе — Миранга, Кумаребо, юго-западе 一 Абудансия, Эль-Мене-Акоста и на востоке ——месторождения без названий. Продуктивны песчаники, обычно залегающие линзовидно, миоценового и плейстоценового возраста (газ), иногда в коре выветривания мелового фундамента. Запасы месторождений небольшие.
На юго-западе провинции от п-ова「уахира (гранитный массив) на запад вдоль Колумбийского и Панамского побережий и прилегающего шельфа протягивается периконтинентальный прогиб с мощной толщей кайнозойских (свыше 6 км) и меловых отложений. В колумбийской части прогиба (Прибрежно-Колумбийский НГБ) открыто одно нефтяное и шесть газовых месторождений, в том числе три ——западнее массива Гуахира, а остальные ——вдоль восточного Дарьянского побережья от г. Картахена до зал. Ураба. Продуктивны отложения миоцена и олигоцена на глубине 200——3000 м.
§ 2・ нефтегазогеологическая провинция ПЛИТЫ МИДЛЕНДА И ВЕЛИКИХ РАВНИН
Мичиганский нефтегазоносный бассейн
Бассейн располагается между озерами Мичиган и Гурон (США, Канада) и приурочен к крупной синеклизе докембрийской платформы. Синеклиза обрамлена на севере, северо-востоке и северо-западе склонами Канадско-Гренландского щита, на западе—выступом фундамента ——сводом Висконсин, а южным и восточным окаймлением ее служат 33
у
КАН
Q
й
/1
и
土
君
°0U
А
/6
丿
*0
271了 п n
Рис. 5. Мичиганский Н「6: а — докембрийская складчатость; К — Кзнкеккк, Ф — Файндлей, Л
и +S
к +'-
i虫
(罗а \%/加
一=岁
~s=三三三二
6 3
s
6 — аконсервацнонная
—Альгонкский; d
зона; 6 ——
Цинциннатский вал; г — своды.
—структурная седловина Чатем; е — изогипсы , бассейна:宛一со смежными бассейнами, з — с внебассейновыми пространствами; месторождения； и - нефтяные, к ——газовые.
Ареалы зон нефтегазонакопления： / ——Северо-Западный; // — Центральный; III — Гурон-Эрийский； / V — Лайма-Индиана.'
И ——зона лефтегазоиакопления Албион-Сипио; VI—группа разнотипных зон нефтегазоиакопления. Месторождения: / — Дин-Ривер; 2 — Бакай； 3 — Брумфилд； 4 Маунт-Плезант； 5 -— Вернон; 6 — Портер; 7 — Албнон; 8 — Пьюласки; 9 — Сипио; 10 — Кзнек; // — Бармен； /2 — Смкс-Ле劳кс; /3 — Питерс''
кровли фундамента, м： границы
своды Кэнкекки и Файндлей с его северо-восточным продолжением на п-ове Онтарио — пологим Альгонкским сводом.
Мичиганский НГБ занимает почти всю площадь синеклизы, кроме ее крайних северных и западных районов, входящих в состав аконсервационной зоны. По осям сводов Кэнкекки, Файндлей и Альгонкский он имеет общие границы с Иллинойским и Предал палачским НГБ (рис. 5). Борта бассейна пологие, характеризуются региональным наклоном не более нескольких градусов. Чашеобразное строение его на большой площади осложнено серией протяженных и параллельных друг другу пологих валов, простирающихся в северо-западном направлении, отражающих древние разломы (рифты в фундаменте).
Сформирован Мичиганский НГБ палеозойскими (допермскими) тер- р^генно-карбонатными породами мощностью около 4 км. В верхнесилурийских и миссисипских отложениях известны мощные толщи каменной соли, для среднесилурийских отложений характерны рифогенные образования. Разрез завершается 500-метровой толщей терригенных юрских и антропогеновых отложений.
Основные нефтеносные горизонты Мичиганского бассейна представлены известняками н доломитами среднего девона. Намного меньшие запасы нефти открыты в песчаниках миссисипия, карбонатных коллекторах силура и ордовика. Газоносность бассейна связана в первую очередь с песчаниками миссисипия и в значительно меньшей степени с карбонатными комплексами девона и силура. Небольшие по запасам и немногочисленные залежи газа присутствуют в песчаниках Пенсильвания, известняках и доломитах ордовика.
В бассейне открыто свыше 500 нефтяных и более 200 газовых месторождений, которые располагаются по всей его площади. Однако наибольшее их количество и в том числе самые крупные месторождения сосредоточены в нескольких ареалах зон нефтегазонакопления.
Центральный ареал объединяет ряд зон нефтегазонакопления, структурно представленных пологими валами. Эти зоны заключают месторождения куполов и брахиантиклиналей платформенного типа. Длина и ширина локальных поднятий соответственно 2——8 и 1——3 км, амплитуда измеряется десятками метров, а углы падения слоев на крыльях обычно не превышают 1—4°.
Основными нефтеносными горизонтами в ареале служат известняки и доломиты среднего девона, а газоносными ——песчаники миссисипия.
В породах девона наиболее широко распространены сводовые ловушки (месторождения Бакай, Маунт-Плезант, Портер). Кроме того, на ряде месторождений имеются ловушки в виде линз тектонической трещиноватости. Последние представляют собой участки повышенной пористости и проницаемости, возникшие в зонах развития разрывов. В миссисипских подсолевых отложениях Центрального ареала наиболее развиты газовые залежи, заключенные в седиментационных линзах —— песчаных прибрежных валах. В распространении линзовидных песчаных тел по площади ареала не наблюдается сколько-нибудь отчетливо выраженной закономерности, поэтому один из наиболее богатых
газом горизонтов получил название «блуждающий» (Мичиган-Стрэй). Типичные газовые месторождения ареала, содержащие ловушки описанного вида,— Остин и Сикс-Лейкс.
Гурон-Эрийский ареал зон нефтегазонакопленик располагается в двух смежных бассейнах: его основная часть находится в Мичиганском НГБ, а юго-восточная окраина —— в Предал пал ачском. Ареал объединяет зоны нефтегазонакопления с месторождениями, приуроченными к силурийским рифовым массивам. Такие месторождения открыты в ряде районов бассейна, на верхних частях его бортов, однако самые крупные из них сосредоточены в Гурон-Эрийском ареале. В месторождениях последнего залежи заключены в ловушках двух видов: в биогенных выступах (в среднесилурийских известняках Ниагара) и в вышележащих сводовых структурах облекания рифовых тел (в верхнесилуркйсккх известняках и доломитах Салайна). Коллекторы свиты Салайна отделены от известняков Ниагара и перекрыты мощными горизонтами эвапоритов. Все месторождения ареала, среди которых значительно преобладают газовые, невелики по запасам.
Северо-Западный ареал рифовых зон нефтегазонакопления аналогичен Гурон-Эрийскому по типам месторождений, видам ловушек, возрасту и составу коллекторов и отличается от него в общем меньшими размерами месторождений.
Весьма своеобразна зона нефтегазонакопления Албион-Сипио. Она приурочена к обширной пологой моноклинали, наклоненной под углом менее 1 °, и образует в плане узкую прямую полосу, ориентированную под острым углом к региональному простиранию слоев. Эта полоса соответствует зоне трещиноватых карбонатных пород, сформировавшейся за счет развития располагающегося под ней крупного разрыва, рассекающего подстилающие толщи. Зона прерывиста. Она состоит из трех изолированных друг от друга частей, характеризующихся высокими значениями пористости и проницаемости, с которыми и связаны газонефтяные месторождения приразрывных трещиноватых участков ― Албион, Сипио, Пьюласки. Залежи заключены в доломитах и известняках среднеордовикской свиты Трентон. По запасам нефти месторож- дения Албион и Сипио относятся к средним.
Ареал зон нефтегазонакопления Лайма-Индиана приурочен к меж- бассейновым сводам Кэнкекки и Файнд.лей. Небольшие его окраины заходят в Иллинойский и Предаппалачский бассейны. Аккумуляция углеводородов здесь помимо структурного фактора во многом обусловлена литологическим —— замещением в юго-восточном направлении карбонатных силурийских и среднеордовикских коллекторов плохопроницаемыми отложениями. Ареал объединяет месторождения пологих поднятий, часто типа структурных носов, содержащие сводовые, выклинивающиеся и линзовидные ловушки. Продуктивные горизонты залегают на небольшой глубине (300——450 м).
В юго-западной части бассейна располагается группа разнотипных зон нефтегазонакопления. Одни из этих зон объединяют месторождения рифовых массивов силурийского возраста, другие ― месторождения 36
локальных поднятий с нефтегазоносными карбонатными породами сред- него девона. Все эти месторождения невелики.
Иллинойский нефтегазоносный бассейн
Бассейн, иногда называемый Восточным Внутренним, находится на северо-востоке США. Он связан с крупной синеклизой длиной 800 км и шириной 500 км. На востоке она ограничена Цинциннатской грядой,
Рис. 6. Иллинойский НГБ:
а - ~ изогипсы кровли отложений свиты Трентон (средний ордовик), м； б——разрывы; месторождения： ? —■ нефтяные, г — газовые, 0 — газонефтяные.
Зона нефтегазом а коплен ия： / — Лауден-Сейлем; // — Клей-Сити； /// — Уобаш-Валли; IV — Раф-Крик; V ~ Ла-Саль.
Месторождения: / — Лауден； 2 — Сент-Джемс; <3 Сентрейлия; 4Сейлем; 5 — Бойд； 6 — Вудлон; 7 - Бентон； 8—Сейлор-Спринге; 9— Клей-Сити； 10—Джексонвилл； // — Голденгейт: 12—Уарлпул； ^Э — Дейл; /^ — Олд-Иллинойс; /5 — Эллендейл; 16 — Маунт-Кармел; /7 — Албнон; /8 — Нью-Хар- монн; 19 — Филлипстоун; 20 — Роланд; 2/ — Стрмс; 22 — Геральд; 23 — Инмен
на западе и юго-западе — структурной седловиной Миссисипи-Ривер, сводом Линкольн и антеклизой Озарк. Южным ограничением служит погребенный свод Паскола.
Иллинойский НГБ занимает почти всю синеклизу, за исключением ее северной и западной окраин, относящихся к аконсервационной зоне (рис. 6). Между пологими западным, восточным и южным бортами располагается центральная, наиболее погруженная часть бассейна — прогиб Фейрфилд. В северной части этот прогиб отделяется от восточного борта асимметричным (с более крутым западным крылом) валом Ла-Саль, чрезвычайно полого (около 1 м/км) погружающимся от северной границы бассейна на юго-юго-восток. Вал отражает погребенный рифт в фундаменте. На западе простирается флексурообразная ступень Дюкуэн. Внутри прогиба ①ейрфилд находятся ряд погребенных валов, самые крупные из которых — Лауден-Сейлем и Клей-Сиди, а также система разрывов Уобаш-Валли (на востоке).
В южной части бассейна проходит зона сбросов Шонитаун-Раф- Крик. С юга к ней примыкает наиболее глубокая часть южного борта —— синклиналь Мурмэн.
В строении бассейна принимает участие сравнительно однообразная толща переслаивающихся известняков, доломитов, в меньшей степени песчаников и глин, включающая отложения кембрийского, ордовикского, силурийского, девонского и миссисипского возраста, мощностью до 3300 м. Выше залегают пенсильванские терригенные угленосные породы мощностью до 850 м. На крайнем юго-западе бассейна появляются маломощные толщи мела и палеогена.
Мощность формирующих бассейн отложений достигает максимума (около 4 км) в прогибе Фейрфилд.
Основные нефтеносные горизонты представлены песчаниками и известняками миссисипия. В них содержится около 80% начальных запасов нефти бассейна, примерно 13% их приходится на долю пенсильванских песчаников, а остальная небольшая часть заключена в известняках, песчаниках и доломитах силура ——девона, а также в известняках ордовика.
Наиболее крупные и богатые нефтью ареал зон нефтегазонакопления Фейрфилд, зоны нефтегазонакопления Ла-Саль и Раф-Крик.
В ареале зон нефтегазонакопления Фейрфилд расположено несколько субмеридионально простирающихся зон нефтегазонакопления, приуроченных к симметричным валам, развившимся над погребенными разрывами и объединяющим месторождения брахиантиклиналей (высотой от 30 до 70 м и площадью до 30——40 км2). Залежи заключены в основном в сводовых ловушках. Многие месторождения многозалежные. Продуктивны главным образом миссисипские песчаники и известняки. Нефтеносны также породы Пенсильвания, девона и ордовика.
В ареале располагаются наиболее значительные нефтяные месторождения бассейна: крупное по запасам Лауден и средние Сейлем, Дейл, К^ей-Сити, Нью-Хармони, Сентрейлия и др.
Ряд небольших месторождений, связанных с рифовыми массивами
и сопутствующими им структурами облекания, обнаружен на западном борту бассейна. Эти месторождения содержат залежи в биогенных силурийских выступах и в сводовых ловушках (девон, миссисипий) структур облекания.
Зона нефтегазонакоплення Ла-Саль, приуроченная к южной части вала, объединяет месторождения куполовидных и брахиантиклиналь- ных поднятий, расположенных кулисообразно. В песчаниках нижнего миссисипия и девона залежи заключены в сводовых ловушках, часто осложненных эрозией. На месторождениях зоны в разрезе Пенсильвания преобладают выклинивающиеся и линзовидные ловушки, а в верхнемиссисипских слоях — выклинивающиеся и сводовые.
В зоне нефтегазонакоплення Раф-Крик небольшие нефтяные месторождения приурочены к северным опущенным крыльям сбросов, к приразрывным моноклинальным участкам и складкам. Нефтеносны здесь отложения Пенсильвания.
В Иллинойском бассейне среди открытых месторождений резко преобладают нефтяные (около 1000), газовые (более 200) уступают нефтяным не только по количеству, но и по размерам. Гораздо меньшие по сравнению с Мичиганским бассейном масштабы газоносности Иллинойского бассейна, очевидно, объясняются отсутствием в этом бассейне эвапоритовых флюидоупоров.
Западный Внутренний нефтегазоносный бассейн
Расположен бассейн в средней части Северной Америки. Западным и северо-западным его обрамлением служат поднятие Кембридж, структурные седловины Лас-Анимас и Сиу. На севере обрамление выражено сводами Сиу и Висконсин, а на востоке — антеклизой Озарк, сводом Чотоква и поднятием Лоуренс. Юго-восточными элементами обрамления являются узкая горст-антиклиналь Хантон, протягивающаяся на восток, фронт герцинского складчатого пояса, погребенного под мезозойским платформенным осадочным чехлом, и вал Мюнстер, кулисообразно расположенный по отношению к юго-восточному погружению системы Уичито-Амарилло. Эта система, обрамляя рассматриваемую область с юго-запада, представляет собой внутриплатформенную подвижную зону ——авлакоген. Система состоит из линейно вытянутых узких с водово-горстовых поднятий (с запада на восток): Амарилло, Уичито, Крайнер-Хилс и Арбокл.
В северной половине НГБ выделяются (с запада на восток): Центральноканзасское поднятие, впадина Салайна, меридионально простирающиеся вал Эбел ин и мегавал Немаха и впадина Форест-Сити (рис. 7).
Наиболее крупными элементами южной половины бассейна являются полувпадина Хьюготон и глубокая впадина Анадарко. Восточная окраина южной половины бассейна расположена в пределах склонов сводов Чотоква, Семинол и включает район, охватывающий юго-восточную периферию впадины Анадарко и площадь между горст-анти- 39
ии**ллЮк %』Юк %』Рис. 7. Структурная схема Западного Внутреннего (/) и Пермского (〃)НГБ: а антеклнза Озарк; б — гряда Блэк-Хилс-Кембридж; в — авлакоген Уичито-Амарилло; г - - забас- сейновые своды, валы, поднятия： / — Сиу, 2 — Чэдрон, j — Кембридж. 4 — Сьерра-Гранде, 5 — Сакраменто, 6 -- Гваделупа, 7 ——Маратон; d ——своды, валы, поднятия внутри бассейнов и межбассейновые： 8 — Чотоква. 9 一 Семинол, 10 一 Хантон, // — Арбокл, /2 — Эбелин, /3 — Немаха, 14 — Ллано, /5 — Бенд. 16 — Сентрал-Бейсин, 17 — Озона (Пекос). 18 — Матадор-Ред-Ривер, /9—Амарилло, 20 — Уичито-Крайнер-Хилс; 2/ — Мюнстер; е — впадины, прогибы: 22 — Салайна. 23 ——Хьюготон, 24 - - Фо- рест-Ситн. 25 — Анадарко, 26 — Делавэр, 27 — Мидленд, 28 — Пало-Дуро, 29 — Форт-Уэрс. 30 — Ардмор, 3/ — Аркома, 32 — Вал-Верде, 33 — Керр； ж — структурные седловины； з — выступы докембрийского фундамента; и—герцинская складчатость (горы Уошито и поднятие Маратон); к — аконсервационная зона; границы бассейнов, л — со смежными бассейнами, м——с внебассейновыми пространствамиРис. 7. Структурная схема Западного Внутреннего (/) и Пермского (〃)НГБ: а антеклнза Озарк; б — гряда Блэк-Хилс-Кембридж; в — авлакоген Уичито-Амарилло; г - - забас- сейновые своды, валы, поднятия： / — Сиу, 2 — Чэдрон, j — Кембридж. 4 — Сьерра-Гранде, 5 — Сакраменто, 6 -- Гваделупа, 7 ——Маратон; d ——своды, валы, поднятия внутри бассейнов и межбассейновые： 8 — Чотоква. 9 一 Семинол, 10 一 Хантон, // — Арбокл, /2 — Эбелин, /3 — Немаха, 14 — Ллано, /5 — Бенд. 16 — Сентрал-Бейсин, 17 — Озона (Пекос). 18 — Матадор-Ред-Ривер, /9—Амарилло, 20 — Уичито-Крайнер-Хилс; 2/ — Мюнстер; е — впадины, прогибы: 22 — Салайна. 23 ——Хьюготон, 24 - - Фо- рест-Ситн. 25 — Анадарко, 26 — Делавэр, 27 — Мидленд, 28 — Пало-Дуро, 29 — Форт-Уэрс. 30 — Ардмор, 3/ — Аркома, 32 — Вал-Верде, 33 — Керр； ж — структурные седловины； з — выступы докембрийского фундамента; и—герцинская складчатость (горы Уошито и поднятие Маратон); к — аконсервационная зона; границы бассейнов, л — со смежными бассейнами, м——с внебассейновыми пространствамимм
и
и
*
*
л
л
Юк %』
Юк %』
Рис. 7. Структурная схема Западного Внутреннего (/) и Пермского (〃)НГБ: а антеклнза Озарк; б — гряда Блэк-Хилс-Кембридж; в — авлакоген Уичито-Амарилло; г - - забас- сейновые своды, валы, поднятия： / — Сиу, 2 — Чэдрон, j — Кембридж. 4 — Сьерра-Гранде, 5 — Сакраменто, 6 -- Гваделупа, 7 ——Маратон; d ——своды, валы, поднятия внутри бассейнов и межбассейновые： 8 — Чотоква. 9 一 Семинол, 10 一 Хантон, // — Арбокл, /2 — Эбелин, /3 — Немаха, 14 — Ллано, /5 — Бенд. 16 — Сентрал-Бейсин, 17 — Озона (Пекос). 18 — Матадор-Ред-Ривер, /9—Амарилло, 20 — Уичито-Крайнер-Хилс; 2/ — Мюнстер; е — впадины, прогибы: 22 — Салайна. 23 ——Хьюготон, 24 - - Фо- рест-Ситн. 25 — Анадарко, 26 — Делавэр, 27 — Мидленд, 28 — Пало-Дуро, 29 — Форт-Уэрс. 30 — Ардмор, 3/ — Аркома, 32 — Вал-Верде, 33 — Керр； ж — структурные седловины； з — выступы докембрийского фундамента; и—герцинская складчатость (горы Уошито и поднятие Маратон); к — аконсервационная зона; границы бассейнов, л — со смежными бассейнами, м——с внебассейновыми пространствами
Рис. 7. Структурная схема Западного Внутреннего (/) и Пермского (〃)НГБ: а антеклнза Озарк; б — гряда Блэк-Хилс-Кембридж; в — авлакоген Уичито-Амарилло; г - - забас- сейновые своды, валы, поднятия： / — Сиу, 2 — Чэдрон, j — Кембридж. 4 — Сьерра-Гранде, 5 — Сакраменто, 6 -- Гваделупа, 7 ——Маратон; d ——своды, валы, поднятия внутри бассейнов и межбассейновые： 8 — Чотоква. 9 一 Семинол, 10 一 Хантон, // — Арбокл, /2 — Эбелин, /3 — Немаха, 14 — Ллано, /5 — Бенд. 16 — Сентрал-Бейсин, 17 — Озона (Пекос). 18 — Матадор-Ред-Ривер, /9—Амарилло, 20 — Уичито-Крайнер-Хилс; 2/ — Мюнстер; е — впадины, прогибы: 22 — Салайна. 23 ——Хьюготон, 24 - - Фо- рест-Ситн. 25 — Анадарко, 26 — Делавэр, 27 — Мидленд, 28 — Пало-Дуро, 29 — Форт-Уэрс. 30 — Ардмор, 3/ — Аркома, 32 — Вал-Верде, 33 — Керр； ж — структурные седловины； з — выступы докембрийского фундамента; и—герцинская складчатость (горы Уошито и поднятие Маратон); к — аконсервационная зона; границы бассейнов, л — со смежными бассейнами, м——с внебассейновыми пространствами
м
м
клиналью Хантон и фронтом погребенного, надвинутого на северо- запад герцинского складчатого пояса Южной Оклахомы. Последний объединяет ряд узких горст-антиклиналей восточно-юго-восточного простирания и разграничивающих их глубоких грабенообразных про- 「нбов. Из последних наиболее значительным является прогиб Ардмор. В складчатом поясе осадочный чехол весьма интенсивно дислоцирован, 40
смят в складки, иногда опрокинутые и осложненные взбросо-надвигами и перекрытые пологозалегающими пенсильванскими отложениями.
Бассейн подстилается докембрийским фундаментом, отдельные локальные кровельные участки которого слагаются выветрелыми породами-коллекторами. Максимальная мощность отложений, формирующих Западный Внутренний НГБ,— около 12 км — установлена во впа- дине Анадарко. В последней пробурены две сверхглубокие скважины Бейден (9159 м) и Берта-Роджерс (9583 м). Осадочное выполнение впадины разделяется на следующие литолого-стратиграфические комплексы:
кембрийский — нижнедевонский, в котором резко преобладают доломиты и известняки. В разрезе среднего — верхнего ордовика и в основании кембрия присутствуют иногда довольно мощные песчаные горизонты;
верхнедевонский —— миссисипский терригенно-карбонатный;
пенсильванский карбонатно-терригенный, наиболее мощный (более 6 км) во впадине Анадарко;
пермский терригенный, красноцветный, соленосный, мощностью до 1 км.
Состав и особенно мощность перечисленных комплексов на остальной площади бассейна существенно изменяются. Общая их мощность сокращается в прогибе Ардмор до 7 км. Особенно резко она убывает в северном направлении от впадины Анадарко, не превышая во впадинах Форест-Сити и Салайна 1,2 км, на Центральноканзасском поднятии ——0,6 км, а на наиболее поднятых частях мегавала Немаха —— нескольких сот метров.
В разрезе отложений, формирующих бассейн, имеется ряд несогласий. Наибольшую роль в нефтегазонакоплении сыграло региональное несогласие в основании Пенсильвания. Значительные углы этого несогласия обусловили современное залегание Пенсильвания на разновозрастных подстилающих горизонтах палеозоя, а местами (Центральноканзасское поднятие, мегавал Немаха) —— непосредственно на докембрийском фундаменте. Менее резко выражены несогласия в основании верхнедевонского ——миссисипского комплекса и внутри ордовика.
Хотя Западный Внутренний бассейн располагается в пределах древней платформы, но на юго-восточной его окраине (пояс Южной Оклахомы) онтогенез нефти и газа обладает всеми основными чертами, свойственными онтогенезу в геосинклинальных складчатых областях. Поэтому Западный Внутренний бассейн следует рассматривать как простой латерально-гетерогенный, в котором платформенная часть резко преобладает.
В рассматриваемом бассейне нефтегазоносные горизонты распространены во всех отложениях от кембрийских по пермские включительно. Кроме того, в нескольких его районах нефтесодержащими являются трещиноватые докембрийские кварциты. Всего выделяется не менее 40 продуктивных пластов. Однако к основным и наиболее выдержанным в бассейне продуктивным отложениям относятся доломиты Арбокл
41
силура —силура —среднего Пенсильвания,среднего Пенсильвания,верхов кембрия ——низов ордовика, песчаники Вилкокс среднего ордовика, известняки Вайола верхнего ордовика, известняки Хантон верхов низов девона, песчаные тела русел рек и баров свиты Чероки известняки верхнего Пенсильвания; известняки и доломиты нижней перми (до 45 горизонтов) преимущественно газоносные.
силура —
силура —
среднего Пенсильвания,
среднего Пенсильвания,
Месторождения бассейна в основном могут быть сгруппированы в несколько ареалов зон и отдельных зон нефтегазонакопления (рис. 8).
го。го。66агагн/1н/1АА丿丿55//ддд ад а何о何оSS昌昌66%/ \8 "%/ \8 "00ее
го。
го。
6
6
аг
аг
н/1
н/1
А
А
丿
丿
5
5
/
/
д
д
д а
д а
何
о
何
о
S
S
昌
昌
6
6
%/ \
8 "
%/ \
8 "
0
0
е
е
Рис. 8. Западный Внутренний НГБ.
Границы: а ―структурных элементов, 6 — основных ареалов зон нефтегазонакопления, s ——крупных зон нефтегазонакопления; месторождения: е ——газовые, d ——нефтяные; е ——группы наиболее богатых зон нефтенакопления в Южной Оклахоме.
Ареалы зон неМегазонахопЕення; Л - Хьк>готан-Амарилло； 6 — Центральноканзасского поднятия； В — Немаха; Г, Д ——Западный и Восточный в прибрежных песчаных телах; Е — Северо-Восточной Оклахомы; Ж — Семинол; 3 — Южной Оклахомы.
Зоны нефтегазонакопления； / — Эбилин： // — Кззннг; 111 — Гленн-Новата.
Месторождения: / — Панхэндл-Хьюготон; 2 — Мокейн-Лаверн; 3 — Камрмк; 4 — Мак-Кинни； 5 — Б аффал о- У иллоу; 6 — Бемис-Шаттс; 7 — Холл-Гарнен； 8 ——Трапп; 9 ― Крафт-Пруса; 10 — Чейс-Снли- ка; // — Риттс-Каньон; /2—Вертон; /3 Лост-Спрингс; 14 — Эльдорадо; /5 — Тонкава; /6 — Гарбер; /7 — Оклахома-Сити, включая залежи Шорт-Джанкшен (х) и Уэст-Эдмонд (z}; /8—Zea-Mepa- мек; /9 — Бербанк; 20—Кэшинг； 21 — Гленн; 22—Бред-Крик; 23 — Новата, 24—Неодеша； 25 — Гумбольдт-Чанут； 26 — Буш-Сити； 27 — Пайола-Рентоул; 28 — Биби; 29 - Аллен； 30— Сент-Луис; 31 — Литл-Ривер; 32—Боулегс; 33 — Семинол； 34 —Голден-Тренд； 35 — Шо-Вел-Т-м, 36 — Семент; 37 — Эмпайр
Ареал зон нефтегазонакопления Хьюготон-Амарилло объединяет зоны преимущественного газонакопления. Он приурочен к обширной пологой моноклинали в пределах полувпадины Хьюготон и западного борта впадины Анадарко, а также к граничащей с этой моноклиналью части системы Уичито-Амарилло. Месторождения на моноклинали представлены участками выклинивания по восстанию песчаных и карбонатных горизонтов'коллекторов пенсильванского ——пермского возраста. Среди них можно отметить месторождения Камрик и Мокейн-Лаверн с запасами газа соответственно 85 и 140 млрд. м3.
Однако крупнейшим в ареале является нефтегазовое месторождение Панхэндл-Хьюготон, запасы которого составляли 2 трлн, м3 газа и 190 млн. т нефти. Оно распространяется в смежный Пермский НГБ. Длина и ширина залежи этого месторождения соответственно 450 и 90 км. Содержащая ее ловушка комбинированная: сводовая в южной 1асти и выклинивающаяся в гораздо более обширных средней и северной частях. Южная окраина залежи заключена в структурно-эрозионном поднятии Амарилло, в едином мощном комплексе коллекторов, представленных карбонатными породами Пенсильвания ——перми, и подстилающей их коры выветривания докембрийского гранитного основания. В моноклинальной части ловушки коллекторами служат пермские доломиты, замещающиеся по восстанию глинами. На северо-восточном склоне поднятия Амарилло нефть образует оторочку, из которой уже добыто 140 млн. т. Продуктивные горизонты в пределах всего месторождения залегают на небольших глубинах (750—1100 м).
Ареал зон нефтегазонакопления Анадарко располагается в одноименной впадине, частично под ареалом Хьюготон-Амарилло. Ареал объединяет зоны преимущественного газонакопления, связанные с региональным несогласием в основании Пенсильвания и в основании верхнедевонско-миссисипского комплекса. Как те, так и другие зоны содержат месторождения моноклиналей, срезанных поверхностями углового несогласия. Первые располагаются главным образом в северной и средней частях ареала. Продуктивны в этих зонах песчаники миссисилия. Зоны, приуроченные к поверхности несогласия в основании верхнедевонско-миссисипского комплекса, сосредоточены на юге ареала, во впадине Анадарко, включая ее наиболее глубокую часть. В таких зонах газоносны известняки нижнего девона, содержащие залежи на глубине 4——7 км в месторождениях Милс-Ранч, Норт-Уэст-Рейдон, Норт-Кла- стер-Сити и др.
Центральноканзасский ареал зон нефтегазонакопления расположен на месте одноименного поднятия. Основные месторождения выражены погребенными выступами допенсильванского палеорельефа, обычно соответствующими в нем локальным поднятиям в пределах нескольких пологих параллельных валов северо-западного простирания.
Наиболее распространены и богаты нефтью и газом ловушки в виде сводово-эрозионных или эрозионных выступов с карбонатными коллекторами кембро-ордовика. Другой распространенный вид ловушек —— сводовые в пенсильванском комплексе, облекающем структурно-эрозион-
43
ные выступы, сформированные более древними отложениями, в частности ордовикскими и кембрийскими. Коллекторами в таких ловушках служат песчаники. Во многих месторождениях одновременно присутствуют ловушки обоих охарактеризованных видов. В наиболее глубоко эродированных частях ареала пенсильванский комплекс залегает непосредственно на выступах докембрийского основания.
К наиболее крупным нефтяным месторождениям ареала относятся средние по запасам месторождения Бемис-Шаттс, Холл-Гарней, Трапп и Крафт-Пруса.
Зона нефтегазонакопления Эбилин и ареал зон нефтегазонакопле- 耳辽兄 Немаха приурочены соответственно к одноименным валу и мега- валу. Ядро каждого из этих элементов образовано структурно-эрозионным выступом докембрийского фундамента, разбитым разрывами на блоки, значительно смещенные относительно друг друга. Зоны нефте- газонакопления структурно выражены пологими валами субмеридионального простирания.
Месторождения локальных поднятий характеризуются двухэтажным строением, которое обусловлено резким угловым несогласием в основании Пенсильвания. Допенсильванский комплекс в этих месторождениях участвует в строении складок с крутыми крыльями, часто разбитых на блоки разрывами. Складки подвергались глубокой эрозии. Они заключают залежи в ловушках экранирования по поверхности несогласия и в сводовых ловушках. В первых газоносны известняки, доломиты и песчаники ордовика, девона, миссисинин, во вторых — карбонатные породы кембро-ордовика. Верхний этаж месторождений образован отложениями Пенсильвания, содержащими залежи в сводовых ловушках с песчаными коллекторами. В ареале Немаха это нефтяные и газонефтяные месторождения Оклахома-Сити (запасы 101 млн. т), Эльдорадо (39 млн. т), Тонкава. Самые богатые продуктивные отложения в зоне Эбилин и ареале Немаха — ордовикские песчаники, затем идут доломиты кембро-ордовика и песчаники Пенсильвания.
В восточной части бассейна — на склонах антеклизы Озарк и свода Чотоква, а также во впадине Форест-Сити 一 нефтегазонакопление контролируется пологими валообразными поднятиями, системами локальных песчаных тел и выклиниванием песчаных горизонтов на моноклинали. Важнейшие продуктивные горизонты —— пенсильванские песчаники, залегающие на очень небольшой глубине.
Зона нефтегаза накопления Кэьиинг выражена небольшим пологим валом и объединяет месторождения локальных поднятий двухэтажного строения, аналогичного описанному для месторождений ареала Немаха. В верхнем пенсильванском этаже залежи содержатся в песчаных горизонтах сводовых ловушек, а в нижнем, срезанном поверхностью пред- пенсильванского несогласия, залежи приурочены к ловушкам экранирования по этой поверхности и к сводовым ловушкам. Продуктивны в нижнем этаже отложения миссисипия и девона.
С системами локальных песчаных тел связаны ареалы Западный и Восточный баровые, а также ареал Северо-Восточной Оклахомы. Пер- 44
вые два ареала объединяют месторождения прибрежных песчаных валов (баров), образующих зоны в виде более или менее прямолинейных цепочек, третий содержит месторождения извилистых в плане русловых песчаных тел длиной до нескольких десятков километров при ширине 0,1—0,5 км. Залежи тех и других месторождений заключены в линзовидных ловушках пенсильванского возраста.
Зона нефтегазонакопления Гленн-Новата содержит месторождения моноклинальных участков выклинивания пенсильванских песчаных горизонтов в восточном и северо-восточном направлении.
В рассмотренных зонах и ареалах зон нефтегазонакопления восточной части Западного Внутреннего НГБ находятся крупные нефтяные месторождения: Кэшинг, Бербанк (73 млн. т), Гленн.
На юго-востоке бассейна ареал нефтегазонакопления Семинол приурочен к одноименному своду. Он объединяет месторождения пологих куполовидных поднятий. Залежи заключены в сводовых ловушках на небольших глубинах (до 1 км). Продуктивны породы ордовика, девона, Пенсильвания. Большая роль в образовании скоплений нефти принадлежит несогласию между пенсильванскими и нижнепалеозойскими породами. Наиболее значительные здесь нефтяные месторождения Семинол,
СВОД
Семинол
Мексиканского залива
Рис. 9. Ареал зон нефтегазонакопления Южной Оклахомы.
Граннцы Западного Внутреннего НГБ: а—с внебассейновымн пространсгвами, 6 — со смежными бассейнами； в ——границы ареала Южной Оклахомы; е — поднятия; d — оси валов н горст-антиклина- -лей； е — группы месторождений： / - Голден-Тренд, 2—Шо Вел Т м; ж - нефтяные месторождения： 3 — Хилдтон, 4 ——Эола, 5 — Эмпайр, 6 — Камберленд, 7 — Локо; з ——герцинский складчатый пояс
Боулегс, Сент-Луис, Литл-Ривер. Запасы нефти в каждом из них составляли от 20 до 30 млн. т.
Ареал зон нефтегазонакопления Южной Оклахомы включает целый ряд зон, структурно выраженных горст-антикл ин алиями северо-западного простирания (рис. 9). Складки, к которым приурочены месторождения, разбиты сбросами на блоки, часто осложнены надвигами и поверхностями углового несогласия. Наиболее распространены ловушки экранирования по разрыву и сводовые ловушки, в меньшей степени —— ловушки экранирования по поверхности несогласия. Основные нефтяные запасы ареала были сосредоточены в группах месторождений Голден- Тренд (60 млн. т) и Шо-Вел-Т-м (175 млн. т).
В целом в бассейне наибольшие количества нефти выявлены в породах Пенсильвания, среднего ——верхнего ордовика и кембрия ——нижнего ордовика, газа — 一 в отложениях перми и Пенсильвания. Начальные извлекаемые запасы нефти бассейна составляли 3,4 млрд, т, газа ——6о- лее 4 трлн. м3. К настоящему времени здесь выявлено более 5000 нефтяных и примерно 1500 газовых месторождений.
Вертикальная зональность залежей характеризуется полным их рядом, причем наличие верхнего газоносного этажа обусловлено главным образом месторождением Панхэндл-Хьюготон. Этот этаж подстилается газонефтеносным этажом, в котором нефтяные залежи распространяются до глубины около 5 км, но сконцентрированы в интервале 1——2 км. Этаж преобладающих конденсатногазовых залежей приурочен к глубинам 4,9—5,8 км. Вертикальный ряд завершается нижним газоносным этажом (глубже 5,8 км). Геотермический градиент во впадине Анадарко меняется от 16° С/км на глубине 3 км до 26° С/км на глубине 7 км.
Пермский нефтегазоносный бассейн
Пермский бассейн находится на юго-западной окраине Северо- Американской платформы. Структурным обрамлением его на западе служат краевые западные элементы платформы, вовлеченные в возды- мание эпиплатформеиного орогена Скалистых гор, на северо-востоке —— система Уичито-Амарилло и вал Мюнстер. На востоке и юге бассейн граничит с герцинским складчатым поясом Уошито — Маратон. Эта граница погребена под чехлом полого залегающих мезозойских осадков. Метаморфические породы фронтальной части пояса Уошито здесь вскрыты эрозией на поднятии Маратон.
По осям системы Уичито-Амарилло и вала Мюнстер Пермский бассейн имеет общую границу с Западным Внутренним. От бассейна Мексиканского залива Пермский бассейн отделяется на небольшом отрезке выступом фундамента Ллано с примыкающей к последнему аконсервационной зоной.
В современной структуре бассейна отчетливо выделяется несколько крупных впадин и прогибов, разделенных внутренними поднятиями. 46
Среди последних наиболее значительными являются узкий крутой вал Матадор-Ред-Ривер, протягивающийся с запада на восток, а также мегавал Сентрал-Бейсин и свод Бенд, характеризующиеся субмеридиональным простиранием, Мегавал Сентрал-Бейсин разделяет впадины Делавэр и Мидленд. Его юго-восточное продолжение——поднятие Озона (Пекос) — разграничивает впадину Мидленд и прогиб Вал-Верде на юге бассейна. Шарнир свода Бенд погружается на север от выступа Ллано, в котором обнажаются кристаллические породы докембрия. Между сводом Бенд и валом Мюнстер располагается прогиб Форт-Уэрс (Строун). Еще один крупный прогиб——Пало-Дуро — находится между системой Уичито-Амарилло и валом Матадор-Ред-Ривер.
В целом в Пермском бассейне можно выделить «кольцо» периферийных впадин: Пало-Дуро, Форт-Уэрс, Керр, Вал-Верде, Делавэр, которые окружают «кольцо» поднятий: Матадор-Ред-Ривер, Ллано, Эдвардс, Пекос, Сентрал-Бейсин.
Бассейн почти полностью сформирован породами палеозоя, залегающими на докембрийском фундаменте. В разрезе кембрия — нижнего девона резко преобладают карбонатные отложения. Верхний девон ——миссисипий представлен известняками, чередующимися с пачками темных глин. Пенсильванская система в бассейне выражена преимущественно песчано-глинистыми отложениями. Лишь в наиболее удаленных от источников сноса участках формировались рифовые сооружения. Наиболее значительный из них атолл Хорсшу, расположенный в северной части впадины Мидленд.
В раннепермское время бассейн подвергался интенсивному погружению. Впадины Делавэр и Мидленд были областями накопления тер- ригенно-карбонатных относительно глубоководных осадков. На поднятиях формировались толщи известняков, а в зонах сочленения поднятий и впадин — барьерные рифы. Самый крупный из них — Кзнтен — возник на границе впадины Делавэр и мегавала Сентрал-Бейсин. Разрез пермских отложений завершается мощным эвапоритовым комплексом, над которым залегают красноцветные обломочные породы триасового возраста. Палеозойские и локально развитые триасовые образования с угловым несогласием перекрыты морскими слоями мелового возраста.
Основную роль в формировании бассейна играют пермские породы, мощность которых во впадине Делавэр достигает 5 км, а во впадине Мидленд снижается до 3300 м. Мощность терригенно-карбонатных пород пенсильванского возраста изменяется от 800 м во впадине Делавэр до 2600 м во впадине Мидленд. Допенсильванские отложения характеризуются мощностью, не превышающей 2100 м. Мощность нижнемеловых и триасовых отложений (юра отсутствует) колеблется в пределах от 400 м (Делавэр) до 860 м (Мидленд). В целом мощность отложений, выполняющих бассейн, не превышает 9 км.
Разрез отложений бассейна осложнен десятью перерывами, из ко- торых наиболее резко проявляются перерывы на границе плиоцена и мела, мела и триаса, и резким угловым несогласием на границе перми с более древними отложениями в пределах поднятия Сентрал-Бейсин.
47
В Пермском НГБ продуктивен практически весь разрез. Основная продуктивность связана с известняками и доломитами, меньшая — с песчаниками. Наибольшее количество продуктивных свит— 16 ——выделяется в пермских отложениях.
Основные запасы нефти и газа, обнаруженные в Пермском НГБ, заключены в рассматриваемых ниже элементах его нефтегеологиче- ского районирования (рис. 10).
Зона нефтегазонакопления Артижа-Вэкьюм расположена на севере впадины Делавэр, вытянута в широтном направлении. В строении зоны участвуют нижнепермское рифовое сооружение и структура его обле- кания. Наибольшая часть последней выражена пологим острым структурным носом, погружающимся на восток. Залежи нефти и газа содержатся в биогенных выступах и сводовых ловушках, главным обра-
Рис. 10. Пермский НГБ:Рис. 10. Пермский НГБ:I巨I巨夕5,夕5,га га ^га га ^QQ
Рис. 10. Пермский НГБ:
Рис. 10. Пермский НГБ:
I巨
I巨
夕5,
夕5,
га га ^
га га ^
Q
Q
а' — границы структурных элементов; 6' - ареалы зон нефтегазона копления; е' зоны нефтегазо- накоплення： е，— изогипсы кровли фундамента, км; д' — разрывы; месторождения： е，— нефтяные 亢'…газовые. '
а—западная и центральная части НГБ. Зоны нефтегазон а коплен ня： Л — Артижа Вэкьюм. В — Кзптен, Д — Хорсшу, £ — Спраберрн-Трена, Ж - Говард-Гласко; ареалы зон нефте газонакоплен ня; б - Делавэр, Г — Главный. 3 — Вал-Верде; месторождения： / — Артижа. 2 Локо Премьер, 3 - ■ Вэкьюм, 4 — Кепрок, 5 — Уоссон, 6 — Слотер. 7 — Левеленд, 8 — Гарза, 9 — Келли-Снайдер (Скарри- Снайдер), /0—Хоббз, / / — Семинол, /2 — Фуллертон, /3 — Шафтер-Лейк, 14— Норт-Кауден /5 — Голдсмит, 16— Ги-Икс-Эл, /7— Иордан, 18 — Мак-Илрой, 19 — Мак-Кеймк, 20 - Йейтс, 2/ ~ Хенд- рн0 22 — Доллархайд, 23 — Джэл, 24 — Купер, 25 ~ Юнис-Моньюмент, 26 — Рохо-Кабаллос, 27 — Койаноса, 28 — Гомес, 29 — Пакетт, 30 — Браун-Бассет, 3/ — Пегасус. 32 — Спраберри, 33 — Говард- Гласко, 34 — Блок-31 ； структурные элементы: / — мегавал Матадор-Ред-Ривер, // ― впадина Делавэр. (/ — прогиб Вал-Верде, /V— ме【авап Сентрал-Бейсин. V - поднятие Озона (Пекос), И/ — впадина Мидленд, И// — западный склон свода Бенд. '
восточная часть НГБ. Л — ареал зон нефтегазонакоплен и я свода Бенд： Б — зона нефтегазонакоп- .пення Ред-Ривер； месторождения: / — Бунсвилл, 2 — Электра, 3 — Беркбернетт 4 — КМЛ 5 - Нудл Крик, 6 — Кросс-Кэт
зом в пермских и пенсильванских породах. Наиболее значительны в зоне месторождения Эмпайр и Вэкьюм с запасами нефти соответственно 30 и 50 млн. т.
Ареалы зон нефтегазонакопления Делавэр и Вал-Верде находятся в одноименных впадинах и заключают зоны нефтегазонакопления, представленные платформенными поднятиями. Залежи содержатся в сводовых ловушках в песчаных и карбонатных коллекторах.
В обоих ареалах газовые залежи преобладают над нефтяными как по количеству, так и по размерам. Основным газоносным комплексом служат доломиты ордовика, заключающие залежи на значительной глубине. Второе место по выявленным запасам газа занимают продуктивные горизонты пермского возраста. Примерно в 25 месторождениях запасы газа превышали 100 млрд. м3. К таким газовым и конденсатногазовым месторождениям относятся месторождения Джалмат-Юмонт, Локридж, Койаноса, Гомес (280 млрд, м3) в ареале Делавэр и Пакетт (185 млрд, м3) в ареале зон Вал-Верде. В первом месторождении продуктивны пермские отложения на глубине около 1 км, в остальных —— ордовикские доломиты Элленбергер на глубине до 7 км. Для ареала
ВВ8 км8 кмК^7 ЕИ2 ГГ7|з ^^4 ^|5 ^^6 E2J?К^7 ЕИ2 ГГ7|з ^^4 ^|5 ^^6 E2J?Рис. 11. Схематический геологический разрез мегавала Сентрал-Бейсин:Рис. 11. Схематический геологический разрез мегавала Сентрал-Бейсин:
В
В
8 км
8 км
К^7 ЕИ2 ГГ7|з ^^4 ^|5 ^^6 E2J?
К^7 ЕИ2 ГГ7|з ^^4 ^|5 ^^6 E2J?
Рис. 11. Схематический геологический разрез мегавала Сентрал-Бейсин:
Рис. 11. Схематический геологический разрез мегавала Сентрал-Бейсин:
/ ——званорнтн; 2 — песчаники； 3 — нефтегазоносные песчаники; 4 известняки; 5 — аргиллиты; 6 —— доломиты； 7 фундамент.
4 — положение месторождений барьерного рифа К^птен; 5 — положение месторождений «Песчаного понса»
4-105
зон Вал-Верде характерны геотермические градиенты от 28 до 31° С/км в интервале глубин 3000—7300 м.
Зона нефтегазонакопления Кэптен связана с одноименным пермским барьерным рифом, окаймляющим впадину Делавэр на расстоянии свыше 500 км. В зоне открыт ряд нефтяных месторождений рифовых массивов с ловушками — биогенными выступами, значительно реже — сводовыми в структурах облекания рифовых массивов (рис. 11).
Главный ареал зон нефтегазонакопления приурочен к средней и восточной частям мегавала Сентрал-Бейсин и поднятию Озона, захватывает западную окраину впадины Мидленд и распространяется на север. В ареале находится ряд зон субмеридионального простирания, которое к поднятию Озона меняется на субширотное.
Многочисленные месторождения ареала представлены куполовидными поднятиями или брахи антиклин алями. Амплитуда некоторых складок заметно возрастает с глубиной.
На многих месторождениях ареала допермский комплекс разбит разрывами, разделен поверхностями несогласия, в том числе резкого углового несогласия в основании перми. Перерывы сопровождались более или менее глубоким размывом ранее сформировавшихся толщ. Месторождения с таким строением (Доллархайд, Кийстон, Ги-Икс-Эл и др.) характеризуются многообразием ловушек. Под поверхностью предпермского углового несогласия сводовые ловушки разбиты на блоки, иногда осложнены размывом, частично экранированы по разрыву или по поверхности несогласия. Менее распространены выклинивающиеся ловушки и ловушки экранирования по поверхности несогласия.
В ареале наиболее широко развиты продуктивные горизонты карбонатного состава (пермь, пенсильваний, девон, силур, ордовик). Песчаные нефтегазоносные горизонты присутствуют в разрезе мела (на месторождении Йейтс), ордовика, а на востоке мегавала Сентрал- Бейсин ——в пермских отложениях, где последние выражены зарифо- выми фациями, образующими так называемый Песчаный пояс восточнее рифа Кэптен. Главными аккумуляторами УВ в ареале являются коллекторы пермского возраста.
Ареал объединяет нефтяные месторождения, три из которых —■ Йейтс, Уоссон и Слотер —— относятся к крупнейшим. Начальные извлекаемые запасы в указанных месторождениях составляли соответственно 210, 180 и 100 млн. т. Кроме того, в Главном ареале открыто несколько крупных (Голдсмит, Левеленд) и ряд средних по запасам нефтяных месторождений.
Зона нефтегазонакопления Спраберри-Тренд размещается в центральной части впадины Мидленд и связана с региональным выклиниванием нижнепермских песчаных горизонтов на восток. Залежи располагаются на глубине 1800——2100 м. В наиболее крупном месторождении —Спраберри ——запасы нефти оценивались в 69 млн. т.
Рифовая зона нефтегазонакопления Хорсьиу образует выгнутую на юг дугу длиной до 250 км. Она приурочена к пенсильванскому атоллу. Зона объединяет более 30 нефтяных месторождений с залежами в био- 50
генных выступах. Кроме того, широко распространены залежи в сводовых ловушках структур обл екания рифов, в песчаниках Пенсильвания и перми. Известны также небольшие залежи в ловушках выклинивания структур облекамия к своду с коллекторами, представленными пермскими известняками. Наиболее крупное в зоне месторождение Келли-Снайдер (Скарри-Снайдер) с начальными запасами нефти более 150 млн, т.
Зона Говард-Гласко располагается юго-восточнее зоны Хорсшу и структурно представляет пологое валообразное поднятие, заключающее несколько месторождений брахиантиклиналей. Нефтеносны здесь породы перми. Наиболее значительное месторождение Говард-Гласко с запасами нефти около 50 млн. т.
Ареал зон нефтегазонакопления свода Бенд приурочен к западной и центральной его частям. Зоны связаны с структурными террасами и носами. Месторождения нефти и газа довольно многочисленные, но невелики. Продуктивные песчаники и известняки заключены главным образом в пенсияьванских отложениях, которые на своде Бенд характеризуются значительной фациальной изменчивостью. Вследствие этого месторождения пологих складок содержат залежи как в сводовых, так и в выклинивающихся и линзовидных ловушках. Восточнее ареала Бенд в прогибе Форт-Уэрс открыто крупное многозалежное газовое месторождение Бунсвилл с запасами, достигающими 85 млрд. м3. Месторождение приурочено к участку выклинивания на моноклинали горизонтов пенсильванских и ордовикских пород-коллекторов.
Зона нефтегазонакопления Ред-Ривер связана с одноименным линейно вытянутым поднятием. Она объединяет месторождения довольно крутых брахиантиклиналей. Нефтяные залежи заключены в сводовых ловушках в породах пенсильванского и пермского возраста. Месторождения зоны невелики.
На долю Пермского НГБ приходится каждая 5-я тонна нефти, добытой в США. Из его недр извлечено более 2 млрд, т нефти, главным образом из пород пермского (свыше 1 млрд, т) и пенсильванского возраста. Наибольшая часть начальных извлекаемых запасов нефти, составлявших примерно 4 млрд, т, выявлена в пермских и пенсильванских породах. Более половины начальных доказанных запасов свободного газа, достигавших 2,3 трлн, м3, заключено в отложениях ордовика.
В бассейне открыто около 5000 нефтяных и 600 газовых месторождений. Залежи в них преимущественно однофазные (газовые или нефтяные) ,при этом до глубины 4 км значительно преобладают нефтяные залежи, ниже — конденсатногазовые, а глубже 5,2 км — газовые (впадины Делавэр и прогиб Вал-Верде).
Уиллистонский нефтегазоносный бассейн
Уиллистонский НГБ представляет собой неглубокую синеклизу с размерами 900X 1000 км, юго-западный борт которой несет следы незначительного воздействия ларамийской складчатой системы Скалистых
51
к ак а<^>卜<^>卜「0 |及「0 |及HllKHIIIIlIll бHllKHIIIIlIll бБлэк- v.;Блэк- v.;ХилеХиле叵叵
к а
к а
<^>卜
<^>卜
「0 |及
「0 |及
HllKHIIIIlIll б
HllKHIIIIlIll б
Блэк- v.;
Блэк- v.;
Хиле
Хиле
叵
叵
Рис. 12. Уиллистонский НГБ:
а — аконсервацнонная зона и граница бассейна； 6— межбассейновые поднятия； в — краевые своды;
интрузивные массивы; ° изолинии кровли фундамента, км, месторождения，е - нефтяные ж — газовые.'干 ’
Ареалм зон нефтегазонакопления: А — Саурис-Валли； б - Фрайберг; В - Поплар' ^ — Рапдац-Фос- тертон; Д Колвилл-Смайли; £ — Восточно-Суитграсский; Ж - Предбирпоуский.'
Зоны нефтегазонакопления; / — Нессон; // — Цедар-Крик.
Месторождения： / — Аутлук; 2 — Двайер； 3 — Поплар; 4 — Ричи; 5 — Брорсон； 6 — Норт-Танога- 7 - Танога; 8 - Бивер-Лодж; 9 — Уайт-Эрт; 10 — Хофленд; // Чарлсон； /2 - Антелоп; 13 - Скориа- /4— Фрайберг； /5 —Зенит; /6 — Диккинсом； /7 — Баффало-Крик； 18 — ХаммингберД； /9 — Уэйберн' 20 — Мидейл； 2/— Оунгре; 22 — Ратклиффе; 23 —Днр-Крнк; 24 — Пайн; 25 — Кабин-Крик- 26 Пеннел, 27 — Плевна; 28 — Цедар-Крик; 29 — Литл-Бивер; 30 — Траверс; 3/ — Оттернес 32 —'бафф- 巾апо; 33 - Бодуэн； 34 一 Рапдан; 35 - Доллард; 36 - Инстоу, Бон-Крик; 37 - Галл-Лейк 38 — Кан- туар； 39 — Саксесс; 40 — Фостертон; 4/— Ваунс; 42 - Тайгер-Ридж; 43 — Флэт-Кули； 44 — Утопия' 45 — Девон； 46 — Кевин-Санбэрст； 47 — Пандан-Д'Орей; 48 — Смит-Кули; 49 — Меннбернс； 50 — Эг- знком; 5/ — Медисин-Хат； 52 — Баиндлос; 53 — Уайтсайд； 54 - Колвилл-Смайли； 55 — Брок; -56 — Батрам; 57 — Стилмен； 58 — Аламеда; 59 — Ривел； 60 - Алида; 6/ —Паркмен，62 — Дейли' 63 - Верден-Розли''
гор. Это воздействие проявляется в антиклинальной зоне Сидар-Крнк, протягивающей параллельно горному сооружению на протяжении около 200 км.
52
На северо-западе бассейн имеет обширную границу с Западно^Ка- надским пограничным бассейном через межбассейновый свод Суитграсс. На юго-западе он граничит с НГБ Крейзи-булл-Маунтинс и Паудер- Ривер, от последнего отделен поднятием Блэк-Хилс. На востоке бассейн ограничивается малой мощностью осадочных пород, залегающих на докембрийском фундаменте (рис. 12).
В этих границах Уиллистонский НГБ располагается северной частью на территории Канады, а южной в США.
Отложения, выполняющие бассейн, образованы породами от кембрийских до палеогеновых общей мощностью, не превышающей 4500 м, из которых 1200 м приходится на меловые отложения, представленные терригенными породами. Наиболее полный разрез развит в части бассейна на территории США； в канадской части отсутствуют отложения пенсильванского и триасового возраста. В целом в бассейне отсутствуют пермские образования.
Палеозойские отложения терригенно-карбонатного состава содержат соленосные толщи в миссисипской, девонской и ордовикской системах. Из всех систем девон имеет наибольшую мощность 一 700 м. В целом мощность палеозоя не превышает 3 км, мезозоя——1,5 км. В юрских отложениях также известны соленосные толщи.
В бассейне Уиллистон выявлено около 250 нефтяных и газонефтяных месторождений и свыше 100 чисто газовых месторождений с запасами нефти, редко превышающими 20 млн. т.
Нефтегазоносны песчаники мелового, юрского, раннемиссисипского и ордовикского возраста и известняки миссисипского, девонского, силурийского и ордовикского возраста. Свыше 90% выявленных запасов нефти связано с допенсильванскими отложениями.
Большая часть известных в бассейне нефтяных и газонефтяных месторождений приурочена к хорошо выраженным зонам или ареалам зон нефтегазонакопления, расположенным преимущественно в наиболее прогнутой части бассейна и на северо-западе его.
Зона нефтенакопления Нессон расположена в наиболее прогнутой части бассейна и приурочена к меридионально вытянутому валу, наиболее хорошо выраженному в меловых отложениях и осложненному пологими брахиантиклиналями. Длина вала около 160 км, ширина 25 км, высота (по меловым отложениям) 105 км. С глубиной высота вала уменьшается до 30 м.
В зоне Нессон выявлено свыше 50 нефтяных месторождений, в том числе относительно крупные Бивер-Лодж и Тайога. Нефтеносность охватывает все системы палеозоя. Залежи нефти пластовые сводовые и сводовые массивные.
Ареал зон нефтенакопления Саурис-Валли охватывает площадь 200X 100 км2 на северо-восточном крыле бассейна. В его пределах выявлено свыше 60 месторождений нефти с залежами, заключенными главным образом в известняках, в меньшей степени ——в песчаниках миссисипского возраста. Меньшее значение имеет нефтеносность нижнего триаса, девона, силура и ордовика.
Миссисипские отложения участвуют в строении полого наклоненной на юго-запад моноклинали, ограниченной сверху и снизу несогласиями в залегании пород.
Месторождения нефти связаны со структурными носами, террасами и небольшими куполами, а также с эрозионными выступами (останцами) размытой поверхности миссисипских отложений, трудно объеди-:。 няемыми в зоны.
Большая часть залежей нефти в той или иной степени контролируется несогласиями и выклиниванием пород, в меньшей степени формой их изгиба. Залежи нефти, связанные с выклиниванием известняков по восстанию, известны, например, на месторождениях Верден- Розли, Норт-Верден-Розли, с выклиниванием песчаников ——на месторождениях Флейсберг и Зенит. Все эти месторождения выражены на поверхности структурными носами и террасами.
С погребенными останцами пород миссисипского возраста, облекаемыми мезозойскими отложениями, связаны массивные залежи нефти месторождений Алида, Инденвайл и др.
Ареал зон Поплар объединяет несколько зон нефтегазонакопления, приуроченных к поднятым частям одноименного свода и заключающим месторождения брахиантиклиналей и куполов. Залежи содержатся главным образом в известняках девонского и миссисипского возраста, а также в песчаниках миссисипской системы. Запасы наиболее крупного нефтяного месторождения Поплар около 11 млн. т.
Небольшой ареал зон нефтенакопления Фрайберг содержит 15 нефтяных месторождений, приуроченных к небольшим брахиантиклиналям и флексурно изогнутым слоям. Продуктивны отложения палеозойского возраста.
Зона нефтегазонакопления Цедар-Крик представляет собой вало- образное поднятие, расположенное на юге западного борта бассейна. Длина его 170 км, ширина около 24 км, высота (по меловым отложениям) 30 м. В зоне Цедар-Крик открыто более 20 нефтяных и 50 газонефтяных и газовых месторождений, приуроченных к небольшим пологим брахиантиклиналям. Нефтеносны меловые и палеозойские отложения.
Ареал зон нефтенакопления Рапдан-Фостертон прослеживается на 150 км. Известные здесь нефтяные залежи сконцентрированы в песчаниках юрского и раннемелового возраста. Юрские отложения несогласно подстилаются миссисипскими и несогласно перекрываются меловыми. В разрезе юрских отложений имеются три перерыва в осадконакоплении, соответственно большая часть залежей нефти стратиграфически и литологически экранированных типов. В ареале зон Рапдан-Фостертон выявлено более 15 нефтяных месторождений.
Небольшой ареал нефтегазонакопления Колвилл-Смайли расположен на северо-западе бассейна. Месторождения нефти и газа связаны с пологими поднятиями. Нефть заключена в миссисипских песчаниках (пластовые сводовые залежи), которые на севере размыты 54
м перекрыты песчано-глинистыми породами мелового возраста; залежи газа содержатся в песчаниках нижнего мела.
На западе бассейна в пределах восточного склона межбассейнового поднятия Суитграсс известно свыше 20 газовых и 15 нефтяных месторождений, образующих Восточно-Суитграсский ареал зон нефтегазонакопления. Юго-восточнее его находится Предбирпоуский ареал зон преимущественного газонакопления (10 газовых и 2 нефтяных месторождения). Газоносны песчаники главным образом мелового возраста.
Уиллистонский НГБ в целом отличается небольшой удельной плотностью запасов нефти (4 тыс. т/км2), так как значительная его площадь (свыше 80%) лишена промышленных месторождений. Доля запасов свободного газа составляет не более 10% общих запасов углеводородов, причем большая часть запасов газа сконцентрирована на западе бассейна в породах мелового возраста. Основные запасы нефти в бассейне связаны с зонами нефтенакопления Нессон и Цедар- Крик.
3. АППАЛАЧСКАЯ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ
ПРОВИНЦИЯ ПРЕДГОРНЫХ И МЕЖГОРНЫХ ВПАДИН
Предаппалачский нефтегазоносный бассейн
Основная часть Пред аппалачского НГБ расположена на северо- востоке США, а небольшая северо-западная его окраина ——в канадской провинции Онтарио. Сформировался он в зоне сочленения древней Северо-Американской платформы и каледонско-герцинской Аппалачской складчатой системы (рис. 13).
На северо-западе бассейн обрамлен Цинциннатским валом со сводами Нашвилл и Джессамайн. На севере и северо-востоке граничит с окраиной Канадско-Гренландского щита, юго-восточным обрамлением служит Аппалачская складчатая система. Ее внешняя миогео- синклинальная зона Ридж-Валли и Предаппалачский краевой прогиб разделяются Аппалачским структурным фронтом — крупным пологим надвигом, который на северо-востоке переходит во флексуру. На юге средней части покрова наблюдается резкий северо-западный выступ Аппалачского фронта по ограничивающим его поперечным сдвигам — это Кемберлендский покров с амплитудой горизонтального перемещения около 10 км, надвинутый на Предаппалачский прогиб. Покров испытал глубокую эрозию; в ряде《окон》обнажены нижнепалеозойские породы автохтона.
Предаппалачский прогиб выполнен отложениями палеозоя. В осевой части прогиба мощность их достигает 6——7 км. Слои здесь характеризуются весьма пологим залеганием. По мере приближения к Аппалачскому структурному фронту степень дислоцированности осадочного чехла постепенно возрастает. На внутреннем борту прогиба в его 55
Ине声3"[Ине声3"[XX111111111111|]з111111111111|]зI0卜I0卜
Ине声3"[
Ине声3"[
X
X
111111111111|]з
111111111111|]з
I0卜
I0卜
Рис. /3. Предаппалачский НГБ.
Складчатость: а — докембрийская, 6——герцинская; в — аконсервационная зона; г — Цинциннатский вал; д - своды (НШ— Нашвилл, 〃亢 一 Джессамайн, Ф — Файндлей. А — Альгонкский) ； р — Кем- берлендскнй покров; ж—изогипсы кровли фундамента, м; границы бассейна： з со смежными бассейнами, и — с в небассейновым и пространствами; месторождения: к — нефтяные, л — газовые. Ареалы зон нефтегазонакопления: / — Морро, //- Клинтон. /// — Вэнанго, IV — Центральный, V 一 Внешний (Орнсканскнй)、 VI——Внутренний; V// ——зона нефтегазонакопления Клирвилл-Джоблс. Месторождения： / — Брадфорд; 2 ——Ричберг (Аллегейни); 3 — Уоррен, 4 — Батлер-Армстронг; 5 — Биг-Синкинг： 6 — Роз-Хилл, Бен-Гур； 7 — Тайога; 8 -- Леди; 9 一 Бенезетт-Дрифтвуд; /0 — Биг-Санди; // — группа месторождений Болдуин-Солт-Лейк
южной и особенно в северной частях развиты линейные складки аппалачского простирания (области развития «открытых» складок).
Северо-западная платформенная часть бассейна представляет собой моноклиналь с пологим падением слоев на юго-восток.
Предаппалачский НГБ имеет общие границы с Иллинойским, Мичиганским НГБ и на юго-западе — с НГБ Мексиканского залива. 56
Юго-восточная граница бассейна скрыта под Аппалачским структурным фронтом.
Отложения, образующие Предаппа^ачский бассейн, представлены тремя литологическими комплексами. Нижний комплекс терригенно- карбонатный мощностью до 2300 м, включает отложения кембрийского, ордовикского и силурийского возраста. В верхах ордовика в комплексе выделяется терригенная толща мощностью до 700 м. Средний комплекс карбонатно-терригенный, представлен девонскими и миссисипскими отложениями мощностью до 2300 м. Верхний комплекс пенсильванского и пермского возраста терригенно-угленосный, мощность его до 1100 м. В целом мощность отложений бассейна не превышает 5500 м. В разрезе известно не менее пяти перерывов.
Выделяемые в пределах НГБ зоны и ареалы зон нефтегазонакопления заключают около 600 нефтяных и до 1000 газовых месторождений.
Внутренний ареал зон («открытых» складок) объединяет ряд антиклинальных зон газонакопления. Месторождения содержат газовые залежи в сводовых ловушках нижнедевонских песчаников Орискани. Наиболее значительные месторождения ареала Литл-Кейпон-Огаста, Лост-Ривер, Уэйн-Кейв.
Внешний (Орисканский) ареал зон газонакопления сравнительно узкой полосой протягивается вдоль границы области «открытых» складок с юго-запада на северо-восток. В ареале имеется ряд зон газонакопления, содержащих месторождения, приуроченные к брахианти- клиналям платформенного типа. Залежи газа заключены в песчаниках Орискани в сводовых ловушках, иногда разбитых на блоки. Примерами месторождений с такими залежами могут служить месторождения Тускарора, Вудхелл, Тайога и др.
Центральный ареал объединяет многочисленные зоны нефтегазонакопления, представленные очень пологими протяженными складками аппалачского простирания. Одни продуктивные песчаные горизонты характеризуются широким и непрерывным площадным распространением (Бири, Скво, Биг-Инджун раннемиссисипского возраста), другие развиты локально, отличаясь резкой фациальной изменчивостью (Вэнанго, Брадфорд— верхний девон; Принстон, Равенклифф — миссисипий). С первыми связаны сводовые ловушки, со вторыми —— в зависимости от степени их распространения на площади поднятия —— сводовые, либо выклинивающиеся или линзовидные. Типичным примером месторождений брахиантиклиналей с совокупностью таких ловушек (в разрезе верхнего девона) служит самое крупное нефтяное месторождение ареала Брадфорд с запасами около 100 млн. т, открытое в 1871 г. Аналогично построены другие наиболее значительные нефтяные (Ричберг, или Аллегейни, Уоррен, Батлер-Армстронг) и газовые (группа Болдуин-Солт-Лейк и др.) месторождения ареала.
В Центральном ареале зон нефтегазонакопления самые богатые нефтегазоносные горизонты представлены песчаниками верхнего девона — среднего миссисипия. Нефтегазоносны также песчаники верх-
него силура. Наибольшие запасы газа содержатся в верхнедевонских трещиноватых аргиллитах. На юго-западной окраине ареала продуктивны ордовикские и миссисипские известняки.
В обширный ареал Клинтон входят зоны главным образом газона- копления, выраженные региональным выклиниванием по восстанию на внешнем борту бассейна среднесилурийских песчаников свиты Клинтон и нижнесилурийских песчаников Медайна. Ареал Клинтон протягивается на 300 км при ширине 40——65 км. На западе ареала зои газоносны, а на востоке нефтеносны песчаники свиты Клинтон. Местами газоносны нижнедевонские песчаники Орискани. Месторождения ареала представлены участками выклинивания на моноклинали с залежами главным образом в выклинивающихся ловушках, а также в седиментационных линзах.
Небольшой ареал зон нефтегазонакопления Морро расположен западнее Клинтонского на склоне свода Файндлей. Ареал включает зоны нефтегазонакопления, связанные с региональным несогласием и объединяющие небольшие месторождения погребенных возвышенностей палеорельефа, слагаемых доломитами верхнего кембрия и перекрытых отложениями ордовика.
Зона нефтегазонакопления Клирвилл-Джоблс связана с региональным разрывом и включает месторождения горстов с ловушками- выступами, поднятыми по ограничивающим сбросам. Нефтеносны песчаники кембрия.
На обширном северо-западном борту Предаппалачского бассейна известен ряд месторождений, приуроченных к локальным песчаным скоплениям. Эти месторождения заключают залежи в линзовидных или «шнурковых» верхнедевонских ——нижнемиссисипских песчаных телах, пересекающих по своему простиранию как структурно поднятые, так и погруженные элементы, выраженные в подстилающих отложениях. Типичным примером таких месторождений является месторождение Гей-Спенсер-Ричардсон с нефтегазовой залежью в песчаном извилистом «шнурке» (баре) раннемиссисипского возраста, протягивающемся на десятки километров. Иногда месторождения баров группируются в короткие зоны и даже образуют небольшой ареал зон неф- тегазонакопления Венанго, в котором продуктивны песчаники верхнего девона.
На этом же борту бассейна открыты весьма интересные, хотя и небольшие месторождения с нефтяными залежами в ядрах синклиналей. Газ (при его наличии) заполняет крылья синклиналей и своды сопряженных антиклиналей. В качестве примеров можно привести месторождения Гриффитсвилл, Копли, Кабин-Крик и др.
. НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ ЗАПАДНЫХ КРАЕВЫХ ПРОГИБОВ ДОКЕМБРИЙСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Западно-Канадский нефтегазоносный бассейн
Западно-Канадский НГБ занимает обширную территорию западных провинций Канады, главным образом Альберты. Его западное горное обрамление представлено Северными Скалистыми горами, эпигеосинклинальными образованиями ларамийского орогенеза. Гра- ница бассейна проходит по системе надвигов. На востоке он обрамляется зоной развития маломощных осадочных пород на склоне Канадского щита, на юге граничит с Уиллистоиским НГБ через межбассейновый свод Суитграсс. На севере, на широте Большого Медвежьего озера, Канадский щит близко подходит к горам Франклин (эпиплатформенный ороген), и бассейн замыкается площадью развития маломощных пород (рис. 14).
Основной структурный план бассейна определяется его платформенным бортом, представляющим собой пологую моноклиналь, осложненную лишь одним крупным пологим сводом Пис-Ривер, расположенным на северо-западе. Свод наиболее хорошо выражен в девонских отложениях и постепенно выполаживается снизу вверх. Складчатый борт прогиба имеет ширину, не превышающую 80 км (при ширине платформенного борта до 450 км), и образован складчато-покровными дислокациями.
Бассейн сформирован мезозойскими и палеозойскими образованиями и лишь на складчатом борту известны кайнозойские терригенные отложения мощностью до 2 км. Складчатый борт является местом развития максимальных мощностей терригенных меловых (более 3700 м) и юрских (700 м) отложений. В платформенной части НГБ мощность меловых отложений сокращается до 1500—1700 м, а юрских — но 40 MB центре бассейна и до 300 м иа севере. Триасовые образования наиболее развиты иа севере бассейна (1000 м) и иа его складчатом борту (до 900 м), где они представлены карбонатнотерригенными породами. В центре и на юге НГБ породы триасового возраста отсутствуют. Верхнепалеозойские и девонские преимущественно терригенно-карбонатные породы наиболее полно представлены на севере бассейна, где мощность их достигает 3 км, в центральной части НГБ она сокращается до 1350 м, а в остальной части бассейна —— до 700 м. Для девона характерно присутствие в разрезе толщи рифовых массивов. Мощность кембрийских терригенных пород изменяется от 150 м на севере до 450 м в остальной части бассейна.
В пределах межбассейнового свода Суитграсс отсутствуют пермские, триасовые и юрские отложения, и мощность всех отложений сокращается до 1 км (юго-запад свода).
В Западно-Канадском НГБ на площади 650X2500 км2 выявлено около 1000 месторождений, в том числе более 650 газовых, среди которых семь сравнительно крупных. Продуктивны меловые, юрские, 59
IHHUIIHin M
x-Ж
「• |з Rd 伍 |^^卜区口7 [^gw К? К p^o
Puc. /4、Западне-Канадский НГБ.
Складчатость: а — докембрийская (Канадский щит) ； 6 — ларамийская (Главные Хребты Северных Скалистых гор); в — ларамийский эпиплатформенный ороген на докембрийском основании (горы Франклин\； г — аконсервационная зона; границы бассейна. О — со смежными бассейнами, е — с вне- бассейновыми “ространстнамн; ж ——граница складчатого н платформенного бортов бассейна； месторождения： з — нефтяные и газонефтяные, и — газовые и газоконденсатные, к — высоковязких и твердых нафтидов; зоны： л ——преимущественного газонакопления, м — преимущественного нефтенакопле- ния; & — поднятие Пис-Ривер; о — изогипсы поверхности фундамента, м (от уровня моря) ； п — разлом. Ареалы зон нефтегазонакопления: /— рифовых зон Форт-Нельсон； // — Форт-Сент-Джон； /// — Центральный рифовыгс зон； [V — Восточный; V - Юго-Восточиый рифовых зон; V/ Эдмонтонский; U〃 一 Суитграсский； U/〃 — Юго-Западный.
Зоны нефгегазонакопления: Л — Сильвия Хондо; 5 — Стержен-Лейк; В — Кэйбоб； Г — Суон-Хилс； Д — Рим бей-Сент-Альберт; £ — Малмо; Ж — Стетлер-Фенн-Биг-Валли; 3 — Харматтан； Я — Крос- сфилд.
триасовые, пермско-пенсильванские, миссисипские, девонские и кембрийские отложения в интервале глубин 200—3500 м. Выделяется свыше 25 продуктивных пластов. Наибольшее количество продуктивных пластов-песчаников сконцентрировано в меловой системе. В палеозойских отложениях продуктивны преимущественно известняки, прежде всего рифовые.
Нефтегазоносность бассейна контролируется четырьмя региональными структурными факторами: широким развитием рифовых образований, зон выклинивания и несогласного залегания и локальных поднятий. С локальными поднятиями связаны месторождения преимущественно газовые, но с небольшими запасами, расположенные на северо-западе и северо-востоке бассейна, где они образуют крупные ареалы зон преимущественного газонакопления. Обращает на себя внимание малая насыщенность платформенного борта бассейна локальными поднятиями, что отличает этот бассейн от других бассейнов материка.
В бассейне можно выделить восемь ареалов зон нефтегазонакопления и несколько относительно изолированных зон нефтегазонакопления.
Ареал рифовых зон нефтегазонакопления Форт-Нельсон расположен на севере бассейна. Из открытых здесь месторождений самые значительные входят в состав нескольких зон нефтегазонакопления, представленных цепочками рифов субмеридионального простирания. Западная и Средняя зоны этого ареала объединяют газовые месторождения Кларк-Лейк, Котчо-Лейк, Йо-Йо и др. В Восточной зоне расположены главным образом нефтяные месторождения, из которых наиболее значительны по запасам месторождения Рейнбоу и Зама. Продуктивны в зоне известняки среднего девона.
В Центральном ареале рифовых зон нефтегазонакопления, расположенном северо-западнее Эдмонтона, обнаружено более 30 месторождений (преимущественно нефтяных), которые представлены крупными, высокими одиночными рифами или атоллообразными сооружениями и группируются главным образом в трех зонах: Стержен-Лейк, Кейбоб и Суон-Хилс. Основным нефтеносным горизонтом в ареале служат верхнедевонские известняки. Здесь располагаются одно крупнейшее и три крупных месторождения: нефтяные Суон-Хилс (с запасами 180 млн. т), Суон-Хилс-Саут (54 млн. т), Кейбоб (52 млн. т) и конденсатнонефтяное Джуди-Крик (80 млн. т).
Юго-Восточный ареал рифовых зон преимущественного нефтенакопления (Ледюкский) расположен южнее Эдмонтона. В нем обо-
Месторождения; / — Кларк-Лейк; 2 - Котчо-Лейк; J — Йо-Йо; 4 — Рейнобу; 5 — Зама; 6 — Едней; 7 — Лепрайз-Крик; 8 — Ниг-Крик; 9 — Баундари-Лейк; 10 - Ни писи; 11 — Митсью; 12 — Стержен- Лейк; 13 — Кэйбоб; 14— Вирджиния-Хилс; /5 — Джуди-Крик; 16 — Суон-Хилс； 17 — Мартин-Хилс; /8 — Пойнтид-Маунтин; 19 — Редуотер; 20 — Ледюк-Вудбенд； 21 — Бонни-Глен; 22 — Пембина; 23 — Вилсден-Грин; 24 — Джоффр； 25 — Джоаркам; 26—Стетлер; 27 — Фенн-Биг-Валли; 28 — Викинг- Кннселла; 29 — Харматтан-Элктон； 30 — Прово; 31 — Кессфорд•: 32 — Медисин-Хат； 33 — Джампинг- Паунд； 34 — Тернер-Валли, 35 — Уотертон; 36 — Пинчер-Крик; 37 — Пис-Р1：вер; 38 — Атабаска; 39 — Уобаска.
Чтобы показать некоторые крупные месторождения Юго-Восточного ареала рифовых зон нефтегазо- накопления, на карте снята покрывающая нх часть Эдмонтонского ареала.
соблены зоны, выраженные цепочками рифов меридионального или северо-восточного простирания. Зоны Римбей~Сент-Альберт, Малм^у и Стетлер-Фенн-Биг-Валли заключают преимущественно газонефтяные месторождения, в том числе крупнейшие Редуотер (с запасами 1Ю млн. т), крупные Ледюк-Вудбенд (80 млн. т) и Бонни-Глен (60 млн. т), средние Фенн-Биг-Валли, Голден-Спайк и др. Кроме того, в северо-западной части ареала открыта группа крупных рифовых месторождений Уэст-Пембина с общими запасами нефти до 150 млн. т.
Характерной чертой месторождений ареала является наличие ловушек двух типов: самых распространенных и крупных 一 ловушек биогенных выступов, сложенных известняками верхнедевонской свиты Ледюк, а также сводовых ловушек в складках облекания над рифовыми сооружениями, сформированных известняками позднедевонского возраста (месторождения Фенн-Биг-Валли, Ледюк-Вудбенд и др.).
Эдмонтонский ареал зон нефтегаз^накопления — один из наиболее богатых нефтью и газом в Западно-Канадском бассейне. Находящиеся в ареале зоны связаны с региональным выклиниванием по восстанию песчаных горизонтов меловой системы в северо-восточном направлении. Зоны образуют в плане отчетливые полосы, простирающиеся параллельно друг другу на северо-запад. В наиболее гипсометрически высокой части ареала заключены зоны газонакопления. По падению склона платформы на юго-запад они сменяются зонами преобладающего нефтенакопления. Типичные для ареала и самые распространенные месторождения связаны с выклинивающимися ловушками. Из многих продуктивных горизонтов меловой системы наибольшее количество нефти и газа содержится в песчаниках коньяка — турона и альба.
Среди открытых в ареале месторождений выделяется самое большое нефтяное месторождение Западно-Канадского НГБ и всей Кана- дьг—Пембина 一 с запасами нефти около 240 млн. т и крупными ресурсами газа. Площадь месторождения Пембина превышает 2000 км 2. Здесь следует также отметить средние по запасам нефтяные месторождения Джоффр, Джоаркам.
Средняя и юго-восточная области Эдмонтонского «мелового» ареала располагаются в разрезе бассейна над «девонским» Юго- Восточным ареалом рифовых зон.
Юго-западнее Эдмонтонского ареала располагается зона нефте- газонакопления Кроссфилд, связанная со срезанием известняков мис- сисипия на северо-западе от Калгари, включающая крупнейшее нефтегазовое месторождение Кроссфилд (с запасами газа более 100 млрд, м3) и крупное газовое месторождение Ист-Кроссфилд (около 50 млрд. м3). С зонами несогласия связаны также две небольшие зоны нефтегазо- накопления Сильвия-Хондо и Харматтан.
Зона нефтенакопления Сильвия-Хондо размещается на восточном и юго-восточном склонах поднятия Пис-Ривер. Структурно выражена моноклиналью, по восстанию которой в восточной ее части регионально выклиниваются среднедевонские песчаники Гилвуд. В западной части 62
зоны разведаны небольшие нефтяные месторождения с залежами в выклинивающихся и линзовидных песчаниках выветривания гранитов фундамента. В южной половине зоны открыты месторождения нефти Ниписи и Митсью с запасами примерно по 50 млн. т. Оба месторождения представляют участки выклинивания на моноклинали горизонта Гилвуд.
Зона нефтегазонакопления Харматтан содержит несколько нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений на участках моноклинали, где она срезана по восстанию поверхностью углового несогласия, покрытой глинами мелового возраста. Основные залежи заключены в ловушках экранирования по поверхности несогласия, главным образом в миссисипских известняках. Наиболее значительным в зоне является среднее по запасам конденсата (до 20 млн. т) и газа (около 48 млрд, м 3) месторождение Харматтан-Элктон.
Суитграсский ареал зоа нефтегазонакопления приурочен к своду Суитграсс. Он распространяется в смежный бассейн Уиллистон. Здесь намечается ряд зон нефтегазонакопления, связанных с крупными очень пологими поднятиями. В них открыты месторождения, представленные брахиантиклиналями и куполовидными складками. В ареале заметно преобладают газовые месторождения.
Залежи нефти и газа содержатся главным образом в терригенном комплексе мелового возраста, который на своде Суитграсс и на его склонах характеризуется значительной литологической изменчив^тью. Вследствие этого наряду с наиболее широко распространенными сводовыми ловушками в месторождениях ареала довольно часто отмечаются выклинивающиеся и линзовидные ловушки. Нефтяные и газовые месторождения ареала невелики.
Восточный ареал зо« нефтегазонакопления находится севернее Эдмонтона и аналогичен предыдущему по структурной характеристике и составу залежей. В нем находится несколько десятков главным образом газовых месторождений. Основными газоносными горизонтами служат песчаники меловой системы. Почти все месторождения этого ареала по размерам газовых запасов незначительны.
Ареал зон нефтегазонакопления Форт-Сент-Джон расположен на севере бассейна, южнее ареала зон Форт-Нельсон. Здесь обнаружены в основном газовые месторождения. Все месторождения неве- лики. В ареале намечается несколько зон нефтегазонакопления, представленных параллельными валообразными поднятиями северо-западного простирания. Месторождения приурочены к платформенным брахиантиклиналям.
Наиболее распространены сводовые ловушки, коллекторами в которых служат известняки девона, песчаники мела, а также нефтегазоносные только в этой части бассейна песчаники пермо-карбона, известняки и песчаники триаса.
На юге складчатого борта бассейна расположен Юго-Западный ареал (Тернер-Валли или Запабно-Ка几вари戈ckui!) , объединяющий несколько антиклинальных зон преимущественного газонакопления,
63
КанадЗо尊潜葭叩ез складчатый (а) и платформенный (б) борта Западне- а — скопления битумов
простирающихся на
северо-запад.
В
этих зонах
газовых месторождений (Уотертон, Г
Здесь же находится открытое одним из первых (1913 г.) Канаде нефтегазовое месторождение Тернер-Валли 25 млн, т нефти и 85 млрд, м3 газа (рис. 15).
Все месторождения ареала хиантиклиналям, осложненным
Пинчер-Крик,
приурочены к
выявлен целый ряд I Джампинг-Паунд).
и
в с
Западной запасами
антиклиналям
или бра-
пологими надвигами и сформирован- терригенными породами юры и мела, своды этих складок. Основным нро- горизонтом является горизонт миссисипских известняков. На северо-восточной окраине Западно-Канадского НГБ и за его пределами ― в аконсервационной зоне ——находится ряд месторождений (Пис-Ривер, Уобаска, КолД'Лейк, Атабаска и др.) высоковязких и по лутвердых битумов. Залежи их заключены в песчаниках раннемелового, позднедевонского и каменноугольного возраста. Наибольшее из них —— Атабаска —— расположено в долине одноименной реки. Площадь его превышает 30 тыс. км2. Мощность битуминозных нижнемеловых песчаников Мак-Марри на этой площади меняется от нескольких метров до 80 м. Песчаники обнажаются в долине Атабаски на расстоянии до 160 км. Содержание битума в песчаниках местами составляет 20% массы породы. Плотность его достигает 1,05 г/см3. Запасы 64
ннм известняками
Ловушками дуктивным
миссисипия,
в регионе служат
2
битума в Атабаске оцениваются в 139 млрд, т, а запасы битума в бас- ссейне в целом в 435 млрд, т, в том числе в зоне несогласного залегания девонских и меловых отложений в 215 млрд. т.
3ападно-Канадский НГБ обладает рядом особенностей, отличающих его от других бассейнов. К таким особенностям относятся:
невыдержанность в распространении крупных стратиграфических подразделений (полное отсутствие или частичное развитие систем в разных частях бассейна, обилие перерывов), что обусловило плохую сохранность рано образовавшихся скоплений углеводородов;
слабая структурная расчлененность бассейна, нто определило однонаправленную миграцию углеводородов (по восстанию);
слабая насыщенность локальными поднятиями при большом развитии ловушек, не связанных с антиклинальными изгибами пластов. В целом улавливающая способность этих ловушек (емкость) оказалась небольшой ——удельная плотность запасов углеводородов (без битумов) для бассейна составляет лишь 8 тыс. т/км2;
преобладание в бассейне газовых месторождений при отсутствии среди них месторождений-гигантов;
высокая концентрация в бассейне твердых битумов (битуминозных песчаников).
Две последние особенности бассейна связаны с малой суммарной емкостью ловушек бассейна, что в условиях однонаправленной (вверх по моноклинали) миграции углеводородов обусловило большой их вынос к поверхности с последующим образованием (в зоне гипергенеза) огромных скоплений битумов. Относительно большое развитие в бассейне газовых скоплений дает основание полагать, что из-за малой емкости ловушек значительная часть жидких УВ на ранней стадии миграции была выжата газом.
Нефтегазоносный бассейн Крейзи-Бул-Маунтинс
НГБ Крейзи-Бул-Маунтинс расположен перед фронтоном гор Бертут и Белт, но в отличие от пограничных бассейнов, развитых южнее (Паудер-Ривер, Денвер) и представляющих собой просто построенные прогибы, испытал значительное влияние ларамийского орогенеза. Оно проявилось в значительной структурной расчлененности бассейна, развитии внутри него сбросовых зон различного простирания и интрузий, а также в разломном ограничении части контура бассейна.
Северо-западная граница НГБ следует по поперечному разлому, отсекающему свод Литл-Белт и горы Белт от бассейна; юго-восточная граница идет по сбросовой зоне Фромберг, отделяющей свод Прайор от бассейна. Юго-западная граница образована разломом северо- восточного склона гор Бертут. Менее резко выражено ограничение северо-восточной части бассейна, где он сочленяется с НГБ Уиллистон через обширное плоское поднятие, состоящее из куполов Поркьюпайн на востоке и Биг-Сноуи на западе, соединенных узкой антиклиналью
/ /川"/ /川"巾卅巾卅Свод Поркьюпайн
/ /川"
/ /川"
巾卅
巾卅
2^^|~|~+++|a |iiiiiiiiiiii |<5
^5 Ui?『vW K>)e [^]优 |2 №
Впадина Уитленд, расположенная на северо-западе бассейна и примыкающая по разлому крутым крылом к его обрамлению (сводам Биг-Сноуи и Литл-Белт).
Поднятие Крейзи, занимающее западный угол бассейна, характеризуется неглубоким залеганием фундамента. В средней части прорвано интрузией.
Впадина Рид-Маунтинс, расположенная на юге бассейна, ограниченная с севера сбросовой зоной Лейк-Бейсин.
Нефтегазоносны в бассейне песчаники мелового (четыре продуктивные свиты), юрского, пенсильванского (три продуктивные свиты), миссисипского возраста и известняки миссисипского возраста. Наибольшие выявленные запасы нефти содержатся в пермских и пенсильванских отложениях. Газоносность бассейна приурочена преимущественно к меловым породам.
В бассейне выявлено более 25 нефтяных месторождений и 15 газовых, связанных с брахиантиклиналями. Залежи нефти и газа большей частью пластовые сводовые, на восьми месторождениях выявлены стратиграфически и литологически экранированные залежи.
Большая часть месторождений расположена в северной приподнятой части впадины Бул-Маунтинс. Здесь находятся три антиклинальные зоны и один ареал зон нефтегазонакопления. Зона нефтегазонакопления Кзт-Крик、расположенная на одноименной антиклинали, содержит несколько нефтяных месторождений (Вест-Кэт-Крик, Мосби, Ист-Кэт-Крик и др.).
Зона Девис-Бейсин находится несколько южнее и параллельно первой зоне. Она включает нефтяные месторождения Девис-Бейсин, Биг-Уолл и др.
На юго-востоке впадины Бул-Маунтинс прослеживается антиклинальная зона нефтегазонакопления Хоук, содержащая восемь нефтяных месторождений (Делфиа, Вулф-Спрингс, Гейдж и др.) с продуктивными отложениями юрского и пенсильванского возраста.
Ареал зон нефтегазонакопления Суматра содержит более 10 нефтяных месторождений, в том числе Бренсфил, Суматра, Гайавата и др.
Во впадине Рид-Маунтинс выявлено несколько групп нефтяных и газовых месторождений как на юге (нефтяные месторождения Мак- ки-Доум, Моссер-Доум, газовые Дин-Доум, Роско-Доум и др.), так и на севере, на склоне поднятия Биг-Кули (нефтяные Лейк-Бейсин, Мад- Крик, Юманс-Покет, газовые Норт-Лейк-Бейсин, Сикс-Шептер, Биг- Кули и др.).
Выявленные залежи нефти и газа находятся в интервале глубин 350—2000 м.
Нефтегазоносный бассейн Паудер^Ривер
НГБ Паудер-Ривер заключен в межгорной впадине, ограниченной с востока поднятием Блэк-Хилс, с запада горами Биг-Хорн и расположенным на их продолжении плоским межбассейновым поднятием Каспер. Поднятия и горы обрамляют бассейн также на юге и севере.
Рис. 17. НГБ Паудер-Ривер：
а—краевые своим; б—аконсерваинонная зона; в - разрывы； г - граница бассейна;。一 изолинии глубин залегания фундамента, м; месторождения： е — нефтяные, ж — газовые.
Зоны нефтегазонакопления: / — Сассекс; 7/ — Солт-Крик； III — Осейдж-Фидлер-Крик； IV — Клэретон- Скалл-Крик.
Месторождения： / — Норт-Тайсдел; 2 — Сассекс; 3 — Шеннон; 4 — Мнддоу Крик; 5 — Солт-Крик; 6 — Типот; 7——Норт-Сейдж-Спринг Крик； 8 — Сейдж-Спрннг-Крик; 9 ——Саут-Коул-Крик； 10 — Глен- рок： 〃 — Саут-Гленрок； /2 — Биг-Мадди и Ист-Биг-Мадди； /3 — Ланс-Крнк; /4 — Скалл-Крик； 15 — Маш-Крнк; /6 — Кпзретон; /7 — Осейдж-Крик, /8 - Фидлер-Крик; 19 — Хай Крик; 20 — Лоун-Три- Кр”к; 21 — Торнтон； 22 — Уайкмен-Флэтс； 23— Белл-Крик; 24 -- Хилайт
Бассейн имеет резко выраженное асимметричное строение. Его западный борт крутой, осложнен системой асимметричных, сравнительно крутых скл ад ок, сильно нарушенных небольшими поперечными разрывами. Наиболее прогнутая часть бассейна, где докембрийский фундамент залегает на глубине около 5 км, смещена на юго-запад (рис. 17). Пологий восточный борт представляет собой моноклиналь, нарушенную разрывами.
68
Выполнен НГБ Паудер-Ривер палеогеновыми, мезозойскими и палеозойскими отложениями. Мощность образований палеозоя не превышает 600 м, представлены они терригенно-карбонатными породами с большой долей известняков в пенсильванских и миссисипских отложениях. Весь разрез изобилует перерывами. Основная часть .разреза НГБ (около 3 км) сложена песчано-глинистыми породами мелового возраста, подстилаемыми с перерывом юрскими и триасовыми карбо- натно-терригенными образованиями (мощность более 500 м) и перекрываемыми также с перерывом 1500-метровой толщей терригенных угленосных пород палеогена-
Нефтегазоносность бассейна ограничивается отложениями олиго- ценового, мелового, юрского, пермского, пенсильванского и миссисипского возраста. Основная нефтеносность связана с песчаниками меловых и пенсильванских отложений, в меньшей степени с песчаниками верхнего отдел а юры и нижнего отдел а перми. Соответственно большинство месторождений бассейна многозалежные.
В пределах складчатого борта НГБ достаточно хорошо прослеживаются две сопряженные зоны нефтегазонакопления: Солт-Крик и Сассекс.
Зона нефтегазонакопления С^лт-Крик расположена на крайнем юго- западе бассейна, на сравнительно крупной террасе, обращенной в сторону наиболее прогнутой части его. Она протягивается на 75 км и включает месторождения Солт-Крик, Типот, Норт-Сейдж-Спринг-Крик и другие, приуроченные к брахиантиклиналям.
Зона нефтегазонакопления Сассекс находится севернее зоны Солт- Крик и протягивается в субширотном направлении. Месторождения зоны (Норт-Тайсдел, Сассекс, Миддоу-Крик и др.) приурочены к структурным террасам и небольшим поднятиям, расположенным на северо- западном погружении террасы Солт-Крик.
В пределах обеих зон нефтеносны меловые, юрские, пенсильванские и миссисипские песчаники, а также трещиноватые известняки миссисипской системы.
Нефтяное месторождение Солт-Крик — наиболее крупное (запасы 84 мли. т) на складчатом борту бассейна. Структура его представляет собой асимметричную антиклиналь, нарушенную большим количеством небольших поперечных разрывов, длиной 32 км, шириной 8 км и высотой 480 м. Нефтеносны меловые, юрские, пермские, пенсильванские и миссисипские отложения. В интервале глубин 270— 1460 м выделяется 18 продуктивных пластов. Залежи пластовые сводовые, нарушенные разрывами, а также тектонически экранированные.
В пределах платформенного борта сконцентрирована большая часть месторождений бассейна. Они связаны с относительно небольшими куполообразными поднятиями, структурными террасами, носами и с участками выклинивания коллекторов на моноклинали. Продуктивны преимущественно меловые отложения, в меньшей степени пенсильванские.
Для всего бассейна в целом характерно развитие скоплений нефти
69
и газа в литологически экранированных ловушках—в коллекторах, выклинивающихся на сводах поднятий (складчатый борт) и на моноклиналях (платформенный борт), а также в линзовидных ловушках —— локальных и зональных (русловые тела, бары). Месторождения Биг- Мадди и Саут-Гленрок представляют собой примеры скоплений нефти в линзовидных резервуарах песчаников нижнего мела, развитых в пределах антиклинальных зон нефтегазонакопления (Солт-Крик). Месторождения Белл-Крик и Хилайт содержат в песчаниках нижнего мела литологически экранированные залежи, приуроченные к моноклинали платформенного борта бассейна. Скопления нефти в русловых песчаниках известны только на платформенном борту бассейна. Так, залежь нефти в русловых песчаниках свиты Ньюкасл нижнего мела образует зону нефтенакопления Осейдж-Фидлер-Крик, прослеживающуюся на протяжении более 40 км при ширине от 1—2 до 10 км (залежи Осейдж-Крик, Фидлер-Крик, Хай-Крик, Лоун-Три-Крик). Зона протягивается вкрест простирания моноклинали бассейна. Глубина нахождения залежей нефти меняется от 610 до 1890 м. Несколько южнее этой зоны и параллельно ей выделяется еще более протяженная зона нефтенакопления Клэретон-Скалл-Крик (75X3+5 км； месторождения К/зретон, Маш-Крик, Скалл-Крик), также заключающая залежи в русловых песчаниках (пять пластов) свиты Ньюкасл, залегающих на глубине 100—1900 м.
НГБ Паудер-Ривер выявлен в 1888 г. открытием нефтяного месторождения Солт-Крик. В бассейне известно более 175 нефтяных и 50 газовых месторождений с залежами на глубинах, не превышающих 3500 м. Геотермический градиент в бассейне составляет 36° С/км.
Нефтегазоносный бассейн Денвер
Расположен НГБ Денвер в сравнительно крупной асимметричной впадине, прижатой на западе к Передовому хребту Скалистых гор. Восточный борт бассейна представляет собой моноклиналь, полого поднимающуюся на северо-востоке на своды Чэдрон и Кембридж, на юго-востоке — на свод Лас-Анимас. На севере и юге бассейн ограничен поперечными сводообразными поднятиями Хартвилл и Апишапа. Крутой борт НГБ осложнен линейно ориентированными антиклинальными зонами, нарушенными разрывами, пологий — структурными носами, террасами и небольшими куполовидными поднятиями (рис. 18).
Осадочное выполнение бассейна образовано отложениями фане- розоя мощностью не более 4500 м. Палеозойские допермские отложения представлены преимущественно карбонатными породами небольшой мощности (до 500 м), выше залегают преимущественно терригенные породы. В юрских (мощность 120 м) и верхнепермских отложениях известны угленосные пласты, в верхнепермских — соленосные и угленосные. В предгорной части бассейна большую мощность (2400 м) имеет песчано-глинистая толща, слагающая верхнюю часть меловой системы, общая мощность которой достигает 2800 м.
Рис. /8. НГБ Денвер:
а — Передовые хребты Скалистых гор; 6 - - краевые своды： / — Хартвилл, 〃 — Чздрон, /// — Кембридж, IV — Лас-Анимас, У — Апишапа； 8 — разломы； г — аконсервациониая зона; d — границы бассейна; е — межбассейновое поднятие; ж - изолинии глубин занегання подошвы миссисипской системы, м; з — месторождения нефти и газа.
Месторождения; / - - Харрисберг; 2 — Стауффер; 3 — Санд-Ривер； 4 — Веллингтон; 5 — Киота; 6 — Блэк-Хэллоу; 7 — Нью-Винозер; 8 — Адена; 9 — Литл Бивер； 10 — Мидллэмист； // — Баджер-Крик; 12 — Флоренс-Каннон-Сити; 13 — Биг-Спрингс; 14——Саут Вест-Сидней; /5 — Пеория； /6——Уоттен- берг; /7 — Терд-Крик； 18 — Брендон； 19 — Мак-Клейв
В бассейне выявлено свыше 900 нефтяных и более 120 газовых месторождений с залежами нефти и газа, заключенными в меловых, пермских, пенсильванских и миссисипских отложениях, однако большая их часть связана с серией Дакота нижнего мела и свитой Самнер раннепермского возраста. Основная часть месторождений сконцентри-
71
рована на платформенном борту бассейна и склонах ограничивающих его поднятий, меньшая (свыше 30) —— на складчатом борту.
Месторождения платформенного борта содержат залежи главным образом литологически экранированные, связанные с зонами выклинивания песчаных пластов, развития песчаных баров и отдельных линз. Подобного типа залежи нефти и газа наиболее развиты в серии Дакота, где выделяются пять песчаных пластов (D, Е, I, М, О).
Залежи в песчаных барах связаны с широкой и протяженной (100 км) полосой развития пласта D. Размеры отдельных баров 60X ХЗ+5 км. Обычно в крупных барах залежи нефти (газа) занимают сводовую (выпуклую) часть. Со структурным носом связано нефтяное месторождение Санд-Ривер, где залежь нефти приурочена к бару, вытянутому в северо-западном направлении на 64 км при средней ширине 3 км. На наиболее крупном газонефтяном месторождении бассейна —Адена (запасы нефти 13,5 млн. т) — залежи приурочены к баровым накоплениям D и I.
Залежи нефти в линзовидных телах, заключенных в глинистых толщах, обычно встречаются на востоке бассейна. Наиболее крупные нефтенасыщенные линзы известны на месторождениях Стауффер и Харрисберг.
Газонефтяное месторождение Пеория представляет пример скопления нефти в русловых песках серии Дакота. Литологически замкнутая залежь нефти находится на глубине 1980——2103 м. Такой же тип залежи нефти установлен на месторождении Терд-Крик.
На склоне свода Лас-Анимас значительная роль в образовании залежей нефти и газа принадлежит палеозойским отложениям, причем и здесь большая часть скоплений углеводородов обязана ловушкам литологического ограничения. Для этой части бассейна характерна повышенная газоносность разреза.
Месторождения складчатого борта бассейна связана с антиклинальными структурами, однако и здесь большую роль в ограничении за- лежей играют изменения коллекторских свойств природных резервуаров.
Нефтегазоносность НГБ Денвер была установлена еще в 1862 г. открытием нефтяного месторождения Флоренс, однако второе месторождение Боулдер было открыто лишь в 1902 г.
Большая часть месторождений бассейна имеет небольшие запасы нефти и газа. Запасы нефти оцениваются в 140 млн. т и газа — в 80 млрд. м3. Залежи находятся на глубине 1000—2600 м.
На юго-западном склоне межбассейнового поднятия Кембридж выявлено 50 мелких нефтяных месторождений с суммарными запасами 150 тыс. т при глубине залегания 1200—1300 м.
нефтегазогеологическая провинция орогена
СКАЛИСТЫХ ГОР США
Нефтегазоносный бассейн бигхорн
НГБ Бигхорн располагается в северной части орогена Скалистых гор США. Обрамление бассейна образовано с востока и северо-востока горами Бигхорн, с юга горами Оул-Крик, с запада вулканическим плато Абсарока, с северо-запада хр. Бертут. В обрамлении на поверхность выходят докембрийские, палеозойские и мезозойские отложения.
Бассейн представляет собой впадину округлой формы с осью, вытянутой в северо-западном направлении (рис. 19). Длина впадины 190 км, ширина 140 км. Центральная часть бассейна образована палеогеновыми отложениями мощностью более 4500 м, представленными преимущественно терригенными породами с вулканогенными образованиями в кровле и мощной толщей (до 2500 м) грубозернистых (до конгломератов) пород в основании (палеоцен). Ниже с перерывом залегают терригенные породы мезозойского возраста мощностью более 2500 м. Палеозойские образования имеют сокращенный из-за многочисленных перерывов стратиграфический объем, мощность их не превышает 1300 м. В отличие от залегающих выше палеозойские отложения представлены терригенно-карбонатными толщами пород.
В НГБ Бигхорн выявлено более 100 нефтяных и 15 газовых месторождений, связанных с пологими, обычно небольшими, асимметричными брахиантиклиналями и куполами, как правило, осложненными поперечными разрывами. В меньшей степени месторождения приурочены к эрозионным выступам, образованным пенсильванскими отложениями, а также к зонам выклинивания — замещения пермских известняков аргиллитами и ангидритами, развитыми на юго-востоке бассейна.
Все месторождения бассейна расположены по его периферии и местами довольно хорошо группируются в короткие антиклинальные зоны нефтегазонакопления. Таковыми являются, например, антиклинальные зоны Спринг-Крик, Литл-Буффало-Грасс-К^рик на западном борту бассейна, зоны Бонанза-Ноувуд и Сейдж-Крик-Франни на восточном крыле и зона месторождений, приуроченных к выклиниванию пермских известняков. Обычно зоны нефтегазонакопления содержат два-три, реже больше месторождений.
Нефтегазоносны в бассейне отложения почти всех отделов систем разреза, однако основные запасы нефти (более 70%) сосредоточены в известняках пермской свиты Фосфория и пенсильванских песчаниках. С этими резервуарами связаны залежи нефти свыше 60 месторождений, в том числе таких крупных, как газонефтяные Элк-Бейсин (запасы нефти 70 млн. т) и Орегон-Бейсин (50 млн. т).
Значительные запасы нефти сконцентрированы в миссисипских трещиноватых известняках, а также в песчаниках верхнего мела и палеоцена. Небольшие ее запасы размещены в остальной части раз- реза. В целом в разрезе отложений бассейна выделяется 21 продук- 73
3737ОО2727262625253030£3&£3&2Л2ЛВужаническое/V V V v*( яvnone v /vV V VАбсарокаВужаническое/V V V v*( яvnone v /vV V VАбсарока3232+ ++ + +++ ++ + ++川用мни] ?•；；： / d川用мни] ?•；；： / d
37
37
О
О
27
27
26
26
25
25
30
30
£3&
£3&
2
Л
2
Л
Вужаническое/
V V V v*( я
vnone v /v
V V V
Абсарока
Вужаническое/
V V V v*( я
vnone v /v
V V V
Абсарока
32
32
+ ++ + +
+
+ ++ + +
+
川用мни] ?•；；： / d
川用мни] ?•；；： / d
EHe区」我「、]З I〜伍与1
Рис. 19. НГБ Бигхорн：
а выходы докембрийских пород; 6 — кайнозойские эффузивные покровы； 8 - разломы; е — межбас- сейновый раздел； d аконсервационная зона; е — граница бассейна; ж осевая зона бассейна; з — антиклинальные зоны； месторождения: и — нефтяные и газонефтяные, к — газовые.
Месторождения： 7 — Драй-Крик; 2 — Голден-Доум; 3 — Кларк, 4 — Форк; 5 — Элк-Бейсин； 6 — Бод- жер-Бейсин; 7 — Саут-Элк-Бейсин; 8 — Франни； 9 — Сейдж-Крик； 10 — Гарленд； / / — Байрон; 12 — Алкали; 13 — Кристал-Крик； 14—Черри; /5 — Мандерсон; 16 — Бонанза; /7 — Хидден-Доум； /8 — Уорленд； 19 — Коттонвуд-Крик： 20 — Стнк-Крнк; 21 — Санд- Крик; 22 — Нейбер; 23 — Лей-Крик; 24 — Уорм-Спрингс; 25 — Гейбо; 26 — Лнтл-Санд-Крик; 27 — Голден-Игл; 28 — Уог： 29 — Гамнльтон- Доум; % Грасс-Крнк; 3/ Дикл. 32 — Литл-Баффало-Бейс ин; 33 — Форбир； 34 — Фичфорк； 35 — Спрингс-Крик; 36 - Фергюссон-Ранч； 37 — Орегон-Бейсин
тивный пласт. Обилие продуктивных пластов обусловило существование месторождений с большим стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности. Так, на месторождении Элк-Бейсин в интервале глубин 300—1600 м нефтегазоносны 11 свит мезозойского и палеозойского возраста, на месторождении Орегон-Бейсин (230—1250 м)— восемь свит.
Месторождение Коттонвуд-Крик (длина 6,4 км, ширина 4 км) содержит на глубине 2000 м типичную литологически экранированную залежь в известняках свиты Фосфория. В карбонатных резервуарах обычно содержатся массивные залежи.
74
Нефтегазоносность бассейна изучена лишь до глубины 2500— 3000 м. Газовые и газонефтяные залежи концентрируются обычно в верхней части продуктивного разреза месторождения. Для попутного газа характерно высокое содержание сероводорода.
Первые нефтяные месторождения (Грейбалл, Гарленд) открыты в 1906—1907 гг. Разведанные запасы нефти составляют 510 млн. т газа — 70 млрд. м5.
Нефтегазоносный бассейн Уинд-Ривер
Межгорная впадина, заключающая одноименный НГБ, расположена между горными сооружениями Уинд-Ривер, Оул-Крик, Суитуотер. На северо-востоке НГБ Уинд-Ривер сочленяется с бассейном Паудер- Ривер через поднятие Каспер.
Бассейн имеет асимметричное строение. Его наиболее прогнутая часть прижата к северному краю впадины. Весь бассейн осложнен системой продольных надвигов различной протяженности и амплитуды. Взброшенные крылья надвигов сопровождаются антиклинальными зонами с отдельными небольшими (4X2 км) брахиантиклиналями, обычно асимметричными, нарушенными сбросами и взбросами. Преднадвиговые зоны представляют собой синклинали (рис. 20).
В строении бассейна принимают участие три разнородных осадочных комплекса: верхний —— наиболее мощный (до 10 км), образованный терригенными отложениями палеогенового и мелового возраста; средний ——юрско-триасовый мощностью до 900 м, терригенный, с большой долей красноцветных пород и пачкой ангидритов (до 70 м) в средней юре； нижний — палеозойский, сложенный терригенно-карбо- натными породами мощностью 650—1260 м. На поднятии Каспер из разреза полностью выпадают кайнозойские, девоне кие, сил урийские и ордовикские отложения.
Нефтегазоносность бассейна Уинд-Ривер охватывает все системы фанерозойских отложений, за исключением девонских и более древних отложений палеозоя. Основные запасы нефти и газа связаны с палеоценовыми, верхнемеловыми, нижнемеловыми и пермскими отложениями.
В бассейне наблюдается довольно хорошо выраженная дифференциация в распределении нефтяных (и газонефтяных) и чисто газовых месторождений. Последние развиты преимущественно в пределах средней части северо-восточной периферии бассейна, т. е. на месте развития максимальных мощностей отложений. Газовые залежи сконцентрированы в основном в эоценовых, палеоценовых и верхнемеловых отложениях (месторождения Мадди-Ридж, Павильон, Пойсон-Крик и др.). Газовые месторождения имеют сравнительно небольшие запасы (до 15 млрд, м3). Залежи газа связаны с литологически и стратиграфически экранированными типами резервуаров.
Нефтяные месторождения размещены вдоль юго-западного и южного бортов бассейна, где они группируются в несколько разобщенных
75
——8N -ds江 BU，HO。江 ocIK9He，HOJHO 二-nAOU，H％N 近 9bдох ! 8N 三HgeyEOM——^ 二江BUBeAJlrMX纟wwou—— ON 」U6」‘OHy 6、 二 6dxJB—— 8EHdx，HOou !z-hHBd&dBBOX ——g 二工 Hdw,JHO0 g-о^-о-'чжгоиi^'^u :du，口HBO’JHg Eolqg江3TTH-yHdx，d©
三 oqHJ6 -关fKd，KRVV I 勺 二ID* ，ННА 0 己qg，1ORU — g ^Ь^ли|нгао^г2ьи ~ -WAOmlMHem SHd 士工9。、 -HHQe ewod 丨-кннзнжоао.паА ，OEBJ 丨 у -^зхкн^о- -кяг^-^so^o^o^s Енн 'W^EO^raxQmrau^t.^^x ное н BolfBadB zdAlHOX 丨 е -пНН9ЖО1О XHHJndall H『odx HHLss=s^ ，06H aKxjghfuewBxj ― X q9HJOdu aHIPJJB。 BHHEdJ p 」TTOO - J 云。odJ в -WJOdomg -HJMMeH g -BH 江азов。 9HH9!rnBd。。 aoHdo」{ G ，VHKK g」H ON 3
-o
什占
虫
*-css.
~nu
g住
b
ареалов зон нефтенакопления, так или иначе связанных с надвиговыми дислокациями. Наиболее протяженный ареал зон Стимбоат-Бьютт- Сейдж-Крик включает не менее 15 нефтяных месторождений, в том числе Ролф-Лейк, Стимбоат-Бьютт, Пайлот-Бьютт и др.
На юго-востоке выделяется ареал, состоящий из двух зон нефте- накопления (и нескольких отдельных месторождений): А^рон-Крик, приуроченной к взброшенной части надвига и насчитывающей более пяти месторождений нефти (Пойсон-Спайдер, Айрон-Крик и др.), и Грайв, расположенной юго-западнее зоны Айрон-Крик вне надвиговой дислокации, также содержащей более пяти нефтяных месторождений (Грайв, Шрейдер-Флэте и др.). На юге бассейна находится ареал зон Бивер-Крик, состоящий из трех зон нефтегазонакопления. Крайние северо-восточная и юго-западная зоны нефтегазонакопления связаны с антиклинальными зонами, размещенными в надвинутых крыльях надвиговых зон.
Между надвиговыми зонами находится антиклинальная зона Санд- Дро, содержащая более пяти нефтяных месторождений (Биг-Санд- Дро, Саут-Биг-Санд-Дро и др.) и одно газовое (Лонг-Крик).
В НГБ Уинд-Ривер выявлено свыше 70 нефтяных место- рождений и 50 газовых со сравнительно небольшими запасами (нефть до 12 млн. т). Нефтяные залежи находятся в интервале глубин 290—— 3370 м, газовые — преимущественно на глубине 1300—2800 м. Нефтегазоносность бассейна была установлена еще в 1884 г., когда на глубине 90 м на месте асфальтового покрова была вскрыта небольшая нефтяная залежь в песчаниках триасового возраста.
Нефтегазоносный бассейн Грин-Ривер
Сравнительно крупный НГБ Грин-Ривер расположен между горными сооружениями Уинд-Ривер и Уинта. Западная граница бассейна образована обширным поясом надвигов и сбросов Вайоминга, восточная часть которого нефтегазоносна и входит в состав бассейна. На востоке бассейн ограничивается аконсервационной зоной на месте меридионально вытянутого свода Роулинс. Южная граница бассейна хорошо выражена лишь на западе, где она проходит по надвигам и сбросам северного склона гор Уинта, на востоке НГБ Грин-Ривер сочленяется на небольшом участке с НГБ Уинта-Пайсенс через небольшое погребенное поднятие, отделяющее впадину Сандуош от впадины Пай- сене. На севере бассейн ограничен надвигами и взбросами южных склонов гор Уинд-Ривер (рис. 21).
Структура бассейна характеризуется сильной расчлененностью. В его пределах выделяются три впадины: на западе впадина Бриджер, на северо-востоке—— Грейт-Дивайд, на востоке—— Уошоки, на юго- востоке一 Сандуош. Впадина Бриджер отделена от впадины Грейт- Дивайд крупным меридионально вытянутым поднятием Рок-Спрингс, в наиболее приподнятой части которого развиты небольшие интрузии.
77
0： 06卜;j叶6匡:步口0： 06卜;j叶6匡:步口百心I牛1囂^^3「. I百心I牛1囂^^3「. IккРис. 21. НГБ Грин-Ривер (/), Ханна-Ларами (//, ///) и Норт-Парк (/V): а — горное обрамление бассейнов； 6 — надвиги, взбросы； е — сбросы; а — аконсервацнонная зона; d — границы бассейнов； е - впадины, прогибы; 4 — Бриджер, Б — Г рейт Дивайд, В — Уошоки, 「一 Сандоуш; ж — своды: Д — Рок-Спрингс, Е — Уамсаттер, Ж — Роулинс; з — зоны нефтегазонакопле- ння; месторождения: и — нефтяные, к — газовые.Месторождения: / — Картер-Крик； 2 - - Уитни- Каньон; 3 — Званстон; 4 Йеллоу-Крик, 5 — Аншуц- Ранч; 6' — Рикман-Крик; 7 — К^ир-Крик; 8— Пейнтер-Резервуар; 9 — Пайнвью; Ю — Эсмхорн; // — Лоджиоул-Крик; /2 — Мена; /3 — Ноунзл; /4 — Биг-Пайн; /5 — Тип-Топ-Чэллоу; 16 — Сэдл-Ркдж; /7 — Норт-Ла-Бардж; 18 — Беч-Крик; 19 — Эмигрант-Спрингс; 20 — Оунел； 21 — Мокса； 22 - Черч- Батс； 23 - Норт- Бакстер-Бейсин; 24— Мидл- Бакстер- Бейсин; 25 ——Cay г- Бакстер- Бейсин; 26— Литл- Уорм- Крик； 27 — Вест-Дезерт-Си ринге; 28 — Плейа; 29 — Дезерт-Крнк; 30 — Арч; 3! — Лост-Солл- жер; 32 — Уэрц； 33 — П1у「ер-Лоаф; 34 Вест-Гайавата; 35 — Гайавата； 36 — b и г-Мадисон-Боу； 37 — Рок-Ривер; 38 Даттон-Крик； 39 — Квнплн; 40 — Канадиан-Ривср； 41 - Баттлшип; 42 - Норт-Мак- КаллемРис. 21. НГБ Грин-Ривер (/), Ханна-Ларами (//, ///) и Норт-Парк (/V): а — горное обрамление бассейнов； 6 — надвиги, взбросы； е — сбросы; а — аконсервацнонная зона; d — границы бассейнов； е - впадины, прогибы; 4 — Бриджер, Б — Г рейт Дивайд, В — Уошоки, 「一 Сандоуш; ж — своды: Д — Рок-Спрингс, Е — Уамсаттер, Ж — Роулинс; з — зоны нефтегазонакопле- ння; месторождения: и — нефтяные, к — газовые.Месторождения: / — Картер-Крик； 2 - - Уитни- Каньон; 3 — Званстон; 4 Йеллоу-Крик, 5 — Аншуц- Ранч; 6' — Рикман-Крик; 7 — К^ир-Крик; 8— Пейнтер-Резервуар; 9 — Пайнвью; Ю — Эсмхорн; // — Лоджиоул-Крик; /2 — Мена; /3 — Ноунзл; /4 — Биг-Пайн; /5 — Тип-Топ-Чэллоу; 16 — Сэдл-Ркдж; /7 — Норт-Ла-Бардж; 18 — Беч-Крик; 19 — Эмигрант-Спрингс; 20 — Оунел； 21 — Мокса； 22 - Черч- Батс； 23 - Норт- Бакстер-Бейсин; 24— Мидл- Бакстер- Бейсин; 25 ——Cay г- Бакстер- Бейсин; 26— Литл- Уорм- Крик； 27 — Вест-Дезерт-Си ринге; 28 — Плейа; 29 — Дезерт-Крнк; 30 — Арч; 3! — Лост-Солл- жер; 32 — Уэрц； 33 — П1у「ер-Лоаф; 34 Вест-Гайавата; 35 — Гайавата； 36 — b и г-Мадисон-Боу； 37 — Рок-Ривер; 38 Даттон-Крик； 39 — Квнплн; 40 — Канадиан-Ривср； 41 - Баттлшип; 42 - Норт-Мак- КаллемгорHIгорHI
0： 06卜;j叶6匡:步口
0： 06卜;j叶6匡:步口
百心I牛1囂^^3「. I
百心I牛1囂^^3「. I
к
к
Рис. 21. НГБ Грин-Ривер (/), Ханна-Ларами (//, ///) и Норт-Парк (/V): а — горное обрамление бассейнов； 6 — надвиги, взбросы； е — сбросы; а — аконсервацнонная зона; d — границы бассейнов； е - впадины, прогибы; 4 — Бриджер, Б — Г рейт Дивайд, В — Уошоки, 「一 Сандоуш; ж — своды: Д — Рок-Спрингс, Е — Уамсаттер, Ж — Роулинс; з — зоны нефтегазонакопле- ння; месторождения: и — нефтяные, к — газовые.
Месторождения: / — Картер-Крик； 2 - - Уитни- Каньон; 3 — Званстон; 4 Йеллоу-Крик, 5 — Аншуц- Ранч; 6' — Рикман-Крик; 7 — К^ир-Крик; 8— Пейнтер-Резервуар; 9 — Пайнвью; Ю — Эсмхорн; // — Лоджиоул-Крик; /2 — Мена; /3 — Ноунзл; /4 — Биг-Пайн; /5 — Тип-Топ-Чэллоу; 16 — Сэдл-Ркдж; /7 — Норт-Ла-Бардж; 18 — Беч-Крик; 19 — Эмигрант-Спрингс; 20 — Оунел； 21 — Мокса； 22 - Черч- Батс； 23 - Норт- Бакстер-Бейсин; 24— Мидл- Бакстер- Бейсин; 25 ——Cay г- Бакстер- Бейсин; 26— Литл- Уорм- Крик； 27 — Вест-Дезерт-Си ринге; 28 — Плейа; 29 — Дезерт-Крнк; 30 — Арч; 3! — Лост-Солл- жер; 32 — Уэрц； 33 — П1у「ер-Лоаф; 34 Вест-Гайавата; 35 — Гайавата； 36 — b и г-Мадисон-Боу； 37 — Рок-Ривер; 38 Даттон-Крик； 39 — Квнплн; 40 — Канадиан-Ривср； 41 - Баттлшип; 42 - Норт-Мак- Каллем
Рис. 21. НГБ Грин-Ривер (/), Ханна-Ларами (//, ///) и Норт-Парк (/V): а — горное обрамление бассейнов； 6 — надвиги, взбросы； е — сбросы; а — аконсервацнонная зона; d — границы бассейнов； е - впадины, прогибы; 4 — Бриджер, Б — Г рейт Дивайд, В — Уошоки, 「一 Сандоуш; ж — своды: Д — Рок-Спрингс, Е — Уамсаттер, Ж — Роулинс; з — зоны нефтегазонакопле- ння; месторождения: и — нефтяные, к — газовые.
Месторождения: / — Картер-Крик； 2 - - Уитни- Каньон; 3 — Званстон; 4 Йеллоу-Крик, 5 — Аншуц- Ранч; 6' — Рикман-Крик; 7 — К^ир-Крик; 8— Пейнтер-Резервуар; 9 — Пайнвью; Ю — Эсмхорн; // — Лоджиоул-Крик; /2 — Мена; /3 — Ноунзл; /4 — Биг-Пайн; /5 — Тип-Топ-Чэллоу; 16 — Сэдл-Ркдж; /7 — Норт-Ла-Бардж; 18 — Беч-Крик; 19 — Эмигрант-Спрингс; 20 — Оунел； 21 — Мокса； 22 - Черч- Батс； 23 - Норт- Бакстер-Бейсин; 24— Мидл- Бакстер- Бейсин; 25 ——Cay г- Бакстер- Бейсин; 26— Литл- Уорм- Крик； 27 — Вест-Дезерт-Си ринге; 28 — Плейа; 29 — Дезерт-Крнк; 30 — Арч; 3! — Лост-Солл- жер; 32 — Уэрц； 33 — П1у「ер-Лоаф; 34 Вест-Гайавата; 35 — Гайавата； 36 — b и г-Мадисон-Боу； 37 — Рок-Ривер; 38 Даттон-Крик； 39 — Квнплн; 40 — Канадиан-Ривср； 41 - Баттлшип; 42 - Норт-Мак- Каллем
гор
HI
гор
HI
Поднятие образовалось в послеэоценовое время. Впадины Грейт- Дивайд и Уошоки разделены седловиной Уамсаттер.
Мощность отложений, выполняющих бассейн, максимально составляет 5700 м, из них на долю палеозойских карбонатно-терригенных отложений приходится 1200 м, на долю мезозойских и палеогеновых 一 4500 м. Меловые и палеогеновые образования представлены терригенными породами, угленосными в разрезе палеоцена. Среди юрских и триасовых преимущественно терригенных пород встречаются известняки, доломиты, а также гипсы и ангидриты.
В бассейне выявлено более 80 нефтяных и 130 газовых месторождений с залежами в отложениях эоцена, палеоцена, мела, юры, триаса, перми, Пенсильвания, миссисипия и кембрия. Для отложений эоценового, палеоценового и мелового возраста характерна повышен-
ная газоносность, для палеозойских — нефтеносность. Большая часть коллекторов нефти и газа представлена песчаниками, причем в палеогеновых и меловых отложениях они часто образуют линзы или песчаные тела различной формы, развитые в зонах выклинивания и несогласного залегания. В юрских и пенсильванских породах продуктивны также известняки.
Доля запасов чисто газовых и конденсатногазовых скоплений в общей сумме запасов углеводородов в бассейне составляет около 30%. Имеются чисто газоносные зоны. Нефтяные и газовые месторождения бассейна наиболее часто связаны с валообразными зонами. Зоны содержат от 3 до 10 месторождений. Во впадине Бриджер прослеживаются две наиболее крупные антиклинальные зоны субмеридионального простирания: Мокса на юге и Биг-Пайн-Ла-Бардж в средней части впадины. Первая ——зона газонакопления (месторождения Эмигрант-Спрингс, Дупел, Мокса и др.), содержит залежи газа в отложениях мелового и палеозойского возраста, во второй —— зоне нефтегазонакопления (месторождения Биг-Пайн, Тип-Топ-Чэллоу, Сэдл- Ридж и др.) — нефть и газ имеются в отложениях палеозойского, мелового и эоценового возраста. В зоне находится наиболее крупное газовое месторождение бассейна — Биг-Пайн (79 млрд, м3)——с залежами в породах эоцена и мела.
На западном крыле поднятия Рок-Спрингс располагается зона газонакопления Бакстер (месторождения Норт-Бакстер-Бейсин, Мидл-Бакстер-Бейсин, Саут-Бакстер-Бейсин и др.).
На стыке поднятия Рок-Спрингс и впадины Грейт-Дивайд находится зона газонакопления Дезерт (Уэст-Дезерт-Спрингс, Плена, Де- зерт-Крик и др.), в которой месторождения газа связаны со структурными носами, террасами. Залежи часто литологически экранированные (песчаные бары) и стратиграфически экранированные, содержатся в отложениях палеоцена и верхнего мела. На южном склоне поднятия Рок-Спрингс выделяются параллельно расположенные антиклинальные зоны, в которых нефтяные и газовые залежи связаны как с антиклинальными поднятиями, так и с зонами выклинивания и несогласного залегания.
Две антиклинальные 'зоны с нефтяными месторождениями находятся во впадине Сандоуш. Нефтеносны песчаники эоцена, палеоцена и верхнего мела.
На крайнем северо-востоке впадины Грейт-Дивайд прослеживается зона нефтенакопления Лост-Солджер, содержащая одноименное наиболее крупное в бассейне месторождение нефти (запасы 22 млн. т). Известные здесь месторождения содержат залежи нефти в верхнемеловых, пенсильванских, миссисипских и кембрийских отложениях. Имеется также несколько небольших зон нефтенакопления, расположенных на севере средней части впадины. Залежи нефти здесь заключены в песчаных линзах с литологически экранированными (палеоген, верхний мел, юра) и стратиграфически экранированными типами ловушек (палеоген).
Помимо перечисленных зон нефтегазонакопления в бассейне известны отдельные месторождения и небольшие группы. В целом площадь зон нефтегазонакопления и структур отдельных месторождений занимает около 50% всей территории бассейна.
Залежи нефти и газа бассейна находятся в интервале глубин 200——3000 м, причем газовые залежи занимают верхнюю часть этого интервала.
Особое положение в бассейне занимает сложно дислоцированный пояс надвигов Вайоминга, в пределах которого открыто более 40 нефтяных и газовых месторождений. Пояс состоит из шести надвиговых зон общей шириной до 100 км и с амплитудой горизонтального перемещения от 50 км на западе до 100 км на востоке. Нефтегазоносны первые с востока четыре надвиговые зоны шириной около 70 км. В 1940—1942 гг. в крайней восточной надвиговой зоне были открыты два нефтяных месторождения, однако из-за малых запасов нефти разработка их вскоре была прекращена. Позднее (с 1970 г.) во второй зоне было открыто 11 месторождений нефти и газа, в третьей зоне 一 одно газовое месторождение. Нефтяные месторождения оказались приуроченными к двум коротким, сложно построенным антиклинальным зонам, каждая из которых содержит по три месторождения: на севере зона нефтенакопления Рикман-Крик с месторождениями Рикман-Крик, Клир-Крик и Пойнтер-Резервуар, на юге зона нефте- накопления Пайнвью с месторождениями Пайнвью, Эмсхорн и Лодж- поул-Крик. Пять газовых месторождений (Картер-Крик, Уитни- Каньон, Эванстон, Йеллоу-Крик, Аншуц-Ранч) приурочены к антиклинальной зоне, расположенной западнее зон нефтенакопления,— & зоне газонак-опления Картер-Аншуц. Месторождения Картер-Крик, Уитни-Каньон содержат 150 млрд, м3 газа и 16 млн. т нефти.
Залежи нефти и газа большей частью находятся в аллохтонной части надвигов, но имеются и в автохтоне (например, на месторождении Уитни-Каньон). Продуктивны песчаники и известняки юрского и пермского возраста, песчаники мелового и известняки триасового, пермского, пенсильванского, девонского и ордовикского возраста на глубине 800—4855 м (месторождения Картер-Крик и Уитни-Каньон).
Запасы НГБ Грин-Ривер в целом составляют 300 млн. т нефти, 460 млрд, м3 газа. Геотермический градиент всего бассейна 25——
Нефтегазоносные бассейны Ханна-Ларами и Норт-Парк
Оба бассейна расположены в краевой восточной части орогена Скалистых гор и вытянуты в субмеридиональном направлении. Более крупный и севернее расположенный бассейн Ханна-Ларами на востоке обрамлен меридионально простирающимся хр. Ларами, на западе — горами Медисин-Боу (на юге) и Сунт-Уотер (на севере); небольшой бассейн Норт-Парк обрамлен на востоке хр. Парк-Рейндж, на западе — Передовым хребтом.
Оба бассейна в отличие от рассмотренных выше характеризуются значительной дислоцированностью слагающих их отложений. В пределах бассейнов развиты достаточно хорошо выраженные антиклинали, часто нарушенные сбросами и ориентированные как в субмеридиональном (преимущественно), так и в субширотном направлении.
Разрезы отложений, выполняющих НГБ Ханна-Ларами и Норт- Парк, близки к разрезам прилегающих бассейнов Уинд-Ривер и Грин- Ривер, но отличаются уменьшенной мощностью палеозойских отложений (до нескольких сот метров) и большой мощностью верхнемеловых образований на западе бассейна Ханна-Ларами.
НГБ Ханна-Ларами характеризуется асимметричным строением. Его восточная часть (Ларами) сформирована отложениями, мощность которых не превышает 3—4 км, а в западной части (Ханна), представляющей собой отходящий на запад залив, мощность мезозойских и кайнозойских отложений превышает 10 км.
В бассейне Ханна-Ларами продуктивны отложения мелового, юрского и пенсильванского (известняки) возраста, в бассейне Норт-Парк —— отложения мела и юры.
В НГБ Ханна-Ларами известно свыше 20 нефтяных и несколько газовых месторождений. Газовые залежи заключены преимущественно в отложениях мела. Месторождения довольно хорошо группируются в короткие антиклинальные зоны. Залежи нефти и газа находятся в интервале глубин 400—2000 м.
В НГБ Норт-Парк выявлено несколько небольших по запасам нефтяных месторождений, связанных с брахиантиклиналями. Залежи нефти расположены на глубине 550—2150 м.
Нефтегазоносный бассейн Уинта-Пайсенс
Расположенный южнее НГБ Грин-Ривер крупный по размерам (350 X 200 км) НГБ Уинта-Пайсенс отделен от первого широтно ориентированным блоком гор Уинта. Южное его обрамление образовано сложно построенной системой поднятий: на западе —— горных сооружений Салт и Сан-Рафаэль, на востоке ——Анкомпагре северо-западного простирания. Западная меридиональная граница бассейна определяется южным продолжением системы надвигов и разрывов Вайоминга бассейна Грин-Ривер (горы Уосатч), восточная — поднятием Уайт-Ривер и сбросами далекого склона поднятия (хребта) Саватч и гор Уинта (рис. 22).
Меридионально вытянутым погребенным поднятием Дуглас-Крик (зона газонакопления), идущим на соединение с внебассейновым поднятием Анкомпагре, рассматриваемый бассейн разделен на две части: западную, большую,— впадина Уинта, и восточную ——впадина Пай- сенс.
Северное крыло впадины Уинта, прилегающее к блоку гор Уинта, крутое, с углами падения слоев до 80°, южное крыло пологое (2——8°), осложнено меридиональным выступом, расположенным на северном про- 81
1yl" A a| 6 «■ » I «1yl" A a| 6 «■ » I «A回A回Puc. 22. НГБ Уинта-Пайсенс:Puc. 22. НГБ Уинта-Пайсенс:a горное обрамление бассейна； 6 — краевые поднятия; в — надвиги； г — сбросы, разрывы; d — внутренние поднятия: А —— Дуглас Крик, В —— Сан-Рафаэль; е —— наиболее прогнутые части бассейна； месторождения: ж — нефтяные, з — газовые.a горное обрамление бассейна； 6 — краевые поднятия; в — надвиги； г — сбросы, разрывы; d — внутренние поднятия: А —— Дуглас Крик, В —— Сан-Рафаэль; е —— наиболее прогнутые части бассейна； месторождения: ж — нефтяные, з — газовые.
1yl" A a| 6 «■ » I «
1yl" A a| 6 «■ » I «
A回
A回
Puc. 22. НГБ Уинта-Пайсенс:
Puc. 22. НГБ Уинта-Пайсенс:
a горное обрамление бассейна； 6 — краевые поднятия; в — надвиги； г — сбросы, разрывы; d — внутренние поднятия: А —— Дуглас Крик, В —— Сан-Рафаэль; е —— наиболее прогнутые части бассейна； месторождения: ж — нефтяные, з — газовые.
a горное обрамление бассейна； 6 — краевые поднятия; в — надвиги； г — сбросы, разрывы; d — внутренние поднятия: А —— Дуглас Крик, В —— Сан-Рафаэль; е —— наиболее прогнутые части бассейна； месторождения: ж — нефтяные, з — газовые.
/—ареал зон Пайсенс; зоны нефтегазонакопления; "—Дуглас-Крик, ///—Блубел, IV — Денфоос- Хиле.
Месторождения: /—Сидар-Рим; 2—Алтамонт; 3—Влу6ел;4 — Рузвельт; 5 — Эшли-Валли; 6 — Бреннан-Ботемс; 7 — Ред-Уош; 8 — Биттер-Крик; 9—Кауфман-Каньон; /0—Чапита-Уэлс; // — Петерс-Пойнт; 12 — Сан-Эрройо; 13 — Вест Уотер； 14 — Бэр-Икс; /5 — Рейнджли; 16 — Норт-Дуглас- Крнк; 17 — Дуглас-Крик; 18 - Твин Бате; 19 — Гамеза; 20 — Бацет； 21 — Дивайд-Крик; 22 — Норт- Вест-Дивайд-Крик; 23 — Унллоу-Крнк; 24—Иквити; 25 — Саут-Пайсенс-Крик； 26 — Пайсенс-Крик; 27 — Уайт-Ривер； 28 — Вилсон-Крнк; 29 — Маудлин-Галч; 30 — Денфоос Хиле; 31 — Норт-Денфоос- Хилс
дол жен и и блока гор Сан-Рафаэль. Максимальное погружение фунда- мента впадины Уинта ——около 13 км—находится в северной ее части. Впадина Пайсенс вытянута в северо-западном направлении, северо- восточное ее крыло крутое, юго-западное более пологое.
Породное выполнение бассейна включает палеозойские отложения, состоящие из толщи конгломератов кембрийского возраста (мощностью около 275 м), карбонатно-терригенных пород миссисипского и пенсильванского возраста (1265 м) и 150-метровой пачки известняков Пенсильвания. Мощность мезозойских отложений изменяется от 4200 до 5100 м, из которых 2400—3000 м составляют меловые угленосные терригенные породы мелового возраста; юрские отложения (мощность до 1330 м) представлены терригенными и карбонатными породами. Для триасовой системы характерны пестроцветные породы (мощность до 800 м).
Палеогеновая система и миоценовый отдел слагаются внизу карбонатно-терригенными породами, вверху — терригенными. Мощность кай- 82
нозойских отложении меняется в широких пределах: на поднятиях они полностью отсутствуют, во впадинах их мощность достигает 6 км. Послепалеозойский разрез изобилует перерывами.
В бассейне Уинта-Пайсенс давно известны поверхностные нефте- проявления, а также крупные скопления различных твердых битумов (озокерит, гильсонит, альбертит), приуроченные к выходящим на поверхность палеогеновым отложениям (свиты Грин-Ривер и Уосатч). Запасы сланцевого масла только свиты Грин-Ривер оцениваются в несколько десятков миллиардов тонн.
Промышленная нефтеносность бассейна установлена еще в 1902 г. Залежи нефти и газа в НГБ Уинта-Пайсенс известны в отложениях эоцена, палеоцена, мела, юры, триаса, перми, Пенсильвания. Большая часть коллекторов представлена песчаниками, причем в отложениях эоценового, мелового и юрского возраста они имеют линзовидное строение. Песчаники подошвы мела часто заполняют эрозионные выемки в рельефе кровли юрских отложений. Продуктивны известняки эоценового и верхнепермского возраста.
Обилие перерывов, линзовидный характер коллекторов, сильное колебание мощности отдельных свит, вплоть до полного выклинивания .в краевых частях бассейна, обусловили значительное развитие в бассейне ловушек литологически экранированного типа. Находящиеся в них скопления нефти иногда объединяются в зоны, соответствующие зонам выклинивания.
Основными и сравнительно хорошо выраженными в бассейне являются следующие зоны и ареалы зон нефтегазонакопления.
В зо丸е нефтенакопления Блубел, расположенной на севере впадины Уинта, нефтяные месторождения Алтамонт, Блубел, Рузвельт, и другие приурочены к структурным носам и террасам, осложняющим бортовую моноклиналь. Исключение составляет месторождение Эшли-Валли, связанное с антиклиналью. Залежи нефти преимущественно литологически экранированные, находятся в отложениях эоцена, позднего мела, в меньшей степени —— Пенсильвания и миссисипия.
Антиклинальная зона нефтенакопления Денфоос-Хилс находится на севере впадины Пайсенс, характеризуется большим стратиграфическим диапазоном нефтеносности (мел, юра, триас, пенсильваний). Среди залежей нефти известны пластовые сводовые и литологически экранированные. В этой зоне расположены месторождения нефти Вилсон- Крик, Маудлин-Галч, Денфоос-Хилс и др.
Ареал зон газонакопления Пайсенс расположен в пределах одно- именной впадины. Месторождения тяготеют к зонам выклинивания на склонах впадины, осложненным структурными носами, террасами, реже замкнутыми поднятиями. В группе месторождений, находящихся на севере впадины (Пайсенс-Крик, Саут-Пайсенс-Крик, Уайт-Ривер), газоносны эоценовые и палеоценовые отложения, в южных месторождениях (Бацет, Дивайд-Крик, Норт-Вест-Дивайд и др.)——верхнемеловые, реже эоценовые. '
Зона газонакопления Дуглас-Крик, содержит 10 газовых месторож-
83
Дений (Драгон-Трейл, Дуглас-Крик, Норт-Дуглас-Крик и др.). Продуктивны преимущественно меловые отложения.
Помимо описанных зон известны две группы газовых месторождений. В одной из них, расположенной на востоке впадины Уинта (месторождения Биттер-Крик, Кауфман-Каньон и др.), газоносны отложения верхнего мела и эоцена. Месторождения второй группы — на юго- востоке впадины (Сан-Эрройо, Вест-Уотер, Бэр-Икс и др.) — содержат залежи литологически экранированного типа. Небольшие группы нефтяных месторождений известны на западе впадины Уинта. На северном погружении поднятия Дуглас-Крик находится наиболее крупное месторождение бассейна ——Рейнджли (запасы нефти 90 млн. т). Размеры его 32 X 12 км. В интервале глубин 150—2000 м выделяются пять продуктивных пластов, заключенных в отложениях мелового, триасового и пенсильванского возраста.
Нефтяные залежи НГБ Уинта-Пайсенс заключены в интервале глубин 800—4000 м, газовые — 800—1700 м, причем 90% всех запасов углеводородов связано с отложениями мела и палеогена.
Нефтегазоносный бассейн Парадокс
НГБ Парадокс занимает северо-восточную краевую часть массива Колорадо. На северо-востоке он обрамляется поднятием Анкомпагре, склон которого, входящий в бассейн, представляет собой сильно нарушенную сбросами моноклиналь (складчато-сбросовый пояс Парадокс). На западе его границей служат поднятия Сан-Рафаэль (на севере) и Серкл-Клиффс (на юге). С юга в бассейн вклинивается поднятие Монумент, которое разделяет южную часть бассейна на две вПадины: западную ——Генри-Маунтин и восточную —— Бландинг. Последняя отделяется от соседнего с юго-востока бассейна Сан-Хуан межбассейновым поднятием Фор-Корнерс (рис. 23).
Бассейн образован мезозойскими и палеозойскими отложениями максимальной мощностью около 6500 м. Обращают на себя внимание отсутствие палеогеновых отложений, малая мощность меловых (300 м), большая мощность соленосных пенсильванских отложений (до 3 км), что отличает этот бассейн от других бассейнов Скалистых гор.
Соленосная толща заключена в среднем отделе пенсильванской системы н выделяется под названием свиты Парадокс. Мощность этой толщи достигает 2500 м, состоит она из мощных пластов ангидритов, каменной соли, доломитов, известняков, аргиллитов. Каменная соль местами представляет собой мощные линзы со структурами облекания в надсолевой толще. Подошва пенсильванских отложений залегает на размытой поверхности нижнемиссисипских пород, структурный план которых отличается от такового надсолевой толщи. Из разреза палеозойских образований нижнего комплекса выпадают верхний и средний отделы миссисипской системы, нижний девон и полностью силурийская и ордовикская системы.
Нефтегазоносность бассейна охватывает отложения миссисипского,
Рис. 23. НГБ Парадокс:
а — горноскладчатое обрамление бассейна; б—сбросы; в — межбассейновое поднятие Фор-Корнерс; г — границы бассейна; месторождения： d ― нефтяные, е 一 газовые.。
Ареалы зон нефтегазонакопления; Л ——Лисбонскнй; 5 ——Бландинский.“。
Месторождения: / — Солт-Уош; 2 — Лисбон; 3 Мак-Инте百р-Каньон; 4 — Грейт-Анет; 5 — Исмей; 6 — Мексикан-Хат； 7 — Дезерт-Крик; 8 — Аках; 9 — Баундари-Бьютт； 10 — Ист-Баундари-Бьютт; / / — Кэч; 12 — Хорсшу-Верде
пенсильванского, пермского и мелового возраста. В первых двух системах коллекторами являются известняки, в частности рифовые. В меловых отложениях известны небольшие газовые залежи в песчаниках и трещиноватых аргиллитах. Пермские породы содержат продуктивные коллекторы как карбонатного, так и терригенного состава.
Основные нефтяные и газовые месторождения сосредоточены в двух ареалах зон нефтегазонакопления — Лисбонском и Бландингском.
Лисбонский ареал зеш, расположенный на моноклинали пояса Парадокс, характеризуется распространением подсолевых антиклинальных присбросовых структур. Залежи нефти и газа заключены в миссисипских и верхнедевонских отложениях. В Лисбонском ареале находятся нефтяные месторождения Лисбон, Солт-Уош, Мак-Интейр- Каньон и др.
Бландингский ареал зо« занимает одноименную впадину. Известные здесь нефтяные месторождения (Грейт-Анет, Исмей, Дезерт-Крик и др.) связаны с выступами известняков —— биогермами и биостромами пенсильванского возраста. Наиболее крупное нефтяное месторождение Грейт-Анет (запасы нефти 50 млн. т) приурочено к антиклинали длиной 17 км, шириной 4,4 км и высотой 40 м. Нефтеносны известняки свиты Парадокс.
На востоке впадины, а также на склоне поднятия Сан-Рафаэль известно несколько газовых месторождений. Всего в бассейне выявлено свыше 50 нефтяных месторождений и более 20 гэзовых.
Нефтегазоносный бассейн Сан-Хуан
НГБ Сан-Хуан известен крупным газовым месторождением Бланко- Месаверде, занимающим северную наиболее прогнутую часть бассейна. Начальные запасы газа месторождения оцениваются в 424 млрд. м3. Бассейн Сан-Хуан занимает сравнительно крупную округлой формы асимметричную впадину (240X160 км), сложенную фанерозойскими породами мощностью свыше 6 км. Крутой северо-восточный и восточный борта бассейна примыкают к поднятию Анкомпагре-Насимьенто, отделяясь от него разломами. На юго-востоке выделяется сбросовая зона Пуэрко. На северо-западе НГБ Сан-Хуан сочленяется с НГБ Парадокс через межбассейновое поднятие Фор~Корнерс. На западе он граничит с бассейном Блэк-Меса через поднятие Зуни-Дифайанс. Юго-западная большая часть бассейна представляет собой моноклиналь (Чако), полого (70——80 м/км) поднимающуюся в сторону выступа фундамента Зуни (рис. 24).
Для всего разреза отложений, слагающих бассейн, характерен преимущественно терригенный состав. Известняки и доломиты известны в меловых, юрских и палеозойских отложениях лишь в виде сравнительно маломощных пачек. Обращает на себя внимание большая мощность палеогеновых и верхнемеловых образований (свыше 4 км). Мощность палеозойских отложений (в их составе отсутствуют ордовик и силур) не превышает 1200 м, триасовых, юрских и нижнемеловых 一 около 1100 м.
Нефтегазоносность бассейна установлена в 1911 г. Она охватывает песчаники верхнего мела, верхней юры и девона, известняки пенсильванского и миссисипского возраста, в разрезе которых выделяется около 15 продуктивных свит. Основные продуктивные толщи бассейна заключены в верхнемеловых отложениях. В бассейне выявлено свыше 80 месторождений нефти и 50 месторождений газа.
Для бассейна характерно развитие литологически экранированных и литологически замкнутых типов залежей. Крупнейшая газовая залежь месторождения Бланко-Месаверде (площадь газоносности 102 X X 54 км2 — 15% площади бассейна) связана с мощной (около 1 км) толщей верхнемеловых песчанО'ГЛинистых пород. Основные газоносные свиты Клифф-Хаус и Пойнт-Лукаут сложены мелко- и среднезернистыми песчаниками. Залежь газа в этих свитах залегает на глубине 1350— 1950 м. Газоносные песчаные горизонты в юго-западном направлении замещаются слабопроницаемыми породами, а на севере и северо-востоке ——глинами.
В других небольших газовых месторождениях залежи содержатся также в пенсильванских и миссисипских отложениях.
В свите Манкос мелового возраста выделяются баровые песчаные накопления Галлап. Они развиты в полосе шириной около 30 км, простирающейся в северо-западном направлении на 200 км. Скопления нефти в барах Галлап выявлены на 11 месторождениях, расположенных по простиранию южного борта бассейна южнее газовой залежи Бланко- Месаверде. Наиболее крупное нефтяное месторождение, залежи кото- 86
R； T? ^^^^ 上便R8 I . ]z 「^^|d
Puc. 24. НГБ Сан-Хуан:
a — разломы; б - поднятия в обрамлении бассейна; в — изогипсы подошвы меловых отложений, м; месторождения: г — нефтяные, д — газовые.
Месторождения: / - Бланко-Мссаверде； 2 — Э^1кели-Галч； 3 — Баркер-Крик, 4 — Ют-Доум； 5 — Хорсшу-Верде； 6 - Раттлсисйк, 7 — Тотах; 8 Ча-Ча; 9 —- Галлягаус; /0 — бнстн; / / — Дэвилс- Форк; /2 Этеро; /3 Хосиег
рого связаны с барами,——Бисти. Нефтенасыщенными являются три бара: Мэри, Хьюэфана и Керзон. Ширина бара Мэри 3 км, длина 48 км, высота 12 м; размеры бара Хьюэфано соответственно 3 км, 38 км, 9,1 м, он находится под первым баром, отделяясь от него глинистым пластом; бар Керзон с размерами 15 км X 1,5 км залегает рядом с баром Хьюэфано. С баровыми песчаниками связаны также залежи нефти месторождений Тотах, Хорсшу-Верде, Таллигаус.
Литологически замкнутые залежи нефти известны в линзах песчаника Дакота (нижний мел) на нескольких небольших нефтяных месторождениях (Солт-Крнк, Баркер-Крик и др.), расположенных на севере и северо-востоке бассейна. На месторождении Раттлснейк антикли- 87
нального строения продуктивны пенсильванские и девонские отложения. На юге бассейна в антиклинали Тадлен (на северо-восточном склоне краевого поднятия Зуни-Дифайнас) выявлено месторождение Диней-Би-Кейя, нефть которого заключена в молодой пластовой интрузии, внедрившейся в пенсильванские известняки. Скопление нефти находится на глубине 975 м.
КРАЕВАЯ ПРМТНХООКЕАНСКАЯ
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ провинция
Нефтегазоносный бассейн Кук-Инлет (зал. Кука)
Бассейн Кук-Инлет располагается на юге Аляски, где он приурочен к межгорной впадине, отчетливо вытянутой в северо-восточном направлении. Длина бассейна достигает 325 км, ширина примерно 100 км. Около 2/3 его площади покрыто водами зал. Кука. Обрамлением бассейна в пределах суши являются горные складчатые сооружения, представляющие области развития интенсивно дислоцированных метаморфических пород мезозоя. На северо-востоке он ограничен горами Талкитна, на юго-востоке — горами Кенай и Чугач (рис. 25).
Фундамент бассейна сформирован метаморфическими толщами перми —нижнего и среднего триаса.
Осадочный чехол включает два структурных этажа, разделенных поверхностью углового несогласия,— мезозойский, смятый в складки и нарушенный многочисленными разрывами, и кайнозойский с меньшей степенью дислоцированности (особенно в южной части бассейна).
Мезозойские отложения начинаются с конгломератов, карбонатнотерригенных туфоносных пород верхнего триаса общей мощностью более 400 м. Юрские отложения представлены преимущественно терригенными породами, угленосными в среднем и верхнем отделе и туфо- носными в нижнем отделе, общая мощность системы более 5 км. Меловые отложения мощностью до 3500 м образованы терригенными породами с большой долей в них грубозернистых пород и известняками неоком- ского возраста.
Нижний этаж участвует в строении синклинория Шелихова — Мата- нуска, на северо-восточном погружении которого в кайнозойское время образовался грабен бассейна зал. Кука.
Кайнозойские отложения мощностью свыше 6 км образованы терригенными породами, угленосными в неогеновой части разреза. Нефтеносны отложения олигоцена и нижнего миоцена, газоносны отложения верхнего и среднего миоцена и плиоцена. В верхнем структурном этаже выделяются многочисленные локальные поднятия ——брахиантиклинали, группирующиеся в линейные зоны северо-восточного простирания, в пределах которых эти поднятия располагаются кулисообразно по отношению друг к другу. Подавляющее большинство их выражено сравнительно пологими асимметричными (с более крутым западным крылом) складками, осложненными разрывами небольшой амплитуды.
рис. 25. НГБ Кук- Инлет (зал. Кука): а — кайнозойская складчатость, метаморфические и изверженные породы горного обрамления бассейна; б— границы бассейна; з ареалы зон нефтегазонакопления: Л — Восточный, £ — Западный； г — зоны нефте- газонакопления; месторождения: d нефтяные и газонефтяные, е — газовые.
Месторождения: / — Кенай; 2 — Макартур-Рнвер; 3 — Мидл-Гранд-Шоал; 4 — Суонсон-Ривер; 5 — Гранит- Пойнт; 6 — Фолс-Крик; 7 — Норт-Форк
Промышленная нефтегазоносность НГБ Кук-Инлет установлена в 1957 г. открытием нефтяного месторождения Суонсон-Ривер с запасами нефти 29 млн. т. Всего в бассейне выявлено более 7 нефтяных и газонефтяных и 15 газовых месторождений, большинство с небольшими запасами нефти и газа. Наиболее крупные нефтяное месторождение Макартур-Ривер (74 млн. т) и газовое Кенай (152 млрд, м3). Месторождения располагаются главным образом в антиклинальных зонах нефтегазонакопления, входящих в состав Западного и Восточного ареалов. Все месторождения заключают залежи в сводовых ловушках, иногда осложненных разрывами. Нефтяные залежи бассейна находятся в интервале глубин 2490—3470 м, газовые—в интервале 1000— 3000 м.
НГБ Лос-Анджелес (рис. 26) ностью. В пределах его, начиная ных месторождений, из которыхНГБ Лос-Анджелес (рис. 26) ностью. В пределах его, начиная ных месторождений, из которыхотличается высокой нефтенасыщен- с 1890 г., выявлено более 90 нефтя- 15 с извлекаемыми запасами более89отличается высокой нефтенасыщен- с 1890 г., выявлено более 90 нефтя- 15 с извлекаемыми запасами более89Нефтегазоносный бассейн Лос-Анджелес
НГБ Лос-Анджелес (рис. 26) ностью. В пределах его, начиная ных месторождений, из которых
НГБ Лос-Анджелес (рис. 26) ностью. В пределах его, начиная ных месторождений, из которых
отличается высокой нефтенасыщен- с 1890 г., выявлено более 90 нефтя- 15 с извлекаемыми запасами более
89
отличается высокой нефтенасыщен- с 1890 г., выявлено более 90 нефтя- 15 с извлекаемыми запасами более
89
1616Сан-ФранцискоСан-ФранцискоIГIГннXXИГИГо.Сан-Мигель о.Санта-Роза^о.Санта-Крус'о.Сан-Мигель о.Санта-Роза^о.Санта-Крус'66Р〃с. 26. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Калифорнии.Складчатость: а ——мезозойская, б — кайнозойская; в——аконсер- вационная зона; а — границы бассейнов.НГБ: / — Ил-Ривер, 〃 …Г рейт- Валли, /// — Сонома-Оринда- Ливермор, /V — Хаф-Мун-Са- линас-Кайама, V ——Санта-Мария, V/ Вентура-Санта-Барбара, VI! — Лос-Анджелес; ПНГБ: VII! — Пойнт-Арена, /X — Бодега, X — шельфа КалифорнииР〃с. 26. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Калифорнии.Складчатость: а ——мезозойская, б — кайнозойская; в——аконсер- вационная зона; а — границы бассейнов.НГБ: / — Ил-Ривер, 〃 …Г рейт- Валли, /// — Сонома-Оринда- Ливермор, /V — Хаф-Мун-Са- линас-Кайама, V ——Санта-Мария, V/ Вентура-Санта-Барбара, VI! — Лос-Анджелес; ПНГБ: VII! — Пойнт-Арена, /X — Бодега, X — шельфа КалифорнииЛос-АндхелесЛос-Андхелес
16
16
Сан-Франциско
Сан-Франциско
IГ
IГ
н
н
X
X
ИГ
ИГ
о.Сан-Мигель о.Санта-Роза^
о.Санта-Крус'
о.Сан-Мигель о.Санта-Роза^
о.Санта-Крус'
6
6
Р〃с. 26. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Калифорнии.
Складчатость: а ——мезозойская, б — кайнозойская; в——аконсер- вационная зона; а — границы бассейнов.
НГБ: / — Ил-Ривер, 〃 …Г рейт- Валли, /// — Сонома-Оринда- Ливермор, /V — Хаф-Мун-Са- линас-Кайама, V ——Санта-Мария, V/ Вентура-Санта-Барбара, VI! — Лос-Анджелес; ПНГБ: VII! — Пойнт-Арена, /X — Бодега, X — шельфа Калифорнии
Р〃с. 26. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Калифорнии.
Складчатость: а ——мезозойская, б — кайнозойская; в——аконсер- вационная зона; а — границы бассейнов.
НГБ: / — Ил-Ривер, 〃 …Г рейт- Валли, /// — Сонома-Оринда- Ливермор, /V — Хаф-Мун-Са- линас-Кайама, V ——Санта-Мария, V/ Вентура-Санта-Барбара, VI! — Лос-Анджелес; ПНГБ: VII! — Пойнт-Арена, /X — Бодега, X — шельфа Калифорнии
Лос-Андхелес
Лос-Андхелес
15 млн. т., в том числе месторождение-гигант Уилмингтон с начальными извлекаемыми запасами нефти 321 млн. т., месторождения Лонг- Бич—120 млн. т, Хантингтон-Бич— 140 млн. т, Санта-Фе-Спрингс — 82 млн. т. Нефтяные месторождения сосредоточены на площади, составляющей около половины площади бассейна.
Границы бассейна определяются разломами, идущими по подножию горных сооружений, обрамляющих бассейн. На севере это горы Санта- Моника и СанТабриель, на востоке — Санта-Ана, на юго-западе — нагорье Палос-Вердес-Хилс (рис. 27).
В строении бассейна участвуют терригенные породы позднемелового, палеогенового, неогенового и антропогенового возраста с максимальной мощностью 14 350 м. Около половины этой мощности приходится на неогеновые (6400 м) и антропогеновые (600 м) отложения. Фундамент бассейна образован метаморфическими породами юрского возраста.
Осадочное выполнение бассейна в среднеплейстоценовое время было смято в систему складок и рассечено рядом продольных сбросов, 90
Рис. 27. НГБ Лос-Анджелес:
а — горные кайнозойские складчатые сооружения; б — аконсервацнонная зона; 6 ——граница бассейна; г — разломы； / — Реймонд, И — Сан-Габриель, /〃一 Инглвуд-Ньюпорт, /V ~ Кристианитос, К —— Уиттьер； d — изогипсы кровли фундамента, км； ареалы зон ([ефтегазонакоплення： е — Северный, ж —
Юго-Западный.
Зоны нефтегазонакопления； Л—Л — Уялмингтон-Хантимгтон-Бич; 5—5 -- Эль-Сегундо; В—В — Ньюпорт- Инглвуд.
Месторождения: / — Торранс и Уилмингтон; 2-- Хантингтон-Бич； 3 — Сил-Бич; 4 — Лонг-Бич; 5 — Домингес; 6 — Плайя-Дель-Рей； 7 Бреа-Олинда; 8 — Монтебелло; 9—Санта-Фе-Cnринге
обычно приуроченных к антиклинальным элементам складок. Последние развиты на северном и южном бортах бассейна, с которыми и связаны все известные в бассейне месторождения нефти.
Нефтегазоносны плиоценовые, миоценовые и верхнемеловые песчаники. Небольшие скопления нефти выявлены в юрских трещиноватых сланцах фундамента (месторождения Уилмингтон, Эль-Сегундо, Плайя- Дель-Рей) и в песчаниках нижнего плейстоцена (месторождение Йорба-Линда).
Месторождения группируются в два ареала зон нефтегазонакопления ——Юго-Западный и Северный, разделенные центральной наиболее прогнутой частью бассейна. В Юго-Западном ареале выделяются три антиклинальные зоны： наиболее крупная по запасам зона Уилмингтон-Хантингтон-Бич, зоны Эль-Сегундо и Ньюпорт-Инглвуд. В первой зоне выделяется значительными запасами нефти месторождение Уилмингтон, приуроченное к антиклинали, расчлененной пятью разрывами меридионального простирания на несколько блоков. В плиоценовых, миоценовых и юрских отложениях в интервале глубин 760—2200 м заключены 37 сводовых залежей. Северо-восточнее протягивается
(под острым углом к первой) зона Иьюпорт-Инглвуд, прижатая к одноименному сбросу, отделяющему наиболее прогнутую часть бассейна от приподнятой юго-западной ступени, где верхний миоцен зале- гает непосредственно на фундаменте. Зона Ньюпорт-Инглвуд протягивается почти через весь бассейн. В ее пределах выявлены 17 нефтяных месторождений, в том числе крупные (запасы нефти свыше 100 млн. т) Лонг-Бич и Хантингтон-Бич. На месторождении Лонг-Бич нефтеносны плиоценовые, миоценовые песчаники и кристаллические сланцы юры в интервале глубин 1560—3064 м, на месторождении Хан- тингтон-Бич нефтеносны те же отложения в интервале 680—-2020 м. Небольшая зона Эль-Сегундо содержит пять месторождений, в том числе газовое Эль-Сегундо с залежью в плиоцене и юре.
В Северном ареале зон отчетливо прослеживается зона Уиттьер, примыкающая с юга к разлому Уиттьер (месторождения Бреа-Олинда, Монтебелло и др.). Южнее располагается менее структурно выраженная зона Санта-Фе-Спрингс с одноименным крупным месторождением. Структура месторождения представляет купол с девятью залежами нефти в плиоценовых и миоценовых отложениях на глубине 900—3045 м. Имеются и другие короткие антиклинальные зоны неф- тенакопления.
Залежи нефти находятся в интервалах глубин 300——3500 м, однако основные выявленные запасы нефти (60%) приурочены к интервалу 1050—1650 м.
НГБ Лос-Анджелес — один из наиболее крупных по плотности разведанных запасов нефти: более 200 тыс. т/км2. Он характеризуется высокими геотермическими градиентами: на востоке бассейна 26—37° С/км, на западе 50° С/км.
Нефтегазоносный бассейн Вентура-Санта-Барбара
НГБ Вентура-Санта-Барбара находится внутри так называемых Поперечных хребтов Калифорнии и ориентирован в широтном направлении (см. рис. 26.). Значительная часть его находится в субаквальной части прол. Санта-Барбара (глубина дна до 450 м), где его западная граница определяется подошвой континентального склона. В остальной части контур бассейна определяется разломами: на севере это сбросы Санта-Инес (запад) и Сан-Габриель (восток) северо-западного простирания, на юге —— сброс Санта-Моника, продолжающийся на запад через острова Санта-Крус и Санта-Роза (рис. 28). Ряд продольных и диагональных разрывов расчленяет тело бассейна на блоки.
Фундамент бассейна образован метаморфическими породами юрского возраста (францисканский метаморфический комплекс). Осадочное выполнение бассейна начинается сравнительно маломощной (1500 м) толщей пород мелового возраста, которые с несогласием перекрываются палеогеновыми отложениями мощностью около 7500 м, из которых более 4000 м приходится на эоценовый ярус. На олиго- 92
Рис. 28. НГБ Вентура-Санта-Барбара:Рис. 28. НГБ Вентура-Санта-Барбара:А — материковая часть (Санта-Барбара); ^ ~н^6^^^pg^^J^acc^Ha^e - разломы； г — изогипсы, а - кайнозойские складчатые горные сооРу^^'? ЯР6. „ _ Оси антиклинальных зон; ареалы зон км, кровли фундамента для Л и кровли _°л^ Z1 место^ждення: з - нефтяные,津一газорь^
Рис. 28. НГБ Вентура-Санта-Барбара:
Рис. 28. НГБ Вентура-Санта-Барбара:
需靠跳泄落壊储^ BRI黑脇:Be%aj4/5 - M。…/一 Куарта; /7 —- Пойнт-Консепшен
ценовых пестроцветных породах с размывом залегает толща кремнистых пород с включением андезитовых и базальтовых лав и туфо- брекчий миоценового возраста. Залегающие выше также с несогласием породы плиоценового и антропогенового возраста имеют мощ- ность свыше 5500 м.
В целом мощность пород, слагающих бассейн, на востоке достигает 17 км. Двумя продольными разломами эта часть бассейна разбита на три блока, из которых центральный (Санта-Клара) наиболее погружен. На западе (прол. Санта-Барбара) бассейн расчленен на небольшие ступенчато погружающиеся блоки.
Осадочное наполнение бассейна дислоцировано в систему часто хорошо выраженных протяженных складок с углами падения крыльев до 60°, осложненных разрывами.
Нефтегазоносность бассейна связана с песчаниками от плейстоцена до верхнего мела. В бассейне выявлено свыше 70 нефтяных и 10 газовых месторождений, большая часть которых (а также по- чти 80% запасов нефти) размещена в пределах прогиба Санта-Клара. Месторождения группируются в два крупных ареала зон нефтегазонакопления —— Восточный (или Вентура) и Западный (или Санта- Клара) . В пределах Восточного ареала наиболее четко прослеживается антиклинальная зона, приуроченная к разлому, отделяющему южный блок от центрального. Зона расположена в приподнятой части южного блока. Она начинается на востоке месторождением Каскенд и завершается на западе месторождением Вест-Монталво, содержит не менее 11 нефтяных месторождений.
В Западном ареале может быть выделена антиклинальная зона, содержащая не менее 12 нефтяных месторождений. Она начинается на востоке месторождением Вентура и заканчивается на западе месторождением Пойнт-Консепшен. Наиболее крупное месторождение зоны и всего бассейна в целом — Вентура (открыто в 1916 г.). Струк- тура его представляет узкую атиклиналь с углами падения крыльев до 60°, сильно рассеченную сбросами и осложненную несогласиями в залегании пород. Нефтеносны песчаники среднего плиоцена, содержащие 15 пластовых сводовых, нарушенных разрывами залежей нефти и газа в интервале глубин 400——4200 м. Запасы нефти месторождения оцениваются в 119 млн. т, в верхней части структуры известны газовые залежи (запасы 62 млрд. м&).
Помимо месторождений, приуроченных к антиклиналям, известны также месторождения нефти, связанные с моноклиналями, подсеченными сбросами или надвигами, с тектоническими экранированными залежами (месторождения Биг-Маунтин, Окснард, Канога-Парк и др.). В южном блоке Восточного ареала зон известно месторождение Конехо, залежь которого заключена в пористых вулканических породах миоценового возраста.
Нефтегазоносный бассейн Санта-Мария
Значительная часть НГБ Санта-Мария приурочена к тихоокен- скому шельфу. Часть бассейна, расположенная на суше, обрамляется с северо-востока и юга элементами Береговых и Поперечных хребтов, непосредственно ограничиваясь узкой аконсервационной зоной, примыкающей к выходам метаморфического комплекса вдоль крупных разломов Санта-Инес и Насимьенто (рис. 29).
Основные запасы нефти выявлены в миоценовых и плиоценовых песчаниках, а также в трещиноватых аргиллитах свиты Монтерей (средний миоцен). Кайнозойские отложения бассейна представлены терригенными породами суммарной мощностью более 7800 м, из которых около 6000 м приходится на неоген. Обращает на себя внимание большая мощность антропогеновых отложений (1350 м). Фундамент бассейна, образованный метаморфическими и изверженными породами (францисканский комплекс), имеет юрский возраст. Длина бассейна 90 км, ширина 50 км.
В бассейне обнаружено около 20 нефтяных месторождений и только одно газовое. Большинство их сосредоточено в Центральном ареале антиклинальных зо兄 нефтегазонакопления. Эти зоны содержат месторождения брахиантиклиналей, в той или иной степени нарушенных разрывами. Основные виды ловушек ——сводовые и экранированные по разрыву. Наибольшими запасами обладали месторождения Оркатт
Рис. 29. НГБ Санта-Мария:
а -—выходы на поверхность метаморфического фундамента; б — аконсервационная зона； в — границы бассейна； г ——разломы； д — схематические изогипсы кровли фундамента, км； е—Центральный ареал зон нефтегазонакопления； ж — нефтяные месторождения: / — Оркатт, ? — Кэт-Каньон, 3—Санта- Мария-Валли. 4 — Ломпок, 5 — Зака
и Кэт-Каньон. На северо-востоке бассейна располагается зона нефтега- зонакопления, структурно выраженная моноклиналью, по восстанию которой коллекторы (песчаники и трещиноватые аргиллиты миоцена —— плиоцена) выклиниваются или срезаются поверхностью несогласия. Самое значительное в бассейне нефтяное месторождение Пойнт-Аргуэлло- Хуэсо (запасы 67 млн. т) открыто в экваториальной части бассейна при глубине моря 120——400 м. Нефть заключена в трещиноватых кремнистых глинах миоцена на глубине 2295—2525 м. Там же открыты месторождения Пойнт-Педерналис, Сан-Мигель и др.
Нефтегазоносный бассейн Хаф-Мун-Салинас-Кайама
Узкий, глубокий и протяженный грабенообразный прогиб Хаф-Мун- Салинас-Кайама (см. рис. 26), заключенный внутри Береговой Кордильеры (Калифорнии), сложен 10-километровой толщей терригенных пород неогенового (около 7 км), палеогенового и позднемелового возраста. Последние подстилаются гранитным комплексом Салиния. Бассейн имеет разломное ограничение. Его северо-восточный край граничит с зоной глубинного разлома Насимьенто.
По простиранию в бассейне прослеживаются три впадины: южная ——Кайама-Карризо, средняя ——Салинас, северная ——Хаф-Мун. Для центральной впаднны Салинас характерна сокращенная мощность отложений. Здесь из разреза выпадают палеогеновые и меловые отложения и неоген мощностью 5100 м залегает непосредственно на кристаллических породах фундамента.
Бассейн сильно дислоцирован и осложнен разрывами, прежде всего продольными, часто с надвиганием севере- восточных крыльев на юго-западные.
В НГБ Хаф-Мун-Салинас-Кайама выявлено 17 сравнительно небольших по запасам нефтяных месторождений. Наиболее крупное месторождение бассейна —— Сан-Ардо с запасами 51 млн. т, находящимися на глубине 646—801 м. Продуктивны песчаники плиоценового, миоценового и эоценового возраста.
Залежи нефти преимущественно пластовые сводовые и тектонически экранированные, в меньшей степени стратиграфически экранированные, находятся на глубине 400——2500 м. Бассейн отличается слабой газонасыщенностью.
Нефтегазоносный бассейн Грейт-Валли
НГБ Грейт-Валли вытянут в субмеридиональном направлении и обрамлен с востока и севера невадийской складчатостью― горст- антиклинорием Сьерра-Невада и горами Кламат. С запада его ограничивает кайнозойское складчатое сооружение ——система Береговых хребтов, выраженная в северо-западном обрамлении бассейна крупными выходами метаморфического комплекса, а в юго-западном — поднятиями Норт-Диабло, Саут-Диабло и Темблор, примыкающими к разлому Сан-Андрес. Бассейн состоит из впадин Сакраменто на севере и Сан-Хоакин на юге и разделяющего их поперечного поднятия Стоктон.
nnaa556622МэрисвиллМэрисвилл寸|寸|СтоктонСтоктонгNгN空空mm曰*曰*Рис. 30. Нефтегазоносная впадина Сан-Хаокин.Горное складчатые сооружен"兄：a - кайнозойские, 6 — мезозойские; в — аконсервахнсннан зона; г — границы НГБ Грейт-Валли; d — разпо- мы; е - изопахиты осадочного чехла, км; ареалы зон нефтегазонакопления： ж ——Юго-Восточный, з Юго Западный, и - Средний — Южный; к —— нефтяные и нефтегазовое месторождения.Месторождения： /—Коа〃ннга; 2 — Кетымен- Хилс； 3 — Белридж; 4 - - Мак-Кнтрнк: 5 — Мн- дуэй Сансет; 6 — Буэна Виста; 7—Элк-Хилс; 8 - Колс Леви; 9 - Керн-Рквер； 10 — Керн- Фронт； 〃 — Маунт-ПосоРис. 30. Нефтегазоносная впадина Сан-Хаокин.Горное складчатые сооружен"兄：a - кайнозойские, 6 — мезозойские; в — аконсервахнсннан зона; г — границы НГБ Грейт-Валли; d — разпо- мы; е - изопахиты осадочного чехла, км; ареалы зон нефтегазонакопления： ж ——Юго-Восточный, з Юго Западный, и - Средний — Южный; к —— нефтяные и нефтегазовое месторождения.Месторождения： /—Коа〃ннга; 2 — Кетымен- Хилс； 3 — Белридж; 4 - - Мак-Кнтрнк: 5 — Мн- дуэй Сансет; 6 — Буэна Виста; 7—Элк-Хилс; 8 - Колс Леви; 9 - Керн-Рквер； 10 — Керн- Фронт； 〃 — Маунт-ПосоСвоАCTOKT。斤СвоАCTOKT。斤ii□Сакраменто□Сакраментоpuc. 31. Карта изопахит продуктивногоpuc. 31. Карта изопахит продуктивного-Мервам「аз吃а實吃七盜ам霭 гаЗонак界ё畧：,各工*乩号_з働ОуМх^в一венд-Мервам「аз吃а實吃七盜ам霭 гаЗонак界ё畧：,各工*乩号_з働ОуМх^в一венд
n
n
a
a
5
5
6
6
2
2
Мэрисвилл
Мэрисвилл
寸|
寸|
Стоктон
Стоктон
г
N
г
N
空
空
m
m
曰*
曰*
Рис. 30. Нефтегазоносная впадина Сан-Хаокин.
Горное складчатые сооружен"兄：a - кайнозойские, 6 — мезозойские; в — аконсервахнсннан зона; г — границы НГБ Грейт-Валли; d — разпо- мы; е - изопахиты осадочного чехла, км; ареалы зон нефтегазонакопления： ж ——Юго-Восточный, з Юго Западный, и - Средний — Южный; к —— нефтяные и нефтегазовое месторождения.
Месторождения： /—Коа〃ннга; 2 — Кетымен- Хилс； 3 — Белридж; 4 - - Мак-Кнтрнк: 5 — Мн- дуэй Сансет; 6 — Буэна Виста; 7—Элк-Хилс; 8 - Колс Леви; 9 - Керн-Рквер； 10 — Керн- Фронт； 〃 — Маунт-Посо
Рис. 30. Нефтегазоносная впадина Сан-Хаокин.
Горное складчатые сооружен"兄：a - кайнозойские, 6 — мезозойские; в — аконсервахнсннан зона; г — границы НГБ Грейт-Валли; d — разпо- мы; е - изопахиты осадочного чехла, км; ареалы зон нефтегазонакопления： ж ——Юго-Восточный, з Юго Западный, и - Средний — Южный; к —— нефтяные и нефтегазовое месторождения.
Месторождения： /—Коа〃ннга; 2 — Кетымен- Хилс； 3 — Белридж; 4 - - Мак-Кнтрнк: 5 — Мн- дуэй Сансет; 6 — Буэна Виста; 7—Элк-Хилс; 8 - Колс Леви; 9 - Керн-Рквер； 10 — Керн- Фронт； 〃 — Маунт-Посо
СвоА
CTOKT。斤
СвоА
CTOKT。斤
i
i
□Сакраменто
□Сакраменто
puc. 31. Карта изопахит продуктивного
puc. 31. Карта изопахит продуктивного
-Мервам「аз吃а實吃七盜ам霭 гаЗонак界ё畧：,各工*乩号_з働ОуМх^в一венд
-Мервам「аз吃а實吃七盜ам霭 гаЗонак界ё畧：,各工*乩号_з働ОуМх^в一венд
В поперечном сечении бассейн асимметричен. Его восточный борт значительно шире и положе, чем западный. Особенно резко указанная асимметрия бассейна выражена во впадине Сан-Хоакин (рис. 30). Здесь восточный борт представлен слабо наклоненной мс“ ноклиналью, местами нарушенной продольными сбросами. Южная и центральная части западного борта впадины являются областью развития крутых линейных складок, сильно нарушенных разрывами.
97
Мощность отложений, выполняющих впадину Сан-Хоакин, возрастает к ее осевой части до 8—10 км, а максимума достигает в южной центриклинальной зоне. В этой впадине на метаморфическом основании залегают породы верхнего мела ——антропогена. Верхнемеловые образования представлены морскими и континентальными фациями, причем мощность верхнемеловых пород во впадине Сан-Хоакин достигает 4500 м и резко сокращается на севере во впадине Сакраменто. Максимальная мощность палеогеновых отложений в бассейне 3 км, неогеновых более 6 км, антропогеновых около 1 км. В целом максимальная мощность всех отложений — свыше 10 км — установлена на крайнем юге бассейна, на севере она сокращается до 7 км. Весь раз- рез представлен чередованием песчаников, глин и аргиллитов.
В бассейне на площади 100X900 км2 выявлено около 120 нефтяных и более 100 газовых месторождений. Газовые месторождения расположены во впадине Сакраменто, приурочены к пологим небольшим куполам и брахиантиклиналям (рис. 31). На западной окраине южной части впадины известно несколько газовых месторождений, образующих линейно вытянутые зоны. Газоносность связана с песчаниками верхнего мела, палеоцена, эоцена, в меньшей степени плиоцена. Наиболее крупное газовое месторождение (запасы 99 млрд, м?)—— Рио-Виста с продуктивной толщей палеоцен-эоценового возраста (шесть залежей) на глубине 1128——2743 м. В целом газовые залежи заключены в интервале глубин 400—3000 м.
Впадина Сан-Хоакин содержит преимущественно нефтяные и газонефтяные месторождения, в том числе такие крупные, как Мидуэй- Сансет (запасы нефти 218 млн. т), Керн-Ривер (200 млн. т), Злк- Хиле (177 млн. т). Еще минимум четыре газонефтяных месторождения имеют запасы нефти от 60 до 100 млн. т каждое (Кеттлмен- Норт-Доум, Коалинга-Ноуз, Буэна-Виста, Коалинга). Нефтяные месторождения группируются в три ареала зон нефтегазонакопления: Юго-Восточный, Юго-Западный и Средний—Южный.
В Юго-Восточном ареале заключено несколько зон преимущественного нефтенакопления, связанных с региональными разрывами —— продольными сбросами северо-западного простирания, осложняющими пологий, моноклинальный восточный борт бассейна. Месторождения содержат залежи в основном в ловушках экранирования по разрыву. Это месторождения: крупнейшее Керн-Ривер, средние Маунт- Посо и Керн-Фронт.
В Юго-Западном ареале бассейна брахиантиклинали становятся более вытянутыми в плане, возрастает наклон их крыльев. Некоторые складки осложнены кроме разрывов еще и поверхностями несогласия. Такова, например, структура одного из старейших в бассейне (открыто в 1901 г.) месторождения Мидуэй-Сансет. Залежи этого месторождения содержатся в сводовых ловушках, приуроченных к трем локальным замкнутым поднятиям на брахиантиклинали, а также в ловушках выклинивания, экранирования поверхностью несогласия и запечатывания асфальтом. Всего на месторождении известно 34 за- 98
лежи нефти. Аналогично строение других основных месторождений ареала — Коалинга, Мак-Китрик, Кимрик и др. В ареале резко преобладают нефтяные месторождения, среди которых кроме месторождения Мидуэй-Сансет к крупнейшим по запасам относится месторождение Коалинга. На севере ареала известны залежи нефти, приуроченные к выклинивающимся по восстанию коллекторам миоценового и палеогенового возраста.
Средний —— Южный ареал объединяет антиклинальные зоны нефтегазонакопления. Месторождения представлены брахиантиклиналями, которые в приосевой части бассейна характеризуются довольно широким пологим сводом, более или менее симметричны, сравнительно слабо осложнены разрывами (месторождения Кеттлмен-Хилс, Колс- Леви, Элк-Хилс и др.). Залежи в месторождениях заключены в сводовых ловушках, иногда нарушенных сбросами, реже в ловушках выклинивания на крыльях складок. В ареале присутствуют нефтяные, газонефтяные и газовые месторождения.
В рассмотренных ареалах зон нефтегазонакопления нефтеносность охватывает неогеновые, палеогеновые, в меньшей степени меловые отложения. В этих системах, по существу, продуктивны все песчаные свиты. Максимальные (свыше 55%) запасы нефти сконцентрированы в миоценовых отложениях, свыше 30% находится в породах плиоценового и плейстоценового возраста. Следует отметить наличие промышленных залежей нефти в свите Туларе плейстоценового возраста (месторождения Мидуэй-Сансет, Керн-Ривер, Белридж).
Залежи нефти месторождений впадины Сан-Хоакин преимущественно пластовые сводовые. В них сконцентрировано 45% доказанных запасов нефти. Около 35% запасов нефти находится в ловушках литологического и стратиграфически экранированного типа и лишь 20% — в тектонически экранированных. Залежи нефти расположены на глубине 200—5640 м.
Отчетливая гетерогенность бассейна, проявляющаяся как в форме структур месторождений, так и в фазовом состоянии скоплений позволяет относить бассейн к латерально-гетерогенным.
АРКТИЧЕСКАЯ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ
ПРОВИНЦИЯ
Северо-Аляскинский нефтегазоносный бассейн
Севере-Аляскинский НГБ образовался на базе Предбрукского (или Колвиллского) прогиба и прилегающей с севера Арктической (Гиперборейской) платформы. Южная его граница проходит через зону надвигов и взбросов, по которым эпиплатформенный горст-антиклинорий хр. Брукса надвинут на 15—20 км на прилегающий Кол- виллский прогиб. Северная граница НГБ следует по подножию континентального склона Арктической платформы (рис. 32).
<? — межбассейновое подня- месторождения: е — нефтя-<? — межбассейновое подня- месторождения: е — нефтя-^^^2 少/刀夕 ^4*^ 6 |»端 Z ［一）d i二］Рис. 32. Северо-Аляскинский НГБ:^^^2 少/刀夕 ^4*^ 6 |»端 Z ［一）d i二］Рис. 32. Северо-Аляскинский НГБ:а — поднятие Тигара; 6эпиплатформенный ороген Брукса； е — надвиг； тие; d ■— схематические изогипсы крован докембрийского фундамента, км; ные, ж — газовые, з — газонефтяные.а — поднятие Тигара; 6эпиплатформенный ороген Брукса； е — надвиг； тие; d ■— схематические изогипсы крован докембрийского фундамента, км; ные, ж — газовые, з — газонефтяные.
<? — межбассейновое подня- месторождения: е — нефтя-
<? — межбассейновое подня- месторождения: е — нефтя-
^^^2 少/刀夕 ^4*^ 6 |»端 Z ［一）d i二］
Рис. 32. Северо-Аляскинский НГБ:
^^^2 少/刀夕 ^4*^ 6 |»端 Z ［一）d i二］
Рис. 32. Северо-Аляскинский НГБ:
а — поднятие Тигара; 6эпиплатформенный ороген Брукса； е — надвиг； тие; d ■— схематические изогипсы крован докембрийского фундамента, км; ные, ж — газовые, з — газонефтяные.
а — поднятие Тигара; 6эпиплатформенный ороген Брукса； е — надвиг； тие; d ■— схематические изогипсы крован докембрийского фундамента, км; ные, ж — газовые, з — газонефтяные.
Ареалы зон нефтетазокакопАенма: А — Мид-Барроу； 5 — Восточно-Умнатскнй; S - Восточно-Колвил- лский.
Месторождения； / ——Барроу； 2 ——Снмнсон-Сипс; 3 — Топагорук； 4 — Каолак; 5 — Мид; 6 — Умалик； 7 — Тнтааук; 8 — Вулф-Крик; 9 — Сквайр-Лейк; 10 — Умиат; Н — Грандстенд; 12 — Ист-Умиат; 13 — Губик; 14 —①нш-Крнк： /5 — Црадхо-Бей; 16 — Кагпнк; /7 — Кемик
В пределах Северной Аляски бассейн образован отложениями кайнозойского, мезозойского и палеозойского возраста.
Разрез палеозойского возраста представлен преимущественно терригенными отложениями мощностью более 8 км в Колвиллском прогибе. Карбонатные породы известны лишь в миссисипских и пенсильванских образованиях. Для ордовикских и нижнедевонских отложений характерна мощная толща аргиллитов. Мезозойские отложения также составлены преимущественно терригенными породами с мощными толщами аргиллитов в юрской и меловой частях разреза. Мощность мезозойских пород более 5 км, главным образом за счет меловых отложений. Породы кайнозоя слагают краевую прибрежную часть бассейна. Они представлены песчано-глинистыми образованиями мощностью до 3 км. Узкий складчатый борт Колвиллского прогиба сформирован системой сильно деформированных антиклиналей, подсеченных взбросами и сложенных мезозойскими породами.
Севернее Колвиллского прогиба структура бассейна представляет собой пологую моноклиналь, поднимающуюся к северу. В районе мыса Барроу моноклиналь осложнена поперечным поднятием Мид- Барроу, где фундамент залегает на глубине около 750 м. Восточнее 100
находится впадина Умнат, западнее ——Чукотская впадина, в которых
фундамент погружается на 5 км.
выявлено более 20 нефтяных ивыявлено более 20 нефтяных иВ бассейне на площади 362 км2В бассейне на площади 362 км2Нефтегазоносность Севере-Аляскинского НГБ приурочена к природным резервуарам палеогенового, мелового, юрского, триасового, пермского, миссисипского и пенсильванского возраста. В меловых отложениях продуктивны сеноиские, туронские, сеноманские, альбские и валанжин-берриасские песчаники, в юрских — базальные песчаники, продуктивны также песчаники верхнего и среднего триаса и пермо- триасовой серии Садлрочит. В пенсильванско-миссисипских отложениях продуктивны известняки. Верхнемеловые отложения преимущественно газоносные.
выявлено более 20 нефтяных и
выявлено более 20 нефтяных и
В бассейне на площади 362 км2
В бассейне на площади 362 км2
газонефтяных и 19 газовых месторождений, которые группируются в три основных ареала зон нефтегазонакопления: Мид-Барроу, Вос- точно-Умиатс^ий и Восточно-Колвиллский. В последнем сосредоточена большая часть месторождений бассейна, в том числе открытых в его субаквальной части (нефтяные месторождения Саг-Дельта, Даг- Айленд, Флаксман-Айленд и др.).
Месторождения бассейна приурочены к пологим брахиантиклина- лям, нарушенным разрывами. Структуры некоторых небольших ме- сторождений связаны с выступами фундамента； залежи нефти литологически или стратиграфически экранированные. Важную роль в образовании скоплений углеводородов играло угловое несогласие в подошве нижнемеловых отложений. С этим несогласием связано образование гигантского по запасам месторождения Прадхо-Бей, расположенного на восточном склоне впадины Умиат (Восточно-Умиат- ский ареал зон). Площадь месторождения 64X32 км2. Структура осадочных пород месторождения до валанжинского яруса включительно отражает пологий выступ фундамента. Залегающие выше меловые и палеогеновь/е породы образуют моноклиналь. На месторождении выделены три стратиграфически экранированные залежи: верхняя ——нефтяная в песчаниках валанжин-берриасского возраста на глубине 2030——2120 м, средняя — основная газонефтяная в песчаниках юры и пермо-триаса на глубине соответственно 2060—2150 и 2430— 2650 м, нижняя — газонефтяная в известняках миссисипского возраста на глубине 2628——3135 м. Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 1,3 млрд, т, газа ——0,7 трлн. м3.
В 1978 г. западнее месторождения Прадхо-Бей открыты месторождения нефти Купарук-Ривер (запасы 160——200 млн. т) и Колвилл- Дельта, а севернее — месторождение Гуидир и др. В 1981 г. выявлены месторождения в субаквальной части бассейна: Эндикотт (запасы 50 млн. т) в 24 км к северо-востоку от Прадхо-Бей и Сил- Айленд (запасы 40 млн. т) в 16 км к северо-западу от Прадхо-Бей. Оба месторождения открыты с искусственных островов.
Нефтегазоносный бассейн Маккензи-Бофорта
НГБ Маккензи-Бофорта расположен в дельте р. Маккензи и прилегающей части моря Бофорта и представляет собой впадину северо- восточного простирания с мощностью выполняющих ее пород до 10 км. Фундамент бассейна раннегерцинский (иннуитский), на юго-востоке он граничит с докембрийским фундаментом, а на юге с ларамийской складчатостью.
На севере, в море, бассейн осложнен крупным поднятием Бофорт. Южная «дельтовая» часть бассейна зародилась на месте рифтов субмеридионального (поперечного) простирания. На суше примерный контур бассейна определяется границей распространения кайнозойских угленосных отложений, мощность которых в дельте р. Маккензи более 2 км. С юго-востока он обрамлен неглубоким залеганием докембрийского фундамента в районе озер Обри, Монуар, Колвилл и др. (северо-западнее Большого Медвежьего озера), на юге граничит с прогибом Мидча не л, на западе ——с хр. Ричардсон.
В бассейне выделяются два структурных этажа: нижний сложен слабодислоцированными домиссисипскими карбонатно-терригенными породами с рифовыми массивами в среднем девоне; верхний этаж образован отложениями миссисипского, пенсильванского, пермского возраста и главным образом (по мощности) терригенными мезозойскими (в основном меловыми) и кайнозойскими отложениями. Мощность верхнего этажа в целом увеличивае i ся в сторону моря от 4 до 7 км.
В структуре верхнего этажа бассейна в северной части дельты р. Маккензи выделяется поднятие, ограниченное с юго-запада и юго- востока небольшими вытянутыми прогибами Маккензи и Кугмалит (рис. 33). Юго-восточнее последнего располагается вал Аклавик, простирающийся от п-ова Тактояктук на юго-запад. Его северо-западное крыло осложнено серией сбросов (зона сбросов Тактояктук) юго-западного простирания. В наиболее приподнятой части вала Ак- лавик (район месторождения Аткинсон-Пойнт) породы докембрийского фундамента непосредственно перекрыты слоями аптского возраста. В прибрежной части моря Бофорта установлен ряд закрытых соляных диапиров (соль миссисипского возраста).
В бассейне установлена нефтегазоносность меловых и палеогеновых песчаников, в меньшей степени неогеновых песчаников и девонских известняков.
В бассейне выделяются ареал зон нефтегазонакопления дельты р. Маккензи, зона нефтегазонакопления Аклавик. Несколько месторождений нефти и газа открыто в море Бофорта севернее дельты р. Маккензи.
Ареал зон нефтегазонакопления дельты р. Маккензи состоит из нескольких валообразных зон нефтегазонакопления северо-западного простирания, объединяющих локальные поднятия. В ареале выявлено свыше 15 месторождений нефти и газа, в том числе крупное газо- 102
•15
м.Нмкольсон
II
[Щ>Н方]6
亞；
曰
卜一冬
Рис. 33. Южная часть НГБ Маккензи-Бофорта：
а - поднятие Ричардсон; 6 прогибы; о - осевая зона вала Аклавик; г — зоны сбросов: / - Такто- Актук, // — Донна-Ривер; d —— поднятия： /// — Тунунук, /Р — Кэш-Крик； месторождения： е ——нефтяные и газонефтяные, ж — газовые н газоконденсатные； з - ареал зон нефтегазонакоплення дельты р. Мак- кензн; и — зона нефтегазонакоплення Аклавик.
Месторождения: / -- Кугпик; 2 — Адго; 3 ——Ниглинтгак; 4 ——Кумак; 5 — Таглу; 6 — Йо-Йо; 7 —— Малик, 8 — Анвик; 9 一 Аткинсон-Пойнт； 10 — Мейогиак; " —Парсонс; /2 - Титалик； /3 一 Иссерк; 14 — Нектора/шк； /5—Копаноар; 16— Укаперк
конденсатное месторождение
залежью в песчаниках палеогена на
Таглу (запасы более 100 млрд, м3)глубине 2465—2545 м и
с
рождение Малик с запасами газа 420 млрд, рождении установлена газогидратная залежь.
В мелководной (до 20 м) прибрежной части
м3. В последнем
место- место-
дельты бурением
месторождений нефти
с
и
насыпных островов обнаружено несколько газа (Адго, Иссерк, Тарсьют, Иссунгнак).
Зона нефтегазонакоплення Аклавик связана с северо-западным склоном одноименного вала. Здесь открыто несколько месторождений.
в том числе газонефтяное месторождение
ми
Аткинсон-Пойнт с запаса- мела, газовое месторожде-
более 50 млн. т в песчаниках нижнего нижнемеловых песчаниках (запасы
также с залежью в
ние Парсонс
82 млрд, м3) и нефтяное месторождение мимо залежи в нижнемеловых песчаниках известна залежь рифовом массиве среднего девона на глубине 2820―2865 м.
Б морской части бассейна при глубине моря до 250 м пять месторождений, в том числе два крупных нефтяных:
Мейогиак, на котором по-
нефти в
открытоКоакоак
103
LXKOl'elgo—u
®
aE
s
」d金豈 —ле.фи^^.0
x邑 eu— ，°HHdu.o
工e№d
QHlmoKHdoK .0
°工工eg 0
9 о
，-1HG0 /<ro-ghcdol.o
Us
ill!
с запасами. 口о 274 млн. т и Копаноар с запасами 247 млн. т с глубиной залежей около 3500 м.
Глубины залегания скоплений нефти и газа в бассейне 1100——3500 м.
Нефтегазоносный бассейн Свердруп
Основной структурный план НГБ Свердруп определяется крупной (500Х1000 км2) глубокой синеклизой Свердруп (островов Королевы Елизаветы) с раннегерцинским фундаментом и характером ее сочленения с расположенным южнее Канадско-Гренландским щитом. Синеклиза протягивается в северо-восточном направлении от о-ва Банкс через о-в Элсмир в море Линкольна на 600 км (рис. 34).
Синеклиза выполнена отложениями от миссисипской системы до палеогена включительно. Миссисипская и пенсильванская системы образованы терригенными породами. В миссисипских отложениях мощностью в несколько сот метров известны соляные толщи. Пермская система в нижнем отделе сложена карбонатными породами с рифогенными образованиями общей мощностью до 500 м. Верхний отдел представлен карбонатно-терригенной толщей мощностью до 700 м. Мощность мезозойских отложений до 8 км, из них на триас приходится 4 км; разрез мезозоя составлен терригенными породами и лишь в верхнем отделе меловой системы появляются карбонатные породы. Для. периферийной части синеклизы характерно обилие перерывов в накоплении осадков. Породы кайнозойского возраста накладываются на узкую северо-восточную окраину бассейна, образуя моноклиналь, погружающуюся на северо-запад в море (Арктическая Прибрежная Равнина).
Соляные толщи миссисипского возраста обусловили развитие в синеклизе Свердруп солянокупольных структур штоковой формы. Выявлено свыше 80 солянокупольных поднятий. Все известные в синеклизе локальные поднятия имеют субмеридиональное направление. В периферийной части синеклизы форма складок гребневидная или сундучная. В целом интенсивность смятия пород увеличивается в восточном направлении. На северо-западе синеклиза обрамляется внутренней (эвгеосинклинальной) зоной иннуитской складчатой системы раннегерцинского образования. Зона сложена преимущественно вулканогенными и терригенными породами ордовикского и силурийского возраста, иногда метаморфизованньгми, и образует большую часть фундамента синеклизы.
С юга и востока синеклиза Свердруп опоясывается внешней (ми- огеосинклинальной) зоной иннуитской складчатой системы. Зона
Рис. 34. НГБ Свердруп.
а ——докембрийский фундамент; 6 ——нижнепалеозойскне отложения; иннуитская складчатость： в — звгеосннклннальная зона, а — многеосннклннальная зона границы： д—бассейна, е — впадина Свердруп; ж ——аконсервационная зона； з ——моноклиналь Арктической прибрежной равнины; месторождения: и — нефтяные и нефтегазовые, к — газовые.
Месторождения: / — Дрейк-Пойнт; 2 — Бент-Хорн; 3 — Уоллис; 4 — Кинг-Кристиан; 5 — Тор; 6 — Кристофер; 7 — Ромулюс; 8 ——Хекла; 9 ——Джексон-Бей； 10 ——Роч-Пойнт； // ——Уайт-Фиш.
Гемнсннек^нзн： ДЛ — Джон-Ланкастер. В — Виктория； Ет — вал Бутия; Вл — ВНГБ Волластон; С — синеклиза Свердруп
сложена преимущественно карбонатными породами нижнего и среднего палеозоя до миссисипской системы. Терригенные угленосные по- РОДЬ1 установлены в верхнем девоне (мощность 1700 м), в среднем девоне (мощность 2000 м) известны рифогенные образования, в ниж- нем девоне среди известняков и аргиллитов встречаются пласты каменной соли. Мощность домиссисипских отложений палеозоя свыше 8 км. Они дислоцированы в систему линейных складок с крутыми крыльями (на юге), иногда опрокинутых. На юге дислоцированные отложения перекрыты пологозалегающими породами среднего Пенсильвания.
Южная краевая часть миогеосинклинальной зоны представляет собой складчатый борт пограничного прогиба, расположенного на стыке герцинид и докембрийской платформы Канады и Гренландии. Докембрийская платформа здесь осложнена двумя гемисинеклизами — Джон-Ланкастер на востоке и Виктория на западе с мощностью нижнепалеозойских и девонских отложений около 3—3,5 км. Снне- клнзы разделены узким горстообразным меридионально вытянутым поднятием Бутия (Корнуоллис) с выходами на юге на поверхность кристаллического фундамента. Погребенное продолжение кряжа By- тия прослеживается на о-ве Амунд-Рингнес, где мощность осадочных отложений синеклизы сокращается до 3 км. Западнее поднятия мощность увеличивается до 9 км (впадина Парри), а восточнее — До 12 км (впадина Элсмир). В ряде мест синеклизы Свердруп на поверхность выходят кристаллические породы фундамента (острова Минто, Веллингтон и др.), что указывает на блоковую структуру синеклизы.
Нефтегазоносность НГБ Свердруп установлена в 1969 г. В настоящее время здесь известно свыше 20 месторождений, из которых 14 газовые. Нефтегазоносны песчаники нижнего мела, нижней и средней юры, верхнего триаса, перми, Пенсильвания и среднего девона. Основной газоносной толщей является свита Хейберг позднетриасового возраста.
Большая часть месторождений находится во впадине архипелага Парри, во впадине Элсмир известны два месторождения нефти — Фос- гейм и Ромулюс, расположенные на северо-востоке, в зоне более резко выраженной складчатости. Наиболее крупные газовые месторождения——Хекла (север о-ва Мелвилл), где продуктивны нижнеюрские и верхнетриасовые песчаники на глубине 950—1067 м (запасы 198 млрд. м3), Дрейк-Пойнт (о-в Мелвилл) с залежами газа в песчаниках средней юры на глубине 1098—1159 м (запасы 142 млрд, м3), Уайт-Фиш (западнее о-ва Лохид) с продуктивными отложениями нижней и средней юры, верхнего триаса на глубине 879一2442 м (запасы до 140 млрд. м3). На месторождении Бент-Хорн (о-в Камерон) нефтеносен среднедевонский риф на глубине 3263 м (запасы нефти 40 млн. т).
Структуры месторождений нефти и газа представлены пологими поднятиями, развившимися, вероятно, над погруженными сводами соляных штоков. Длина структур до 30 км, ширина до 15 км. Глубина
скоплений газа 600—2450 м, нефти — 876—3263 м при глубине моря на месторождениях между островами до 350 м (месторождения Маклин, Скейт и Сиоко).
НГБ Свердруп относится к сложным гетерогенным бассейнам, поскольку в его пределах известны элементы как платформенного, так и эпигеосинклинального образования. Он является аналогом бассейна Мексиканского залива.
ПРИАТЛАНТИЧЕСКАЯ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ
Новошотландский нефтегазоносный бассейн
Новошотландский НГБ расположен на континентальном склоне и осложнен тремя крупными впадинами (с севера на юг): Сейбл на месте одноименного острова, Новошотландской и Джорджес-банка с мощностью отложений, преимущественно палеозойского возраста, до 10 км. Бурением в бассейне выявлены солянокупольные структуры с солью раннесреднеюрского возраста.
Во впади не Сейбл, в 50 км восточнее и примерно на таком же расстоянии юго-западнее о-ва Сейбл открыты газоконденсатнонефтяное месторождение Вест-Сейбл, нефтегазовое Примроуз и газовое Тебо. В первом продуктивны песчаники верхнего мела и палеогена, во втором юрские отложения, а в третьем дельтовые песчаники мелового возраста (см. рис. 2).
Месторождение Вест-Сейбл структурно выражено закрытым соляным диапиром. В 1979 г. в 8 км к востоку от о-ва Сейбл открыто месторождение Венчур, содержащее три конденсатногазовые залежи в песчаниках верхнего мела на глубине более 4267 м. Месторождения во впадине Сейбл образуют небольшой ареал зон нефтегазонакопления. Второй ареал зон нефтегазонакопления выявлен во впадине Жанны д'Арк, расположенной в пределах межбассейнового поднятия Ньюфаундленд. Впадина представляет собой узкий рифт субмеридионального простирания, выполненный осадочными породами мощностью до 12 км. В ареале обнаружено четыре месторождения: Хиберниа, Бен-Невис, Хеброн, Саут-Темпест. Месторождение Хиберниа расположено в 310 км от берега при глубине моря 80一90 м, приурочено к соляному куполу. Нефтеносны песчаники мелового и позднеюрского возраста на глубине 2164——4465 м. Запасы нефти месторождения оцениваются до 270 млн. т. Остальные месторождения газонефтяные, продуктивны меловые и юрские песчаники на глубине до 4553 м (Бен-Невис).
Нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива
НГБ Мексиканского залива — один из крупнейших на земном шаре. Он приурочен к обширной впадине, внутренняя наиболее погруженная 107
область которой покрыта водами Мексиканского залива. Окружающая последний материковая окраина бассейна располагается на территории главным образом США и Мексики, а также очень незначительными
своими частями — на территории Гватемалы, Белиза и Кубы (см. рис. 1).
Юго-западным и южным обрамлением бассейна служат элементы складчато-глыбовой системы Кордильер: на западе — ларамиды зоны Сьерра-Мадре-Ориенталь, на юге, в районе п-ова Юкатан ——субширотное продолжение этой зоны. На юго-востоке граница бассейна выражена крупным разломом, проходящим параллельно восточному побережью п-ова Юкатан и далее к северному побережью о-ва Куба, где бассейн обрамлен Кубинско-Северогаитянским мегантиклинорием кайнозойского возраста. Восточнее о-ва Куба граница бассейна делает резкий изгиб и, поворачивая на северо-запад, следует по Багамскому поднятию, далее на свод Окала во Флориде и затем к юго-западной окраине обнаженной Аппалачской складчатой системы. В северной части бассейн примыкает по резкому структурному седлу к Предаппалач- скому, а по своду Паскола — к Иллинойскому бассейнам, восточнее ограничен склоном антеклизы Озарк. Северо-западная граница бассейна охарактеризована при описании Пермского и Западного Внутреннего бассейнов.
На севере бассейна выделяются краевые прогибы Уошитской и Аппалачской складчатых систем. Крайний западный элемент этой зоны —— выходящий на дневную поверхность предуошитский прогиб Аркома (Арканзасский), а крайний восточный — прогиб Блэк-Уорриор. На значительном протяжении зона краевых прогибов перекрыта наложенной на палеозойские отложения Миссисипской гемисинеклизой, сформированной полого залегающими мезозойскими и кайнозойскими породами. В прогибе Аркома на внутреннем борту осадочные толщи смяты в крутые складки, разбитые разрывами. В этом прогибе мощность палеозойских отложений достигает 9 км. Песчано-аргиллитовая угленосная толща среднего Пенсильвания (до 6 км) покрыта терригенным комплексом верхнего пенсильвания (до 2 км) и подстилается кембрийскими ——нижнепенсильванскими терригенно-карбонатными отложениями.
В прогибе Блэк-Уорриор развиты породы палеозоя общей мощностью до 7,5 км, главным образом (около 3 км) пенсильванского возраста. Миссисипская наложенная гемисинеклиза сформирована терригенными отложениями мела —— палеогена, в основном дельтовыми фациями палео-Миссисипи.
Впадина Мексиканского залива занимает наибольшую часть рассматриваемого бассейна. В плане она имеет округлую форму с диаметром до 1800 км. Основная средняя часть впадины располагается под водами одноименного залива, в котором выделяются зона шельфа, континентальный склон и глубоководная котловина Сигсби, ограниченная крутыми уступами Сигсби, Флорида и Кампече. Континентальная окраина впадины, выделяющаяся в США и Мексике под названием
W ВW ВЛЛ22注:宏д注:宏дgg4'4'88V V 6Л Л yV V 6Л Л y卜"川因川因k三к卜"川因川因k三к卜777卜777
W В
W В
Л
Л
2
2
注:宏д
注:宏д
g
g
4'
4'
8
8
V V 6
Л Л y
V V 6
Л Л y
卜"川因川因k三к
卜"川因川因k三к
卜77
7
卜77
7
Рис. 35. Северная часть НГБ Мексиканского залива.
Складчатость; а докембрийская (Л — выступ Ллано, антеклиза Озарк), б — каледонско-герцинская (片〃 —Аппалачи), в — герцинская (Ма — поднятие Маратон, У — складчатое сооружение Уошито), г — ларамийская； д - аконсервациониая зона; границы бассейна; е со смежными бассейнами, ж с внебассейновыми пространствам и； з— области распространения в Мексиканском заливе соляных диапиров； и — погребенный фронт палеозойских складчатых систем; к — краевые прогибы： Ар — Аркома, /7 — Паррас; л — своды и поднятия: / — Сан-Маркос, 2 — Сабин, 3 -- Монро, 4 — Джексон, 5 — Уиггинс, 6 — Нашвилл, 7 — Паскола, 8 — Тамаулипас. 9 — Коауила, 10 — Эль-Бурро-Пикачос; м — оси прогибов: И Рио-Гранде, 12 — Северо-Луизианского, /3 — Миссисипского, 14 - Миссисипской гемисинеклизы, /5 — Блэк-Уорриор; н — прогибы: 16 — Тайлер, /7 — Сабинас, 18 - Бургос;。一 зоны разломов: /9- Балконес, 20- Люлинг-Дарст-Крик, 21 — Мексиа-Талко, 22— Южно-Арканзасская, 23 — Пикенс-Джильбертаун； п — крупные сбросы: 24 — Сэм - Фордайс-Вандербилт. 25 — Типитайт- батон-Руж; р -- ареалы зон нефтегазонакопления; с — зоны нефтегазонакопления； месторождения: г — газовые и газоконденсатные, у нефтяные и газонефтяные; ф — мезозойский — кайнозойский платформенный чехол над краевыми прогибами палеозоид и на склоне докембрийской платформы； х — изобаты, м; ПРА — Предаппалачский бассейн.。
Ареалы зон нефтегазонакопления； ； — Северного пояса региональных разломов; 〃 — Северный Прибрежный； III — Миссисипский; /V — Сабин-Монро； V — Бургос; V/ ― Аркома; VII — Блэк-Уорриар. Зоны нефтегазонакопления; VIII — Чапмен; /X — Йегуа-Джексон; X — Фрио-Виксберг; X! - Тайлер； XII — Родесса; ХШ — Ист-Тексас.
Месторождения: /' — Кинта; 2'-- Ред-Оук- Норрис; 3'— Малдон： 4' — Мнсьон; 5' - Тревиньо; 6'— Ре 白 носа-Мех яка но
Галф-Кост, входит в состав эпигерцинской Северо-Американекой плиты (рис. 35).
Строение впадины наиболее хорошо изучено в ее северной части (Галф-Кост, США). Здесь герцинское складчатое основание регионально погружается к Мексиканскому заливу. Платформенный осадочный чехол образует в целом обширную и пологую моноклиналь. Структура последней осложнена погребенными поднятиями, прогибами и зонами
региональных разломов. Основные зоны разломов группируются в два пояса — Северный и Южный. Северный состоит из следующих зон региональных разломов: Балконес и Люлинг-Дарст-Крик на северо-западе, Мексиа-Талко на северо-западе и севере, Южно-Арканзасской на севере и Пикенс-Джильбертаун на юго-востоке. Южный пояс также включает ряд зон региональных разломов ——сбросов, из которых наиболее значительные Сэм-Фордайс-Вандербилт в северо-западной части пояса и Типитайт-Батон-Руж ——в средней. Местами разломы в этом поясе замещаются флексурами.
Между Северным и Южным поясами разломов обособляется ряд поднятых и погруженных элементов. Первые представлены (с запада на восток) поднятием Сан-Маркос, сводами Сабин и Монро, поднятиями Джексон и Уиггинс. Самые крупные из них своды Монро и Сабин. Диаметр последнего равен 150 км. Наибольшей вертикальной амплитудой характеризуется поднятие Джексон (около 300 м по подошве нижнего мела).
В северо-западной части Галф-Коста находится прогиб Рио-Гранде, открывающийся на юго-восток в Мексиканский залив. Еще три прогиба——Тайлер (Восточно-Техасский), Северо-Луизианский и Миссисипский — располагаются соответственно западнее свода Сабин, между сводами Сабин и Монро и между сводом Монро и поднятием Уиггинс.
Для Галф-Коста характерно значительное развитие соляных диапиров——штоков с солью, иногда прорывающей весь разрез (рис. 36). Соляные штоки образуют в осадочном чехле округлые или эллиптические в горизонтальном сечении колонны диаметром 0,8—9 км и высотой предположительно до 10 км. В зависимости от степени внедрения штоков в надсоленосный осадочный чехол их своды находятся на различных глубинах (закрытые соляные диапиры) или достигают земной поверхности (открытые диапиры). В кровле штоков присутствует кепрок. В некоторых куполах кепрок, иногда вместе с каменной солью, формирует карнизы («оверхэнги»), нависающие над соляными штоками. В закрытых диапирах отложения, покрывающие кровлю соляного штока, обычно разбиты многочисленными сбросами, которые иногда образуют надсводовые грабены. В шельфовой части Галф-Коста наряду с соляными диапирами установлены и глиняные диапиры.
Строение центральной глубоководной части впадины Мексиканского залива изучено недостаточно. От Галф-Коста на юг мощность осадочного чехла убывает и в котловине Сигсби не превышает 5—6 км, а еще южнее, к Юкатанскому поднятию, она сокращается до 1——3 км. В котловине Сигсби, главным образом около уступа Кампече, геофизическими работами выявлены многочисленные локальные поднятия, большинство которых выражено в рельефе морского дна. Скважина, заложенная на одном из таких поднятий при глубине моря 3572 м, вошла в кепрок, насыщенный нефтью и газом.
Разрез осадочного чехла Галф-Коста наиболее изучен в его северной части. Здесь он начинается красноцветными отложениями предположительно пермского — триасового возраста мощностью около 2 км, 110
ссКонтинентальный склонКонтинентальный склонУступАбиссальнаяСигсби равнина ©УступАбиссальнаяСигсби равнина ©Береговая линия…■ШельфБереговая линия…■ШельфПесчаныелитофанииПесчаныелитофании沁^^^^W1 哽Ен КС一l^^里方吟”沁^^^^W1 哽Ен КС一l^^里方吟”Песчано-Песчано-глинистые литофанииглинистые литофанииГлинистые литофанииГлинистые литофанииЮЗЮЗ-3050-3050В Мексиканский Залив Ур.моря~В Мексиканский Залив Ур.моря~33ККРзРз11ЖЖ-2-2-4-4「車 аха-.е-Орс амент「車 аха-.е-Орс аментПередовой прогибЧиконтепекПередовой прогибЧиконтепек33-6 км-6 км-5 км-5 кмСВСВ77-2-2-3-3-4-4-9150 м-9150 м匝匝Месторождение Ангостура лМесторождение Ангостура л
с
с
Континентальный склон
Континентальный склон
УступАбиссальная
Сигсби равнина ©
УступАбиссальная
Сигсби равнина ©
Береговая линия…
■Шельф
Береговая линия…
■Шельф
Песчаныелитофании
Песчаныелитофании
沁^^^^W1 哽Ен КС一l^^里方吟”
沁^^^^W1 哽Ен КС一l^^里方吟”
Песчано-
Песчано-
глинистые литофании
глинистые литофании
Глинистые литофании
Глинистые литофании
ЮЗ
ЮЗ
-3050
-3050
В Мексиканский Залив Ур.моря~
В Мексиканский Залив Ур.моря~
3
3
К
К
Рз
Рз
1
1
Ж
Ж
-2
-2
-4
-4
「車 аха-.е-Орс амент
「車 аха-.е-Орс амент
Передовой прогиб
Чиконтепек
Передовой прогиб
Чиконтепек
3
3
-6 км
-6 км
-5 км
-5 км
СВ
СВ
7
7
-2
-2
-3
-3
-4
-4
-9150 м
-9150 м
匝
匝
Месторождение Ангостура л
Месторождение Ангостура л
Р〃с. 36. Схематические геологические разрезы НГБ Мексиканского залива.
/ южная часть Галф-Коста; П — шельф н материковый склон (южнее берегов штата Луизиана); HI — впадина Тукснан; /V впадина Веракрус
покрывающими герцинское складчатое основание. Выше залегает толща эвапоритов (200 м), относящаяся скорее всего к верхнему триасу 一 средней юре. Верхняя юра представлена известняками и терригенными образованиями. Общая мощность юрских пород оценивается в 2,5 км. Нижний мел выражен базальной пачкой песчаников, остальная часть мела — преимущественно карбонатными породами. Мощность меловых отложений в северной части Галф-Коста определяется в 29003900 м.
Кайнозойские отложения на западе Галф-Коста представлены преимущественно карбонатными породами, а в остальной его части —— гораздо более мощными терригенными толщами. В области их распространения с севера на юг глинисто-песчаные аллювиальные, дельтовые и лагунные отложения сменяются все более глубоководными морскими, в которых возрастает содержание глин. Максимальная мощность палеогена отмечается в прибрежных районах штата Техас (до 9 км),
неогена ——у побережья (около 8 км), а плейстоцена — южнее побережья штата Луизиана, у внешней окраины шельфа (до 3 км). Общая мощность осадочного чехла возрастает в Галф-Косте к Мексиканскому залнву, достигая наибольших значений (возможно, свыше 15 км) на побережье штата Луизиана и в смежной части шельфа. Южнее, в пределах континентального склона над выявленным геофизическими исследованиями выступом фундамента мощность осадочного чехла значительно сокращается. .
Для Галф-Коста в среднем геотермический градиент равен 25° С/км; с глубины более 2100 м появляются АВПД.
В мексиканской части бассейна выделяется ряд прогибов, поднятий и впадин, протягивающихся перед складчатой системой Сьерра-Мадре- Ориенталь и в общем характерных для пограничных бассейнов.
На северо-западе выделяется узкий краевой прогиб-синклинорий Сабинас северо-западного простирания, осложненный надвигами. С юго- запада прогиб ограничивается поднятием Коауила типа срединного массива, с северо-востока — выступом платформы Эль-Бурро-Пикачос. Юго-восточнее этот выступ продолжается в крупное (длина около 200 км) продольное поднятие краевой части платформы Тамаулипас, вплотную примыкающее к складчатой системе. На северном погружении поднятия Тамаулипас, в ння^ем течении р. Рио-Гранде, находится небольшая впадина (прогиб) Бургос (Рейноза), открывающаяся в залив. Южнее поднятия Тамаулипас вновь появляется краевой прогиб Чиконтепек, ограничивающийся в районе севернее г. Веракрус небольшим поперечным поднятием, южнее которого протягивается краевой прогиб Ангостура. Последний восточнее продолжается до гватемальского предгорья, где он сильно расширяется и известен под названием Чиапас (рис. 37). '
Прогибы Сабинас, Чиконтопек, Ангостура, Чиапас представляют складчатый борт пограничной системы, платформенный борт которой помимо поднятий Эль-Бурро-Пикачос и Тамаулипас осложнен несколькими прогибами (впадинами), открывающимися в Мексиканский залив. Краевой прогиб Чиконтепек переходит на северо-востоке во впадину Тукспан (Тампико), прогиб Ангостура—— во впадину Веракрус —— Сали- на-дель-Истмо. Последняя в средней прибрежной части осложнена поднятием, выраженным в рельефе (высота до 1879 м), и вулканом Сан-Мартин-Тустла. В широтной части южного побережья Мексиканского залива восточная часть впадины Веракрус отделяется от следующей на восток крупной впадины Макуспана-Кампече поднятием блоковой структуры — горстом Внльязрмос, или Реформа, протягивающимся в северо-западном направлении. На востоке впадина Макус- пана-Кампече ограничивается крупным поднятием Юкатан. Значительная часть впадины находится под водами зал. Кампече в пределах шельфа.
Во впадине Тукспан находится крупный замкнутый атолл Фаха-де- Оро, половина которого находится под водой залива. Подобный атолл намечается и во впадине Веракрус на материке. Крупный барьерный 112
-edAIJOJHV I—
obJHd BI-3HE»ewo=nXHd，EQOU ZHOE H odo'BTTIBXEe •OXAHe匚，OHB9G°OUE0dE BHHBTTJKCdoloGW S3H°OH。。
、％7 -хгас-с^с-л— ^^ ^ss/~^^ .-^s^^^ I 'z -^s^a^'OXHSU I J^s^^^ I、笛 3W0U-0匕，3U0X
g
，、z -quadBIHe工 —、g Je」 "dol、？ 一OIHE0q『39 69EHBA」、z -O9W3.LOW
-KHH3v>K0d0IJ3w I K7 -BdAIJOJHV ^2 -BXHd'BJOU——//、 -BHH •a『UOXEHOeeJ39H ZHO
•AhBU ，we>!——s -Bwdoe3d i > "BHeuJAyew - > ^ -OSHOS .qc，BHHUB——-Odo J，exee —-OXAHeu •OHB9G 丨 7 -BHHaruoMEH ，0eEJaIB3H Hozqewdv
•Heu。
,I —9 JAdMBd。ig dhauweFeHeuobiew ( 8 -ZHHTreuq -JeuHBwel -BHLBHTTOU 一 H9U9IHOXHh - -KXX^C--5^raxonro^^H 9H ное weedjeuenh a>HMJHH9AH,OM0WBJEq i 匕g -Z9ujod= Bzqaedy •WJ KHH9hEH090 azHo『- ，azHqqElJO -MaualHOX ，Hh BHHaquoxEHOBJ9.Le9H EXMOCOHrEX - KHdoH
-BgHFBg
OJOMUHBM
•MJMOW q」H qhueh
кенжсИ
риф предполагается в подводной части впадины Макуспана-Кампече и далее на северном и восточном подводных склонах свода Юкатан. С севера и запада к полосе рифогенных известняков примыкает область развития одновозрастных глубоководных предрифовых глинисто-карбо- натных отложений, а с юга и востока ——площадь распространения за- рифовых фаций карбонатно-эвапоритового состава.
Для впадины Салина-дель-Истмо характерны соляные диапиры с неглубокозалегающими сводами. Глубоко погруженные соляные купола предполагаются во впадине Макуспана-Кампече.
Осадочный чехол мексиканской части бассейна отличается от оха- рактери^ованного выше для Галф-Коста следующими основными чертами:
очень незначительной мощностью антропогена (десятки ——сотни метров);
меньшей мощностью неогеновых отложений, сокращающейся до 2——4 км, а на поднятии Тамаулипас —— даже до 0,3 км;
убыванием мощности палеогеновых пород на юг, примерно до 4 км в прогибе Макуспана-Кампече.
Крайняя восточная часть бассейна Мексиканского залива представлена Багамско-Кубинским краевым прогибом. Последний сформировался перед Кубинско-Северогаитянским мегантиклинорием, в месте сочленения последнего с Багамской платформой. На современной суше располагается только внутренний борт этого прогиба.
В НГБ Мексиканского залива расположены все месторождения Мексики и 10 тыс. месторождений США, в том числе более 300 морских. Запасы нефти в бассейне оцениваются в 17,5 млрд, т, газа ——в 14 трлн. м3. В бассейне в пределах территории и акватории находится около 40 из 100 крупнейших по текущим извлекаемым запасам нефти место- р(/ждений США.
Подавляющее большинство месторождений НГБ Мексиканского залива отчетливо группируются в ряд ареалов и зон нефтегазонакопления.
Ареалы зон нефтегазонакопления Блэк-Уорриор и Аркома располагаются в крайней северной части бассейна (рис. 38).
Ареал зон Блэк-Уорриор приурочен к одноименной впадине и объединяет несколько зон нефтегазонакопления, связанных с региональными разрывами и простирающихся параллельно друг другу в юго- восточном направлении. Месторождения приразрывных моноклинальных участков содержат залежи на глубине до 2,5 км в ловушках экранирования по разрыву. Продуктивны песчаники миссисипия. Месторождения незначительные.
Ареал зон Аркома в Предуошитском прогибе заключает тяготеющие к внутреннему борту последнего антиклинальные зоны газонакоп- ления с месторождениями, связанными с линейными брахиантиклина- лиями, часто осложненными разрывами. Залежи находятся в ловушках экранирования по разрыву и сводовых. Залежи сухого газа содержатся в песчаниках Пенсильвания, в меньшей степени миссисипия, нижнего 114
Рис. 38. Ареалы зон нефтегазонакопления Аркома (/) и Блэк-Уорриор (//): а — границы структурных элементов; б -- изогипсы фундамента, км; Уошито-Аппалачская складчатая система: 8 — на дневной поверхности, г — под мезозойскими отложениями (Блэк-Уорриор); месторождения: д — газовые, е — нефтяные.
Месторождения： / —Сентрахома； 2— Квинтон; 3 -- Кннта; 4 Ред-Оук-Норрис; 5 — Пото-Гилмор; 6 — Мэнсфилд; 1 — Бонанза; 8 — Сесил; 9 — Этна; 10 — Уайт-Оук; " — Джерусалем; /2 —■ Ною-Хоуп; 13 ― Эмори; " — Малдон; /5 — Коринн; 16 — Фейетт; /7 — Мабен
девона и силура. Наибольшие газовые запасы установлены на месторождении Ред-Оук-Норрис (около 70 млрд, м3).
Нехарактерное для внутренних бортов краевых прогибов широкое распространение газовых скоплений, безусловно, связано с весьма высокой угленосностью развитых в этом ареале осадочных толщ.
Ареал зон Северного пояса региональных разломов (рис. 39) объединяет ряд зон нефтегазонакопления. Основными в ареале являются зоны Люлинг-Дарст-Крик, Мексиа-Талко, Пикенс и Джильбертаун. В ареале присутствуют нефтяные месторождения с залежами в ловушках экранирования по разрыву и иногда в небольших линзах тектонической трещиноватости. К наиболее значительным в ареале относятся месторождения Мексна, Пауэлл, Пикенс, Джильбертаун, Талко. В последнем запасы нефти составляли 40 млн. т. Основными продуктивными горизонтами ареала служат меловые песчаники, а в его юго-западной части также известняки раннемелового возраста.
Зона нефтенакопления Чапмен находится северо-западнее зон Лю- линг-Дарст-Крик и Мексиа-Талко, вблизи границы с Пермским бассейном. Зона небольшая и объединяет около двадцати небольших, но весьма своеобразных месторождений (Чапмен, Литтон-Спринге, Хил- 6н% и др.), связанных с лакколитообразными интрузиями предкампан- ского возраста. Залежи нефти возникли в обладающих повышенной пористостью и проницаемостью периферийных участках интрузивных тел — линзах выветривания.
-0-0_^^м-1Hl2 一 D^M__^^м-1Hl2 一 D^M_
-0
-0
_^^м-1Hl2 一 D^M_
_^^м-1Hl2 一 D^M_
Солянокупольная зона нефтегазонакопления Тайлер располагается в одноименном прогибе и содержит ряд месторождений, приуроченных к закрытым диапирам, в большинстве случаев с глубоко погруженным соляным ядром. Структура таких месторождений представлена слоями, образующими пологие куполовидные поднятия, разбитые густой сетью преимущественно радиальных разрывов. Наибольшими запасами нефти обладают крупнейшее месторождение Хаукинс (110 млн. т) и месторождение Ван (75 млн. т). В этих месторождениях, как и во всей зоне, нефтегазоносны меловые песчаники.
Ареал зон нефтегазонакопления Сабин-Монро, приуроченный к одноименным сводим, относится к наиболее богатым по запасам нефти и газа. К центра：1ыи>1\1 частям сводов Монро и Сабин отмечается сокращение мощности меловых отложений, выклинивание отдельных их горизонтов или срезание поверхностями несогласия.
В предел!ах ареала зон на сводах Сабин и Монро основными нефтегазоносными горизонтами служат песчаники мелового возраста (в меньшей степени отложения палеогена), а в северной его части ——верхнеюрские ——меловые песчаники и известняки. Ареал включает зоны нефтегазонакопления с месторождениями, приуроченными к куполовидным и брахиантиклинальным складкам. Эти складки представлены двумя разновидностями. Одна нз них ——складки двухэтажного строения. Верхний этаж в них выражен пологим поднятием, а нижний имеет значительно более крутые крылья и срезан поверхностью резкого углового несогласия, расположенной в основании палеогена или внутри верхней части верхнего мела. Залежи нижнего этажа содержатся в ловушках экранирования по поверхности несогласия или в сводово-эрозионных выступах, залежи верхнего этажа ——в сводовых ловушках. Все основ- ные залежи заключены в ловушках нижнего этажа. Таковы, например, структуры одного из значительных месторождений свода Сабин ——среднего по запасам газонефтяного месторождения Каддо-Пайн-Айленд, и двух основных месторождений (газовых) свода Монро — Монро (с запасами до 270 млрд, м3) и Ричленд (215 млрд. м3).
К другой структурной разновидности месторождений данного ареала относятся месторождения, представленные куполовидными и брахиан-
Рис. 39. Нефтегазогеологическая схема Галф-Коста:
а — ареалн зон нефтегазонакопления; 6 ■- зоны нефтегазонакопления; в — изогипсы кровли фундамента, км, месторождения： г нефтяные и газонефтяные, d — i азовые и газоконденсатные.
Ареалы зон： / - - Северного пояса региональных разломов； // — Северный Прибрежный; III — Мнс- сисипский; IV ——Сабин-Монро,
Зонь【нефтегазонакопления: V — Иегуа-Джексон; VI — Фрио-Виксберг； I/〃 一 Тайлер； VIII •— Родесса； /X - Ист-Тексас.
Месторождения： / — Люлин! -Браньон; 2 — Мексна; 3 — Пауэлл； 4 Талко; 5 — Пикенс; 6 — Джиль- бертаун； 7—Тннслм; 8 —Джексон; 9 — Ван; 10 — Хаукинс; И — Ист-Тексас; /2 — Родесса; /3— Картндж; 14 — Каддо-Пайи-Айленд； /5 — Слайго; /5а ——Баском-Гринвуд; /56 — Бетани; /6 ——Хоакин; /7 Коттон-Валли； !8 — Хейнсвилл; /9 — Магнолиа； 20—Шулер; 2/ — Смаковер; 22—Лисбон； 23 — Монро; 24 — Ричленд; 25 — Дэли Биг-Крик; 26 — Крэнфилд; 27 — Лейк Сент-Джон; 28 — Джей; 29 — Саут-Пасс, блок 24; 30 — Саут-Пасс, блок 27； 3/ — Делта-Вест, блок 30; 32 — Саут-Тнмбальер; 33 Бей-Мерчанд; 34 — Тнмбапьер; 35 — Кейлу-Айленд; 36—Ле它к-Варр; 37 — Лафитт; 38—Анс- ля-Бьютт; 39 — Уикс-Айленд; 40—Юджин-Айленд; 41 — Шип-Шоал； 42—Дженнингс; 43— Вест- Типитайт； 44 — Креол; 45 — Спиндлтоп; 46— Амелиа； 47 -*~ Сур-Лейк; 48 — Барберс-Хилл; 49 — Конро； 50 Хамбл； 5/ — Гус-Крик; 52 — Уэбстер； 53— Гастингс; 54 — Томпсон； 55 — Кейти; 56—Олд- Оушен; 57 - Гаверямент-Уэллс; 58 — Армстронг; 59 — ВестРанч; 6。一Том-О'Кон нор-Грета ； 6/ — Рефухьо; 62—Arya-Дале-Страттон; 63 — Силлингсон
тиклинальными складками, в разрезе которых не отмечается резких угловых несогласий. Примерами таких месторождений являются находящиеся на своде Сабин крупнейшее газовое месторождение Картидж, значительные конденсатногазовое месторождение Бетани и газовое Баском-Гринвуд. Залежи содержатся главным образом в сводовых, а также в сводово-выклинивающихся и линзовидных ловушках.
Кроме уже названных основных месторождений ареала на сводах Сабин и Монро, в его северной части можно отметить нефтяные месторождения Смаковер, Коттон-Валли, Шулер и Магнолиа. В первом из них запасы превышают 70 млн. т.
Зона нефтегазонакопления Родесса размещается на северо-западном склоне свода Сабин. Месторождения зоны приурочены к протяженному разрыву. Самое крупное месторождение Родесса (53X7 км2) содержит залежь нефти и газа в ловушке экранирования по разрыву, частично выклинивающейся. Продуктивны в зоне породы нижнего мела.
Месторождение Ист-Тексас открыто в 1930 г. в зоне нефтегазонакопления Кст-Тексас, приуроченной к моноклинали, срезанной поверхностью углового несогласия на западном склоне свода Сабин. Огромная залежь (65X8 км2) находится в ловушке экранирования по поверхности несогласия в нижнемеловых песчаниках Вудбайн. Запасы нефти месторождения составляли 750—800 млн. т.
Миссисипский ареал солянокупольных зон нефтегазонакопления находится в одноименном прогибе. Зоны ареала объединяют месторождения пологих куполовидных поднятий с глубоко погруженным соляным штоком. Залежи заключены в сводовых ловушках в песчаниках мела и палеогена. Из месторождений ареала можно указать нефтяное месторождение Крэнфилд и газонефтяное Лейк-Сент-Джон.
Один из крупнейших в бассейне ареалов зон нефтегазонакопления — Северный Прибрежный. Протягивается он от г. Хьюстон на западе до г. Новый Орлеан на востоке в пределах южных районов штатов Луизиана и Техас, включая шельф Мексиканского залива.
В ареале характерными и резко преобладающими являются месторождения, связанные с открытыми и закрытыми соляными диапирами. Типичны ловушки экранирования ядром диапира (часто под «оверхэн- fdm》)， по поверхности несогласия и по разрыву, а также ловушки линзовидные (в кепроке), сводовые (нередко разбитые на блоки) и выклинивающиеся. Месторождения соляных диапиров группируются в зоны, которые либо протягиваются вдоль широко распространенных разрывов и флексур, либо образуют дугообразные цепочки, приуроченные к участкам уменьшенной нагрузки на соленосную толщу.
В рассматриваемом ареале открыто более 1000 месторождений, приуроченных к соляным диапирам. Из них примерно 30 (в основном морских) входят в сотню крупнейших по запасам нефти месторождений США.
В ареале установлена широкая промышленная нефтегазоносность отложений эоцена — антропогена, а с глубины 6 км получена нефть из пород верхнего мела. Нефтегазоносные горизонты ареала представлены 118
песчаниками. Отложения плейстоцена продуктивны в узкой полосе западного побережья штата Луизиана и на смежном шельфе, плиоцена —в прибрежной части штата Луизиана и на примыкающем щельфе, миоцена ——олигоцена ——в этих же областях. Из пород эоцена нефть и газ получены во многих районах по всей площади ареала.
По начальным извлекаемым запасам нефти наиболее крупными в ареале являются месторождения Шип-Шоал (116 млн. т), Гастингс (91 млн. т), Конро (91 млн. т), Бей-Мерчанд и Уэбстер (по 90 млн. т), Томпсон (63 млн. т). По запасам газа на первом месте стоит месторождение Олд-Оушен (140 млрд, м3), затем идут Бастиан-Бей и Байо- Сейл (по 100 млрд, м3).
Характерно для ареала чрезвычайно широкое распространение конденсатногазовых скоплений.
Кроме месторождений, приуроченных к открытым и закрытым диапирам, в ареале присутствуют месторождения «остаточных» поднятий и приразрывных пологих складок. Первые фиксируются как относительно поднятые элементы, окруженные кольцевыми синклиналями — участками интенсивного оттока соли в смежные растущие купола. Примером таких месторождений служит крупнейшее конденсатногазовое месторождение Кейти, выраженное округлым пологим куполом, не нарушенным разрывами, и заключающее шесть продуктивных горизонтов в разрезе эоцена. К месторождениям приразрывных складок относятся месторождения Вест-Типитайт в штате Луизиана и Амелиа в штате Техас. Структурно они выражены брахиантиклиналями около сбросов, возникших над глубоко залегающими соляными штоками.
Зоны нефтегазонакопления Иегуа-Джексон и Фрио-Виксберг размещаются юго-западнее г. Хьюстон, простираясь параллельно друг другу на северо-восток. Зона Иегуа-Джексон является внешней и представлена зоной выклинивания на северо-запад по восстанию слоев моноклинали Галф-Кост песчаных коллекторов эоценового возраста. В зоне резко преобладают выклинивающиеся нефтегазоносные ловушки. Наиболее значительны месторождения Гавернмент-Уэллс и Армстронг.
Гораздо более богата нефтью и газом зона Фрио-Виксберг. Местоположение этой зоны, как и зоны Иегуа-Джексон, совпадает с полосой выклинивания песчаных колекторов (в данном случае олигоценовых) на северо-запад.
Зоны выклинивания коллекторов по восстанию слоев, или тренды, прослеживаются в отложениях мелового, эоценового, олигоценового, миоценового (три тренда), плиоценового и плейстоценового возраста. Всего выделяют 12 трендов, поеледовательно спускающихся с севера (мел) на юг (плейстоцен). Выявленный недавно верхнемеловой тренд Тускалуса протягивается на 200 км при ширине 20 км и глубине нахождения 4880——6700 м. Пластовые давления в тренде 46——112 МПа при температуре 100——238° С. С трендом связаны конденсатногазовые месторождения Фолс-Ривер, Джауж-Ридж, Риголетте и др. Аккумуляция нефти и газа в трендах обусловлена не только литологически экранированными ловушками, но и развитием в их пределах брахианти-
клинальных поднятий. Помимо газовых месторождений, в меловом и в более молодых трендах открыты нефтяные месторождения, в том числе крупное Том-О,Коннор-Грета с запасами нефти 116 млн. т.
В распределении однофазных залежей в зоне отчетливо выражена вертикальная зональность. Газовые залежи сосредоточены на глубине А。1 км, а также на глубине свыше 4,5 км. Максимальное количество нефтяных залежей установлено в интервале 1一3 км, однако при зтом они распространяются в разрезе бассейна до глубин, превышающих 7 км.
В западной и южной частях бассейна выделяются (с севера на юг) следующие ареалы зон нефтегазонакопления.
Ареал зон нефтегазонакопления Бургос (Северо-Восточный) располагается в низовьях р. Рио-Гранде на территории Мексики и США. Он включает ряд примерно параллельных линейных зон локальных платформенных поднятий. Зоны характеризуются субмеридиональным простиранием, которое к югу переходит в юго-восточное. Месторожде- ния приурочены к пологим складкам, в которых мощность многих горизонтов уменьшается или они выклиниваются. Продуктивные гори- зонтн слагаются песчаниками, в западных зонах главным образом эоценовыми, в средних — олигоценовыми и в восточных 一 миоценовыми.
Залежи содержатся в сводовых и выклинивающихся ловушках. Га- зовне и газоконденсатные месторождения значительно преобладают над нефтяными. В ареале можно выделить газоконденсатное месторождение Мисьон, нефтегазовые месторождения Тревиньо и Рейноса-Мехикано. Последнее по запасам газа (105 млрд, м3) являлось крупнейшим.
Ареал зон нефтегазонакопления Сабинас расположен в одноименной впадине (см. рис. 35). В ареале обнаружено свыше 10 преимущественно газовых месторождений с залежами, заключенными в юрских и меловых трещиноватых доломитах и в песчаниках палеоценового возраста на глубине 2—4 км.
Ареал зон нефтегазонакопления Эбано-Пануко ——старейший нефтедобывающий район Мексики. Первые притоки нефти здесь были получены на месторождении Эбано-Чапакао в 1901 г.
Ареал приурочен к южной части поднятия Тамаулипас. Месторождения выражены очень пологими, округлыми или слабоудлиненными складками, иногда достигающими значительных размеров. Залежи содержатся в сводовых ловушках. Нефтеносны известняки главным образом альбского и сеноманского ярусов и в незначительной степени верхнеюрские.
В ареале находятся крупнейшее месторождение Пануко (запасы до 180 млн. т) и среднее Тамаулипас (25—30 млн. т).
Восточнее этого ареала в море открыто крупнейшее нефтяное месторождение Аренкью с запасами до 140 млн. т. Оно представлено поднятием, осложненным разрывом. Залежи обнаружены в известняках верхней юры в ловушках экранирования по разрыву, выклинивающихся и сводовых.
Ареал зон нефтегазонакопления Фаха-де-Оро (Золотого пояса)
Рис. 40. Ареалы зон и зоны нефтегазонакопления Восточной Мексики:
а -- ареалы зон нефтегазонакопления; 6 — зоны нефтегазонакопления； месторождения: а — нефтяные, г — газовые.
Ареалы зон нефтегазонакопления: Л — Эбано- Пануко; Б — Фаха-де-Оро.
Зоны нефтегазонакопления: / — Поса-Рнко； II — Основная; /// — Внешняя; /V — Внутренняя.
Месторождения: / —Баркадон; 2—Тамаулипас; 3 — Эбано-Чапакао; 4 — Пануко; 5 Аренкью; 6 — Микуэтла； 7 — Поса-Рика; 8 •— Сан-Андрес; 9 — Наранхос-Серро-Азуль, 10 — Санта-Агеда; // — Исла-де-Лобос; /2 — Атун
помещается в прогибе Тукспан и связан с крупным погребенным атоллом длиной около 200 км и шириной до 70 км. В плане он образует вытянутый в субмеридиональном направлении эллипс, восточная половина которого находится в Мексиканском заливе. В ареале имеются три зоны нефтегазонакопления. Основная зона распространяется на протяжении всего атолла, а две Значительно меньшие ——Внешняя 〃 Внутренняя ——располагаются на северо-западе ареала, где они простираются параллельно основной зоне (рис. 40). Месторождения связаны с рифовыми массивами, высота которых в Основной зоне достигает 1 км. Ловушками служат биогенные выступы, сложенные известняками свиты Эль-Абра (альб —сеноман). Подчиненное значение имеют продуктивные горизонты палеогена. Ареал является одним из самых богатых нефтью районов Мексики. Основная зона нефтегазонакопления содержит резко преобладающую долю нефтяных запасов ареала и все наиболее значительные его месторождения: крупнейшее нефтяное месторождение Наранхос-Серро-Азуль (запасы 164 млн. т), средние — Санта- Агеда, Исла-де-Лобос, Атун и др. Последние два месторождения морские.
Зона нефтегазонакопления Поса-Рика объединяет группу линейно расположенных платформенных поднятий и протягивается параллельно юго-западной части ареала Фаха-де-Оро. В пределах зоны Поса-Рика основной продуктивный горизонт ——среднемеловые известняки свиты Тамабра ——характеризуется значительной изменчивостью состава и коллекторских свойств. Поэтому в месторождениях, приуроченных к локальным пологим поднятиям, кроме залежей, заключенных в сводовых ловушках, иногда осложненных размывом, встречаются залежи в
ловушках, выклинивающихся на крыльях этих поднятий или в их наи- более поднятой части. Именно такова основная залежь месторождения Поса-Рика ——крупнейшего месторождения зоны, в котором запасы нефти составляли 145 млн. т, газа — 35 млрд. м3. Среди других месторождений зоны наибольшими являются нефтяные месторождения Сан- Андрес, Микуэтла и Эль-Альясго. Кроме меловых пород нефть содержится также в верхнеюрских известняках. В последних наряду со сводовыми ловушками встречаются ловушки эрозионных выступов.
Западнее ареала зон Фаха-де-Оро перед фронтом ларамид Сьер- ра-Мадре-Ориенталь располагается крупная зона нефтенакопления Чиконтепек. Зона состоит из трех глубоких эрозионных впадин (палеоканьонов) :Чиконтепек, наиболее крупная, с выявленной нефтегазоносностью; меньших размеров Белухо-Ла Маха (севернее Чиконтепека) и Наутла-Айотоско. Обе последние впадины выявлены геофизическими исследованиями, нефтеносность их предполагается. Чиконтепекское месторождение содержит нефть в линзовидных пластах песчаников эоценового возраста мощностью 2 км. Эоцен выполняет эрозионную впадину длиной 120 км и шириной 15——25 км, выработанную в палеоценовых, меловых и юрских преимущественно карбонатных отложениях. Общие запасы нефти оцениваются в 15 млрд, т, извлекаемые 2,4 млрд, т, запасы газа 1,1 трлн. м3. Для разработки месторождения проектируется бурение 16 000 скважин при суточном дебите их 7—8 т.
Зона нефтегазонакопления Ангостура помещается в полосе передовых складок Сьерра-Мадре-Ориенталь, примыкающей к прогибу Веракрус. В зоне выявлено свыше 10 в основном нефтяных месторождений, приуроченных к линейным брахиантиклиналям, осложненным продольными разрывами.
Нефтегазоносны главным образом известняки апта ——турона, а также трещиноватые мергели эоцена. Месторождения зоны невелики.
В ареале зон нефтегазонакопления Салина-дель-Истмо открытые месторождения приурочены к соляным куполам и брахиантиклиналям с неглубоко залегающим ядром соли. Залежи заключены в ловушках экранирования по разрыву или самим соляным ядром. Небольшие нефтяные залежи содержатся также в линзовидных ловушках кепрока.
Продуктивны песчаники миоцена и олигоцена. Среди открытых месторождений (свыше 15) выделяется по запасам (более 115 млн. т) нефтяное месторождение Огаррио, расположенное в 35 км южнее г. Санчес-Магальянес. Несколько месторождений открыто в субакваль- ной части ареала (Рабон-Гранде, Санта-Ана и др.).
Ареал зон нефтегазонакопления Реформа приурочен к поперечному поднятию. Последнее осложнено рядом пологих поднятий, вытянутых преимущественно в северо-западном направлении и осложненных в различной степени соляной тектоникой. В ареале находится одно из самых крупных нефтяных месторождений Мексики — Бермудес с запасами нефти 900 млн. т и газа — 500 млрд. м3. Здесь находятся две крупные зоны нефтегазонакопления: зона Карденас-Мора в составе месторождений Текомиокан, Тепеум, Ялоте и др. и зона Хухо, включающая 122
месторождения Ситио-Гранде, Кактус, Ирис, Гиральдас, Феникс и др. Запасы нефти последней зоны составляют 200—300 млн. т. Всего в ареале зон известно более 30 месторождений. Продуктивны меловые и юрские известняки на глубине свыше 4 км.
Ареал зон нефтегазонакопления Чиапас связан с одноименной предгорной складчатой системой и на востоке заходит в северную часть Гватемалы. Здесь выделяется крупная по запасам зона, объединяющая конденсатногазовые месторождения Колано, Синуапа и недавно выявленные месторождения Муспак и Никапа (район Симоховел). В гватемальской части бассейна давно известны месторождения нефти Ру- бельсанто и Тортугас, структуры которых осложнены соляными массивами. Продуктивны миоценовые и меловые отложения.
Ареалы зон нефтегазонакопления впадины Макуспана-Кампече располагаются на юго-западе в материковой части (Макуспана) и на севере на шельфе (банка Кампече). В Макуспанском ареале известно свыше 20 месторождений газа и нефти, среди которых выделяется по запасам газа (138 млрд, м3) месторождение Хосе-Коломо. Запасы нефти месторождений небольшие. Продуктивны миоценовые и верхнеюрские песчаники. Наибольшие запасы нефти сконцентрированы в зал. Кампече. Здесь установлена промышленная нефтегазоносность доломитов нижнего палеоцена, верхнего мела и юры, в частности на месторождениях Кантарель, Чак, Акал, Нахок, которые дают половину всей добычи нефти в Мексике.
Севера-Кубинская зона нефтегазонакопления располагается в пределах северного побережья о-ва Куба и прилегающей с севера Багамской платформы, погруженной под воды океана. Зона имеет длину до 1000 км, ширину 100——150 км. Горное эвгеосинклинальное обрамление ларамийского возраста надвинуто на складчатый (миогеосинклиналь- ный) борт с амплитудой перемещения в несколько десятков километров. Последний дислоцирован в систему сравнительно узких изоклинальных складок. Складчатый борт прогиба поперечными разломами расчленен на несколько блоков, из которых наиболее приподнятые Пинор на западе и Романо в центре. С платформенным склоном складчатый борт сочленен через разлом.
Фундамент прогиба образован кристаллическими и метаморфическими породами доюрского возраста. Мощность юрских и меловых отложений складчатого борта до 8 км. Породы юрского возраста до келловея включительно преимущественно терригенные, выше (Оксфорд —— неоком) терригенно-карбонатные. Апт-альбские отложения образованы терригенно-карбонатно-кремнистыми породами, сеноман-сантонские — карбонатными. Для неокома и низов верхнего мела характерно развитие рифовых построек, образующих барьерный риф. В пределах платформенного склона юрские и меловые отложения представлены преимущественно известняками, доломитами, реже ангидритами, общей мощностью свыше 5 км.
Кампан и низы нижнего эоцена сложены карбонатно-терригенными породами и представляют орогенный комплекс пород. Они сменяются 123
мощной толщей (до 3,5 км) терригенно-карбонатных пород от эоценовых до плиоценовых, образующих посторогенный комплекс. Последний несогласно перекрывает внешнюю и внутреннюю зоны складчатого борта прогиба.
В Северо-Кубинской зоне нефтегазонакопления выявлено, начиная с 1864 г., 19 нефтяных месторождений, из которых два ——Варадеро и Бока-Харуко содержат основные запасы нефти зоны. Месторождения нефти приурочены к автохтонным и аллохтонным элементам складчатого борта прогиба. В автохтоне находятся наиболее крупные месторождения с залежами в известняках верхней юры — неокома и Маастрихта (месторождения Варадеро, Бока-Харуко), в аллохтоне содержатся месторождения с залежами в известняках апта ——альба, сеномана ——турона и кампана 一 Маастрихта (Виа-Бланка, Юмури, Камариска и др.). Месторождения приурочены к узким крутым наклоненным антиклиналям длиной до 20 км и шириной до 3 км. Известны также месторождения, расположенные в надвинутой части комплекса отложений горного сооружения. Некоторые залежи нефти приурочены к измененным серпентинитам и вулканогенным породам, зажатым в сильно нарушенных чешуях.
§ 9. АНТИЛЬСКО-КАРИБСКАЯ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ
Нефтегазоносный бассейн Барбадос-Тобаго
Нефтегазоносность бассейна Барбадос-Тобаго установлена еще в 1920 г. на о-ве Барбадос. В настоящее время в бассейне выявлено пять небольших месторождений нефти и свыше 10 газовых месторождений (см. рис. 43).
Бассейн выполнен мезозойскими и кайнозойскими отложениями. В его основании находится осадочно-вулканогенная серия мезозойского возраста мощностью свыше 3 км, обильно прослоенная андезитовыми и базальтовыми лавами. Выше залегают также осадочно-вулканогенные породы эоцена, которые покрываются глинисто-мергелистой толщей оли- гоценового и раннемиоценового возраста. Среднемиоценовые отложения представлены калькаренитами. Мощность неогеновых отложений 2 км.
В бассейне выделяются две области (депоцентра) максимального прогибания — Барбадосская, в которой фундамент залегает на глубине более 7 км, и параллельно расположенная с запада Восточно-Гренад- ская, также с мощностью отложений более 7 км. Области разделены горстовым поднятием. Выявленные в бассейне месторождения нефти ， концентрируются в двух ареалах зон нефтегазонакопления ——Барбадосском, расположенном на горсте, разделяющем два депоцентра бассейна, и Южно-Гренадском (в акватории южной части Западно-Гренадской области прогибания).
В Барбадосском ареале известно шесть месторождений нефти (Григ- Фарм, Приор-Парк, Фишер-Понд и др.). В Южно-Гренадском ареале 124
выявлено сгыше 10 месторождений нефти и газа (Чакония, Хибуски, Драгон и др.).
Продуктивны песчаники и калькарениты эоценового, раннеолиго- ценового и плейстоценового возраста; залежи находятся на глубине 750—4100 м.
Глава III
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
ТЕКТОНИЧЕСКОЕ И НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
Большая восточная часть территории Южно-Американского континента занята Бразильской докембрийской платформой, которая на юге сочленяется с каледонской Пампо-Патагонской платформой (плитой). Северная часть докембрийской платформы, расположенная между долинами рек Ориноко и Амазонка, представлена Гвианским щитом. Южнее простирается Центральнобразильский щит, значительная площадь выходов докембрия которого перекрыта осадочными породами преимущественно мезозойского возраста мощностью до 1 км. Вдоль юго- восточного края платформы прослеживается третий крупный выход фундамента на поверхности 一Восточно-Бразильский щит (рис. 41).
Гвианский щит отделяется от Центральнобразильского вытянутой Среднеамазонской синеклизой, в основании которой находится грабен. Центральнобразильский щит отделен от Восточно-Бразильского синеклизами Мараньяо на севере и Сан-Франсиску на юге. На южное погружение Центральнобразильского щита наложена крупная синеклиза Параны.
Бразильская платформа окаймлена с востока широким периконти- нентальным прогибом. Прогиб имеет резко выраженное блоковое строение, представляя систему продольных грабенов и горстов, погружающихся в сторону океана. Грабены сложены многокилометровыми толщами нижнего мела, в меньшей степени верхней юры, несогласно перекрытыми более молодыми породами.
Пампо-Патагонская плита занимает южную суженную часть материка. Фундамент плиты раннекаледонский. На востоке плита отделяется от Бразильской платформы авлакогеном Серра-Буэнос-Айрес, сложенным сильно дислоцированными палеозойскими отложениями мощностью около 5 км и выраженным в рельефе нагорьем. С севера к авлакогену примыкает прогиб Рио-Саладо с глубиной фундамента более 5 км. От горного сооружения Патагонские Анды плита отделена разломом. Фундамент плиты наклонен с севера на юг, в меньшей степени с запада на восток. На крайнем юге материка он погружается на глубину до 10 км и сочленяется с Патагонской Кордильерой через узкий передовой прогиб.
Пампо-Патагонская плита осложнена двумя небольшими, погребенными под маломощным чехлом мезозойских и более молодых отложе-
125
а 6 6 2 d ежа 6 6 2 d ежIltlllllllllIltlllllllllРис. 4/, Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Южной Америки.Выходы на поверхность или неглубокое залегание фундамента: а — докембрийского возраста, 6 — каледонского возраста; в — Андийская Кордильера; m — эпи платформенные орогены Пуна и Серра- Пампа. d — континентальный склон; е — глубоководный желоб; ж — межбассейновые валы,“НГБ： / — Бо найре-Карьнко, 2 — Маракайбскнй, 3 ——Ниж нема гдалене кий, 4 — Оринокский, 5 — Барн нас-Апуре, 6 - Среднемагдаленский, 9Прибрежно-Гвианекийt /0Гуаякильский, // — Верхнеама зонскн 订，13 — Срепнеамазонский, Маражо-Баррейриньяс, /5 — Салавери -Писко. 16 ——Укаяли Маморе, 18 — СерраЧЬтигуар, — А^ътинлано-Пуно, 2/ — Центральнопредандийскийт /3 — Сержи пи-Алагоас, 24 - Баия, 2 5 Эспириту-Санту, 26 — Кампус, 2 7 — Сантус, — Пелотас, 30 — Мсндо са, 3/ — Лебу-Арауко, 34 — Неукен, 36 — Сан-Хорхе, 37 — Магелланова пролива; ПНГБ： 7 — Каука Патня, 8 — Атрато, 12 — Такуту, /7 — Маранья。，20 - Маказгуа, 22 • Парана, 29 — Рио-Саладо, 32 — Северной Продольной долины, 33 Южной Продольной долины, 35 — Рио-Колорадо, 38 — Севе- ро- и Южно-Мальвинасский'Рис. 4/, Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Южной Америки.Выходы на поверхность или неглубокое залегание фундамента: а — докембрийского возраста, 6 — каледонского возраста; в — Андийская Кордильера; m — эпи платформенные орогены Пуна и Серра- Пампа. d — континентальный склон; е — глубоководный желоб; ж — межбассейновые валы,“НГБ： / — Бо найре-Карьнко, 2 — Маракайбскнй, 3 ——Ниж нема гдалене кий, 4 — Оринокский, 5 — Барн нас-Апуре, 6 - Среднемагдаленский, 9Прибрежно-Гвианекийt /0Гуаякильский, // — Верхнеама зонскн 订，13 — Срепнеамазонский, Маражо-Баррейриньяс, /5 — Салавери -Писко. 16 ——Укаяли Маморе, 18 — СерраЧЬтигуар, — А^ътинлано-Пуно, 2/ — Центральнопредандийскийт /3 — Сержи пи-Алагоас, 24 - Баия, 2 5 Эспириту-Санту, 26 — Кампус, 2 7 — Сантус, — Пелотас, 30 — Мсндо са, 3/ — Лебу-Арауко, 34 — Неукен, 36 — Сан-Хорхе, 37 — Магелланова пролива; ПНГБ： 7 — Каука Патня, 8 — Атрато, 12 — Такуту, /7 — Маранья。，20 - Маказгуа, 22 • Парана, 29 — Рио-Саладо, 32 — Северной Продольной долины, 33 Южной Продольной долины, 35 — Рио-Колорадо, 38 — Севе- ро- и Южно-Мальвинасский'/3/337373333力力==-三三石==-三三石22方方2222%%二三三三-1-^二三三三-1-^
а 6 6 2 d еж
а 6 6 2 d еж
Iltlllllllll
Iltlllllllll
Рис. 4/, Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Южной Америки.
Выходы на поверхность или неглубокое залегание фундамента: а — докембрийского возраста, 6 — каледонского возраста; в — Андийская Кордильера; m — эпи платформенные орогены Пуна и Серра- Пампа. d — континентальный склон; е — глубоководный желоб; ж — межбассейновые валы,“
НГБ： / — Бо найре-Карьнко, 2 — Маракайбскнй, 3 ——Ниж нема гдалене кий, 4 — Оринокский, 5 — Барн нас-Апуре, 6 - Среднемагдаленский, 9Прибрежно-Гвианекийt /0Гуаякильский, // — Верхнеама зонскн 订，13 — Срепнеамазонский, Маражо-Баррейриньяс, /5 — Салавери -Писко. 16 ——Укаяли Маморе, 18 — СерраЧЬтигуар, — А^ътинлано-Пуно, 2/ — Центральнопредандийскийт /3 — Сержи пи-Алагоас, 24 - Баия, 2 5 Эспириту-Санту, 26 — Кампус, 2 7 — Сантус, — Пелотас, 30 — Мсндо са, 3/ — Лебу-Арауко, 34 — Неукен, 36 — Сан-Хорхе, 37 — Магелланова пролива; ПНГБ： 7 — Каука Патня, 8 — Атрато, 12 — Такуту, /7 — Маранья。，20 - Маказгуа, 22 • Парана, 29 — Рио-Саладо, 32 — Северной Продольной долины, 33 Южной Продольной долины, 35 — Рио-Колорадо, 38 — Севе- ро- и Южно-Мальвинасский'
Рис. 4/, Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Южной Америки.
Выходы на поверхность или неглубокое залегание фундамента: а — докембрийского возраста, 6 — каледонского возраста; в — Андийская Кордильера; m — эпи платформенные орогены Пуна и Серра- Пампа. d — континентальный склон; е — глубоководный желоб; ж — межбассейновые валы,“
НГБ： / — Бо найре-Карьнко, 2 — Маракайбскнй, 3 ——Ниж нема гдалене кий, 4 — Оринокский, 5 — Барн нас-Апуре, 6 - Среднемагдаленский, 9Прибрежно-Гвианекийt /0Гуаякильский, // — Верхнеама зонскн 订，13 — Срепнеамазонский, Маражо-Баррейриньяс, /5 — Салавери -Писко. 16 ——Укаяли Маморе, 18 — СерраЧЬтигуар, — А^ътинлано-Пуно, 2/ — Центральнопредандийскийт /3 — Сержи пи-Алагоас, 24 - Баия, 2 5 Эспириту-Санту, 26 — Кампус, 2 7 — Сантус, — Пелотас, 30 — Мсндо са, 3/ — Лебу-Арауко, 34 — Неукен, 36 — Сан-Хорхе, 37 — Магелланова пролива; ПНГБ： 7 — Каука Патня, 8 — Атрато, 12 — Такуту, /7 — Маранья。，20 - Маказгуа, 22 • Парана, 29 — Рио-Саладо, 32 — Северной Продольной долины, 33 Южной Продольной долины, 35 — Рио-Колорадо, 38 — Севе- ро- и Южно-Мальвинасский'
/3
/3
37
37
33
33
力
力
==-三三石
==-三三石
2
2
方
方
22
22
%
%
二三三三-1-^
二三三三-1-^
ний (перекрытых эффузивными образованиями) поднятиями фундамента —Северо-Патагонским и Южно-Патагонским массивами. На юго- востоке плиты Фолклендские острова образуют третий выступ фундамента, расположенный уже в пределах континентального шельфа.
Между Севере- и Южно-Патагонским массивами находится синеклиза Сан-Хорхе, или Комодоро-Ривадавия. Севернее Северо-Патагонского массива выделяются две небольшие синеклизы ——Неукен и Рио- Колорадо.
Синеклизы Пампо-Патагонской плиты в краевых частях носят следы воздействия молодых движений, проявляющиеся в увеличенной сети разрывов, особенно в западной пред кордильерской части, однако основной структурный план синеклиз определяется их конседиментационным развитием.
Вдоль западного края материка, а также на его севере протягивается на 9000 км хорошо выраженная в рельефе мощная молодая складчатоглыбовая горная система Анды. В поперечном сечении Анды расчленяются на две структурные зоны： Западную, образованную молодым альпийским орогенезом (позднеплиоценовым), н Восточную, представляющую собой омоложенную альпийским орогенезом складчатость герцинского возраста.
Орографически Андийские Кордильеры в большой северной части состоят из ряда параллельных горных цепей — Восточной, Центральной, Западной и Береговой, разделяющихся срединными массивами, грабенами и синклинориями, с которыми связано образование ряда межгорных впадин 一 бассейнов.
На севере материка Восточная Кордильера разделяется на две ветви ——Серра-Невада-де-Мерида и Серра-де-Периха. Заключенная между ними межгорная впаднна, открывающаяся на север в Карибское море, сформировалась на базе Маракайбского срединного массива. С ней связано образование крупнейшего по запасам нефти на материке Маракайбского НГБ.
Юго-западнее Маракайбского бассейна между Восточной и Западной Кордильерами располагается Нижнемагдаленский срединный массив. На месте Гуаякильского залива находится одноименный срединный массив.
В среднем течении р. Магдалена между Восточной и Центральной Кордильерами простирается узкий протяженный грабен. Южнее между Центральной и Западной Кордильерами выделяется протяженный (1500 км) грабен-синклинорий Альтиплано-Пуно.
На широте южнее окончания грабена Альтиплано-Пуно Восточные и Центральные Анды испытывают сравнительно крутой поворот на юго- запад и продолжаются далее иа юг в сравнительно узкие Патагонские Анды ——продолжение Западной и Береговой Кордильер. На месте поворота Анд выступ Бразильской платформы одновременно с Андами испытал орогенез с образованием горной страны Серра-Пампа. Севернее эпиплатформенный ороген протягивается узкой полосой вдоль восточной окраины Восточной Кордильеры и выделяется под названием орогена Пума.
Ороген Серра-Пампа имеет резко выраженное блоковое строение с выходами на поверхность докембрийского фундамента на месте горных сооружений. Между ними заключены межгорные впадины.
С прилегающей с востока Бразильской платформой Анды сочленяются через пояс Предандийских передовых прогибов-бассейнов.
На крайнем западе Анды окаймляются системой Притихоокеанских синклинориев и грабенов, западные части которых погружаются под воды Тихого океана до Перуанско-Чилийского глубоководного желоба, а восточные ограничиваются молодым вулканическим поясом.
Современный структурный план Южно-Американского континента позволяет выделить на континенте семь нефтегазогеологических провинций, содержащих 28 НГБ и более 10 ПНГБ.
Провинция западных краевых прогибов Бразильской платформы включает пояс пограничных бассейнов, расположенных на сочленении Андийских Кордильер и Бразильской платформы (с севера на юг): НГБ Оринокский, Баринас-Апуре, Верхнеамазонский, Укаяли-Маморе, Центральнопредандийский, содержащие свыше 500 нефтяных и газовых месторождений.
Провинция андийских межгорных впадин содержит бассейны, сформировавшиеся на срединных массивах, бассейны грабенов и синклинориев.
К нефтегазоносным бассейнам срединных массивов относятся Мара- кайбский, Нижнемагдаленский и Гуаякильский. Последний, хотя и находится в западной притихоокеанской части Анд, однако по современной структуре представляет впадину на срединном массиве.
К грабену, расположенному между Центральной и Восточной Кордильерами в долине среднего течения р. Магдалены, приурочен Средне- магдаленский НГБ.
Западнее располагается грабен Каука-Патия, а восточнее грабен Богота, сложенные меловыми и кайнозойскими породами мощностью до 6 км. Бассейны Каука-Патия и Богота относятся к перспективным для поисков нефти и газа.
Расположенный в средней (по простиранию) части Анд на территории южной части Перу, Боливии, севера Аргентины и Чили между Центральной и Западной Кордильерами грабен-синклинорий Альти- плано-Пуно сложен фанерозойскими отложениями мощностью до 12 км. Для разреза отложений характерны соленосно-гипсоносные толщи юры и мела (6 км), с которыми связано образование соляных диапиров. В НГБ Альтиплано-Пуно выявлено нефтяное месторождение Пирин (Перу) с продуктивными песчаниками мелового возраста.
Притихоокеанская провинция заключает шесть бассейнов синклинориев и грабен-синклинориев (с севера на юг): Атрато, Салавери- Писко, Маказгуа, Северной Продольной долины, Лебу-Арауко, Осорно (Южная Продольная долина).
Бассейны Атрато (Колумбия, Эквадор) и Макаэгуа (шельф Перу и Чили) сложены мощными толщами мезозойского и кайнозойского вораста и являются перспективными для поисков нефти и газа.
НГБ Салавери-Писко (Перуанский прибрежный) большей частью находится под водами Тихого океана. В бассейне из эоценовых отложений с глубины 2——2,5 км (месторождения Делфин и Бальена) по- 128
л учены промышленные притоки нефти. Бассейн сложен меловыми и кайнозойскими отложениями мощностью до 5 км.
Бассейн Лебу-Арауко, наиболее протяженный из рассмотренных, представляет собой узкий синклинорий, большей частью скрытый под водами океана, где он примыкает к Чилийскому глубоководному желобу вплоть до Огненной Земли. Бассейн сложен сильно дислоцированными меловыми породами мощностью более 1 км и слабодислоцированными кайнозойскими мощностью более 3 км.
ПНГБ синклинориев-грабенов Северной Продольной и Южной Продольной долин располагаются в пределах Патагонских Анд. Оба грабена заполнены неогеновыми отложениями мощностью до 5 км, сильно насыщенными вулканогенными образованиями. В ПНГБ Северной Продольной долины открыто небольшое газовое месторождение Лабранса.
Провинция эпиплатформенного орогена Серра-Пампа включает НГБ Мендоса и восточнее расположенный грабенообразный прогиб Ла-Риоха. Прогиб сложен палеозойскими и мезозойскими породами мощностью до 5 км и перспективен в нефтегазоносном отношении.
Провинция Бразильской платформы содержит два НГБ —— Среднеамазонский и Баия. Первый находится в пределах одноименной синеклизы, подстилаемой грабеном (рифтом), сложен преимущественно палеозойскими породами, в меньшей степени меловыми и кайнозойскими. Для юрских и триасовых отложений характерны крупные трапповые включения. В бассейне выявлено три небольших нефтяных месторождения (Ново-Алинда, Аутас-Мирим, Бом-Жардиум) с залежами в отложениях карбона и девона. НГБ Баия представляет собой грабен, частично открывающийся в океан.
В средней части Гвианского щита известен грабен Такуту, сложенный юрскими, меловыми и кайнозойскими породами мощностью 3,5 км, подстилаемыми базальтами триасового возраста. В бассейне открыто месторождение Каранамб。 с залежью нефти в известняках юры на глубине 2727—2831 м.
В пределах Бразильского щита выделяются две крупные синеклизы, представляющие собой ПНГБ: Мараньяо и более крупный Парана. В обеих синеклизах разрез отложений начинается с почти стратиграфически полного разреза палеозойских пород. Юрские и триасовые отложения представлены траппами мощностью более 600 м, меловые и кайнозойские образования слагают большие площади на поверхности. Мощность отложений, выполняющих синеклизы, не превышает 4 км. В Паранском бассейне получены нефтепроявления из девонских, каменноугольных, пермских, триасовых и юрских отложений из скважин глубиной до 4700 м. В бассейне Мараньяо имеются нефтепроявления.
Южнее Паранского бассейна вдоль зал. Ла-Плата (Буэнос-Айрес) выделяется впадина Рио-Саладо. Осадочное выполнение впадины начинается с верхнемеловых отложений мощностью 3,5 км и завершается кайнозойскими породами мощностью более 3 км. Во впадине выявлены лишь газопроявления в. кайнозойских отложениях в 10 пробуренных скважинах.
p**4^p**4^++++++л U.I Жл U.I ЖО зО з1"川"川川"z1"川"川川"z曰曰
p**4^
p**4^
+
+
+
+
+
+
л U.I Ж
л U.I Ж
О з
О з
1"川"川川"z
1"川"川川"z
曰
曰
Рис. 42. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов приатлантических пери- континентальных прогибов Южной Америки:
а — выходы на поверхность докембрийского фундамента; 6 — аконсервационная зона; в — границы бассейнов; е ——межбассейновые поднятия； д — разрывы; е ——поднятия; ж ——зона разломов Фернанду- до-Норонья; з — месторождения нефти и газа.
НГБ: /— Прибрежно-Гвианский；，— Маражо-Баррейриньяс； /// — Серра-Потигуар; /V — Сержипк- Алагоас; РЭспчркту-Санту; к/— Кзмпус.
Месторождения; / — Пирапема; 2 — Сау-Жоау； 3 — Убарана； 4 — Агулья.
НГБ Бразильской платформы: V// — Среднеамазонский, V/// - Ваня; /X — ПНГБ Мараньяо
Провинция Пампо-Патагонской платформы включает НГБ Неукен и Сан-Хорхе, пограничный НГБ Магелланова пролива и перспективный в нефтегазоносном отношении бассейн синеклизы Рио-Колорадо, открывающейся в океан. В ПНГБ Рио-Колорадо выделяются два структур- ных этажа: нижний — мезозойский блокового строения мощностью до. 2700 м, верхний ——кайнозойский мощностью до 2500 м, представляющий собой синеклизу. Бассейн составного типа ——грабен внизу, синеклиза наверху. Перспективы его нефтегазоносности оцениваются высоко (потенциальные ресурсы более 1 млрд, т).
Провинция восточных периконтинентальных прогибов насчитывает восемь НГБ: Прибрежно-Гвианский, Маражо-Баррейриньяс, Сеара- Потигуар, Сержипи-Алагоас, Эспириту-Санту, Кампус, Сантус, Пелотас (рис. 42).
В Прибрежно-Гвианском НГБ открыто одно нефтяное месторождение Тамбареджо (Суринам) с залежью на глубине 300 м в песчаниках эоцена. Максимальные мощности меловых и кайнозойских отложений (5 км) находятся в субаквальной части бассейна.
Крупный по площади (свыше 500 тыс. км2) НГБ Маражо-Баррей- риньяс имеет резко выраженное грабеновое строение. В пределах его выделяются грабены (с севера на юг): Маражо, Сан-Луис, Баррей- риньяс. Амплитуды образующих грабеиы сбросов достигают 4 км. Грабены заполнены меловыми и кайнозойскими отложениями, на западе они подстилаются палеозойскими породами. В 1974 г. севернее дельты Амазонки было открыто первое в бассейне месторождение газа Пирапема с четырьмя газоносными пластами плиоценового возраста на глубине 2925—2953 м. Всего в бассейне открыто семь месторождений нефти и газа (пять на шельфе) с продуктивными пластами главным образом в известняках палеогена. Структуры месторождений представлены по- логими поднятиями, сильно нарушенными разрывами.
В НГБ Сантус и Пелотас открыто по одному месторождению: в первом — - конденсатногазовое, во втором —— нефтяное. Оба бассейна расположены в пределах подводного континентального склона. Для НГБ Сантус характерно мощное (до 1 км) развитие в аптских отложениях каменной соли, с которой связано образование на востоке бассейна соляных куполов. Соль подстилается базальтовыми покровами. Мощность меловых и кайнозойских отложений в бассейне достигает 7 км. В бассейне Пелотас соль отсутствует, а мощность осадочного выполнения бассейна с незначительными включениями вулканических пород достигает 12 км. На шельф выходят также перспективные в нефтегазо^ нос ном отношении синеклизы Р ио-Саладо и Рио-Колорадо.
На юге подводная континентальная окраина Пампо-Патагонской плиты сильно расширяется. Здесь могут быть выделены два бассейна: Северо-Мальвинасский и Южно-Мальвинасский, разделенные Мальвинским выступом, расположенным на подводном продолжении Юж но-Патагонского массива. Оба бассейна сложены осадочными пор。- дамм мощностью более 5 км и перспективны в нефтегазоносном отношении.
В Южно-Мальвинасском бассейне открыты два месторождения ——Ка- ламар и Салмон со скоплениями нефти в песчаниках нижнего мела на глубине соответственно 1713 и 2700—2800 м.
нефтегазогеологическая провинция краевых ПРОГИБОВ БРАЗИЛЬСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Оринокский нефтегазоносный бассейн
Оринокский пограничный НГБ расположен на востоке северной окраины континента в пределах Восточной Венесуэлы, южной части о-ва Тринидад и прилегающей части Атлантического шельфа (рис. 43).
В венесуэльской части бассейн заключен между Береговой Кариб- ской Кордильерой (хр, Серрания-дель-Интериор) на севере и Гвианским нагорьем на юге. Горное сооружение Серрания-дель-Интериор образовано с поверхности юрскими и меловыми отложениями, сильно дислоцированными и местами прорванными основными интрузиями. Вдоль южного склона хребта проходит система пологих надвигов, по которым складчатая система надвинута на прилегающий предгорный прогиб. На востоке хр. Серрания-дель-Интериор находит свое продолжение в Северном хребте на о-ве Тринидад.
От средней части хр. Серрания-дель-Интериор на юго-восток отходит небольшой выступ Сукре, сложенный с поверхности меловыми отложениями и ограниченный разрывами.
Южная граница НГБ на значительном протяжении совпадает с долиной нижнего течения р. Ориноко, на правом берегу которой выходят на поверхность кристаллические породы Гвианского щита. На востоке эта граница пересекает долину р. Ориноко и выходит к берегу океана, где бассейн продолжается на шельфе и ограничивается подножием его. На западе НГБ отделен от смежного с ним бассейна Баринас-Апуре поперечным поднятием Эль-Бауль. Свод поднятия сложен с поверхности докембрийскими породами. Образовалось оно в позднеолигоценовое время.
Бассейн сложен терригенными породами кайнозойского возраста и карбонатно-терригенными образованиями мелового возраста, залегающими на метаморфических породах фундамента. В подошве осадочного чехла на севере бассейна допускается возможность существования юрских отложений, На севере бассейна (складчатый борт) значительная роль принадлежит миоценовым и олигоценовым отложениям (более 7 км), мощность меловых отложений более 3,5 км. Известны небольшой мощности эоценовые (750 м) и палеоценовые (750 м) отложения. На юге и западе бассейна мощность всех отложений уменьшается, из разреза выпадают породы палеоцена и эоцена.
В восточном направлении (палеодельта Ориноко) резко увеличивается мощность олигоценовых отложений (до 1 км). На о-ве Тринидад мощность кайнозойских отложений не превышает 8 км.
В НГБ довольно отчетливо выделяются узкий складчатый и ши-
I-BUHH Iyog : I 9:O.LO—- zBW I 《7qxxod。— 9.HdHHHdHX IX -Hoq。。-z -exa8。丨 -Еннзнфо Is-一韋！M^F&k氈11Г",5-'毫°£II記丄 ^ff^
・IqEHV aHMUgHdBW — g KHIKHHOU н od。！！ KHMUHdgwe e 图*圖 a 耻 2^3 9 日 9 目 口口
Рис. 44. Восточная (тринидадская) часть Оринокского НГБ：
а — горное обрамление бассейна ― Сееерный хребет; б — надвиг Северного хребта; s — синклинали Карони (/), Сипария (//) и Эрин (///); г — надвиговые зоны Напарнве-Нарнва (/V) и Южного хребта (V); месторождения： О — нефтяные, е — газовые.
Месторождения： / — Солдадо; 2 — Морское Северное; 3 — Коува; 4 — Пало-Секо, Лос-Баджос, Эрин; 5——Седрос; 6——Икакос; 1——Брайтон, Ла-Бреа, Виссигни, Мернмас, Роуснллас; 8 —- Пойнт-Фортин- Западный, Пойнт Фортин Восточный, Пойнт Фортин-Центральный, Гуапа, Крюз; 9 — Форест-Резерв, Файзабад, Нью-Доум, Сан-франсиске： 10 — Кура, Кваррн, Квинам, Морне-Дьябло; // — Барракпор, Вильсон, Сипария, Мандинго; /2— Кзтс-Хнз”； 13 — Оропуог; /4 — Табаквайт, Пойнт а-Пьер; /5 — балата; /6——Западный и Северный Моруга； /7 ——Тринити; /8 — Восточный Моруга; /9 •—Лизард- Спрингс： 20 — Гуаягуаяре; 2/ — Галеота; 22 — Поуп； 23 — Тик; 24 Восточный Самаан, 25 - Пеликан Кискади; 26 — Юго-Восточная Галеота
рокий платформенный борта. Складчатый борт развит лишь на востоке бассейна и в наиболее типичном виде представлен в тринидадской части бассейна. В поперечном разрезе складчатого борта о-ва Тринидад выделяются синклиналь Карони, надвиговая зона Центрального хребта (Напариве-Нарива), синклиналь Сипария-Эрин, антиклиналь Южного хребта, синклиналь прол. Колумба (рис. 44).
Надвиговая зона Центрального хребта состоит из системы чешуй, сложенных меловыми породами, надвинутыми на северное крыло синклинали Сипария-Эрин, выполненное на поверхности породами неогенового возраста. Синклиналь составляет южную большую по длине часть острова. На западе она ограничена сбросом Лос-Баджос северо-западного простирания, по которому ее южный блок ——синкли
наль Эрин ——приподнят относительно северного.
Небольшая, но сильно пережатая антиклиналь Южного хребта отделяет синклиналь Сипария-Эрин от крайней южной синклинали прол. Колумба. Южное субаквальное крыло этой синклинали принадлежит уже платформенному борту бассейна. Синклинали осложнены резко выраженной линейной складчатостью с глиняным диапиризмом, грязевым вулканизмом; значительно развиты надвиги и взбросы.
В венесуэльской части бассейна складчатый борт выражен системой узких складок, нарушенных взбросами и сбросами и сложенных доверх-
немиоценовыми породами. Складки снивелированы и перекрыты менее дислоцированными породами верхнего миоцена и плиоцена, вытянуты в северо-восточном направлении, параллельно переднему краю выступа Сукре.
На западе складчатый борт бассейна выклинивается. Здесь Кариб- ские Анды надвинуты непосредственно на его платформенный борт. В средней и восточной частях платформенного борта широко развиты продольные и диагональные сбросы, рассекающие осадочную толщу и проникающие в фундамент.
В центре бассейна в зоне Большой Анако проходит зона хорошо выраженных поднятий северо-восточного простирания, связанная с выступом фундамента. Зона приподнята и надвинута на юго-восток с амплитудой перемещения около 600 м, протяженность ее более 75 км. С зоной связан ряд нефтяных месторождений.
Западнее зоны Большой Анако выделяется меньших размеров структурный нос Тукупито-Мерседес также северо-восточного простирания, содержащий несколько нефтяных месторождений. На северо- восточном продолжении зоны Большой Анако в бассейне находятся антиклинальные зоны складчатого борта.
Бассейн Ориноко представляет собой пример высокой нефтегазо- насыщенности выполняющих его отложений. Нефть содержат отложения всех отделов кайнозойской группы и меловой системы. В пределах всего бассейна нефтеносны песчаники миоцена и олигоцена, насчитывающие несколько десятков продуктивных пластов. Так, в свите Офиси- на олигоценового возраста выделяется до 100 продуктивных пластов, в свите Ла-Пика миоценового возраста — 25. Кроме того, на крупнейшем месторождении Венесуэлы Кирикири нефтеносна песчаная толща плиоценового возраста. На платформенном борту наиболее нефтенасыщены отложения олигоцена, на западе бассейна — меловые породы. Для миоценовых и олигоценовых отложений характерно широкое развитие песчаных тел руслового и дельтового происхождения.
На востоке бассейна (Венесуэла) может быть выделен ареал зон нефтенакопления Кирикири-Хусепин, насчитывающий несколько сравнительно небольших по протяженности антиклинальных зон, простирающихся в северо-восточном направлении. Выделяется крупными скоплениями нефти зона, включаюгцая месторождения Хусепин, Санта- Барбара, Орокуаль, Кирикири.
Последнее является наиболее крупным месторождением в бассейне и одним из крупнейших в мире. Нефтеносны пласты песчаников с высокими коллекторскими свойствами, заключенные в подошве плиоцена, мощностью до 210 м. Эти отложения образуют моноклиналь, наклоненную на юго-восток под углом до 15° и перекрывающую систему сравнительно пологих складок, сложенных породами миоценового возраста, которые в свою очередь перекрывают более круто смятые отложения олигоценового возраста. Залежи нефти в плиоцене литологически экранированные, гидравлически связаны между собой. По простиранию на юго-западе и северо-востоке они запечатываются
P〃c. 45. Схематический поперечный геологический разрез месторождения Кирики- ри.
Нефтяные 3adeжн: / — в олигоиене; 2 — н плиоцене — плейстоцене
асфальтом. Нефтеносны (небольшие запасы) также песчаники миоцена, олигоцена, мела и известняки эоцена. Длина нефтеносной площади 15 км, ширина 8 км; нефтеносен интервал 370一1450 м. Запасы нефти месторождения оценены в 159 млн. т. Скопление нефти в плиоцене возникло в результате струйного перетока ее из подстилающих миоценовых и олигоценовых первично нефтеносных свит (рис. 45).
Наиболее резко складчатый борт бассейна представлен в трини- дадской части бассейна. Здесь выделяется крупный ареал зон нефте- газонакопления, приуроченный к синклинали Сипария. Известные здесь антиклинальные зоны нефтегазонакопления протягиваются далеко на восток в пределах континентального склона. Синклиналь Сипария рядом разрывов рассечена на блоки, наиболее крупный из которых блок Южного хребта. На юго-западе ареал зон Сипария ограничен крупным по протяженности разломом Лос-Баджос, западнее которого может быть выделен ареал зон нефтегазонакопления Эрин. Ряд нефтяных месторождений этого ареала находится в зал. Пария. Выделяется по запасам нефти месторождение Солдадо (78 млн. т). Несколько нефтяных месторождений открыто также севернее ареала зон Сипария (Табаквайт, Балата, Оропуог) в иадвиговой зоне Напарнве-Нарива.
Структуры месторождений о-ва Тринидад выражены крутыми бра- хиантиклиналями, иногда сильно осложненными диапиризмом (месторождения Пенол, Гуаягуаяре, Барракпор). Диапиризм прослеживается далеко на запад. Так, на восточном берегу прол. Пария (западное окончание ареала зон Эрин) известно месторождение Педерналес. Структура месторождения имеет вертикальную амплитуду 1800 м. Нефтеносна свита Ла-Пика миоценового возраста на северном 'крнле структуры на глубине около 2 км. Свод диапира осложнен грязевым вулканом.
Из сравнительно крупных месторождений нефти помимо Солдадо следует отметить месторождения Форест-Резерв (открыто в 1913 г.), Пало-Секо (1929), Брайтон (зал. Пария), Файзабад. Залежи нефти тринидадских месторождений преимущественно сводовые пластовые, 136
тектонически экранированные, в частности сбросом Лос~Баджос, и ли- тологически экранированные. Последние развиты по северному борту синклинали Сипария в миоцене.
Свыше 50% запасов нефти острова находятся на глубине до 1800 м при максимальной глубине открытых нефтяных скоплений 5400 м.
Южная субаквальная часть о-ва Тринидад представляет собой моноклиналь ——платформенный борт бассейна. На востоке ее открыто несколько газовых месторождений (Пеликан-Кискади, Юго-Восточная 「алеота, Восточный Куинз-Бич и др.).
Промышленная нефтеносность о-ва Тринидад была установлена в 1902 г. открытием месторождения Гуаягуаяре, обильные поверхностные нефтепроявления упоминаются весьма давно. На юго-западной оконечности острова давно известно крупнейшее в мире асфальтовое 《озер。》Ла-Бреа, занимающее площадь около 42 га при мощности продуктивного слоя примерно 50 м. Запасы асфальта оцениваются в 15—20 млн. т.
В пределах платформенного склона бассейна отчетливо выделяется ареал зон нефтенакопления Большой Анако со сравнительно крупными месторождениями Санта-Роса, Гуарико, Санта-Ана-Ринкон (залежи экранированы одним сбросом), а также Эль-Робле, Мапири, Сан- Хоакин и др. В ареале насчитывается 40 продуктивных пластов, залегающих в интервале глубин 1160—3350 м. Основные нефтегазоносные песчаники приурочены к свитам Офисина и' Перикито олигоценового возраста. Месторождения связаны с отдел ьными асимметричными брахиантиклиналями (с крутыми юго-восточными крыльями), содержащими пластовые сводовые, тектонически экранированные, реже литологически экранированные залежи.
Крупный, сильно насыщенный залежами нефти (часто с газовыми шапками) ареал зон нефтенакопления Офисина-Тембладор охватывает среднюю и восточную части платформенного борта бассейна. Все месторождения связаны с моноклиналью, наклоненной под углом до 1° и рассеченной рядом протяженных (до 90 км) сбросов преимущественно субширотного простирания. Амплитуда сбросов до 110 м, наклонены плоскости разрывов как на север, так и на юг. Эту систему сбросов пересекает другая система, ориентированная на северо-запад или на северо-восток. Залежи нефти (обычно с газовыми залежами) заключены в тектонически экранированных ловушках в структурах типа террас или носов. Нефтеносны песчаники миоцена, олигоцена и мела. Залежи находятся в интервале глубин 600——4000 м.
Наибольшая концентрация залежей нефти имеет место в средней части ареала зон Орисина-Тембладор в районе Большая Офисина. Здесь тектонически экранированные залежи нефти находятся в опущенных крыльях и обращены к северу. Ареал содержит крупные залежи нефти с запасами от 30 до 80 млн. т (месторождения Офисина, Санта-Роса-Гуарио). Наиболее крупным является месторождение Офисина, на котором в свите Офисина в интервале глубин 1200—3800 м содержится до 100 нефтеносных пластов мощностью от 0,6 до 54 м.
На западе бассейна выделяется ареал зон нефтегазонакопления Гукупито-Мерседес, содержащий месторождения Лас-Мерседес, Туку- пито, Гуавинита и др. Основные продуктивные пласты заключены в песчаниках олигоценового и мелового возраста.
В венесуэльской части бассейна Ориноко большая часть запасов нефти сконцентрирована в интервале глубин 1200—3000 м (максимум 1800—2400 м), причем на платформенном борту запасы нефти более чем в 4 раза превышают запасы складчатого борта.
Бассейн отличается слабой газонасыщенностью. На платформенном борту имеются небольшие газовые залежи и довольно большое количество залежей нефти с газовыми шапками. Вдоль южной окраины бассейна протягивается на 200 км полоса выходов полужидких битумов с запасами более 100 млрд, т (второе скопление в мире по запасам после Атабаски).
Первая промышленная добыча нефти была начата в бассейне в 1911 г. вблизи асфальтого《озера》Гуанака. Извлекаемые запасы нефти в бассейне оцениваются более чем в 5 млрд, т, газа ——свыше 2 трлн, м 3.
В настоящее время в НГБ известно более 250 нефтяных и 19 газовых месторождений, в том числе 70 нефтяных и более 10 газовых на о-ве Тринидад. В субаквальной части бассейна открыто 25 месторождений.
Нефтегазоносный бассейн Баринас-Апуре
Крупный по размерам (750Х 300 км2) слабо изученный НГБ Баринас-Апуре северо-восточной меньшей частью расположен в Венесуэле, а большей юго-западной ——в Колумбии, где он выделяется под названием Лльянос-Колумбии (рис. 46).
Горное обрамление бассейна образовано складчатым горным сооружением —горст-антиклинорием Венесуэльских Анд и Восточной Кордильерой Колумбии, приподнятым и надвинутым по крутым взбросовым поверхностям на узкий складчатый борт бассейна, осложненный узкими асимметричными антиклинальными зонами, нарушенными взбросами. Обширный платформенный борт бассейна нарушен валообразными поднятиями.
На северо-востоке бассейн граничит с бассейном Ориноко по выступу Эль-Бауль. На юго-западе он отделен от смежного Верхнеамазонского НГБ поперечным поднятием, наиболее приподнятая гор- стовая часть которого, сложенная докембрийскими породами, частично перекрытыми отложениями раннепалеозойского и мелового возраста, образует небольшой горный кряж Серра-де-Макарена. В средней части бассейн осложнен поперечным поднятием, которое разделяет бассейн на две впадины 一 Апуре на севере и Лльянос на юге.
Бассейн выполнен кайнозойскими отложениями мощностью более 3 км, для которых характерны известняки олигоценового и рифы эоценового возраста. Максимальные мощности отложений приходятся 138
Рис. 46. НГБ Баринас-Апуре:
а - границы бассейна; б изопахиты осадочных отложений, км; е ——аокембрийский фундамент; г аконсервационная зона； д — горноскладчатая Кордильера; е - разрывы； ж — надвиги, з — месторождения нефти и газа.
Месторождения: / -- Ка它пе; 2 — Сильван; 3 一 Мопораль； 4 — Сильвестре; 5 — Синко; 6 — Нальмита; 7—Паэс; 8--Араука; 9 — Каньо-Лимон, ]0 — К?,ньо Гарса-Норте： / / - Каньо-Гарса： 12 - Трннн- ка队；/3— Краво-Норте; /4― Соус-Краво； /5 — Токариа; /6—Баркерена; /7— Глория-Норте： /8 — Сантьяго； /9 — Гуавио； 20 — Гуайриба； 21 — Кастилья, 22 — Эль-Мьедо; 23 — Рубтапес
на эоцен (более 1 км) н антропоген (более 1,1 км). Меловые отложения представлены карбонатно-терригенной толщей мощностью около 1 км. Юрские отложения встречаются спорадически и ьмеют небольшую мощность. Фундамент бассейна на западе образован метаморфизованными палеозойскими породами^ на востоке докембрийскими образова-
Начиная с 1947 г. в НГБ выявлено более 30 нефтяных месторождений, которые концентрируются в трех районах. На севере известен ареал зон нефтегазонакопления Мерида, приуроченный к одноименному платформенному поднятию. В ареале выявлено более 10 месторождений, в том числе относительно крупные Синко, Сильвестре. В Лльянос-Колумбии выделяется ареал зон Каньо-Гарса-Норте ——Сантьяго, связанный с вилообразными поднятиями и содержащий более 10 месторождений. Несколько месторождений открыто на юго-западе бассейна, в предгорной части его, в том числе сравнительно крупное Кастилья. Ряд месторождений (Араука, Каньо-Лимон и др.) открыт на поперечном поднятии бассейна. В краевой восточной его части на глубине 500——800 м выявлен пояс тяжелых сернистых нефтей, сопровождающихся пресными водами.
Продуктивны в бассейне песчаники низов эоцена и апта ——турона на глубине до 3900 м.
Верхнеамазонский нефтегазоносный бассейн
Верхнеамазонский НГБ охватывает территории Колумбии (на севере), Эквадора (на северо-западе), Перу (на западе и северо-востоке) и Боливии (на юге). Его длина около 1000 км, ширина до 700 км. На востоке платформенный борт бассейна сочленяется со Среднеамазонским НГБ через межбассейновый вал-разлом Икитос. На севере и юге бассейн ограничивается поперечными поднятиями: Серра-де- Макарена и Журуа-Кантайя. Последний представляет собой узкую погребенную на глубину менее 1 км систему блоков фундамента, ответвляющуюся на запад от Бразильского щита в направлении охватывающей его излучины р. Укаяли. В районе последней на горе Кантайя на поверхность выходят ордовикские отложения. Западная граница бассейна проходит по системе надвигов и взбросов Восточной Кордильеры (рис. 47).
Фундамент бассейна в западной и предгорной частях залегает на глубине свыше 2 км и, вероятно, имеет палеозойский возраст, в восточной части ——докембрийский.
Наиболее изучен бассейн в северо-западной части (Эквадор и прилегающая часть Колумбии). Здесь он выполнен кайнозойскими, меловыми и юрскими отложениями с максимальной мощностью свыше 14 км, залегающими на породах палеозойского возраста. Для разреза кайнозойских терригенных отложений мощностью свыше 5 км характерно развитие континентальных и угленосных пород и резкое сокращение мощности в восточном направлении.
Мощность мезозойских отложений свыше 1 км, главным образом за счет юрских образований (более 6 км). Последние сложены чередующимися терригенными породами, доломитами, гипсами, ангидритами, каменной солью, эффузивными породами, туфами, пронизанными дайками. Завершается разрез вулканогеино-обломочными отложениями. Для триаса характерны карбонатные породы. Меловые отложения, с кото- 140
Рис. 47. Верхнеамазонский НГБ:
а — докембрийский фундамент； б — аконсерваийонная зона; в — складчатые сооружения', г — границы бассейнов； d •— межбассейновое поднятие Икитос; е — разрывы; ж — региональные разломы; з — надвиги; и - - изопахиты осадочных пород, км; к месторождения нефти и газа.
Месторождения： / — Мандур; 2 -- Кайман; 3 — Бурдине; 4 — Кальдеро. Орнто; 5 — Нанси; 6 — Сусно, Чуруйако, Лоро, Сан-Антонио, Акае： 1 — Темблон; 4 — Пуэрто-Колон; 9 — Бермехо； 10 — Лаго-Агрио; //• - Парауаку. Атакапи, Агуарнко: /2—Куйбено； /3 — Внннта； 14 — Марианн： /5-- Фанни; /6 — Сан-Роке； /7 — Паньякоча； ?8 — Шушуфинди; /9 — Сача； 20 — Пукуна; 2J — Кока； 22 Аука; 23 — Сирипуно； 24 — Тиеакуио. Ютури; 25 — Кононако； 26 — Тнгунно; 27 — Курарей； 28 —Оппан; 29 — Дорисса; 30 — Бартра; 31 — Форесталь; 32 — Шивийаку; 33—Капауари; 3)— Сан-Хасинто; 35 — Капауари-Сур; 36 - Тамбо; 37 — Валенсия; 38Паваяку; 39 — Капирона; 40 — Корриентес; 4/— Янааку
рыми связана основная нефтегазоносность бассейна, представлены терригенными породами с прослоями известняков в верхнем отделе, а на востоке ——с русловыми и дельтовыми образованиями. В целом разрез меловых отложений характеризуется повышенной глинистостью и максимальной мощностью (до 1 км) на западе и юго-востоке бассейна.
В подошве бассейна находятся ордовикские и девонские преимущественно глинистые сланцы, каменноугольные и пермские карбонатноглинистые, часто битуминозные толщи. Разрез завершается вулканогенно-осадочными породами верхней перми.
В НГБ хорошо выделяются узкий складчатый борт (впадина Сантьяго-Уальяга) и платформенный борт (впадины Ориенте и Ма- раньон), разделенные надвигом.
В НГБ известно около 100 месторождений нефти и газа, расположенных в двух крупных ареалах зон нефтегазонакопления: Северо- Западном (Эквадор, Колумбия) и Центральном.
Северо-Западный ареал расположен в заггадной части впадины Ориенте и содержит свыше 60 месторождений. Структуры месторождений представлены пологими локальными поднятиями, группирующимися в валообразные зоны нефтегазонакопления. Размеры структур месторождений 10+30 км X 2+9 KM. Наиболее крупные в ареале месторождения Орито, Сача, Шуфуфинди, Лаго-Агрио, запасы нефти каждого из которых превышают 25 млн. т.
На западе ареала в пределах складчатого борта бассейна открыто месторождение Пунхарайка, содержащее нефть плотностью 0,95—1,01 г/см 3, с запасами 160 млн. т. Целый пояс тяжелых нефтей в зоне выклинивания меловых отложений выявлен на востоке бассейна (Мараньяку, Натнньо), а на северо-востоке установлены скопления асфальта.
Центральный ареал зон нефтегазонакопления расположен на восточном крыле впадины Мараньон. Структуры месторождений (Ка- пирона, Корриентес, Шивийаку) здесь пологие и плохо группируются в зоны.
Залежи месторождений бассейна находятся на глубине 900—4260 м.
Продуктивны в бассейне верхнемеловые песчаники и известняки (три пласта), нижнемеловые песчаники (пять пластов), реже песчаники палеоцена и эоцена (месторождение Бермехо).
Нефтегазоносный бассейн Укаяли-Маморе
Бассейн расположен большой своей частью в Перу между поперечным поднятием Журуа-Кантайя на севере и межбассейновым поднятием Санта-Крус на юге (рис. 48).
В строении НГБ принимает участие толща пород мощностью до 12 км, в которой выделяются: каменноугольные и нижнепермские карбонатно-терригенные отложения мощностью более 1,7 км; верхнепермские и триасовые терригенные соленосные отложения с включением 142
^3° ^3" ^§6 Е+Зг ^З5
|—^|е 叵迥如 |爰词з |с_Ь|ц「■ ]к I о I刀
Рис. 48. НГБ Центральнопредандийский (/) и Укаяли-Маморе (//).
Д обзорная карта; 5 схема размещения месторождений нефти и газа
а — эпигеосинклинальное горное сооружение Восточной Кордильеры; б — эпиплатформенный ороген Пуна; в эпиплатформенный ороген Серра-Пампа; г выходы докембрийских пород фундамента на поверхность (склон Бразильской платформы); d ——надвиги; е ——границы бассейнов; ж——межбас- сейноэые поднятия; з — аконсервационная зона; и — схематические изогипсы фундамента, км; месторождения； к — нефтяные и газонефтяные, л — газовые и конденсатногазовые
НГБ Укаяли-Маморе, месторождения: / - Якапани； 2—Було-Було; 3 — Палометас； 4 — Эйконала. Центральнопредан ди некий НГБ, месторождения： 5 ——Колпа； 6 — Дагунильяс, 7 — Наранхнпос; 8 — Санта-Крус; 9 — Ла-Пенья； 10 — Альмендро； // — Рио-Гранде; 12 — Эл? Педро； 13 一 Татаренда; 14 — Монтеагудо； /5— Камнрн; 16 - Итапиренда; /7 — Гуаируй； 18—Буэна-Виста； 19—Сипуати； 20 Каматинди； 2? — Лос-Монос; 22 - - Санандита； 23- Сан-Альбертс; 24 — Алгарробилья； 25 — Мапрехонес; 26 — Тигре; 27— Кампо-Дуран; 28 — Сальта-Холнн； 29 — 1 оро； 3。一 Ахуас-Впанкас; 3/ — Рио-Пескадо; 32 - - Каймансито
эффузивных пород; нижнеюрские терригенно-карбонатные толщи мощностью до 2 км; верхнеюрские карбонатно-терригенные соленосные отложения мощностью до 2 км; нижнемеловые терригенные образования мощностью до 1,8 км, заключающие основные нефтегазоносные толщи бассейна; верх немеловые карбонатно-терригенные породы мощностью до 1,9 км, также продуктивные; олигоценовые терригенные красноцветные породы мощностью до 2,5 км; неогеновые и антропо- геновые толщи мощностью около 80 м.
Для складчатого борта бассейна характерно развитие соляных антиклиналей, иногда диапировых, с солью триасового возраста. К ним приурочено нефтяное месторождение Гансо-Асуль (Агуа-Калиенте) и сравнительно большое конденсатногазовое Агуайтиа. Газовая залежь находится на глубине 2500 м в песчаниках нижнего мела, структура месторождения представляет брахиантиклиналь длиной до 40 км с подвернутым восточным крылом.
На юге бассейна на склоне межбассейнового поднятия находится несколько газовых месторождений (Було-Було, Палометас, Знконада, Якапани), из которых на месторождении Якапани газ получен из девонских отложений.
Всего в бассейне выявлено семь месторождений нефти и газа на площади более 450 тыс. км 2.
Центральнопредандийский нефтегазоносный бассейн
НГБ Центральнопредандийский выделяется на территории Аргентины, Боливии, в меньшей степени Парагвая, и расположен между эпиплатформенными горными сооружениями Пуна и Серра-Пампа на западе, западным склоном Бразильского щита на востоке и разломом, отделяющим его от ПНГБ Парана. На севере бассейн сочленяется с НГБ Укаяли-Маморе через поперечное межбассейновое поднятие Санта-Крус, осложненное зоной разломов «Угол Арика», на юге обрамляется неглубоким залеганием докембрийского фундамента (рис. 48).
В НГБ отчетливо выделяются узкий складчатый борт и широкий платформенный (Чако-Пампа). Складчатый борт отделен от платформенного пологим надвигом Мандейяпекуа (рис. 49) и сложен главным образом палеозойскими породами, дислоцированными в систему узких антиклиналей, подсеченных взбросами и надвигами. Платформенный борт бассейна нарушен рядом продольных разрывов и осложнен локальными пологими поднятиями. В средней части платформенного борта протягивается в меридиональном направлении вал Кордова, в сводовой части которого фундамент залегает на глубине менее 2 км.
Центральнопредандийский НГБ сложен мощной толщей палеозойских и кайнозойских, в меньшей степени мезозойских отложений. Пологозалегающие нижне- и среднепалеозойские отложения выходят на поверхность вдоль западного склона Бразильского щита, а также на месте складчатого борта бассейна. В платформенной части НГБ палеозойские отложения начинаются с нижнепалеозойских карбонатно- 144
3 Серра- Серра-Серра-Сараренда де-Мандиютиде-Сан-Днтонио,5 7Синклиналь Куэва3 Серра- Серра-Серра-Сараренда де-Мандиютиде-Сан-Днтонио,5 7Синклиналь КуэваСерра- дон-АгуарагуеСерра- дон-АгуарагуеСинклиналь БойюбиеСинклиналь Бойюбие2О -2 -4 км2О -2 -4 кмРис. 49. Схематический поперечный геологический разрез через Центрально- предандийский бассейн по линии Серра-Сар аренда —— равнина Чако.Отложения： / - кайнозойские; 2 -- палеогеновые； 3 - сеноманские; 4 - нижнеюрские; 5 — верхнегонРис. 49. Схематический поперечный геологический разрез через Центрально- предандийский бассейн по линии Серра-Сар аренда —— равнина Чако.Отложения： / - кайнозойские; 2 -- палеогеновые； 3 - сеноманские; 4 - нижнеюрские; 5 — верхнегондванские (пермь); 6 — гондванские; 7 - - среднедевонски*1；дванские (пермь); 6 — гондванские; 7 - - среднедевонски*1；8 — девонские;8 — девонские;9 一 нижнепалеозойские9 一 нижнепалеозойскиеметаморфическиеметаморфические
3 Серра- Серра-Серра-
Сараренда де-Мандиютиде-Сан-Днтонио
,5 7Синклиналь Куэва
3 Серра- Серра-Серра-
Сараренда де-Мандиютиде-Сан-Днтонио
,5 7Синклиналь Куэва
Серра- дон-Агуарагуе
Серра- дон-Агуарагуе
Синклиналь Бойюбие
Синклиналь Бойюбие
2
О -2 -4 км
2
О -2 -4 км
Рис. 49. Схематический поперечный геологический разрез через Центрально- предандийский бассейн по линии Серра-Сар аренда —— равнина Чако.
Отложения： / - кайнозойские; 2 -- палеогеновые； 3 - сеноманские; 4 - нижнеюрские; 5 — верхнегон
Рис. 49. Схематический поперечный геологический разрез через Центрально- предандийский бассейн по линии Серра-Сар аренда —— равнина Чако.
Отложения： / - кайнозойские; 2 -- палеогеновые； 3 - сеноманские; 4 - нижнеюрские; 5 — верхнегон
дванские (пермь); 6 — гондванские; 7 - - среднедевонски*1；
дванские (пермь); 6 — гондванские; 7 - - среднедевонски*1；
8 — девонские;
8 — девонские;
9 一 нижнепалеозойские
9 一 нижнепалеозойские
метаморфические
метаморфические
терригенных пород мощностью до 2 км, выше которых залегают силурийские и девонские (без верхнего девона) песчано-глинистые (с битуминозными толшами) породы, наиболее развитые (мощность более 3 км) на складчатом борту. Здесь на среднедевонских отложениях с несогласием залегает пермо-карбоновая гондванская серия мощностью более 3 км, сложенная континентальными терригенными породами. Больишя часть серии (до 2,5 км) образована каменноугольными породами. Пермо-триасовые отложения развиты на юге и юго-западе НГБ, где они представлены красноцветными породами, местами соленосными, Юрские и нижнемеловые карбонатно-терригенные и меловые породы более всего развиты на севере бассейна; верхнемеловые образования начинаются с мощных базальтовых покровов и завершаются грубообломочными породами. Мощность юрских и меловых отложений более 2,2 км. Отложения кайнозойского возраста карбонатно-терригенного состава имеют мощность 2,5 км, причем более 1 км приходится на антропоген.
Нефтегазоносность бассейна связана с антиклиналями складчатого борта (платформенный плохо изучен) и межбассейнового поднятия Санта-Крус. Продуктивна значительная часть разреза отложений, выполняющих бассейн. Нефтеносны песчаники девона (свиты Л ос- Манос, Икири), пермо-карбона (Тупамби, Тарихе, Тангуати), мела, эоцена. Основные залежи нефти заключены в резервуарах гондванской серии.
На западе бассейна месторождения нефти группируются в зоны нефтегазонакопления различной протяженности. В Боливии протягивается антиклинальная зона Сараренда (Камири-Санандита) длиной около 200 км, содержащая 14 месторождений, в том числе относительно крупное Камири; зона Агуарагуа, расположенная южнее (Аргентина) зоны Камири-Санандита, насчитывает восемь месторождений нефти 145
и газа, в том числе крупные газонефтяные Кампо-Дуран (запасы нефти 27 млн. т), Мадрехонес, конденсатногазовое Сальта-Холин; западнее последней зоны и параллельно ей протягиваются небольшие зо&а Сан-Антонио (месторождения Сан-Педрито, Ремос и др.), зона Бермехо (Бермехо, Агуас-Бланкас, Рио-Пескадо, Торо и др.) L Месторождение Камири связано с антиклиналью, осложненной надвигом, Свита Икири содержит 17 нефтеносных пластов песчаников, мощность некоторых из них достигает 30 м. Глубина залежей нефти (сводового типа) 680—1300 м.
На севере бассейна в ареале зон нефтегазонакопления Санта-Крус известно несколько газонефтяных и газовых месторождений (Колпа, Санта-Крус, Наранхилос и др.). Здесь же известно несколько нефтяных месторождений (Каранда, Ла-Пенья и др.). Структуры месторождений ареала Санта-Крус характеризуются более спокойными формами, переходными к платформенным.
На крайнем юге бассейна известно газонефтяное месторождение Каймансито с залежью в песчаниках нижнего мела на глубине более 4 км.
Известные в бассейне скопления газа (с конденсатом) залегают на глубине от 2640 м (месторождение Сальта-Холин) до 4500 м.
Всего в Центральнопредандийском НГБ выявлено более 60 нефтяных и 35 газовых и конденсатногазовых месторождений. На крайнем западе складчатого борта развиты месторождения с залежами тяжелых нефтей (0,97—1 г/см ).
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ АНДИЙСКИХ МЕЖГОРНЫХ ВПАДИН
Маракайбский нефтегазоносный бассейн
Маракайбский НГБ приурочен к крупной Маракайбской межгорной впадине, заключенной между двумя ветвями горного сооружения Восточной Кордильеры: на западе Серра-де-Периха, на юге и юго- востоке Серра-де-Мерида и примыкающая к ней на северо-востоке складчатая система Фалькон-Лара (рис. 50).
Широтно вытянутым разломом Ока, на месте которого палеозойский фундамент находится на глубине 900 м, бассейн разделяется на две впадины: северную — на месте Венесуэльского залива и южную, большую, с Маракайбской лагуной в средней части.
Бассейн имеет асимметричное строение. Его наиболее погруженная по фундаменту часть смещена на юго-восток, где докембрийский фундамент находится на глубине более 12 км. Увеличение мощности пород на юго-востоке происходит главным образом за счет эоценовых и миоценовых отложений, мощность которых увеличивается с 2,5 до 10 км и более.
Z2Z22424— О)— О)lala曰己曰己^^6^^6АнтиклиноАнтиклино|c^>|6|c^>|62626TTzift二 Ezift二 Eоз. Маракайбооз. Маракайбоee
Z2
Z2
24
24
— О)
— О)
la
la
曰己
曰己
^^6
^^6
Антиклино
Антиклино
|c^>|6
|c^>|6
26
26
T
T
zift
二 E
zift
二 E
оз. Маракайбо
оз. Маракайбо
e
e
Puc. 50. НГБ Маракайбо：
a _ кайнозойские горные сооружения; 6 - разломы, разрывы; в — схематические изогипсы кровли фундамента, км, г — ареалы зон и зоны нефтегазонакопления; д — границы бассейна; е — месторождения
М^торождения: / —Амана； 2—Мара; 3 — Нетнк; 4 - Ла-Пас; 5 - Консепсьон; 6 - Татумоа； Боскан; 8 — Лос-Кларос; 9 - Макоа; 10 - Сан-Хосе; 11 — Рио-де-Оро; 12 - Тибу; U — Лос-Мануэ лес; /^-Западная Тарра： /5 — Тарра; /6 — Сарднната; /7—刀а-Петролиа； М - Карбонера; 19- Рио-Сулиа; 20 — Урданета; 21 - - Сибукара; 22 — «Ламар; 23 — Сентро； 24 —f еута; 25 — Боливар, 26 — Лагунильяс, 27 — Бочакеро； 28 — Мене-Гран* 29—Мотачан 30 ~ Баруя; 31 — Мене-де Мароа； 32 - Медиа； 33 — Питандо; 34 Лас-Пальмас; 35 — Тнгуахе; 36 — Эль-Мамон; 37 — Кумаре- бо
Меловые отложения, перекрывающие фундамент, сложены морскими породами — внизу карбонатными, вверху карбонатно-терригенными с мощной толщей глин Колон (1 000 м на юго-востоке, 250 м на северо-западе) маастрихт-сантонского возраста и глинистыми известняками Ла-Луна турон-коньякского возраста. Карбонато-терригенные палеоценовые отложения мощностью 150—1000 м представлены породами морс кого и дельтового происхождения. Они сменяются преимущественно конт и не нт ал ьн ы м и отложениями ——эоценовыми и олигоцено- выми терригенными на северо-западе и карбонатно-терригенными с резко увеличенной мощностью на юго-востоке. Миоценовой отдел наиболее полно развит на юго-востоке (свыше 5 км), представлен
континентальными толщами и морскими образованиями с рифовыми постройками на западе.
Промышленная нефтеносность бассейна установлена в 1914 г. открытием месторождения Мене-Гранде. В настоящее время здесь известно свыше 80 нефтяных месторождений и четыре газовых. Из них пять нефтяных месторождений — Боливар, Ла-Пас, Лама, Ламар, Мене-Гранде — крупнейшие и гигантские с извлекаемыми запасами нефти от 124 до 4770 млн. т.
Нефтеносны трещиноватые известняки верхнего и нижнего мела, в меньшей степени песчаники сантона, а также эоцена — миоцена — олигоцена и плиоцена. В эоценовых отложениях выделяется 16 нефтесодержащих пластов. Пласты часто имеют линзообразные контуры. Меловые отложения с мощностью продуктивной толщи около 500 м нефтеносны преимущественно в месторождениях западного борта бассейна. В разрезе толши выделяются черные битуминозные и углистые известняки, чередующиеся с темноцветными аргиллитовыми слоями. Палеоценовые и эоценовые отложения содержат продуктивную толщу мощностью до 1200 м и нефтеносны в пределах всего бассейна. Олиго- Цен и особенно миоцен (свита Ла-Гунильяс) продуктивны на восточном, в меньшей степени на западном борту бассейна, мощность продуктивной толщи составляет более 1 км. Она является основной по добыче и запасам нефти в бассейне.
На отдельных месторождениях установлена нефтеносность трещиноватых метаморфических пород фундамента (месторождения Ла-Пас, Татумоа).
В НГБ может быть выделено несколько зон нефтегазонакопления. На западном борту бассейна и на крайнем юге его (в колумбийской части), на восточном борту и в северо-восточном углу развиты небольшие по длине зоны нефтегазонакопления, связанные с периферийными антикл инальным и системами, ориентированными параллельно обрамляющим структурным элементам бассейна. Структуры почти всех месторождений значительно нарушены сбросами и взбросами.
На западном борту бассейна выявлено более 30 нефтяных месторождений, в том числе крупные (на севере) — Мара, Ла-Пас, Боскан н другие с запасами от 58 до 92 млн. т. На месторождении Ла-Пас нефть добывается из кристаллических сланцев выступа фундамента с глубины до 2700 м. Высота нефтяной залежи 300 м. За время эксплуатации из залежи извлечено свыше 5 млн. т нефти.
На восточном борту бассейна выделяется ареал зон нефтенакопле- &ия, известный в литературе под названием Боливар. Ареал содержит нефтяные месторождения Боливар, Тиа-Хуана, Лагунильяс, Бочакеро, Ла-Сашна, Пуэбло-Вьеха и др., из которых первые три гигантские.
Нефтеносный ареал имеет длину примерно 70 км и ширину до 35 км и протягивается вдоль северо-восточного берега оз. Маракайбо, заходя в акваториальную часть последнего до 20 км. Залежи нефти приурочены к отложениям миоцена, слагающим моноклиналь, наклоненную на юго-запад, которая перекрывает другую также нефтеносную 148
Рис. 51. Схематический поперечный геологический разрез через ареал зон нефтегазонакоп- ления Боливар： / — залежь нефтиРис. 51. Схематический поперечный геологический разрез через ареал зон нефтегазонакоп- ления Боливар： / — залежь нефти
Рис. 51. Схематический поперечный геологический разрез через ареал зон нефтегазонакоп- ления Боливар： / — залежь нефти
Рис. 51. Схематический поперечный геологический разрез через ареал зон нефтегазонакоп- ления Боливар： / — залежь нефти
моноклиналь, но наклоненную в противоположную сторону и пред- ставляющую собой крыло размытой антиклинали, сложенной эоценовыми породами. Обе моноклинальные залежи местами смыкаются, образуя единую залежь с нефтью, плотность которой увеличивается с приближением к поверхности до образования асфальта в голове моноклинали (рис. 51). Нефтеносен интервал глубин 160——4500 м. Месторождения ареала эксплуатируются более чем 7 тыс. скважин. Запасы нефти ареала Боливар оцениваются в 4,7 млрд. т.
В ареале Боливар известны залежи в песчаниках эоцена, перекрываемых несогласно залегающими слоями олигоцена; в миоцене обнаружены в основном литологически экранированные залежи.
Несколько кулисообразно к юго-востоку от ареала Боливар протягивается близкая к нему по строению и условиям залегания нефти небольшая зона нефтенакопления Мене-Гранде-Мотатая-Баруя, в которой крупным является месторождение нефти Мене-Гранде.
На северо-востоке бассейна выделяется протяженная зона нефте- накопления (семь месторождений), связанная с антиклинальной зоной, примыкающей к поднятию Фалькон. В этой зоне нефтеносны олигоцен и миоцен. Залежи нефти в олигоцене, как правило, экранированы поверхностью надолигоценового несогласия. Для миоценовых отложений характерны литологически ограниченные залежи. Последние в наиболее типичном виде представлены на небольшом месторождении Мене-де-Мароа, где на небольшой глубине (около 460 м) известно несколько нефтенасыщенных линз песчаников.
Залежи нефти в бассейне Маракайбо находятся в интервале глубин от 160 M (Боливар) до 4490 м (Смбукара), но преимущественно на глубине 2500—3500 м.
Маракайбский НГБ отличается пониженной газонасыщенностью, что связано с сильной нарушенностью его локальных поднятий разрывами и несогласием в залегании основных продуктивных толщ.
Нижнемагдаленский (Картахенский) нефтегазоносный бассейн
Нижнемагдаленский НГБ расположен непосредственно западнее Маракайбского и отделен от него по разлому горным сооружением Серра-де-Периха и гранитным массивом Серра-Невада-де-Санта-Марта. Южное обрамление его образовано круто погружающейся на север
149
^^6 I е 投|с£?|г I о |优^^6 I е 投|с£?|г I о |优
^^6 I е 投
|с£?|г I о |优
^^6 I е 投
|с£?|г I о |优
Рис. 52. НГБ Нижнемагдаленский (/), Среднемагдаленский (//), Прибрежно- Колумбийский (///) и ПНГБ Каука (/V) и Богота (V):
a — горные сооружения Западной (Д), Центральной (5) и Восточной (В) Кордильеры； 6 — надвиги； в — сбросы; г схематические изогипсы кровли фундамента, км; д——границы бассейнов； месторождения: е — нефтяные н газонефтяные, ж — газовые.
Месторождения； / 一 Флоресанто; 2 — Чину； 3 — Дифисил; 4 — Ла-Моха； 5 — Консуэло； 6 — Сикуко； 1 — Бокетэ; 8 - - Виоло; 9 - Вокнлья; /0 — Тотумаль： / / — Кантагальо; 12— Плайон; 13 — Пеньяс- Бланкас; /4 — Ла-Сира. Инфантас; 15 — Сан-Луис; 16 -- Кокорна； 17 — Эрмитаньо; 18 — Веласкес, Кайпал; /9 — Гуаландай； 20 — Ортега; 21 — Тетуан； 22 — Дина; 23 — Пало-Гранде
складчатой системой Западной и Центральной Кордильер, на западе он ограничен меридионально вытянутым горстом, отделяющим Нижнемагдаленский НГБ от Прибрежно-Колумбийского (рис. 52).
Бассейн выполнен кайнозойскими, в меньшей степени меловыми морскими отложениями максимальной мощностью до 5 км, залегающими на размытой поверхности верхнепалеозойского складчатого основания, а на северо-востоке на древних кристаллических породах. Меловые песчано-глинистые отложения мощностью около 1 км развиты только на западе и юго-западе бассейна, в остальной его части палеогеновые отложения залегают непосредственно на фундаменте. Палеоценовый отдел представлен терригенными породами мощностью около 1,2 км, эоценовый и олигоценовый ——карбоиатно-терригенными породами с рифовыми известняками мощностью до 2 км. Неоген сложен песчано-глинистыми породами мощностью до 3 км,
В Нижнемагдаленском НГБ выявлено 16 небольших нефтяных и газовых месторождений с залежами в песчаниках и рифовых известняках эоценового, миоценового и олигоценового возраста на сводах небольших пологих брахиантиклиналей. Месторождения расположены на востоке бассейна. Одно из наиболее крупных месторождений бассейна ——Дифисил ——содержит газонефтяную залежь в рифовом массиве олигоценового возраста, залегающем на глубине 1600——1800 м на кристаллических породах фундамента. В остальных месторождениях залежи нефти и газа находятся на глубине 700——3700 м.
Гуаякильский нефтегазоносный бассейн
Гуаякильский НГБ находится большей северной частью в Эквадоре («бассейн» Прогрессе), а меньшей южной частью ——в Перу. На востоке он обрамляется складчатыми высокогорными сооружениями Западной Кордильеры, горными массивами Чонгон и Амотапе. Кордильера сложена сильно дислоцированными и метаморфизованными породами палеозойского возраста, а также мезозойскими, в значительной степени вулканогенными породами и кайнозойскими отложениями. Большая часть бассейна занята водами зал. Гуаякиль; на суше находится сравнительно узкая прибрежная зона. На западе бассейн примыкает к Перуанскому геосинклинальному желобу (рис. 53),
Гуаякильский НГБ сложен меловыми и кайнозойскими породами с максимальной мощностью до 10 км на юге и 13 км на севере. Последние залегают на дислоцированных породах пенсильванского возраста. На севере фундамент НГБ образован вулканическими отложениями (диабазы, дациты и др.) юрского возраста, выше которых залегают нижнемеловые отложения, сильно насыщенные брекчиями вулканических пород. Мощность меловых отложений здесь достигает 3 км. На юге нижний мел представлен известняками, в нижней части рифовыми, общей мощностью около 150 м.
Верхнемеловые отложения наиболее развиты на юге бассейна, где мощность их превышает 4 км. Представлены они терригенными поро- 151
a G 2 ,е—— 昌шт-a G 2 ,е—— 昌шт-Рис. 53、Гуаякильскии НГБ：
a G 2 ,е—— 昌шт-
a G 2 ,е—— 昌шт-
а — горные сооружения Западной Кордильеры； 6 — границы бассейна; в — схематические изогипсы кровли фундамента, км; е — разлом Гуа яки ль-Долорес; месторождения: 6 — нефтяные, е — газовые.
Месторождения: / - Куати- во; 2 — Санта-Элена; 3 — Санта-Томас; 4 — Эль-Тиг- ре, Анкон; 5 — Петрополис; 6 — Каролина; 7 — Санта- Паула; 8 — KoHceiicbOH； 9 — Тибурон; 10 — Амистад； / / — Сооало Норте； 12 — Сорри- тос; 13 — Карпитас; 14 — Лос-Органос; /5 - Кабо- Бланко; /6 — Нью-Шеллоу; 17 — Рестин； /8 — Эль-Альто； — Хуалтакаль; 20 — Лобитас; 2/ — Париньяс; 22 — Негритос； 23 — Лагу- ннтас, Ломитас, Мирадор； 24 — Анча; 25 — Ла-Бреа; 26 — Портачуэло; 27 — Вер- дун; 28 — Амотаре, Таб/асо, Дуглас; 29 Майя-Сикс
дамн с большой ролью глинистых толщ. Палеоценовый отдел выделяется только на севере, где мощность слагающих его терригенных пород превышает 3 км. Эоценовые отложения, наоборот, наиболее развиты на юге бассейна (мощность более 4 км), где они представлены терригенными породами; на севере их мощность меньше 1 км и образованы 152
онн карбонатно-терригеннымн породами. Олигоцен на юге сложен километровой толщей аргиллитов, на севере ——песчано-глинистыми породами. Неогеновые терригенные отложения имеют максимальную мощность на севере, где мощность только миоцена превышает 3,5 км.
Разрез отложений НГБ расчленен несколькими перерывами с угловыми несогласиями, из которых наиболее хорошо выражены на юге бассейна предэоценовое и внутриэоценовое.
Для бассейна характерна сильная нарушенность протяженными разрывами, расчленяющими его осадочное выполнение на ряд сопряженных блоков, горстов н грабенов. Системы ступенчато поднятых блоков образуют поднятия, системы опущенных блоков —— впадины с разностью в залегании фундамента иногда свыше 2 км. Сводовые горстовые части таких поднятий на юге бассейна вытянуты преимущественно в субширотном направлении в соответствии с простиранием наиболее протяженных разрывов, отдельные небольшие горстовые поднятия ответвляются от них в разных направлениях. На севере бассейна разрывы имеют преимущественно субмеридиональное направление.
В Гуаякильском НГБ известно свыше 40 нефтяных н три газовых месторождения, большая часть которых расположена на территории Перу. Каждое месторождение, хотя и имеет соответствующее название, однако не всегда представляет собой автономный нефтеносный структурный элемент: обычно отдельная залежь илн их группа, состоящие из сопряженных блоков, условно расчленяются на площади. Типичным является наиболее крупное месторождение бассейна (открыто в 1888 г.) Парнньяс (Перу), состоящее из сопряженных нефтеносных блоков, объединяемых в площади Сантос, Рио-Браво, Шестая миля, Вердун, Ломитас и др., которые в литературе часто именуются месторождениями (рис. 54).
Ю оЮ оДепрессия ЛагунитасДепрессия ЛагунитасПсцнятие ДжабониллалПсцнятие ДжабониллалПоднятие Ла-Бреа-НегритосПоднятие Ла-Бреа-НегритосВердун Ломитас (Париньяс)^ьяноВердун Ломитас (Париньяс)^ьяно8 "° ПоднятиеМайкс-Сикс8 "° ПоднятиеМайкс-СиксС КаррисальСантос Рио-браво「сг Манкс-СиксС КаррисальСантос Рио-браво「сг Манкс-СиксРис. 54. Схематический геологический разрез через южную часть Гуаякильского НГБ:а — разрывы; 6 несогласия； 6 — нефтяные залежи.Отложения: /—3 — верхнеэоиеновые; 4—7 — нижнеэоценовые; 8 — меловыеРис. 54. Схематический геологический разрез через южную часть Гуаякильского НГБ:а — разрывы; 6 несогласия； 6 — нефтяные залежи.Отложения: /—3 — верхнеэоиеновые; 4—7 — нижнеэоценовые; 8 — меловыеВ эквадорской части НГБ помимо горстовых поднятий выделяются также локальные поднятия типа небольших пологих антиклиналей, осложненных разрывами и вытянутых в субмериднональном направлении (месторождение Анкон). Месторождения сконцентрированы на сравнительно небольшой территории п-ова Санта Элена. Два месторождения 一 нефтяное Тибурон и крупное газовое Амистад
Ю о
Ю о
Депрессия Лагунитас
Депрессия Лагунитас
Псцнятие Джабониллал
Псцнятие Джабониллал
Поднятие Ла-Бреа-Негритос
Поднятие Ла-Бреа-Негритос
Вердун Ломитас (Париньяс)^ьяно
Вердун Ломитас (Париньяс)^ьяно
8 "
° Поднятие
Майкс-Сикс
8 "
° Поднятие
Майкс-Сикс
С Каррисаль
Сантос Рио-браво「
сг Манкс-Сикс
С Каррисаль
Сантос Рио-браво「
сг Манкс-Сикс
Рис. 54. Схематический геологический разрез через южную часть Гуаякильского НГБ:
а — разрывы; 6 несогласия； 6 — нефтяные залежи.
Отложения: /—3 — верхнеэоиеновые; 4—7 — нижнеэоценовые; 8 — меловые
Рис. 54. Схематический геологический разрез через южную часть Гуаякильского НГБ:
а — разрывы; 6 несогласия； 6 — нефтяные залежи.
Отложения: /—3 — верхнеэоиеновые; 4—7 — нижнеэоценовые; 8 — меловые
(210 млрд, м3)——открыты в субаквальной части бассейна. В целом газоносность бассейна незначительна.
В соответствии со структурой бассейна преимущественно развиты залежи нефти, экранированные разрывами, а также сводовые, сильно нарушенные, в меньшей степени литологически экранированные и небольшие литологически ограниченные залежи. Продуктивные пласты часто имеют линзовидное строение. На месторождении Сорритос (открыто в 1863 г.) насчитывается 35 продуктивных линз.
Основной продуктивной толщей бассейна являются эоценовые породы, в разрезе которых в перуанской части бассейна выделяется ряд продуктивных свит. Здесь же нефтеносны миоценовые песчаники и кварциты пенсильванского возраста (месторождения Ла-Бреа и Па- риньяс). В эквадорской части бассейна продуктивны также палеоценовые и верхнемеловые отложения.
В крайней северной части бассейна известны небольшие залежи нефти на контакте меловых песчаников с небольшими интрузивными телами.
Залежи нефти и газа бассейна находятся на глубине 150一4200 - м.
Среднемагдаленский нефтегазоносный бассейн
Среднемагдаленский НГБ заключен между высокогорными сооружениями Центральной Кордильеры Колумбии на западе и Восточной Кордильеры на востоке и протягивается в почти меридиональном направлении на 300 км при ширине не более 60 км (см. рис. 52). На востоке бассейн ограничен системой крутых надвигов, по которым Восточная Кордильера приподнята и надвинута на впадину. На севере восточная краевая часть впадины является наиболее прогнутой. Мощность слагающих ее кайнозойских и мезозойских пород достигает 10 км, большая часть из которых приходится на кайнозойские отложения. Западный край впадины пологий и представляет собой моноклиналь, отделенную от Центральной Кордильеры системой ступенчатых сбросов.
На юге бассейн выклинивается за счет сближения Центральной и Восточной Кордильер. В северном направлении ширина бассейна увеличивается, но на крайнем севере сужается. Здесь бассейн (грабен) граничит со срединным массивом Нижней Магдалены. Южная часть бассейна отделена от большой северной части диагонально расположенным (северо-восток ——юго-запад) разломом, вдоль которого фундамент бассейна приподнят.
В разрезе кайнозойских и мезозойских отложений выделяются два структурных этажа. Верхний этаж сложен почти горизонтально зале- гащими пластами неогена, олигоцена и эоцена с большой ролью в их составе отложений континентального происхождения. Обращают на себя внимание большие мощности преимущественно обломочных пород неогенового (до 4 км) и олигоценового (более 4,5 км) возраста. Для последних характерна высокая глинистость и развитие на западе бас-
сейна дельтовых комплексов. Эоценовые отложения представлены терригенными породами, в верхней части угленосными, мощностью более 2,5 км.
Нижний этаж бассейна образован дислоцированными породами палеоцена и мезозоя преимущественно морского происхождения. Палеоценовый отдел, датский, маастрихтский, кампанский ярусы сложены терригенными породами (угленосными в меловом отделе) мощностью более 2 км. Остальной разрез меловой системы представлен песчано- глинистыми породами с прослоями известняков общей мощностью более 3,5 км. Палеоцен и верхи меловых отложений иногда полностью отсутствуют в наиболее приподнятых частях структур месторождений нефти и газа. В подошве этажа залегают континентальные красноцвет- ные терригенные породы юрского и, возможно, триасового возраста мощностью до 2,5 км.
В бассейне выявлено более 80 месторождений нефти и только 5 газовых, большая часть их расположена в северной наиболее широкой части бассейна. Первое месторождение Инфантас было открыто в 1918 г. Нефтеносны песчаники олигоцена и эоцена, трещиноватые известняки, иногда аргиллиты верхнего мела и базальной карбонатной серии готерива — апта. Залежи нефти находятся на глубине 600— 4200 м, преимущественно в интервале 1000—2500 м.
В средней и восточной частях бассейна месторождения нефти приурочены к брахиантиклиналям двух типов: сквозным, выраженным как в меловых, так и в кайнозойских (в меньшей степени) отложениях, и выраженным только в кайнозойских отложениях, полого изогнутые слои которых залегают на эрозионных выступах, сложенных моноклинально
Рис. 55. Схематические поперечные геологические разрезы месторождений Ла
Сира и Инфантас.
Залежи- а — нефти, 6 — газа; в - вода; г - несогласия и перерывы; д — сбросо-сдвиги.
Отложения: 1—4 — палеогеновые； 5—8 — сантон-сеноманскне； 9—13 — нижнемеловые
залегающими пластами верхнего мела. Примером структуры последнего типа является структура месторождений Ла-Сира и Инфантас (рис. 55). Структуры месторождений обоих типов сильно нарушены разрывами. Залежи нефти пластовые сводовые, а также тектонически экраннро ванные.
На западном борту бассейна протягивается зона нефтегазонакопле- ния, связанная с разрывами, осложняющими моноклиналь. Для месторождений (Кантагальо, Веласкес и др.) характерны тектонически экранированные залежи со сбросами, наклоненными в сторону нефтеносной части блока (в сторону падения пластов).
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ
ЭПИ ПЛАТФОРМЕННОГО ОРОГЕНА СЕРРА-ПАМПА
БРАЗИЛЬСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Нефтегазоносный бассейн Мендоса
Сравнительно крупный по размерам (700Х 200 км2) НГБ Мендоса расположен на западе Аргентины в краевой предандийской части эпип- латформенного орогена Серра-Пампа. Он заключен в сравнительно узкой межгорной впадине грабенообразного строения, западный борт которой осложнен надвигом интенсивно дислоцированных пород палеозоя и докембрия, а остальной контур образован сбросами и взбросами, отделяющими бассейн от горных хребтов Серра-Пампа (рис. 56).
Бассейн выполнен континентальными кайнозойскими и триасовыми терригенными, часто грубообломочными отложениями с включением туфогенных и вулканогенных пород, порфиритов и базальтовых тел общей мощностью более 3 км. В подошве триасовых отложений залегает порфиритовая серия мощностью около 200 м, сложенная конгломератами, порфиритами, базальтами, песчаниками, глинами.
Западный борт бассейна осложнен рядом антиклинальных зон, ориентированных параллельно Андам и образующих зоны нефтенакоп- ления. Антиклинали сравнительно пологие, слабоасимметричны и подсечены крупными взбросами.
Выделяются две основные зоны нефтенакопления: западная — Тупунгата ——с брахиантиклиналями —— нефтяными месторождениями Качеута, Интермедиа, Рефуджио, Тупунгато и др., и восточная ——Бар- ранкас (южнее г. Мендоса) — с месторождениями Лунлунта, Барран- кас, Эль-Каррисаль и др. Всего на западе бассейна выявлено свыше 20 нефтяных месторождений с залежами сводового типа преимущественно в песчаниках, часто туфогенных, реже в трещиноватых сланцах и конгломератах триасового возраста. В триасе выделяется до шести нефтяных пластов с мощностью каждого пласта от 5 до 80 м.
Нефтеносны также туфогенные песчаники палеогена и неогена. В последних выявлены лишь небольшие скопления. Залежи преимущественно литологически экранированные.
156
Сан-ХуанСан-Хуан^^6^^6ииmgmg
Сан-Хуан
Сан-Хуан
^^6
^^6
и
и
mg
mg
Рис. 56. НГБ Мендоса:
а — эпиплатформенный ороген Серра-Пампа： б — Андийские Кордильеры； е — надвиги； т — сбросы, взбросы; d антиклинали; е — месторождения нефти.
Месторождения： / - Крус-де-Пьедра; 2 Лунлунта; 3 - Барранкас; 4 — Эль-Каррисаль; 5 — Рио- Тунуян; 6 — Ла-Бентана； 7 — Пунта-де Л ас-Бард ас; 8 — Бакас-Муэртас： 9 — Внскасерас; 10 — Качеу- та; // — Интермедиа; 12—Рефуджио； /3 — Тупунгато; 14 - Пьедрас-Колорадос; /5 — Каньнрес- Эррадос
Наиболее крупные месторождения бассейна ——Барранкас (запасы 25 млн. т.), Пунта-де-Лас-Бардас, Бакас-Муэртас. Залежи нефти бассейна находятся на глубине 1800——3600 м.
Вдоль наиболее крупных разрывов, пересекающих бассейн, выявлены сравнительно крупные залежи асфальта, в частности в районах Серра-де-Рейс с запасами 200 тыс. т. и Курао ——200 тыс. т.
нефтегазогеологическая провинция БРАЗИЛЬСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Нефтегазоносный бассейн Баия
НГБ Баия расположен в Бразилии в приатлантической части штата Баия, севернее г. Салвадор, на территории Бразильского нагорья (рис. 57).
Бассейн представляет собой сравнительно крупный (700 X 125 км2) грабен в теле краевой части докембрийской платформы. На юге-востоке обрамление его образовано узкой прибрежной полосой выходов на поверхность кристаллических пород фундамента, частично перекрытых силурийскими и девонскими отложениями. Западная граница бассейна определяется системой сложно построенных разрывов Марагожипи- Макуруере, которая продолжается далеко на север. Амплитуда разрывов измеряется сотнями метров. На юге западная система разрывов выходит на шельф и смыкается с Салвадорским разломом, протягивающимся на северо-восток вдоль берега, амплитуда его достигает 3 км. Восточной границей бассейна является меридионально ориентированная система разрывов Самбибо.
Грабен осложнен по простиранию тремя различно ориентированными частными прогибами: южным — Реконкаво, протягивающимся в северо-восточном направлении; средним, более крупным — Тукано, примыкающим с севера к прогибу Реконкаво и протягивающимся в северном направлении; северным — Жатобоа, вытянутым в восточно-северо-восточном направлении.
НГБ Баия выполнен толщей отложений юрского и мелового возраста, а во впадине Жатобоа известны также палеозойские отложения. В подошве бассейна залегают юрские пестроцветные терригенные породы с пластами каменной соли общей мощностью около 700 м, которые выше покрываются континентальной тол щей мощностью до 500 м. Последняя на ряде месторождений (Дом-Жоао, Агуа-Гранде и др.) является нефтеносной (три пласта).
Меловые доальбские отложения представлены песчано-глинистыми породами с прослоями известняков общей мощностью свыше 6 км В неокомских породах выделяются три продуктивные толщи, из которых в двух верхних (Ильяс и Кандейяс) коллекторами служат известняки, а в нижней (Итапарика)——песчаники. Продуктивные толщи содержат 15 нефтеносных пластов. На одном месторождении (Фасенда- 158
Рис. 57. НГБ Баия (южная нефтегазоносная часть)：
а — выходы кристаллического фундамента на поверхность; 6 — антиклинальные зоны; месторождения: з — нефтяные, г — газовые, д — газонефтяные.
Месторождения: / - Керера-Эстенсау; 2— Керера： 3 Иран; 4— Педрас； 5 — Фасенда-Асеведу； 6—Саумпи; 7 — Бурасика； 8 Фасенда-Панелас; 9 — Сантана； 10 - Агуа-Гранде; // — Пожука- Сентраль： /2 — Мата; 13 — Жакуипе; 14— Питанда; /5 — Седру； 16 — Гомо; 17 — Брежинью-Кана- брава； 18 — Касаронгонгу； 19 — Такунпе; 20 — Дом-Жоао： 2/ — Итапарика; 22 — Парамирим; 23 — Сокорру; 24— Кандейяс; 25—Маппеле; 26—Арату-Сентраль： 27 — Лобату
Имби) нефть получена из докембрийского фундамента. На аптских песчаниках и конгломератах на востоке залегают непосредственно неогеновые отложения небольшой мощности (до 70 м).
Во впадине Реконкаво мезозойские осадки слагают моноклиналь, наклоненную на юго-восток и рассеченную продольными сбросами на ряд блоков. В средней части впадины известна поперечная система разрывов, образующая систему поднятых и опущенных блоков.
Промышленная нефтегазоносность бассейна Баия установлена в 1939 г. открытием месторождения нефти Лобату. В настоящее время на юге бассейна известно свыше 80 месторождений, в том числе 13 газовых. Во впадине Тукано выявлены лишь три месторождения, в том числе два газовых.
В бассейне прослеживается ряд сравнительно коротких антиклинальных зон нефтегазонакопления, ориентированных вблизи краевых грабенообразующих сбросов в северо-восточном направлении, а в средней части грабена — в северо-западном. Залежи нефти и газа преимущественно пластовые сводовые, нарушенные разрывами (месторождения Агуа-Гранде, Итапарика, Мата, Дом-Жоао и др.) и тектонически экранированные (Сан-Себастьяно), реже литологически экранированные и литологически ограниченные (Кандейяс).
Большая часть залежей нефти и газа в бассейне небольших размеров (Дом-Жоао — 240 мХЗЗО м, Кандейяс— 1500 м X 600 м), находятся они на глубине 500—1500 м.
На юге бассейна из трещиноватых сланцев свиты Кандейяс получены газ с глубины 2903—2975 м и нефть с глубины 3228—3573 м.
Нефти месторождений характеризуются высоким содержанием парафина (Лобату 一 20%) несмотря на небольшую глубину их залегания.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ ПАМПО-ПАТАГОНСКОЙ ПЛИТЫ
Нефтегазоносный бассейн Неукен
Небольшой треугольной формы НГБ Неукен (Аргентина) расположен между эпиплатформенным орогеном Серра-Пампа на севере и погребенным выступом древнего кристаллического фундамента Северо- Патагонского массива на юге. Значительная часть (кроме запада) обрамления бассейна представлена зонами развития маломощных толщ мезозойского возраста; на востоке через небольшое межбассейновое поднятие бассейн Неукен граничит с ПНГБ Рио-Колорадо. От Андийских Кордильер НГБ Неукен отделен разломами (рис. 58).'
Бассейн сложен с поверхности преимущественно меловыми отложениями мощностью свыше 600 м, состоящими из переслаивающихся песчаников, глин, конгломератов, известняков, гипсов и битуминозных мергелей (внизу). Меловые отложения подстилаются мощной (более 2 км) толщей пород юрского возраста преимущественно морского генезиса. Ниже располагается 1000-метровая толща терригенных пород с туфами и порфиритами триасового и, возможно, пермского возраста. » • Для северной, суженной, части бассейна характерно развитие на поверхности больших по площади покровов кайнозойских эффузивов. Фундамент бассейна залегает на глубине максимально до 7 км (на западе северной части бассейна).■
aa1111161637371919AAоМаларгуэ 36оМаларгуэ 36."•：「；а т а г о ни и."•：「；а т а г о ни и匸杀匸杀г лг л、、ххXX7373、02、02XXАА222232 3°，2432 3°，24工■加■25 0工■加■25 0Рис. 58. НГБ Неукен:_ межбасо эпиилатформенный орвен Серра Пампа,小蕊;;°产'*爲篙"/?-3 Катриэль; ж — зона нефтечиновое поднятие, д-- границы бассенна; е -своды / — “орсал, R 卜[я.юнакоиления. з — месторождения нефти и газап.-чсто-^пнандес 3 Агуада дель Чиато: 4)1 ССТОрОД€Ни 「ссек пл- АЛ яц ^Негра. 2 - Пуэсто^Эрнанде^^^^8 一 Рно-КагРинкон-де-лос-Саусес; 5 - Серра-ла-Манеа.Меданито' И — Эль-Сантьягуэньо; /3 — Пье〃рнз〃ь; 9-Лома-Монтоса, 10 - М瞪нанера;"—显^,肾靠界;;, Рмнконада, 17 - Вланко-де рас Панкае, /4 — Агуада-де-лос-Индиос; /5 - 门吗厅绊黑焉/ 2/ - Эль-Сал^раль; 22 — ЛинРис. 58. НГБ Неукен:_ межбасо эпиилатформенный орвен Серра Пампа,小蕊;;°产'*爲篙"/?-3 Катриэль; ж — зона нефтечиновое поднятие, д-- границы бассенна; е -своды / — “орсал, R 卜[я.юнакоиления. з — месторождения нефти и газап.-чсто-^пнандес 3 Агуада дель Чиато: 4)1 ССТОрОД€Ни 「ссек пл- АЛ яц ^Негра. 2 - Пуэсто^Эрнанде^^^^8 一 Рно-КагРинкон-де-лос-Саусес; 5 - Серра-ла-Манеа.Меданито' И — Эль-Сантьягуэньо; /3 — Пье〃рнз〃ь; 9-Лома-Монтоса, 10 - М瞪нанера;"—显^,肾靠界;;, Рмнконада, 17 - Вланко-де рас Панкае, /4 — Агуада-де-лос-Индиос; /5 - 门吗厅绊黑焉/ 2/ - Эль-Сал^раль; 22 — Линrw*6[ип1дп11н] гrw*6[ип1дп11н] г9% W9% W
a
a
11
11
16
16
37
37
19
19
A
A
оМаларгуэ 36
оМаларгуэ 36
."•：「；а т а г о ни и
."•：「；а т а г о ни и
匸杀
匸杀
г л
г л
、
、
х
х
X
X
73
73
、02
、02
X
X
А
А
22
22
32 3°，24
32 3°，24
工■加■25 0
工■加■25 0
Рис. 58. НГБ Неукен:_ межбас
о эпиилатформенный орвен Серра Пампа,小蕊;;°产'*爲篙"/?-3 Катриэль; ж — зона нефте
чиновое поднятие, д-- границы бассенна; е -своды / — “орсал, R 卜
[я.юнакоиления. з — месторождения нефти и газап.-чсто-^пнандес 3 Агуада дель Чиато: 4
)1 ССТОрОД€Ни 「ссек пл- АЛ яц ^Негра. 2 - Пуэсто^Эрнанде^^^^8 一 Рно-Каг
Ринкон-де-лос-Саусес; 5 - Серра-ла-Манеа.Меданито' И — Эль-Сантьягуэньо; /3 — Пье〃
рнз〃ь; 9-Лома-Монтоса, 10 - М瞪нанера;"—显^,肾靠界;;, Рмнконада, 17 - Вланко-де рас Панкае, /4 — Агуада-де-лос-Индиос; /5 - 门吗厅绊黑焉/ 2/ - Эль-Сал^раль; 22 — Лин
Рис. 58. НГБ Неукен:_ межбас
о эпиилатформенный орвен Серра Пампа,小蕊;;°产'*爲篙"/?-3 Катриэль; ж — зона нефте
чиновое поднятие, д-- границы бассенна; е -своды / — “орсал, R 卜
[я.юнакоиления. з — месторождения нефти и газап.-чсто-^пнандес 3 Агуада дель Чиато: 4
)1 ССТОрОД€Ни 「ссек пл- АЛ яц ^Негра. 2 - Пуэсто^Эрнанде^^^^8 一 Рно-Каг
Ринкон-де-лос-Саусес; 5 - Серра-ла-Манеа.Меданито' И — Эль-Сантьягуэньо; /3 — Пье〃
рнз〃ь; 9-Лома-Монтоса, 10 - М瞪нанера;"—显^,肾靠界;;, Рмнконада, 17 - Вланко-де рас Панкае, /4 — Агуада-де-лос-Индиос; /5 - 门吗厅绊黑焉/ 2/ - Эль-Сал^раль; 22 — Лин
rw
*6[ип1дп11н] г
rw
*6[ип1дп11н] г
9% W
9% W
Кма鬻;:喷 2七上片器厶 j’/P録％愿产；35 Ранкил, 3. - Пампа Палауко; 37 г»ль-Соснеадо, 38 - Нуэсто-Рохас, 39 - (,ерра М()〃ьнр
11-105
В пологозалегающих образованиях бассейна на юге, в междуречье Неукен ——Лимей, располагается свод Дорсал, с которым связан крупный ареал зон нефтенакопления. Свод Дорсал осложнен рядом пологих локальных поднятий, нарушенных разрывами и простирающихся в субширотном направлении. В пределах свода выявлено свыше 20 нефтяных месторождений, первое из которых ——крупное месторождение Пласа-Уинкуль — было открыто еще в 1918 г. Здесь же открыты относительно крупное нефтяное месторождение Серра-Вандера, а на севере свода ——крупнейшее в Южной Америке газовое месторождение Лома-де-ла-Лата с запасами газа 300 млрд, м3 и конденсата 一 30 млн. т.
Ареал зон нефтегазонакопления Катриэль расположен в среднем течении р. Рио-Колорадо, где также намечается небольшой плоский свод, значительная северная часть которого покрыта молодыми эффузи- вами. Свод нарушен разломом северо-западного простирания.
В ареале выявлено свыше 30 нефтяных и газовых месторождений, в том числе сравнительно крупные Эль-Медианито, Рио-Катриэль, Лома- Монтоса.
В северной части бассейна намечается третий ареал эон нефтегазо- накопления, насчитывающий более 20 месторождений, приуроченных к сравнительно узким антиклинальным зонам субмеридионального простирания.
Всего в бассейне выявлено 91 нефтяное и 29 газовых и конденсатногазовых месторождений, из которых большая часть сконцентрирована в описанных выше трех ареалах зон нефтегазонакопления. Продуктивны во всех ареалах зон песчаники и известняки юрского и мелового возраста (три свиты), реже песчаники порфиритовой серии. Залежи преимущественно пластовые сводовые, на северном ареале встречаются также тектонически экранированные. Интервал размещения залежей нефти и газа 850一4200 м.
В северо-восточной и западной краевой частях бассейна в меловых отложениях распространены тяжелые нефти и асфальты на глубине до 1000 м.
Патагонский (Сан-Хорхе) нефтегазоносный бассейн
Патагонский бассейн-синеклиза расположен на юге Аргентины между Северо-Патагонским массивом на севере и Южно-Патагонским на юге. Западное ограничение бассейна образовано разломом, отделяющим его от горного сооружения Патагонской Кордильеры. На востоке в субаквальной части НГБ ограничен блоковым поднятием, где фундамент залегает на глубине 1 км.
На суще располагается большая часть овалообразной структуры бассейна с последовательной сменой с востока на запад выходящих на поверхность отложений палеогена, мела и юры. Часть поверхности бассейна покрыта молодыми вулканическими образованиями (рис. 59).
В подошве бассейна находится мощная порфиритовая толща
^^ n …з 6 J—^ 6^^ n …з 6 J—^ 6Рис. 59. НГБ Сан-Хорхе:a - - аконсерва1шонная зона; 6 — Западно-Патагонский разлом； 8 - границы бассейна; г — схематические изогипсы кровли фундамента, км； месторождения： д— нефтяные, е — газовые.Месторождения: / — Лас-Флорес; 2 — Валье-Эрмосо; 3 — Серро Драгон； 4 — Тортуга; 5 — Пампа дель- Кастильо; 6 — Эль-Требол; 7 — Манантьялес-Бер; 8 — Диа дема-Аргентина; 9 — к,з ньндон Перди до; /0Галета- Кордова; // — Комородо Рива давня: /2—Каньядон-Секо, /3 — К^ньядон-Леон； /4 Пико-Трункадо; /5 - Эль Кордон; /6 — Эль-Дестино; /7 — Кадипсо; !8 — Эль^Уэмул; /9 — Лас Эрас;20 — Эль-Эскорналь； 2/ — Монтанья-Каторче; 22 — Антнклнналь-Гранде, 23 — Баранки-Янковски, 24 — Лос-Монос; 25 — Месета: 26 Ломас'дель-Куй; 2 7 — Мата-Магальянес, X-12; 2 8 — Мата-Ма- гальянес; 29 — Марта: 30 — ПетрельРис. 59. НГБ Сан-Хорхе:a - - аконсерва1шонная зона; 6 — Западно-Патагонский разлом； 8 - границы бассейна; г — схематические изогипсы кровли фундамента, км； месторождения： д— нефтяные, е — газовые.Месторождения: / — Лас-Флорес; 2 — Валье-Эрмосо; 3 — Серро Драгон； 4 — Тортуга; 5 — Пампа дель- Кастильо; 6 — Эль-Требол; 7 — Манантьялес-Бер; 8 — Диа дема-Аргентина; 9 — к,з ньндон Перди до; /0Галета- Кордова; // — Комородо Рива давня: /2—Каньядон-Секо, /3 — К^ньядон-Леон； /4 Пико-Трункадо; /5 - Эль Кордон; /6 — Эль-Дестино; /7 — Кадипсо; !8 — Эль^Уэмул; /9 — Лас Эрас;20 — Эль-Эскорналь； 2/ — Монтанья-Каторче; 22 — Антнклнналь-Гранде, 23 — Баранки-Янковски, 24 — Лос-Монос; 25 — Месета: 26 Ломас'дель-Куй; 2 7 — Мата-Магальянес, X-12; 2 8 — Мата-Ма- гальянес; 29 — Марта: 30 — Петрель
^^ n …з 6 J—^ 6
^^ n …з 6 J—^ 6
Рис. 59. НГБ Сан-Хорхе:
a - - аконсерва1шонная зона; 6 — Западно-Патагонский разлом； 8 - границы бассейна; г — схематические изогипсы кровли фундамента, км； месторождения： д— нефтяные, е — газовые.
Месторождения: / — Лас-Флорес; 2 — Валье-Эрмосо; 3 — Серро Драгон； 4 — Тортуга; 5 — Пампа дель- Кастильо; 6 — Эль-Требол; 7 — Манантьялес-Бер; 8 — Диа дема-Аргентина; 9 — к,з ньндон Перди до; /0Галета- Кордова; // — Комородо Рива давня: /2—Каньядон-Секо, /3 — К^ньядон-Леон； /4 Пико-Трункадо; /5 - Эль Кордон; /6 — Эль-Дестино; /7 — Кадипсо; !8 — Эль^Уэмул; /9 — Лас Эрас;
20 — Эль-Эскорналь； 2/ — Монтанья-Каторче; 22 — Антнклнналь-Гранде, 23 — Баранки-Янковски, 24 — Лос-Монос; 25 — Месета: 26 Ломас'дель-Куй; 2 7 — Мата-Магальянес, X-12; 2 8 — Мата-Ма- гальянес; 29 — Марта: 30 — Петрель
Рис. 59. НГБ Сан-Хорхе:
a - - аконсерва1шонная зона; 6 — Западно-Патагонский разлом； 8 - границы бассейна; г — схематические изогипсы кровли фундамента, км； месторождения： д— нефтяные, е — газовые.
Месторождения: / — Лас-Флорес; 2 — Валье-Эрмосо; 3 — Серро Драгон； 4 — Тортуга; 5 — Пампа дель- Кастильо; 6 — Эль-Требол; 7 — Манантьялес-Бер; 8 — Диа дема-Аргентина; 9 — к,з ньндон Перди до; /0Галета- Кордова; // — Комородо Рива давня: /2—Каньядон-Секо, /3 — К^ньядон-Леон； /4 Пико-Трункадо; /5 - Эль Кордон; /6 — Эль-Дестино; /7 — Кадипсо; !8 — Эль^Уэмул; /9 — Лас Эрас;
20 — Эль-Эскорналь； 2/ — Монтанья-Каторче; 22 — Антнклнналь-Гранде, 23 — Баранки-Янковски, 24 — Лос-Монос; 25 — Месета: 26 Ломас'дель-Куй; 2 7 — Мата-Магальянес, X-12; 2 8 — Мата-Ма- гальянес; 29 — Марта: 30 — Петрель
среднеюрского возраста, залегающая на метаморфическом комплексе нижиего палеозоя. Верхнеюрские и нижнемеловые отложения представлены туфоносными глинами и песчаниками. Верхний отдел меловой системы мощностью более 1,5 км сложен терригенными породами с обилием русловых образований. Палеогеновые и миоценовые отложения мощностью до 1 км представлены также терригенными породами. Разрез завершается пл иоцен-верхнемиоценовыми грубозернистыми породами мощностью до 300 м. Общая мощность осадочных пород бассейна не превышает 6 км.
Выявленные в бассейне свыше 100 нефтяных месторождений и более 15 газовых образуют кольцевой ареал зон нефтегазонакопления. На востоке открыты в море четыре месторождения. Центральная часть кольца не разведена из-за относительно больших глубин залегания продуктивных толщ.
Нефтегазоносность бассейна связана с песчаниковыми резервуарами прежде всего сеноманского возраста, содержащими до 13 продуктивных пластов (в центре), палеоценового и эоценового, в меньшей степени юрского возраста (два пласта). В эоцене известны небольшие газовые 163
скопления. Залежи нефти преимущественно тектонически экранированные или сводовые, нарушенные разрывами, находятся на глубине 900- 3200 м, однако большая часть запасов (более 70%) сконцентрирована в интервале глубин 1600— 1800 м.
Основная часть структур нефтяных и газовых месторождений связана с небольшими по амплитуде локальными поднятиями и только на западе появляются высокоамплитудные структуры.
В бассейне известно несколько сравнительно крупных месторождений нефти: на севере Комодоро-Ривадавия, открытое еще в 1907 「.， на юге Каньядон-Секо, выявленное в 1951 г., начальные запасы нефти которого оцениваются в 128 млн. т при глубине залегания 885——1980 м. На севере бассейна известны месторождения, насчитывающие 35 нефтяных залежей (Серро-Драгон, Каньядон-Гранде).
Нефтегазоносный бассейн Магелланова пролива
НГБ Магелланова прогиба расположен на крайнем юге Чили и Аргентины. В южной части он пересечен Магеллановым проливом. Северное ограничение бассейна образовано маломощным покровом осадочных отложений южного склона Южно-Патагонского массива. Западное и южное обрамление бассейна представлено сооружениями Патагонской Кордильеры, надвинутыми по крутым надвигам на узкий складчатый борт бассейна (рис. 60).
Фундамент бассейна сложен метаморфическими породами палеозойского возраста и погружен на западе на глубину до 12 км. На востоке. в прибрежной части, примерно параллельно береговой линии фундамент (по геофизическим данным) поднимается до глубины I км. образуя валообразное поднятие, восточнее которого на шельфе находится прогиб Мальвинас.
В пределах наиболее изученной материковой части бассейна в его строении принимают участие кайнозойские, меловые и юрские породы с максимальной мощностью на западном складчатом борту. Наибольшей мощностью (более 5 км) характеризуются верхнемеловые песчано- глинистые отложения, ограниченные сверху и снизу перерывами Меловые песчаники образуют основную продуктивную толщу бассейна.
Повсеместно установлена нефтеносность верхней юры — базальной пачки песчаников, расслоенных аргиллитами, мощность которой увеличивается (до нескольких десятков метров) в западном направлении; на востоке песчаники замещаются аргиллитами. Ниже в подошве бассейна залегает почти 3-километровая толща туфолав. брекчий, трещиноватых г.пинистых сланцев, песчаников и мощных пачек вулканического пепла позднеюрского возраста, газоносная на ряде месторождений.
Кайнозойские отложения представлены преимущественно песчано- глинистыми породами. Миоценовые и эоценовые глауконитовые песчаники продуктивны на ряде месторождений, первые нефтеносны, вторые газоносны.
В бассейне известно свыше 170 месторождений (в том числе более
— ％д -гах&ке-^§га^ .о«о^&<——"9 -ОМНЗЕЕиф 1 必寸 вавинф -edgNOH.QgEy —— zb -JOJeq edl ■『IHaqlrAX.OHd — op -eHHUelEX I 6g codjegw — 80 gEBBIrEX — zg ・hHHq ——gsEHdolHHg —— gesdBdg 'Eoo ! 石нI ng sqlrHJ ,dKqHeh——zg 近3Jh3玄含 —— fg •КНЕдЕНА匚丨 Q空-J9ITK k-Hxraxras I 6N -BdouJG — 8d -BdA-lJOJHa - ZN 3HBJHBW ——9N -oddp<qlru，B-LHALl gN -o」KqJ.H0—-%z ・JX江fHdHWU —— mz &.ое，вс1вф —— ^ -EM ・HH 1卫G，EB」q『u，B .HAU——DN -HoqJMadH 口— 6f -eJdBL^euNBLI •-UHOW 4，WLHOVV ——二 -douHOX ——д' •нсниззои I g 二 HOBqH •Ex T ^^ ^e-^xxrart- I ^^ ^H ,UG,qTe0He' ^^ '■o^x^xx^ri' ——ff"olM --一工0:，旦 .do—6 .OMHh.oHd，dA—2 -douHOX’qyG——JXHTOHd .dAU — 9 6MHEHX 丨 g -3M江4 ,ONdavB二 I 弋 JeHHIroxiadl — 8 -3M4，ovv—、£q 与必 .ouwex ——f -KHHJPMWdoj-JWW 2q8OEFJ 弋-alqHKIBBHOEZ」 H 9I4HKLH t * £HH3%0d •OIJ9W -BHWJJeg enHHBd」 ——а нм ・BIHaNBHAB ХС-Л ，odUUHJOEH BH 工 JaHiBMSX〕 p ^SHKX^OC LomoHVOOJEg I 2 £HOE KEHHOXTlBEdTn -HOH2——8 -JHHURH —9 -Eda IqTMVdoH BBUHOJEB =
-BgHIrodu ЯШОХ ■™iu^^ g」H s §5
-OXHh .oHd I Z9
「学d」IOHd /
「XKqE-g学 X-
-a」
堂
oqirHHHBdj — gg -JolrQHBX
50 газовых), сконцентрированных на востоке северной части о-ва Огнен- ная Земля, в прилегающем с севера участке материка, в пределах платформенного борта бассейна. Первое и одно из сравнительно крупных месторождений бассейна ——Манантьялес (Чили, север Огненной Зем- ли) — было открыто лишь в 1945 г. В настоящее время свыше 15 месторождений выявлено на шельфе, семь в проливе.
Значительная северная часть бассейна (Аргентина) изучена весьма слабо, в ее пределах в 1967 г. открыто нефтегазовое месторождение foviberoc.
Месторождения нефти и газа платформенного борта бассейна приурочены к погребенным под кайнозойскими отложениями хорошо выраженным асимметричным брахиантиклиналям, нарушенным разры- вами небольшой амплитуды и достаточно хорошо отраженным в рельефе фундамента бассейна.
Залежи месторождений сравнительно небольшие, часто развиты лишь на крыльях брахиантиклиналей, преимущественно в различного рода барьерных формах ловушек. На западе в зоне сочленения платформенного и складчатого бортов выявлено четыре месторождения: три газовых — Наталес, Транкильо и Мансано и газонефтяное Канелос.
В бассейне известно свыше 10 чисто газовых месторождений, в том числе довольно крупные — Посесьон и Чаньярсильо (Чили). Во взаимном размещении нефтяных и газовых месторождений не наблюдается четкого раздела, но чисто газоносной является свита Трес-Бразос эоценового возраста, газонефтеносной ——свита Тобифера верхней юры. Залежи нефти и газа располагаются в пределах глубин 1800—3100 м.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ ВОСТОЧНЫХ ПЕРИКОНТИНЕНТАЛЬНЫХ ПРОГИБОВ ЮЖНОЙ АМЕРИКИ
Нефтегазоносный бассейн Сеара-Потигуар
Бассейн образован тремя грабенами (с запада на восток): Сеара, Потигуар и Пернамбуко-Параиба. В последнем грабене мощность осадочных пород сокращается до 1一3 км, причем в разрезе большое значение приобретают изверженные породы готерив-сеноманского возраста.
Максимальные мощности отложений, заполняющих грабены, не превышают 7 км. В грабене Сеара разрез начинается с аптских терригенных континентальных пород с большой ролью дельтовых образований. Выше залегают карбонатно-терригенные отложения альба — сеномана. Маастрихтские и палеогеновые образования распространены ограниченно. Миоценовые морские глинистые толщи с востока на запад сменяются континентальными глинисто-песчаными породами. Для грабена По- тигуара характерно значительное развитие морских отложений, в частности карбонатных.
Первое небольшое месторождение Сан-Жуан в бассейне было открыто в 1967 г. Нефть заключена в верхнемеловых известняках. В настоя- 166
щее время в бассейне открыто более 30 месторождений с залежами в песчаниках и известняках мелового возраста, в том числе более половины на суше. Наиболее значительные по запасам месторождения Курима, Ксареу, Убарана, Аугилья. Большая часть залежей нефти, обычно тяжелой, находится на глубине до 1 км. Доказанные запасы нефти в бассейне 20 млн. т, газа ——2 млрд, м 3.
Нефтегазоносный бассейн Сержипи-Алагоас
НГБ Сержипи-Алагоас расположен в прибрежных частях одноименных штатов Бразилии. Он протягивается более чем на 350 км вдоль берега при ширине до 120 км, в том числе 60 км на суше (рис. 61). Бассейн хорошо ограничен на севере подводным выступом фундамента Бразильской платформы, связанным с системой разломов Пермнамбуко, на юге поперечным разломом Икари-Бореиба, по которому он граничит с бассейном Эспириту-Санту.
Бассейн имеет резко выраженное блоковое строение. Наиболее крупными являются грабены (с юго-запада на северо-восток) Мос- кейро, Жапаратуба, Сан-Франсиску, Алагоас, разделенные горстами Пенедо, Пальмейро-Альта, Жапоато и др.
Фундамент бассейна докембрийский, перекрытый на западе верхнекаменноугольными и пермскими песчано-глинистыми породами мощностью свыше 200 м. С перерывом на пермских отложениях залегает также преимущественно песчано-глинистая толща большой мощности, охватывающая юрскую систему (350 м) и неокомский подотдел (более 5 км). Залегающая выше соленосная карбонатно-терригенная толща аптского возраста содержит 800-метровую толщу каменной соли и ангидрита. Отложения альба и верхнего мела залегают с несогласием на аптских и представлены терригенными и карбонатными породами (сантон — турон). Мощность меловых отложений свыше 7 км.
Меловые отложения характеризуются наибольшей мощностью на севере бассейна в грабене Алагоас и сокращением ее примерно в 2 раза в грабене Москейро, где заметно увеличивается мощность кайнозойских отложений. В своде горста Пенедо под кайнозойскими залегают пермские породы, а в
Рис. 61. НГБ Сержипи-Алагоас:
а — границы бассейна; б - нефтяные и газовые месторождения; в — континентальное подножие. Месторождения:/ — Табулейро-дос-Март инее;
2 — Ковала; 3 — Жекийя； 4 — Кокузру; 5 — Бре- жу-Гранан; 6 — Кармопоннс; 7 — Серирисиньу, 8 -- Риашуэлу; 9 Таинья； 10 — Кайоба; // — Гуарисема; /2 — Доураду; 13 — Робалу; /4— Меру
горсте Сержипи из разреза выпадает значительная часть нижнемеловых и резко сокращается мощность палеозойских отложений. Кайнозойские песчано-глинистые образования в бассейне представлены породами лишь палеогенового и плиоценового возраста и имеют в субаквальной части мощность более 2,5 км. Общая мощность отложений, выполняющих бассейн на востоке, более 9 км.
Первое месторождение (Жекийя) было открыто в бассейне в 1958 г. В настоящее время в бассейне известно более 50 нефтяных и два газовых месторождения, в том числе Гуарисема, Кайоба, Доураду и другие в субаквальной части, в 11 ——17 км от береговой линии. Продуктивны в бассейне докембрийские кристаллические сланцы (месторождения нефти Кармополис, Риашуэлу, Серирисиньу), верхнеюрские песчаники — обычно в наиболее приподнятых блоках, неокомские песчаники, аптские подсолевые песчаники, аптские песчаники, заключенные внутри соленосной свиты, и надсолевые эоцен-верхнемеловые линзовидные песчаники. Основные запасы нефти заключены в аптских породах, в разрезе которых известны дельтовые отложения (месторождения Эженю, Фураду и др.).
Месторождения нефти большей частью приурочены к брахиантикли- налям приразломных зон. Известны также месторождения, связанные с соляными массивами. Встречаются залежи почти всех известных форм. Глубина их залегания 400—3000 м.
Наиболее крупное меспорождение бассейна Кармополис (открыто в 1963 г.) расположено в грабене Сан-Франсиску и приурочено к куполообразному поднятию высотой до 290 м. Нефть заключена в восьми пластах песчаников неокома, подсолевого апта, верхней юры и сланцев кристаллического фундамента на глубине 550—800 м. Нефть тяжелая (0,930 г/см 3). Запасы нефти оцениваются в 159 млн. т. Вторым по запасам нефти является месторождение Кайоба (открыто в 1969 г.), расположенное в 14 км от берега (г. Аракажу). Продуктивны песчаники неокомского возраста на глубине 2 км. К крупным относится также месторождение Табулейро-дос-Мартинес (грабен Алагоас).
Бассейн отличается слабой газонасыщенностью.
Нефтегазоносный бассейн Эспириту-Санту
НГБ Эспириту-Санту занимает узкую береговую полосу, являющуюся продолжением бассейна Сержипи-Алагоас, от которого он отделен выступом фундамента. С юго-востока бассейн ограничивается вулканическим поднятием банки Аброльос и подводным хребтом Виктория- Тринидади. В подводной части осадочные породы замещаются вулканическими.
Бассейн состоит из нескольких сравнительно небольших впадин и грабенообразных прогибов: Алмада, Жекитиньонья, Кумурусатиба и др.
В настоящее время в бассейне выявлено более 30 небольших нефтяных месторождений, расположенных в основном на суше. Они группируются в пологие антиклинальные зоны, обычно приуроченные к краевым частям впадин, а на юге также к солянокупольным поднятиям. 168
Продуктивны юрские песчаники на севере бассейна во впадине Алмада, где мощность юрских отложений не превышает 200 м. На юрских породах или непосредственно на докембрийских сланцах в прогибах залегает мощная толща континентальных песчаных пород неоком- ского возраста. Последние перекрываются морскими карбонатными отложениями апта мощностью до 1 км. Выше залегает соленосная гол- ma. С подсолевыми породами связаны скопления нефти. Альб-туронские отложения представлены преимущественно известняками, в том числе и рифовыми, мощностью до 2 км. Основная продуктивная толща бассейна ―карбонатно-терригенная, охватывающая верхнемеловые и эоценовые образования (месторождения Арайа, Бас-39 и др,). Разрез отложений, выполняющих бассейн, завершается преимущественно карбонатными породами палеогена и неогена. Мощность верхнемеловых и кайнозойских отложений во впадинах достигает 5 км. В целом бассейн образован осадочными породами мощностью около 7 км.
Нефтегазоносный бассейн Кампус
НГБ Кампус в настоящее время является основным но добыче нефти в Бразилии и содержит более 50% запасов нефти страны. Он почти полностью расположен в субаквальной части. На юге бассейн ограничивается выступом фундамента на месте мыса Кабо Фрио.
Бассейн состоит из двух грабенообразных впадин - южной Кампус и северной Эспириту-Санту-Юг, разделенных продольным горстом. Южная впадина, содержащая большую часть месторождений нефти бассейна, сильно рассечена разрывами различного направления при глубине залегания фундамента более 7 км (рис. 62).
В подошве впадин находятся базальтовые покровы, которые перекрываются толщей аргиллитов и песчаников с прослоями известняков неокома и апта. Последний представлен известняками, доломитами и эвапоритами (соль) мощностью несколько сот метров. Альб-сеноманские породы мощностью до 2 км сложены карбонатными породами (вплоть до рифов), которые в верхней части сменяются глинистыми породами с врезами песчаников мощностью до 100 м. Верхнемеловые и кайнозойские отложения представлены породами морского происхождения с многочисленными включениями континентальных толщ, образующих крупные песчаные тела — конусов выносов, выполнение речных врезов и др.
Нефтеносность бассейна установлена в 1969 г. открытием на суше месторождения Фасенда-Седру. В настоящее время здесь известно 50 месторождений нефти, из которых свыше 30 находятся в субакваль- ной части на глубине до 200 м. Для бассейна характерен широкий стратиграфический диапазон нефтеносности, охватывающий весь разрез отложений, выполняющих бассейн в интервале глубин 1200——4500 м. Продуктивны известняки неоком-аптского возраста, известняки и песчаники альба ——сеномана и песчаники верхнего мела и кайнозоя (серия Кампус). В отложениях серии Кампус выявлены залежи на месторож- 169
Рис. 62. НГБ Кампус:
а — границы бассейнов； б — изопахиты осадочных отложений, км; в месторождения нефтяные и газонефтяные; г—аконсерваинонная зона; д ■- докембрийский фундамент; е—- разрывы； ж — сбросы. Месторождения: / — Риу-Итаунас; 2 — Сан-Матеус; 3 — Фасенда-Седру； 4 — Касан： 5 — Лагоа-Пар- да; 6 — Эспириту-Санту; 7 Рио-Досе; 8 — Паргу; 9 - Гароупинья;力—Багри； // — Гаропа; 12 — Парати； /3 — Черни, /4 — Намораду： /5 - Корвина; /6 - Пнрауна： /7 — Знгова; /8 — Бониту; /9 — Бикуду； 20 — Бадежу; 2/ — Лингуаду; 22 — Пампу
дениях Фасенда-Седру, Лагоа-Парда на суше и Энгова, Бадежу, Паргу в море. Наиболее крупное по запасам нефти (55 млн. т) месторождение Намораду с пластами в известняках альба — сеномана.
В 1985 г. открыто первое газовое месторождение в глубоководной части бассейна (глубина 950 м в 105 км от берега) с запасами более 150 млрд, м 3, выявлены также нефтяные месторождения Маримлин с запасами 390 млн. т при глубине моря 400—2000 м и Альбакара — соответственно 350 млн. т и 250—2000 м.
Глава IV
ЗАРУБЕЖНАЯ ЕВРОПА
ТЕКТОНИЧЕСКОЕ И НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
Современный структурный план зарубежной Европы, контролирующий размещение НГБ, определяется наличием пяти основных крупных структурных элементов.
Древний Скандинавский щит, большая часть которого образована докембрийскими кристаллическими породами и лишь в краевой северо-западной части — складчатыми каледонидами.
Древняя Восточно-Европейская платформа, занимающая северо-восточную и юго-восточную окраины зарубежной Европы и распространяющаяся далее в пределы СССР.
Среднеевропейская платформа с фундаментом байкальского возраста, простирающаяся в широтном направлении от Великобритании на западе до границы с Восточно-Европейской платформой на востоке.
Западно-Европейская эпигерцинская платформа, протягивающаяся от Пиренейского полуострова в северо-восточном направлении до стыка с горными сооружениями Карпат. Эпигерцинская платформа осложнена рядом крупных выступов фундамента (Чешский, Центральнофранцузский, Армориканский, Среднерейнский), расчленяющих ее на несколько впадин и прогибов, а также рядом грабенов.
Альпийская складчатая область, включающая эпигеосинклиналь- ные горные сооружения юга и юго-запада Европы: Балканы, Карпаты, Альпы, Динариды, Пинд, Апеннины, Пиренеи, горы Каталонии, Балеарских островов и Андалузии (Бетские горы). Южно-Европейские горы слагаются из двух дуг ——внешней, состоящей из Балкан, Карпат и Альп, и внутренней, включающей Пинд, Динариды, Апеннины,—— разделенных срединными массивами Эгейского моря, Македонии, Паннонии, Трансильвании и Адриатического моря. '
Тектоническое районирование и особенности нефтегазоносности позволяют выделить в пределах зарубежной Европы четыре нефтегазогеологические провинции: I) Среднеевропейской и Восточно-Европейской древних платформ; 2) Западно-Европейской молодой плиты; 3) предгорных прогибов альпийских горноскладчатых сооружений Южной Европы; 4) межгорных впадин альпийской складчатости Южной Европы и Средиземноморья (рис. 63).
I. Провинция Среднеевропейской и Восточно-Европейской древних плит расположена в пределах Среднеевропейской и части Восточно- Европейской плит. Основная площадь провинции занята крупнейшим в зарубежной Европе Центральноевропейским латерально- и вертикально-гетерогенным НГБ. Известно также несколько НГБ синеклиз — Восточно-Норвежскоморский, Лофотенский, Западно-Английский и грабенообразной впадины ——Западно-Шетландско-Северо-Минчский( в
P=D 63，Схема размешл-ннв нефтегазоносных басе①#нов зарубежно# Еврогш， Выходы на поверхность нлн скрь-ть-е под маломощно* то-итеосапечннх пород-，■- покембрнкская нлм ^ижж^эщь^о^ода^ж^Л склапнатост6， гергннскаскмаАчатсть- в — горные сооружен^амьн， кого нозрнсга，
H「s: / — лнверпу*ьскн- кельтскн/— гемпшнрекн/у — 匚 ентра*ьноеврое*скну —— 二 арнжскн 产 V7 i ренскнуронскн} Предамьпнкн*- /X—тюрннгскнх - северо- 二 репкаатскн 产 xf — IleHTPaMhHQKapnaTCKHх,\преАкариатскотанканскн^^^ I го^х^хжда- y 1rlaHHOHCKHXI/ч^^х^к^^я^х^-жх^- .^5 ! erCK*XV、/: I >s^3? КНXX предбамеарскнXXJ — AparoHCKHxxi npeapHGCKO г'вадалквнвнрекнпнг'в- X! A*^^x=»^^=№- ^r^<^ ^^^з^ш^^д^- x.yppeHCKH
Ареалы зон неетегазонакоплення P^SH^K^^IO^ra-«o=^»n^o^o Hrs・ f ,1Северны*.- 2 , запаАН?BepreH, екн*; 3 : иентрамьнссевероморскн4 I вост。工 но Ангпн*скн 产 5— ВОСТОЧНОЕ。МНАпенпа- 6 — faaT СК; 7 Epon 6ОРТННА — арнз SMCKH* н помпеикн*- 9 Ннжнес акгонгкх*(」l зап7но，「омь， 三 те*нскн・ 二 I востосно 「ОЛЬЕТе*нскнJ2нехорнскнJ3 I 二 репсуетскнн 二ределах которых выявлено по нескольку месторождений нлн полу， Чень】 притоки нефтили 「аза (Та6л・ 2).
2 проеинмн驚 загшон?Европейской MOXOQOll ss^ находнтсн в пределах ^^дй^с'тш^сд^&о^с^ ^^XS^KXXO^C^ пзнтм, H「b HPMypQqeHbl к еннеклмзам ——Парижски." 「емпшнреки产 Кельтски产 лнонский* ва‘ лененкски* и сквознь-м грабенам рейнкнй" тюрннгскнронскн* (табт 3
В пределах Мбернйского полуострова могут быть выделены бас， n^»SE- перспективнее в нефтегазоносном отношении。——лузнтанскнр заключенной в пернконтннентальноН пассивной окраине。 кастнль， ^^s^ еннеклнза “ расположенная север?востонее мадрд.агн гвадал— квнвнрекая часть ПредрнфскоТвадалквнвирского н「 Провинция npedeopnx проеибоз Южной Европы заключает ла， тераиьно，гетерогенне (пограничные) 6acceHF расположенные на 172
Таблица 2. Нефтегазоносные бассейны нефтегазогеологической провинции Среднеевропейской и Восточно-Европейской плит (с единичными месторождениями)
Бассейн
Географическое положение
ГЬгощадь. гыс км1
Thu бассейна, особенности структуры
Возраст отложений, выполняющих бассейн, мощное гь. км
Нефтегазоносность (возраст нефтегазоносных пород)
Восточно-Нор- вежскоморский
Юго- восточная часть Норвежского моря (шельф)
190
Синеклиза на каледонском фун- даменте, осложнена галокинезом
Палеозой (?), мезозой. кайнозой； до 9
Промышленные притоки газа песчаников юрского возраста месторождении Халтенбанк
ИЗ
на
Лофотенский
На контакте Норвежского и Баренцева морей (шельф)
370
Синеклиза на континентальном шельфе
Поздний пале- озой. мезозой, кайнозой; более 4
Притоки газа в скважинах
Западно-Англии* ский (Ливерпульский)
Восточная часть Ирландского моря и прилегающая территория
15
Синеклиза с каледонским фундаментом
Поздний палеозой, мезозой, кайнозой; более 6
Нефтяное месторождение Формби (верхний триас). газовое Моуркемб (триас) с запасами 100 млрд, м3
Западно-Шет- ландско-Северо- Минчский
二
3
Северо-западнее Шетландских и Оркнейских островов, 1 прол. Северней 1 Мнна
17
Грабенообразная впадина в пределах континентального шельфа с докембрийским фундамен- том
1
Палеозой, мезозой, кайнозой
Нефтяное месторождение Клер (массив из девонских, каменноугольных пород и гранита фундамента)
7 Таблица 3. Нефтегазоносные бассейны нефтегазогеологической провинции Западно-Европейской молодой плиты (с единичными месторождениями)
Бассейн
Географическое положение
Площадь, тыс. км2
Тип бассейна, особенности структуры
Возраст отложений, ВЫПОЛНЯЮЩИХ бассейн； МОЩНОСТЬ, КМ
Нефтегазоносность (возраст нефтегазоносных пород)
Гемп 山 ирски 访
Юг Великобритании
60
Синеклиза с герцинеким фундаментом
Пермь, мезозой, ка访но30方； более 3
Нефтяное месторождение Киме- риджское (юра), газовое Блетчин- гли (юра)
Кельтский (Бристольский)
Юго-западная часть пролива Святого Г еор- га
160
Два параллельных грабена (Кардиганский и Бристольский), соединяющиеся на юго-западе; фундамент герцинский
Пермь, мезозой, палеоген; до 5
Газонефтяное месторождение Кин- сейл-Хэд (ранний мел) в Кардиганском грабене
Ронский
Юго-западная Франция, среднее течение Ро
ны
25
Грабен состоит из двух впадин: Бресс и Нижнее Дофине
Мезозой, кайнозой; до 4
Газовые месторождения Лон-ле- Сонье и Валямпул ьер (средний триас)
Лионский
Юго-западная Франция, нижнее течение Роны, Лионский залив
60
Впадина на герцинском фундаменте, ограниченная с юга континентальным склоном
Ка访нозо访
Нефтяные месторождения Галици- ан (олигоцен), Гэбиан (триас)
Таблица 4. Нефтегазоносные бассейны южных нефтегазогеологических провинций (с единичными месторождениями)
Бассейн
Географическое положение
Площадь, тыс. км2
Тип бассейна, особенности структуры
Возраст отложений, выполняющих бассейн； мощность, км
Нефтегазоносность (возраст нефтегазоносных пород)
Западно-Черноморский
Причерноморское побережье Румынии и Болгарии, прилегающая часть Черного моря
!2
Пограничный (предвосточно- балканский)
Средний и поздний палеозой, мезозой, кайнозой; до 8
Газонефтяное месторождение Тюленеве (нефть — мел, газ — олигоцен) ,газовое Ннжнекамчийское (эоцен, олигоцен)
Эгейский
Мелководная акватория 3「е访- ского моря
50
На срединном массиве
Палеоген, неоген; 4
Газонефтяное месторождение Южная Кавала (миоцен — газ и нефть), нефтяное Прину (миоцен)
Арагонский
Южное предгорье Пиренеев
40
Предпиренейский тыловой прогиб
Кайнозой, мезозой
Нефтяное месторождение Айолуэн- го (юра, мел)
Гвадалквивир- ская часть Пред- рифско-Г вадал- квивирского
Южная Испания, долина р. Гвадалкви- вир
22
Складчатый борт пограничного бассейна (предбетский)
Кайнозой, мезозой; более 3
Семь небольших газовых месторождений в Кадисском заливе (миоцен)
сочленении горных сооружений альпийской складчатости с эпигерпин- ской платформой и небольшим участком докембрийской платформы на юго-востоке. Выделяются НГБ Предкарпатско-Балканский, Северо- Предкарпатский, Предальпийский. Аквитанский. Западно-Черноморский, Арагонский.
4. Провинция межгорных впадин содержит нефтегазоносные бассейны нескольких генетических типов:
латерально-гетерогенные, сформировавшиеся на погруженных срединных массивах Альпийской складчатой области (межгорно складчатые бассейны): НГБ Трансильванский, Паннонский, Адриа гн ческий, Эгейский, а также ПНГБ Фракийский;
гомогенные синклинориев： Центральнокарпатский НГБ, расположенный внутри Восточных и Западных Карпат, и ПНГБ Фессалийский, расположенный внутри Динарид；
вертикально гетерогенный, заключенный в Венском грабене, раснп ложенном на стыке Западных Карпат и Восточных Альп.
В табл. 4 приведены некоторые сведения о нефтегазоносности бассейнов, расположенных на юге зарубежной Европы, в которых открыто по нескольку месторождений нефти и газа.
Некоторый интерес в нефтегазоносном отношении могут представлять глубоководные впадины (на океанической или субокеанической корах) и плато (микроконтиненты на материковой коре) в океанах и морях, окружающих зарубежную Европу. К таковым относятся плати Веринг, Шетландеко-Фарерское, Поркьюпайн, Иберийское, впади ны Норвежская, Западно^Средиземноморская (Восточно-балеарска外)， осложненная галокинезом. Тирренская (ее периферийные прогибы) и Центральноионическая.
Всего в зарубежной Европе известно более 25 неф!егазоносны,х бассейнов, содержащих свыше 85()нефтяных и 800 газовых месторож т.ений, в тем числе более 150 в акваториях.
§ 2, НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ СРЕДНЕЕВРОПЕЙСКОЙ И ВОСТОЧНО ЕВРОПЕЙСКОЙ ДОКЕМБРИЙСКИХ ПЛАТФОРМ
Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн
Центральноевропейский НГБ занимает обширную северную равнину Средне询 Европы и расположенные на ее северо-западном продолжении североморский шельф и равнины Фенланд и Мидленд. Впадина, знк〃©- чающая НГБ, расположена на месте сочленения докембрийской п.м；(г формул с эпибайкальекой - на севере и севере востоке и с эпигерцни с кой ——на юге и западе. Соответственно бассейн сложен на востоке н крайнем западе преимущественно палеозойскими отложениями, а на юге и в средней части —— мезозойскими. Наиболее погруженные части бассейна с мощностью осадочных пород 12一一15 км находятся в ек* северо-западной материковой части, в нижнем течении Эльбы и 176
прилегающей части Северного моря, а также на востоке в среднем течении Одера. Для большой части территории бассейна характерен галокинез, связанный с солью пермского возраста.
Северное обрамление бассейна образовано выходами на поверхность докембрийских пород Скандинавского щита и соответственно северная граница бассейна проходит через склон щита, покрытый маломощной толщей пород, в субакватории Балтийского моря и проливов Катте- гат и Скагеррак. На западе, в Великобритании, бассейн обрамляется Пеннинскими горами и горным массивом Уэльс палеозойского возраста. На востоке граница бассейна следует вдоль зоны развития маломощных толщ палеозоя на западных склонах Мазурско-Белорусской антеклизы, Волынского выступа и Украинского щита на юго-востоке.
Южная граница бассейна характеризуется сложным контуром. На юго-западе она огибает сравнительно крупный Лондон-Брабантский свод, сложенный сильно дислоцированными нижнепалеозойскими породами, перекрытыми маломощными толщами девонского, каменноугольного и мезозойского возраста. На западе северный склон Лондон- Брабантского массива перекрыт Кампинской платформенной впадиной. Восточнее ее проходит меридионально вытянутый Нижнерейнский. прогиб. Восточнее прогиба находится Рурский синклинорий —— передовой прогиб Арденнских герцинид, платформенный склон которого образован Мюнстерской впадиной. Рурский синклинорий отделен от герцинид надвигами, сложен угленосными породами каменноугольного возраста мощностью до 5,5 км.
Восточнее Рурского синклинория граница бассейна проходит уступами, образованными разрывами, сначала вдоль северо-восточного склона небольшого горстового выступа герцинского фундамента в горах Гарц, далее вдоль северо-восточного склона Лаузицского блока, огибает заливообразную Северо-Судетскую впадину и идет вдоль склона Предсудетского блока, обходит Силезско-Краковскую возвышенность, Свентокшиский горный массив и затем направляется вдоль Рава-Рус- ского блока, ограничивающего с юго-запада Люблинско-Львовскую впадину ——крайний восточный элемент Центральноевропейского НГБ.
Наиболее крупными структурными элементами рассматриваемого бассейна являются Североморская синеклиза, Северо-Герма некая и Познанская впадины и Балтийская синеклиза.
Североморская синеклиза образует крайнюю северо-западную часть нефтегазоносного бассейна. Представлена она мощной толщей фанерозойских (послесилурийских) отложений с мощностью пород мезозойского и кайнозойского возраста около 6 км и палеозойского свыше 3 км. Разрез характеризуется наличием коллекторов и нефте- газоупорных покрышек (рис. 64).
По подошве кайнозойских отложений Североморская синеклиза вытянута в субмеридиональном направлении. Наиболее прогнутая ее часть (подошва палеогена на глубине более 3,5 км) находится в западной части моря на широте средней части п-ова Ютланд.
Основной докайнозойский структурный план Североморской сине-
177
сочленении горных сооружений альпийской складчатости с эпигертнь ской платформой и небольшим участком докембрийской платформы на юго-востоке. Выделяются НГБ Предкарпатско-Бал канский, Севере» Предкарпатский, Предальпийский. Аквитанский, Западно-Черноморики|(, Арагонский.
4. Провинция межгорных впадин содержит нефтегазоносные бассей ны нескольких генетических типов:
латерально-гетерогенные, сфор миров ja в i и и € с я на иогруженпыч срединных массивах Альпийской складчатой области (межгори<) складчатые бассейны): НГБ Трансильванский. Паннонский, Адриагп ческий, Эгейский, а также ПНГБ Фракийский;
гомогенные синклинориев: Центральнокарпатский НГБ, расположенный внутри Восточных и Западных Карпат, и ПНГБ Фессалийский, расположенный внутри Динарид;
вертикально гетерогенный, заключенный в Венском грабене, рксно ложенном на стыке Западных Карпат и Восточных Альп.
В табл. 4 приведены некоторые сведения о нефтегазоносности бас сеймов, расположенных на юге зарубежной Европы, в которых открыто по нескольку месторождений нефти и газа.
Некоторый интерес в нефтегазоносном отношении могут представлять глубоководные впадины (на океанической или субокеаничс' ской корах) и плато (микроконтиненты на материковой коре) в оксанах и морях, окружающих зарубежную Европу. К таковым относятся плато Веринг, Шетландски-Фарерское, Поркьюпайн, Иберийское, впади ны Норвежская, Западно-Средиземноморская (Восточно-Балеарская), осложненная галокинезом, Тирренская (ее периферийные прогибы! и Центра^и^ноионическая.
Всего в зарубежной Европе из вес гни более 25 неф1е1азоносиы>; бассейнов, содержащих свыше 85() нефтяных и 8(К) газовых месторо^к дений, в том числе белее 150 в акваториях.
§2. нефтегазогеологическая провинция СРЕДНЕЕВРОПЕЙСКОЙ И ВОСТОЧНО ЕВРОПЕЙСКОЙ ДОКЕМБРИЙСКИХ ПЛАТФОРМ
Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн
Центральноевропейский НГБ занимает обширную северную равнину (вредней Европы и расположенные на ее северо-западном продол ярении североморский шельф и равнины Фенланд и Мидленд. Впадина, зак月心 чающая НГБ, расположена на месте сочленения докембрийской пз，「 формы с эиибайкальской — на севере и севере востоке и с эпигерпнн ской — на юге и западе. Соответственно бассейн сложен на восн'Ы н крайнем западе преимущественно палеозойскими отложениями, а на юге и в средней части— мезозойскими. Наиболее погруженные ча( гп бассейна с мощностью осадочных пород 12—15 км находятся в северо-западной материковой части, в нижнем течении Эл ьби и 176
прилегающей части Северного моря, а также на востоке в среднем течении Одера. Для большой части территории бассейна характерен галокинез, связанный с солью пермского возраста.
Северное обрамление бассейна образовано выходами на поверхность докембрийских пород Скандинавского щнта и соответственно северная граница бассейна проходит через склон щита, покрытый маломощной толщей пород, в субакватории Балтийского моря и проливов Катте- гаг и Скагеррак. На западе, в Великобритании, бассейн обрамляется Пеннинскими горами и горным массивом Уэльс палеозойского возраста. На востоке граница бассейна следует вдоль зоны развития маломощных толщ палеозоя на западных склонах Мазурско-Белорусской антеклизы, Волынского выступа и Украинского щита на юго-востоке.
Южная граница бассейна характеризуется сложным контуром. На юго-западе она огибает сравнительно крупный Лондон-Брабантский свод, сложенный сильно дислоцированными нижнепалеозойскими породами, перекрытыми маломощными толщами девонского, каменноугольного и мезозойского возраста. На западе северный склон Лондон- Брабантского массива перекрыт Кампинской платформенной впадиной. Восточнее ее проходит меридионально вытянутый Нижнерейнский прогиб. Восточнее прогиба находится Рурский синклинорий —— передовой прогиб Арденнских герцинид, платформенный склон которого образован Мюнстерской впадиной. Рурский синклинорий отделен от герцинид надвигами, сложен угленосными породами каменноугольного возраста мощностью до 5,5 км.
Восточнее Рурского синклинория граница бассейна проходит уступами, образованными разрывами, сначала вдоль северо-восточного склона небольшого горстового выступа герцинского фундамента в горах Гарц, далее вдоль северо-восточного склона Лаузицского блока, огибает заливообразную Северо-Судетскую впадину и идет вдоль склона Предсудетского блока, обходит Силезско-Краковскую возвышенность, Свентокшиский горный массив и затем направляется вдоль Рава-Русского блока, ограничивающего с юго-запада Люблинско-Львове кую впадину——крайний восточный элемент Центральноевропейского НГБ.
Наиболее крупными структурными элементами рассматриваемого бассейна являются Североморская синеклиза, СевероТерманская и Познанская впадины и Балтийская синеклиза.
Североморская синеклиза образует крайнюю северо-западную часть нефтегазоносного бассейна. Представлена она мощной толщей фанерозойских (лослесилурийских) отложений с мощностью пород мезозойского н кайнозойского возраста около 6 км и палеозойского свыше 3 км. Разрез характеризуется наличием коллекторов и нефте- газоупорных покрышек (рис. 64).
По подошве кайнозойских отложений Североморская синеклиза вытянута в субмеридиональном направлении. Наиболее прогнутая ее часть (подошва палеогена на глубине более 3,5 км) находится в западной части моря на широте средней части п-ова Ютланд.
Основной докайнозойский структурный план Североморской сине-
177
q
N
c；
2
g 2
J
1
4
50
100
150
200
250
300
Маастрихт кампан
сеноман
гурон
раррем То/Ьив —
Валанжин
Альпийская
Ларамийская
Раннеким- мермйскэя Хардегсен-
NSEVpn 百一 ская
Эоцен
Олигоаен
Миоцен
Рот- лигендес
Цехштеин
Бунтзанд- штайн
Мушелькальк
Кеипер
АЛЬО
Саальская
Плио-плейстоцен
Несогласия и фазы тектогенеза
уделения
X0XWO
нннхаад
жжшшш^滚員濛浸漆様；ш^
KH」oyo~HLf
anxJHHdYe^-qaoLfauu
(Позляеким- мерииская
Тектонические движения
Региональные элейрогенические движения
Инверсия краевых трогов.Локальная интенсивная эрозия
Региональныеэпейрогеническиедвижения и эрозия
Локализованные эпейрогенические движения
Локализованные эпейрогенические движения
Формирование бассейна Северного мор»
Региональное складкообразование и разломная деятельность (варисиийская фаза)
[И? ^^2 ^^3 ^3“ ^^5 IV^S
Рис. 64. Сводный литологический разрез отложений Североморской синеклизы: / — песчаники; 2 - глины； 3 соль； 4 — известняки; 5 доломиты； 6 ву.1каннческие породы
клизы определяется рифтовой системой, пересекающей ее в меридиональном, северо-западном и северо-восточном направлениях (рис. 65). Система рифтов была заложена в триасе и наиболее активно развивалась в юрское время. Наиболее протяженный Центральносевероморский рифт начинается на севере синеклизы (восточнее Шетландских и Оркнейских островов на месте каледонского фундамента), протягиваясь сначала в меридиональном, затем в юго-восточном и на юге вновь в меридиональном направлении.
178
日日ЕЗ
Е? Qs Ее
Рис. 65, Основные структурные элементы Североморской синеклизы： 二 а _ границы основных структурных элементов; б — надвиги； в - основные нарушения; месторождения； а — нефтяные, d — газовые; е — границы секторов в Северном море.
Месторождения: / — Брент； 2 — Фригг; 3 — Берил; 4 — Пайпер; 5 - Фортис. 6 — Ок； 7 — Экофиск； 8 — Брим： 9 — Дан; 10 — Индефатигейбл; / / — Леман; /2 —「ронинген
Северный меридиональный участок прогиба выделяется под названием грабена Вайкинг, далее следует крупный Центральный грабен. На месте последнего мощность фанерозойских отложений превышает 6 км. Грабен Вайкинг с востока ограничен поднятием Вайкинг (Вестланд, или Берген-Один), восточнее которого находится Норвежско-Датская впадина. С запада к грабену Вайкинг примыкает Восточно-Шетландское поднятие, на севере он замыкается на месте Восточно- Шетландской впадины, а на юге от него ответвляются на запад грабен Мори-Ферт (на месте одноименного залива) и грабен Мидленд-Валли.
Центральный грабен на западе сопрягается с впадиной Форт-Эп- роуч, а на востоке с поднятием Мандал. К средней части Центрального грабена на западе подходит крупное Срединно-Североморское поднятие. В пределах поднятия резко сокращена мощность пермских, мезозойских и кайнозойских пород. Пермские отложения вскрываются на глубине около 1 км, причем цехштейн представлен маломощными пластами каменной соли, в то время как юго-восточнее соль обусловливает образование соляных массивов, иногда прорывающих мезозойские отложения. На юго-востоке Срединно-Севером орского поднятия, прижимаясь к Центральному грабену, располагается небольшой свод Кливер-Бенк.
С востока к Центральному грабену подходит поднятие Рингкебинг- ① юн, ориентированное в субширотном направлении, пересекающее п-ов Ютланд, острова Фюн и Рюген. На поднятии докембрийский фундамент залегает на глубине менее 1,5 км и перекрыт триасовыми породами, выше которых залегают меловые отложения.
Вдоль юго-западной периферии синеклизы перед Лондон-Брабант- ским поднятием в северо-западном направлении протягивается крупная Англо-Голландская впадина. В средней части впадины находится узкий прогиб (трог) Соул-Пит, заполненный триасовыми, юрскими и нижнемеловыми отложениями.
Верхнепермские осадки большой северо-восточной части Англо- Голландской впадины и свода Кливер-Бенк представлены соленосными отложениями, образующими в структуре впадины многочисленные преимущественно погребенные соляные массивы. На юго-западном крыле впадины, в пределах шельфа Восточного Мидленда, верхнепермская соль имеет пластовую форму залегания, иногда с образованием небольших поднятий. На материке (Восточный Мидленд) пермские отложения не содержат соленосных отложений.
На юго-востоке Англо-Голландская впадина осложнена узкими грабенами — Западно-Нидерландским и расположенным северо-западнее грабеном Брод:Фортинс. Параллельно этим грабенам севернее располагается Центральнонидерландский (Утрехт-Аммерсфортский) грабен, ограниченный с северо-востока узким Северо-Нидерландским (Тексел) поднятием.
Западно-Нидерландская грабенообразная впадина выполнена кайнозойскими, мезозойскими и верхнепалеозойскими отложениями с соле- носными прослоями (соль, ангидрит, гипс) в нижнем триасе и крупными 180
Рис. 66. Схема размещения месторождений на севере Североморской синеклизы. Месторождения： а — нефтяные; б — газовые; в — притоки нефти в скважинах; а — притоки газа в скважинах； д грабены Вайкинг (Л) и Центральный (Б)； секторы Северного моря： е ——Великобритании, ж — Норвегии, з — Дании-
/ — СеверньМ ареал зон нефтегазонакопления 一 месторождения： / — Магнус, 2 — Тистл, 3 — Данлин, 4 — Статьфьорд, 5 — Корморан, 6 — Брент, 7 — Хаттон, 8 — Хитер, 9 — Ниниан, 10 — Элвин, /6 — Берил; // — Западно-Бергенский ареал зон газонакопления — месторождения: // — Один, 12 一 Фригг- Норд-Ист, 13 — Фригг-Ист. /4 - Фригг, /5 — Хаймдал； 〃/ Центра^ьносевероморский ареал зон нефтегазонакопления — месторождении: /7 — Клеймор, /8 — Пайпер; 19 — Эндрью, 20 — Моурин. 2/ 一 Брислинг, 22一 Брим, 23 — Фортис, 24 — Ломонд, 25 — Монтроз, 26― Код, 27 — Джозефайн, 28 — Альбускьел, 29 — Торфельт, 30 — Торфельт-Саут-Ист, 31 —Экофиск-Вест, 32 — Экофиск, 33 — Эдда, 34 — Элдфиск, 35 - Арджилл, 36 — Ок
пачками соли, заключенными в терригенно-карбонатном комплексе пород поздиепермского возраста. Для аптских и лейасовых отложений характерны мощные толщи битуминозных глии. Верхне-среднеюрские отложения местами полностью отсутствуют, фиксируя перерыв с несогласием в залегании.
66гг來6
6
6
г
г
Рис. 67. Схема размещения месторождений на юге Североморской синеклизы: а — газовые месторождения; б — скважины, давшие притоки газа； секторы Северного мори： & Великобритании, е ——Нидерландов, d — ФРГ, е — грабенообразующий сброс впадины Соул-Пит.
/ — Восточно-Английский ареал зон газонакопления - месторождения: / — Раф, 2 — Вест-Соул. 3 — Аметайст, 4 — Сварт-Бенк, 5 — Энн, 6 — Вайкинг-Норт, 7— Вайкинг-Саут, 8 — Индефатигейбл, 9 — Броукен Бенк, /0—ХьюитТ-Норт, // —Дебора, /2 — Леман, 13 - Син. ,4 - Хьюитт; 〃 一 ареал зон газонакопления Кливер-Бенк ——/5 ——месторождение Лласнт; /// - Фриз-Эмский ареал газонакоиле- ния一 /6——месторождение Гронинген; /У — Севере-Амстердамский (Брод-Фортинс) ареал газонакопления■
Мощность терригенно-соленосного комплекса около 2 км. Однако соленосные отложения здесь образуют лишь пластовые тела.
На юго-востоке между поднятиями Рингкебинг-Фюн на севере и Средненидерландским на юге находится Датско-Нидерландская седловина, через которую Североморская синеклиза сочленяется с крупной Северо-Германской впадиной.
В пределах Североморской синеклизы все открытые нефтяные и газовые месторождения могут быть сгруппированы в три крупных (по площади) ареала зон нефтегазонакопления и несколько небольших (рис. 66, 67). К крупным относятся Северный (или Восточно-Шетланд- ский), Центральносевероморский и Восточно-Английский. Из небольших ареалов зон могут быть выделены: на севере Западно-Бергенский (или Фриггский) ареал зон газонакопления, на востоке синеклизы — Западно-Датский, на западе ареал зон нефтенакопления Восточного Мидленда, на юге ареал газонакопления свода К-ливер-Бенк и ареалы зон Западно-Нидерландской впадины. Помимо этого в Северном море открыто несколько отдельных нефтяных и газовых месторождений '.
Всего в британском секторе Северного моря выявлено свыше 60 нефтяных и 20 газовых месторождений, в норвежском секторе 一一 20 нефтяных и 5 газовых, в датском — 8 месторождений.
Северный ареал зон нефтегазонакопления расположен восточнее Шетландских островов (британский и норвежский секторы Северного моря) в пределах Восточно-Шетландского поднятия и прилегающей части грабена Вайкинг.
Месторождения приурочены к эрозионным выступам, сложенным юрскими породами, несогласно перекрытыми меловыми и кайнозойскими отложениями. Продуктивны песчаники средней юры, реже верхней и нижней. На наиболее крупных нефтяных месторождениях ареала Статьфьорд (извлекаемые запасы нефти 472 млн. т) и .Брент (260 млн. т нефти, 85 млрд, м3 газа) стратиграфически и тектонически экранированные залежи нефти и газа приурочены к взброшенным и эродированным блок-моноклиналям. Структуры месторождений вытянуты в меридиональном направлении и достаточно четко группируются в короткие зоны нефтегазонакопления (Статьфьорд-Брент, Тистл-Данлин, Хаттон- Ниниан-Элвин и др.). В Северном ареале зон нефтегазонакопления выявлено свыше 15 месторождений нефти.
Центральносевероморский ареал зон нефтегазонакопления расположен на месте Центрального грабена в наиболее прогнутой по кайнозойским отложениям зоне синеклизы. Ареал вытянут в северо-западном направлении и содержит свыше 20 месторождений преимущественно нефти. В крайней северо-западной части ареала залежи нефти приурочены к песчаникам юрского возраста (месторождения Клеймор, Пайпер, Эндрью), юго-восточнее продуктивны песчаники палеоценового возраста (месторождения Фортис, Монтроз). На юго-восточном окончании ареала залежи нефти заключены на западе (месторождения Ок, Арджилл) в карбонатных породах верхней перми и в песчаниках нижней перми, на востоке — в известняках датского яруса верхнего мела (месторождения Экофиск, Элдфиск, Эдда и др.)■
Структуры месторождений ареала представлены хорошо выраженными поднятиями, иногда горстоподобной формы.
Месторождения довольно хорошо объединяются в короткие антиклинальные зоны нефтегазонакопления (Фортис-Монтрозская, Эдда- Элдфискская, Тортфельтская, Экофискская и др.)- К наиболее крупным в ареале относятся месторождения нефти Фортис, Экофиск, Пайпер.
Восточно-Английский (Соул-Пит) ареал зон аазона/awie凡辽兄(рис. 67) расположен на месте западной части Англо-Голландской впадины и прогиба Соул-Пит. Крайняя северо-западная часть ареала расположена на суше (Северо-Восточный Йоркшир).
Рассматриваемый ареал зон газонакопления содержит свыше 20 газовых месторождений с залежами газа в песчаниках нижней перми и иижнего триаса и в доломитах верхней перми на глубине 1900—3500 м. Среди месторождений с нижнепермскими залежами выделяется запасами газа месторождение Леман (запасы 330 млрд, м3). Месторождения связаны с короткими пологими поднятиями, выраженными только в каменноугольных отложениях и группирующимися в короткие зоны нефтегазонакопления (Икр и нг-Дьюкс, Вуд-Саутвелл, Ка- унтон-Кэлхем-Хиле и др.).
Западно-Бергенский (Фриггский) ареал зон газонакопления расположен в пределах поднятия Вестланд на широте г. Берген. Ареал состоит из нескольких крупных газовых месторождений (Один, Фригг- Норд-Ист, Фригг-Ист, Фригг, Хаймдал и др.) с залежами газа в песчаниках верхнего палеоцена и нижнего эоцена.
Западно-Датский ареал зон нефтегазонакопления находится в датском секторе Северного моря примерно в 200 км западнее Дании на юге Центрального грабена. Нефтегазоносны известняки датского яруса. Залежи нефти и газа вскрыты на глубине 1800—2150 м. В ареале выявлено четыре нефтяных и два газовых месторождения.
Ареал зон газонакопления Кливер-Венк расположен на месте одноименного поднятия, где открыто несколько газовых месторождений и получены промышленные притоки газа из более чем 15 скважин.
ОО00О аО а■ б■ бРис. 68. Схема размещения месторождений в нидерландской части Центральноевропейского НГБ.Рис. 68. Схема размещения месторождений в нидерландской части Центральноевропейского НГБ.
О
О
0
0
О а
О а
■ б
■ б
Рис. 68. Схема размещения месторождений в нидерландской части Центральноевропейского НГБ.
Рис. 68. Схема размещения месторождений в нидерландской части Центральноевропейского НГБ.
Месторождения: а -- газовые; б — нефтяные.
/—Гаагский ареал зон нефтегазонакопления—- месторождения: / - Монстер, 2 — Де-Лкр； 3— Рий- евнйк, 4 — Мейндель, 5 — Вассенар, 6 — Зоетермер, 7 — Пннакер, 8 — Делфт, 9 -- Оу де-Леда, /0 — Беркел, // — Меркапель, /2 — Леккеркерк, 13— Ийзельмонде-Риддеркерк, 14 — Аблассердам, 15 — Веркендам, /6—Андел； //— Нижнесаксонский ареал зон нефтегазонакопления (западное оконча ние) — месторождения： /7—Де-Лютте, 18 — Россум, /9—Денекамп, 20 — Тубберген, 21 — Туббер- ген-Мандер, 22 — Шонебек, 23— Коворден; /// — Фриз-Эмский ареал зон газонакопления— месторождения： 24 — Де Внйк, 25 — Ваннепервен, 26 — Фриз, 2 7 — Анневеен. 28 — Нордброк. 29 — Гронинген, 30 — Эммен, 3/ — Аккрум, 32— Норг, 33—Тен-Боэр, 34 — Амеланд-Холлум, 35 — Амеланд-Ист, 36 — Леуворден; 37—Харлинген； IV—Севере-Амстердамский (Брод-Фортинс) ареал зон газонакопления —месторождения: 38 — Слотдорп, 39 — Бергермер, 40 — Берген, 41 — Эгмоит, 42 — /нммен
厂 аагский ареал зон неф тег азонакопления расположен на крайнем юго-востоке Западно-Нидерландского грабена. Здесь насчитывается свыше 15 нефтяных месторождений и лишь несколько газовых. Структуры месторождений представлены пологими поднятиями, большая часть которых ориентирована в северо-западном направлении. Нефтеносны песчаники нижнего мела (альб, баррем, готерив, валанжин, вельд), средней юры и нижней перми на глубине 1100——2500 м (рис. 68).
Небольшой ареал зон газонакопления Севера-Амстердамский (Брод-Фортинс) также может быть выделен в Нидерландах, севернее Амстердама и в прилегающей части Северного моря L Продуктивны нижнемеловые отложения на суше и триасовые и верхнепермские в море с залежами на глубине до 3210 м.
Северо-Германская впадина занимает среднюю часть Центральноевропейского НГБ. В строении ее принимают участие фане- розойские отложения мощностью до 12—14 км. В подошве залегают терригенно-карбонатные отложения девонского возраста, которые сменяются нижнекаменноугольными карбонатными породами. Верхний кар- бон и нижняя пермь представлены терригенными, часто красноцветными и грубозернистыми отложениями. Верхнепермские образования (цех- штейн) имеют циклическое строение. Выделяется пять соленосных серий (снизу вверх: Верра, Штассфурт, Ляйне, Оллер, Оре). Каждая из них начинается терригенными или карбонатными породами, которые сменяются ангидритами или доломитами, далее каменной солью и ангидритами. Наиболее развита каменная соль в отложениях Штассфурт.
В разрезе пород палеозойского возраста основная роль принадлежит пермским соленосным и каменноугольным угленосным отложениям; на долю более древних систем приходится несколько сот метров.
Триасовая система начинается с терригенно-соленосной толщи (нижний отдел) и завершается карбонатно-терригенными породами (средний и верхний отделы). Отложения юрского возраста преимущественно терригенные, мелового возраста — терригенно-карбонатные.
Палеогеновые и неогеновые отложения сравнительно небольшой мощности представлены песчано-глинистыми породами.
Северо-Германская впадина имеет сложную структуру, обусловленную пересечением на ее месте двух различных по направлению и времени проявления тектонических дислокаций (рейнской и герцин- ской), сопровождающихся значительными изменениями мощностей меловых, юрских и триасовых отложений и резким угловым несогласием в их залегании. Впадина имеет асимметричный профиль. Ее наиболее прогнутый блок с фундаментом, залегающим на глубине более 10 км, и подошвой цехштейна на глубине более 5 км расположен на севере впадины (Шлезвиг-Гольштейн). Здесь мощность палеозойских отложений достигает 5 км, мезозойских —— превышает 8 км. Для триасовых отложений характерны мощные (до 100 м) пачки каменной соли.
месторождений.месторождений.Всего на территории Нидерландов выявлено 20 нефтяных и 46 газовых
месторождений.
месторождений.
Впадина характеризуется обширным проявлением галокинеза. На севере в Шлезвиг-Гольштейне развиты протяженные соляные хребты длиной до 100 км при ширине до 5 км, ориентированные в субмери- диональном направлении. Отдельные вершины этих соляных хребтов выходят на поверхность или образуют надсолевые поднятия куполообразной формы. Южнее развиты отдельные купола диаметром от 2 до 10 км или брахиантиклинали, ориентированные как в рейнском (на севере впадины), так и в герцинском направлении. Всего в Северо- Германской впадине известно свыше 800 солянокупольных поднятий, часть из которых нефтегазоносные. В ряде мест между соляными куполами располагаются пологие остаточные поднятия, часто газонефтеносные, возникшие между краевыми компенсационными прогибами соседних куполов.
Основной структурный план Северо-Германской впадины определяется изменением мощности доверхнемеловых мезозойских отложений, с наиболее мощными толщами накопления которых связано образование различно ориентированных прогибов (трогов). В залегающих выше отложениях эти прогибы не выражены. Маломощные кайнозойские отложения образуют пологую впадину, осложненную небольшими прогибами, с максимальной мощностью пород 1500 м.
Наиболее крупный погребенный Нижнесаксонский прогиб расположен на юге Северо-Германской впадины. Он имеет субширотное простирание и протягивается от р. Эмс на западе до р. Аллер на востоке. Выражен прогиб лишь в отложениях от верхнего триаса до нижнего мела и особенно резко в верхнеюрских породах. На западе Нижнесаксонский прогиб замыкается на месте северо-восточного погружения Центральнонидерландского поднятия (склон Эмсланд), в пределах которого мощность юрских и триасовых отложений значительно сокращается.
Нижнесаксонский прогиб осложнен системой субширотно вытянутых антиклиналей, которые хорошо выражены в юрских и неоком- ских отложениях. На севере прогиб ограничивается широким плоским поднятием, известным под названием вала Помпецкого (Бременская ступень), в пределах которого средне- и верхнеюрские отложения размыты и подошва цехштейна находится на глубине 3—4 км. Для прогиба характерно слабое проявление соляной тектоники: соляные структуры лишь обрамляют прогиб на северо-западе, севере и востоке. На востоке Нижнесаксонский прогиб смыкается с Ганноверским (Аллер- ским) прогибом (трогом). Последний вытянут в северо-западном направлении, выражен лишь в отложениях нижнего триаса и осложнен солянокупольньши структурами.
Восточнее Ганноверского прогиба находится прогиб (трог) Гифхорн, вытянутый в северо-восточном направлении. Трог прослеживается в отложениях верхнего триаса, юры и нижнего мела. В осевой его части интенсивно проявляется соляная тектоника, выраженная в крупных протяженных соляных массивах. По периферии прогиба развиты многочисленные небольшие по размерам и различные по форме 186
соляные купола с кровлей, залегающей на глубине 50——400 м. В межкупольных пространствах известны небольшие поднятия, сильно нарушенные разрывами.
Севернее трога Гифхорн располагается небольшое древнее Альт- маркское поднятие. К последнему, а также к валу Помпецкого с севера примыкает крупное Шлезвиг-Гольштейнское поперечное поднятие, северная часть которого выходит в основание п~ова Ютланд. Поднятие характеризуется субмеридиональным направлением осложняющих его дислокаций и состоит из периферийных прогибов Западного и Восточного и разделяющего их поднятия Рендсбург. Оба прогиба выражены в отложениях нижней и средней юры. Западный прогиб состоит из Западно-Гол ьштейнского прогиба (или Хайде) на севере и Северо-Ольден- бургского на юге, Восточный — из Восточно-Гольштейнского (Брам- штадт-Кильского) на севере и Гамбургского на юге. Восточно-Голь- штейнский прогиб имеет сложный контур и протягивается на 80 км при ширине 10 км. Шлезвиг-Гольштейнское поднятие рассекается протяженными (на десятки километров) соляными хребтами рейнского направления с неглубоким залеганием кровли соли или с выходом ее на поверхность.
Нефтегазоносность Северо-Германской впадины охватывает широкий стратиграфический интервал. Нефтегазоносны палеогеновые, меловые, юрские, триасовые, пермские и каменноугольные отложения. Отчетливо прослеживается преимущественная приуроченность газовых скоплений к пермским, триасовым, в меньшей степени каменноугольным отложениям, что обусловливает появление во впадине пространственной зональности в размещении нефтяных и газовых залежей.
Все месторождения впадины группируются в несколько ареалов зон нефтегазонакопления: Нижнесаксонский, Фриз-Эмский, Помпецкий, Альтмарк, Восточно- и Западно-Гольштейнский, Гифхорн и Ганноверский.
Нижнесаксонский ареал антиклинальных зон нефтегазонакопления находится на месте одноименного прогиба и прилегающей с запада части склона Эмсланд. Известные здесь нефтяные, газонефтяные и газовые месторождения приурочены к антиклиналям сложного строения, обусловленного обилием продольных и поперечных разрывов, осложняющих структуру, и несогласий в залегании, приводящих к смещению сводов на разных структурных этажах (рис. 69).
Нижнесаксонский ареал зон преимущественно нефтеносный. В его пределах выявлено свыше 15 чисто нефтяных месторождений, пять газонефтяных и семь газовых. Нефтеносны песчаники валанжинского и вельдского возраста, известняки портландского яруса, песчаники ки- мериджского и келловейского ярусов и песчаники средней юры. Значительная часть нефтяных месторождений содержит по четыре-пять залежей (на месторождении Дюсте восемь нефтяных и две газовые). Залежи нефти преимущественно стратиграфически и тектонически экранированные. Большая часть месторождений имеет сравнительно небольшие запасы (менее 20 млн. т). Наиболее крупные месторождения —— 187
◎
◎
и
Ре й н с к
У £ , , , g，“ У £ , ” е 己0 р Ы-
ЬЬН И11) ИI / П ИIЩ И И НIН4ННШ1
■35^ 罪需■『'■■■■■■■■■■・
3
Ольденбург
11
6
4
п二 0%
口 5
2—
п
"。Г"6
U M与|6麻川川川|6 jf 口屮 三3© ^^冗г^
Помп1цкогоМа рЭЗМещеНИЯ месторождений в Нижнесаксонской впадине и на валу
Месторождения； а — нефтяные, б — газовые; в ——разлом; границы распространения: а --- отложений доггера, д — песчаников валанжина, е — пронимаемых пород главного долмита цехштейна； ж область повышенных мощностей главного доломита； з — соляные купола.
/ — ареал зон газонакопления вала Помпецкого - месторождения： / — Варденбург, 2 — Кнрххатен、 3 — Зэгермеер-Заге, 4 — Детлинген, 5 — Фарнхорн, 6 — Фисбек, 7 - Клоппенбург, 8 — Каппельн, 9 — Кваадмоор; // — ареал зон нефтегазонакопления Нижнесаксонской впадины — месторождения:
①ар-22 -①ар-22 -10 — Мольберген, / / —Линер-Гарен, /2 — Остенвальде, 13 — Апельдорн, 14—- Хеммельте, /5 - вик, /6 — Гольдеиштадт, /7 —①ехта, 18 — Ортланд, 19 — Дикель, 20— Реден, 2/ - - Баренбур!, Фойгте, 23 — Баренборстель, 24 — Мессинген
①ар-
22 -
①ар-
22 -
Брамберге (запасы нефти 25 млн. т) и Георгсдорф (20 млн. т). К чисто газовым относится месторождение Реден, где в интервале глубин 2100——2500 м выделяются три газовые залежи： в пласте песчаника верхнего карбона, в Главном доломите верхней перми и в пласте песчаника нижнего триаса.
Газовые залежи в триасовых и пермских отложениях, а нефтяные в мезозойских породах установлены на месторождениях Адорф-Да- люм, Эмлихайм, Баренбург, Дюсте и др., а на месторождениях Ви- тингсмоор и Гольденштадт газовые залежи известны и в карбоне. Газ, заключенный в триасовых отложениях месторождения Витинг- смоор, содержит 12% сероводорода, а газ месторождения Гольденштадт—35% азота.
Фриз-Эмский ареал зон газонакопления расположен на северо- восточном склоне Центральнонидерландского поднятия, между р. Эмс на востоке и Восточно-Фризскими островами с прилегающей к ним частью субаквальной территории на севере. Он содержит свыше 30 газовых месторождений, в том числе несколько на Восточно-Фризских островах. Структуры месторождений представлены небольшими полоа гими поднятиями, в ядре которых находятся соляные подушки. Поднятия плохо группируются в зоны газонакопления (рис. 68).
На северо-западе ареала зон газоносность поднятий связана с нижнепермскими песчаниками, верхнепермскими карбонатами и песчаниками валанжинского возраста. Юго-западнее (Эмсланд) помимо пермских и нижнетриасовых отложений газоносны также песчаники позднекаменноугольного возраста (месторождения Калле, Ратцель, Вилен и др.). На ряде месторождений продуктивны нижнетриасовые, верхнепермские и каменноугольные отложения (Ратцель, Уэльзен).
На севере Фриз-Эмского ареала зон газонакопления в провинции Гронинген (в 30 км от побережья) находится гигантское по запасам газовое месторождение Гронинген. Оно связано с крупным пологим сводом, в ядре которого залегает соляной массив. Для разреза отложений, образующих свод, характерно резкое сокращение (до 200 м) мощности юрских отложений. Газовая залежь заключена в нижнепермских песчаниках на глубине 2591—-3043 м. Запасы газа оцениваются в 1,5 трлн. м3. Газ содержит 14% азота. Крупными (запасы свыше 50 млрд, м3) являются также газовые месторождения Гроот- хузен и о-ва Амеланд, где газ- заключен также в нижнепермских песчаниках.
Ареал зон газонакопления вала Помпецкого заключает свыше 15 газовых месторождений. Газоносны песчаники нижнего триаса и Главный доломит штассфуртской серии верхней перми. Залежи обнаружены в интервале глубин 2200—4170 м. На месторождении Фарн- хорн, расположенном в средней части вала, установлена газоносность каменноугольных отложений. Газовые месторождения вала имеют сравнительно небольшие запасы газа. Наиболее погруженные залежи вскрыты на месторождениях Варденбург (4146—4169 м) и Загермеер- Заге (3600—3900 м). Отдельные залежи в триасе характеризуются высоким содержанием азота в газе (месторождение Апельдорн 一 72%, Фисбек —— 35%), а в цехштейне —— повышенной концентрацией сероводорода (свыше 10% 一 Кваадмоор, Кирххатен, Штафхорст, Детлинген).
Небольшой ареал зон газонакопления Альтмарк (рис. 70) приурочен к одноименному поднятию. В его пределах известно более 10 газовых месторождений: Вустров, Эбсторф, Банзен (ФРГ), Зальц- ведель-Паккензи, Рибау, Хайдеберг и др. (ГДР). Залежи газа заключены в нижнепермских песчаниках на глубине до 4600 м (Шмарбек), экранируются солью цехштейна. Газ месторождений содержит значительное количество (до 50%) азота.
В целом Фриз-Эмский, Помпецкий и Альтмаркский ареалы зон 189
Рас. 70. Ареалы зон нефтенакопления Гифхорн и газонакопления Альтмарк. Месторождения； а - нефтяные, б - газовые； в — газонефтяные; зоны распространения отложений: а - мальма, d — доггера; е — соля иые купола. /—ареал зон Гифхорн - - деторождения： / — Любен, 2 — Ханкенсбютепь, j — Виттинген-Зюд- Ост, 4 — Эльдинген, 5 — Кнезебек, 6 - Форхоп, 7 — Оррел-Везендорф-Норд, 8 — Хоне, 9 — Be： зендорф, Ю — Везендорф-Зюд, / / — Айклинген, /2 — Нненхаген-Хеннгзен, 13 Хардессе, /《二 Лайферде, /5 — Эдессе, /6 — Ольхайм Зюд, /7 — Меердорф, /8— Рюм〕/9 — Мельме, 20 — Брой- штадт, 2/ —-Хоенассель; 〃一ареал зон Альтмарк —месторождения: 22 — Шмарбек, 23 — Банзен, 24 一 Эбсторф, 25 — Вустров
戶〃с. 7/. Схема размещения месторождений нефти на Шлезвиг-Гольштейн- ском поднятии.
а — месторождения нефти; 5 — граница распространения отложений доггера； в — зоны повышенных мощностей нижней и средней юры； а — соляные купола'
Q M [о М 田 |8Q M [о М 田 |8МНР Е^>МНР Е^>/ — Западно-Гольштейнский ареал зон нефтега- зонакопления — месторождения: / — Барсфлет, 2 - Хайде, /3 — Эльсфлет, /4—①аре〃ь： И — Восточно-Гольштейнекий ареал зон нефтенакоп- лення — месторождения： 3 Шведенек. 4 - Киль; 5 — Притц, 6 - Плен-Ост, 7 — Варна% 8 - Бооштадт-Плен, 9 — Брамщтадт, /0— Рай- тброк, // — Зинсторф. 12—Мекельфельд
Q M [о М 田 |8
Q M [о М 田 |8
МНР Е^>
МНР Е^>
газонакопления образуют пояс, протягивающийся в средней части Северо-Германской впадины. Для него характерны сокращенные мощности юрских и меловых отложений и повсеместная газоносность пермских и нижнетриасовых отложений.
Восточно- и Западно-Голыитейнский ареалы зон нефтегазонакопления, расположенные в пределах одноименных юрских прогибов, содержат свыше 20 нефтяных месторождений, из которых четыре (Барсфлет, Хайде, Эльсфлет, Фарель) находятся в ЗападноГоль- штейнском ареале (рис. 71). Все месторождения связаны с солянокупольными поднятиями или погребенными соляными хребтами, залежи преимущественно тектонически экранированные (боковой поверхностью соли или сбросами), стратиграфически экранированные и сводовые надсолевые. Стратиграфически экранированные залежи развиты в связи с выпадением из разреза верхнеюрских отложений и несогласным залеганием нижнемеловых пород на среднеюрских. Последние участвуют в образовании межкупольных синклиналей, в краевых частях которых концентрируется большая часть нефтяных залежей месторождений Шлезвиг-Гольштейна. Соответственно зоны нефтегазонакопления протягиваются вдоль краевых частей синклиналей. Так, на севере Восточно-Гольштейнского ареала зон (Брамштадско-Кильский прогиб) выделяются две зоны нефтегазонакопления: западная, включающая четыре месторождения (Шведенек, Притц, Варнау, Бооштадт- Плен), и восточная (Киль, Плен-Ост); на севере Западно-Гольштейн- ского ареала — зона Хайде (Хайде, Барсфлет), расположенная на востоке прогиба Хайде, и т. д.
В пределах обоих ареалов зон нефтегазонакопления основной нефтеносной является среднеюрская толща (мощностью до 600 м), в разрезе которой выделяются три продуктивных пласта песчаников. На некоторых месторождениях нефтеносны также песчаники олигоцена, эоцена, нижнего мела, известняки верхнего мела, а также Главный доломит цехштейна. Залежи нефти находятся на глубине 1500— 3100 м и отличаются небольшими запасами нефти.
Ареал зон нефтегазонакопления Гифхорн содержит свыше 30 нефтяных месторождений (рис. 70). Продуктивны песчаники средней юры и валанжина (на 21 месторождении), в меньшей степени песчаники нижней юры, верхнего триаса, верхней юры и редко верхнего мела.
Месторождения нефти связаны с двумя различными структурными формами: весьма сложно построенными соляными куполами (рис. 72) и межкупольными пологими поднятиями. К первым приурочены преимущественно тектонические и стратиграфические залежи нефти. Для межкупольных поднятий характерна сильная нарушенность малоамплитудными разрывами, в результате чего структура превращается в систему узких блоков. В этих структурах развиты залежи нефти тектонически, стратиграфически и литологически экранированные (месторождения Лайферде, Меердорф, Ханкенсбютель, Хардессе и др.). Типичная стратиграфически экранированная залежь нефти находится на месторождении Ханкенсбютель, где продуктивные пласты доггера 191
несогласно перекрываются отложениями альбского возраста. Все месторождения нефти ареала Гифхорн имеют небольшие запасы нефти.
Ганноверский (Аллерский) ареал зон нефтееазонакопления примыкает с северо-запада к Гифхорнскому и в отношении нефтегазоносности имеет много общего с ним. Здесь также выделяются нефтяные месторождения, связанные с резко выраженными соляными куполами (месторождения Айльте, Штаймбке и др.) и межкупольными брахиантиклиналями (Зудербрух, А ренайде, Эйструп и др.). Нефтегазоносны песчаники лейаса, доггера, песчаники и известняки мальма и песчаники валанжина на глубине 250—2300 м.
Месторождения (свыше 10) имеют небольшие запасы нефти.
Юго-восточнее Мекленбургской бухты располагается (по геофизическим данным) погребенный Восточно-Эльбский докембрийский массив. Восточнее его в юго-восточном направлении протягивается Поз- нанская впадина, расположенная между Чешским массивом на юге и Поморско-Куявским (Среднепольским) валом на севере. На северо- западе впадина узкой полосой располагается вдоль северного склона поднятия Рингкебинг-Фюн. В польской части Познанской впадины выделяют юго-западную Предсудетскую моноклиналь в пределах глубины залегания фундамента до 4 км и Щецинско-Лодзинско-Мехувский прогиб, в которой фундамент погружается до 12 км. Прогиб выполнен мощной толщей мезозойских отложений и осложнен соляными подушками и слаборазвитыми соляными куполами, отсутствующими в Пред- судетской моноклинали. Щецинско-Лодзинско-Мехувский прогиб осложнен системой разломов, известной как линия Росток — Грамцовская — Варты.
Среднепольский (Поморско-Куявский) вал и сопряженный с ним краевой Датско-Польский прогиб образуют северо-восточное обрамление Познанской впадины, северо-восточнее которой находится Балтийская синеклиза с докембрийским фундаментом. Среднепольский вал протягивается в северо-западном направлении от Свентокшиских гор на юго-востоке через Поморский залив Балтийского моря до поднятия Рингкебинг-Фюн. Он образовался в результате инверсии на месте глубокого прогиба. Прогиб состоит из трех структурных этажей. Нижний этаж образован девонскими сильно дислоцированными породами, средний ——палеозойскими отложениями, верхний ——мезозойскими породами мощностью более 5 км. Последние смяты в систему крутых складок, иногда осложненных соляным диапиризмом. Мезозойские отложения перекрыты маломощной тол щей кайнозойских пород. Наиболее интенсивно прогиб развивался в мезозойское время, когда накопилось свыше 5 км пород; инверсия произошла в конце мелового времени.
Краевой Датско-Польский прогиб возник на месте контакта палеозойского фундамента Познанской впадины и докембрийского фундамента Балтийской синеклизы. Внутренняя часть прогиба рассечена системой продольных разломов, известной как линия Тейссейр — Торнквист, на продолжении которой вдоль южной окраины Люблин- 192
СЗ
°L
Соль
2
卜 Лейас
Нижнии
Д,оггер
ВельдМальм
中орхоп
Кайнозой
Бройкитадл"
Be弋 QB ° 3 верхн疝 м也Мапьм
мел Соль Лейас
Мальм 2
<\Лейас
Вельд
Эдессе-Ольхайм 皿呼 «В
Айклинген
Бунтзандштайн
Рис. 72. Основные
Мушелькальк
Неоком
°Ю Калпан
в
Доггер
нмжнии-4 мел J Доггера
'СЗ Кайнозой
СЗ
1 -^ушелькаль^
Соль
Кейпер
Кейпер
Лейас Альб
耳\蟲ком
Соль
Лейас
амнозой
Мушепькальк Бунтзандштайн
О'
Кайноз Q^^^：^^5SSS> В譎而П^Й：%н疝
аизен咆中一理
一" 一" 一 [ 3^^2^
2
доггер，， ~ Лейас
Вепьд^
^^Лейас
А
1~一子
ТИПЫ месторождений соляных
куполов Гифхорнского ареала
зон нефтенакопления: а _ залежи нефти; б — разрывы;
一 несогласия
ско-Львовской впадины протягивается Рава-Русский разлом, отложения в зоне разломов сильно дислоцированы, кайнозойские отложения залегают более спокойно- краевой прогиб продолжается
зойские ские и востоке
В
Палео- мезозой- На юго-
Люблинско-Львовскую впа-
северо-восточном направлении заключена между Мазурско-Белорусской антеклизой и юго-востоЧ' Балтийского щита. Юго-восточная ее- часть находится на северо-западная в Балтийском море. Синеклиза строение. Отдельные блоки группируются в изометри-
дину- Балтийская
синеклиза вытянута в
и
ным склоном
суше, большая имеет блоковое
восточной части Центральноевропейского НГБ принимают участие фанерозойские отложения с максимальной мощностью (12 км) на месте средней.части Щенинско-Лодзинско-Мехувского прогиба. Допермские отложения наиболее полно представлены на крайнем северо-востоке (Балтийская синеклиза) и юго-востоке (Люб- линско-Львовская впадина).
Кембрийские и ордовикские отложения образованы преимущественно терригенными породами и наиболее полно представлены в Балтийской синеклизе и в Люблинско-Львовской впадине. Силурийские отложения выражены на востоке карбонатными, на западе гли- нистыми породами. В Балтийской синеклизе и в Люблинско-Львовской впадине известны рифовые образования. Разрез девона начинается с терригенных толщ, нижнего и верхнего девона, которые сменяются 193
чные глыбы.
В строении
13-105
⑷с⑷ссинеклизасинеклизаR04个R04个Верхнесилезский бассейнВерхнесилезский бассейн…力*6…力*6Силезско-Силезско-краковскаякраковскаямоноклинальмоноклинальМазурскб 二乡 СувалковскийМазурскб 二乡 Сувалковскийвыступвыступс к а я 丁h aс к а я 丁h a^^ FA^ E3^ EJ^^ FA^ E3^ EJкрас-Мощ-крас-Мощ-
⑷с
⑷с
синеклиза
синеклиза
R04个
R04个
Верхнесилезский бассейн
Верхнесилезский бассейн
…力*6
…力*6
Силезско-
Силезско-
краковская
краковская
моноклиналь
моноклиналь
Мазурскб 二乡 Сувалковский
Мазурскб 二乡 Сувалковский
выступ
выступ
с к а я 丁h a
с к а я 丁h a
^^ FA^ E3^ EJ
^^ FA^ E3^ EJ
крас-Мощ-
крас-Мощ-
Рис. 73. Схема размещения месторождений в восточной части Центральноевропейского НГБ:
а внебассейновые и внутрибассейнавые поднятия (Свентокшиские горы) ； границы： 6 -бассейна, е—Предсудетских ареалов зон нефтегазонакопления； месторождения: е—газовые, d—нефтяные. Месторождения： / — Мендзнздрое-Даргобондзь; 2 — Вежхов; 3 — Комарув； 4 — Сенковице； 5 — Чек- лин; 6— Рыбаки; 7 — Машево; 8 — Червенъск； 9 - Поморено; 10 — Отынь; // — Нова-Суль； /2 — Жаково; 13 - - Закжево; 14 ~ Слупн; /5 - Радзендзь; /6 — Запенче; /7 — Боженцин; 18 Вешховице; /9 — Чешув; 20 - Добжень; 21 - Тархалы; 22 — Богдай-Уцехув; 23 - - Антонин; 24 - Манкошице карбонатными толщами среднего и верхнего девона. Каменноугольные отложения в нижней части представлены на юго-востоке карбонатными породами, на западе — терригенными, в верхней части 一 терригенными угленосными,
Пермские отложения залегают несогласно на каменноугольных. Они начинаются с вулканогенно-осадочной толщи (мощностью на территории ГДР до 2 км), которая сменяется терригенными, часто ноцветными и грубозернистыми породами мощностью до 1200 м. ность верхнепермских отложений (цехштейн) до 1700 м.
Триасовый разрез построен преимущественно терригенными породами (глинисто-карбонатными — на Предсудетской моноклинали). Мощность юрских отложений 3500 м, представлены они терригенными породами. В верхнем отделе местами выявлены рифовые известняки. 194
Нижний отдел мела образован терригенными породами, верхний —— глинисто-известковистыми кремнистыми. Кайнозойские отложения состоят из терригенных пород мощностью до 900 м.
Нефтегазоносность восточной части Центральноевропейского НГБ установлена в пределах Познанской впадины, Среднепольского вала, Балтийской синеклизы и Люблинско-Львовской впадины (рис. 73).
В Познанской впадине нефтегазоносность установлена на Предсудетской моноклинали, на северо-западном погружении Предсу- детского блока и на Поморском поднятии (северо-запад Среднепольского вала).
На Предсудетской моноклинали выделяются два ареала зон газо- накопления: Северный и Южный. В Северном ареале зон, расположенном в пределах глубин залегания фундамента 3—8 км, выявлено 16 газовых месторождений (Храплево, Рокетница, Косьцян и др.) и одно нефтегазовое Бук. В Южном ареале зон, расположенном в пределах глубин залегания фундамента 1—2,5 км, открыто около 30 газовых месторождений (Заленче, Боженцин, Бжостово, Добжень и др.), в том числе девять конденсатногазовых (Бабимост, Жаково, Антонин и др.) и два нефтегазовых (Лелехув, Ксендж-Сленск).
На северо-западном погружении Предсудетского блока располагается Бессковско-Жарский вал, протягивающийся до Берлина. На валу и в примыкающих прогибах располагается небольшой ареал преимущественного нефтенакопления. В ареале известно свыше 15 месторождений, в том числе восемь нефтяных (Рыбаки, Поморско, Тауэр и др.) и семь газовых и газоконденсатных (Люббен, Дребкау и др.).
На Поморском поднятии открыто 13 месторождений, в том числе девять нефтяных и газонефтяных (Гриммен, Райнкенхаген, Лютов и др.) и четыре газовых (Вжосово, Петрыкозы, Вежхов и др.).
Месторождения нефти и газа Познанской впадины приурочены к структурам пяти типов: к локальным поднятиям конседиментаци- онного образования； к структурам облекания на выступах докембрийских образований; к структурам, образование которых обусловлено увеличением мощности соляных пластов цехштейна; к рифовым выступам блокового строения; к структурам, ограниченным разрывами. Структуры месторождений небольшие — площадь их редко превышает 10 км2, с амплитудой в несколько метров, Продуктивны Главный доломит (серия Штассфурт) верхней перми (месторождения Рыбаки, Поморско, Чеклин и др.), известняки серии Верра (Богдай-Уце- хув, Тархалы, Заленче и др.), песчаники нижней перми (Богдай-Уце- хув, Тархалн, Заленче, Боженцин и др.). На Поморском поднятии установлена также газоносность нижнего (месторождение Вежхов) и верхнего (Вжосово) карбона.
На ряде газовых месторождений установлено повышенное содержание азота. Так, газ с содержанием азота свыше 75% установлен на месторождениях Сенковице, Чеклин, Конколево.
На юго-востоке Краевого прогиба в Люблинско-Львовской впадине выявлено три газовых месторождения с залежами в девонских песча-
никах и известняках (месторождения Комарув, ПНР; Великие Мосты, СССР) и верхнего карбона (Минковице, ПНР).
В Балтийской синеклизе на территории СССР установлена нефтеносность верхне- и среднекембрийских песчаников и верхнеордовикских известняков. Выявлено свыше 25 нефтяных месторождений. Два месторождения (Дембки и Жарновец) обнаружены на севере в приморской части ПНР.
Центральноевропейский НГБ представляет собой пример широкой нефтегазоносности крупной впадины со сложным современным структурным планом и сложной историей развития. В его пределах выявлено свыше 450 месторождений нефти и газа, в том числе более 220 газовых. Основные запасы нефти (свыше 95%) сконцентрированы в мезозойских и кайнозойских отложениях, газа — в пермских и триасовых отложениях (90%). Коллекторами для нефти и газа служат преимущественно терригенные породы. Формы залежей весьма разнообразные. Всего в бассейне пробурено свыше 5000 поисково-разведочных скважин. Наиболее глубокие скважины Пархим 1—7030 м, и Миров 1—8009 м.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ ЗАПАДНОЕВРОПЕЙСКОЙ МОЛОДОЙ ПЛАТФОРМЫ
Парижский нефтегазоносный бассейн
Парижский НГБ занимает центральную часть Парижской синеклизы с наиболее прогнутым элементом, расположенным юго-восточнее Парижа, фундамент которого находится на глубине до 3,5 км (рис. 74).
Обрамление синеклизы на западе и юге образовано низкогорными сооружениями Армориканского, Центральнофранцузского и Морван- ского массивов, сложенных палеозойскими и более древними кристаллическими и метаморфическими породами. Восточным обрамлением синеклизы служит кристаллический массив гор Вогезы (Лотарингия), северо-восточным — верхнепалеозойские горные сооружения Арденн и Рейнских Сланцевых гор. На севере граница синеклизы идет по погребенному Лондон-Брабанте кому массиву, сложенному под палеогеновыми осадками кембро-силурийскими породами. На северо-западе в районе Пейде-Бре синеклиза осложнена крупным поднятием, выводящим на поверхность участок юры.
Синеклиза имеет позднепалеозойский складчатый фундамент и сложена с поверхности в центральной наиболее погруженной части палеогеновыми образованиями, которые окаймляются большой площадью развития пород мелового возраста. Мезозойские отложения представлены карбонатно-терригенными породами. В верхнем триасе известны соленосные отложения, в неокоме ——пестроцветные. Все системы разделены перерывами. Верхнеюрские отложения мощностью более 900 м сильно размыты. В кровле разреза залегает 300-метровая толща 196
оАмьен .','оАмьен .','呼呼-1500--1500-ПАРИЖПАРИЖ• 'оШОМОН• 'оШОМОНТурТур:• оБурж . •:• оБурж . •Рис. 74.Рис. 74.^^а |>—--|6 | g |е^^а |>—--|6 | g |ееимсеимс屈р了.屈р了.L/jJ / ЛЮКСЕМБУРГL/jJ / ЛЮКСЕМБУРГ• Вандомо.• Вандомо.Парижский НГБ：
оАмьен .','
оАмьен .','
呼
呼
-1500-
-1500-
ПАРИЖ
ПАРИЖ
• 'оШОМОН
• 'оШОМОН
Тур
Тур
:• оБурж . •
:• оБурж . •
Рис. 74.
Рис. 74.
^^а |>—--|6 | g |е
^^а |>—--|6 | g |е
еимс
еимс
屈р了.
屈р了.
L/jJ / ЛЮКСЕМБУРГ
L/jJ / ЛЮКСЕМБУРГ
• Вандомо.
• Вандомо.
а — выходы фундамента на поверхность； б - аконсервациониая зона; е — границы бассейна； е — схематические изогипсы кровли палеозойских отложений, м; О ——разрывы; е — месторождения нефти. Месторождения： / Куломм; 2 — Жизи-ан-Нобль; 3Мораль ан-Юрепуа; 4— Шартрет; 5 Шайи- ан-Бьер, 6 — Валенс; 7 - Сент-Илер; 8 — Шаторенар； 9 — Шюз〃ь; 10 Сен-Фирмен-де-Буа; // — Жуани; 12—Вилемер； 13— Сен-Мартен-де-Боссе ней; /4 — Г ранвиль
известняков и пестроцветных глин палеоген-миоценового возраста. В подошве бассейна находится пермская моласса, заполняющая гра- бен-рифты, один ——простирающийся в западно-северо-западном направлении через центральную часть бассейна, с мощностью пород около 1,5 км, и второй, менее глубокий, северо-восточного направления —— уходящий в прол. Ла-Манш. Собственно НГБ оконтурен изолинией глубины фундамента 1 км.
Нефтеносность бассейна установлена в 1958 г. открытием месторождений нефти Кукомм и Шаторенар в районе юго-восточнее Парижа. В настоящее время в этом районе выявлено 18 месторождений нефти, приуроченных к небольшим по размерам (5X3 км2) пологим брахиантиклиналям с продуктивными пластами в отложениях неокома (песчаники), верхней юры (портланд, известняки), средней юры (известняки) и верхнего триаса (песчаники). Основная продуктивная толща образована отложениями доггера (12 месторождений). Глубина залегания нефтегазоносных пластов 600—2500 м. Запасы нефти месторождений небольшие.
Рейнский нефтегазоносный бассейн
рейнсКий НГБ расположен на территории Франции и ФРГ в ,北 лине среднего течения р. Рейн (рис. 75). Он заключен в узком (ширина
Рис. 75. Рейнский НГБ.
Выходы на поверхность пород: а — кристаллического фундамента, 6 —- перми, в — триаса и юры; г — сбросы; месторождения: д ― нефтяные, е газовые； ж — структурные пороги.
Впадины'. А - Пе^целъброниская; Б — Селестинская; В ——Соленосная калиевая.
Месторождения: / ——Эйх; 2 — Штокштадт； 3 Ватенхайм; 4 — Хофхайм； 5 ——ЛуАенхо^ен; 6 — Рот; 7 — форст-Вайер; 8— Вухенау; 9 — Вайнгартен； 10 - Хютенхайм； // — Леопольдсхафен; /2—Нойе- рет; 13 — Кнеринген; /4 — Максимилиаизау; f5 — Оффенбах; /6 — Хайна； /7—Ландау, 18 — Минфельд; /9 — Шайбенхард； 20 — Донау； 21 ― Ширхейн; 22 ~ Пешельбронн; 23 — Штаффельфельден; 24 — Реиинг; 25 — Вольфскеллен； 26 — Пфунгштадт； 27 — Франкенхайн
до 75 км) внутриплатформенном грабене, вытянутом почти на 300 км в субмеридиональном направлении, от Базеля на юге до Франкфурта на севере. Обрамление бассейна образовано глыбовыми горными со- оружениями, сложенными кристаллическими и метаморфическими породами палеозойского возраста, местами перекрытыми маломощными отложениями мезозоя. На западе это Вогезы и Пфальцские горы, на востоке ——горы Шварцвальд и Оденвальд, на севере ——Рейнские Сланцевые горы. На юге грабен обрамляется горами Эльзасская Юра, с поверхности сложенными породами нижнего мезозоя.
Осадочное выполнение Рейнского НГБ представлено породами пермского, триасового, юрского, эоценового, олигоценового и неогенового возраста с максимальной мощностью 8 км, из которых более 5 км приходятся на долю кайнозойских отложений. Перерывом на границе эоцена и верхней юры весь разрез бассейна расчленяется на два комплекса: нижний, предшествующий образованию грабена, мощностью до 3 км, и верхний кайнозойский мощностью более 5 км, формировавшийся в процессе развития грабена.
Отложения пермской системы мощностью до 1 км образованы пестроцветными породами (красный лежень) с прослоями доломитов (цехштейн) вверху. Триасовая система представлена карбонатно-терригенными отложениями мощностью до 1 км. На юге бассейна в подошве среднего отдела триаса развита маломощная солеиосная толща, которая прослеживается в виде узкой полосы вдоль левобережья Рейна. Нижний отдел триаса сложен терригенными пестроцветными породами мощностью до 500 м. Юрская система мощностью до 800 м образована карбонатно-терригенными породами с мощными прослоями высокобитуминозных аргиллитов в нижнем отделе.
Верхний грабеновый комплекс начинается карбонатно-терригенной толщей мощностью свыше 3,5 км, включающей отложения эоценового, олигоценового и миоценового возраста, и завершается терригенными породами плиоцена и антропогена мощностью свыше 1 км, отделенными от миоценовых отложений несогласием.
Позднепалеозойский фундамент бассейна сильно расчленен грабе- нообразующими и поперечными разломами на ряд различно опущенных и приподнятых блоков. Наиболее опущен фундамент на юге и на востоке средней части (Гейдельберг). В южной половине грабена в районах Кольмар и Эрштейн поперечные подъемы фундамента расчленяют бассейн на три неравновеликие впадины (с севера на юг): Пешельброннскую, наиболее крупную и прогнутую, охватывающую 2/3 всего грабена, небольшую Селестинскую и более крупную, выделяемую под названием Соленосный калиевый бассейн.
Нефтеносность бассейна связана с отложениями триасового, юрского, палеогенового и неогенового возраста. Коллекторами служат песчаники среднего и верхнего триаса, нижней юры (аален) и олиго- цена (пешельброннские слои латторфского яруса), известняки киме- риджа ——Оксфорда, доломитизированные известняки среднего и верхнего триаса, нижней и средней юры (пласт «Большой оолит» нижнего 199
бата и верхнего байоса), песчанистые мергели олигоцена (мелетовые слои рупельского яруса) и верхнего эоцена. Газоносны песчаники плиоцена и миоцена. По существу все коллекторы разреза продуктивные.
В бассейне выявлено 33 месторождения (в ФРГ — 20 нефтяных н три газовых, во французской части — шесть нефтяных и четыре газовых). Большая часть месторождений бассейна (свыше 20) сконцентрирована в Пешельброннской впадине. Структурные формы месторождений связаны с приподнятыми и наклоненными блоками, пласты в которых иногда изогнуты в пол у ку пол а и полубрахианти- клин ал и*.
Значительная часть нефтяных залежей тектонически экранирован- ные, реже сводовые, сильно нарушенные разрывами. Зоны нефтегазо- накопления группируются вдоль продольных конседиментационно развивавшихся разрывов. Крупный ареал таких зон выделяется на восточном борту бассейна и приурочен к наиболее прогнутой части бассейна (между городами Карлсруэ и Мангейм). Здесь известно свыше 10 нефтяных месторождений (Рот, Форст-Вайер, Бухенау и др.).
Юго-западнее, на противоположном борту бассейна располагается наиболее крупное нефтяное месторождение бассейна Пешель- броннское (эксплуатируется с 1888 г). Оно приурочено к полуантиклинали, прижатой к главному грабенообразующему сбросу, и рассечено продольными сбросами на ряд блоков, содержащих тектонически экранированные залежи нефти. Нефтеносны песчаники среднего триаса, песчаники и известняки верхнего триаса, песчаники и известняки (пласт «Большой оолит») средней юры и песчаники олигоцена (пешельброннские слои). Залежи нефти заключены в интервале глубин 180— 1300 м. На юге в Соленосной калиевой впадине известны нефтяные месторождения ——сравнительно крупное Штаффельфельден и не- большое Ренинг с тектонически экранированными залежами в юрских отложениях.
На крайнем севере бассейна известно семь небольших чисто газо- Bbix и два газонефтяных месторождения. Газовые залежи месторождений (Грабен-Герау, Бюттельбронн, Вольфскеллен и др.) находятся на приподнятых крыльях (западных) системы кулисообразно расположенных сбросов, рассеченных поперечными разрывами на ряд в об- тем небольших блоков. Газоносны песчаники миоценового, в меньшей степени плиоценового возраста, залегающие на глубине от 130 м (месторождение Штокштадт) до 900 м (Пфунгштадт). Газ преимущественно метановый.
Наиболее крупным является газонефтяное месторождение LUtok- штадт. Оно приурочено к высоко поднятому и наклоненному на юго- запад блоку, ограниченному с востока сбросом с амплитудой около 400 м. Две пластовые газовые залежи, нарушенные разрывами, приурочены к песчаникам аквитанского возраста и находятся на глубине 130—180 и 380—770 м. Ниже в песчаниках пешельброннских слоев находится нефтяная залежь.
За исключением месторождений Пешельбронн и Штокштадт все остальные месторождения нефти Рейнского бассейна имеют незначительные запасы нефти.
Тюрингский нефтегазоносный бассейн
Тюрингский грабенообразный НГБ (рис. 76) довольно хорошо выделяется на геологической карте распространением образующих его отложений цехштейна и триаса, которые со всех сторон, кроме северо- западной, ограничены выходами на поверхность палеозойского складчатого фундамента, образующими на северо-востоке небольшое горное сооружение Гарц, на юго-западе — горную гряду Тюрингский Лес. На востоке граница бассейна проходит по разлому Галле. Фундамент бассейна сложен досреднекаменноугольными породами, дислоцированными в систему складок северо-восточного простирания. Размеры бассейна 300 кмХ Ю0 км.
ШЛЦа ^3；
Н：三|6 ^^е k а 18 I — 1况
^^2「。|з
Рис. 76 Тюрингский НГБ:
а — горное обрамление бассейна; 6 — аконсервацнонная зона; в — зоны надвигов и взбросов; г — зоны разломов： / — Эйхенберг-Гота-Заальфельд, // — Зрфуртская, /〃 — Финне-Эйзенбергская; д — границы бассейна; е— грабены: /V — Крейцбургский, V — Омгебургский, V/ — Шлотгеймский, У" — Веймарский и Лихтенбургский; месторождения: ж ——нефтяные, з ——газовые.,
Месторождения: / — Фолькенроде; 2 — Мюльхаузен; 3一Альменхаузен; 4—Кирххайлинген; 5 — Лангензальце; 6 Хайник-Берке; 7 Беринген, 8 — Мехтерштадт； ? — Кюльштадт； 10 — Кранберг; // — Фанер-Хое; /2 — Нойдитендорф
Разрез отложений, выполняющих бассейн, четко делится на два структурных этажа: нижний ——сильно складчатый и верхний ——платформенный. Нижний этаж включает угленосные образования среднего и верхнего карбона и терригенные нижней перми, заполняющие небольшие прогибы в теле герцинского фундамента. Платформенный этаж состоит из отложений верхней перми (цехштейн) и триаса. Цехштейн представлен карбон атно-соленосной толщей мощностью 1,5 км.
Нижний триас (бунтзандштайн) мощностью 400—740 м делится на три яруса: нижний, средний и верхний. Нижний и средний ярусы образованы терригенной лестроцветной толщей, верхний (рёт) —— пест- роцветной терригенно-карбонатной толщей с мощностью соленосного пласта до 65 м. Средний триас (мушелькальк) представлен известняками и доломитами мощностью 250—280 м с пластом каменной соли мощностью до 30 м в средней части карбонатной толщи. Верхний триас (кейпер) сложен карбонатно-терригенными породами мощностью 300一420 м также с прослоем (мощностью до 22 м) каменной соли.
Залегающие выше образования юрского и сеноманского возраста характеризуются ограниченным распространением и мощностью не более 150 м.
Структура подошвы платформенного этажа представляет собой впадину, вытянутую в северо-восточном направлении на востоке и в северо-западном направлении на западе и нарушенную сложной системой сравнительно узких и протяженных дизъюнктивных дислокаций. Системы дислокаций включают узкие грабены, грабен-синклинали, сбросы, взбросы, которые сопровождаются асимметричными, иногда опрокинутыми узкими антиклиналями и синклиналями, часто осложненными соляными диапирами. Интенсивность дислокаций увеличивается к центру бассейна — от флексур на периферии до надвигов в центре.
В бассейне выявлены небольшие месторождения газа, одно нефтегазовое и одно нефтяное (Фолькенроде), расположенные в северо- западной части бассейна. Месторождения приурочены к антиклиналям, залежи нефти и газа заключены в песчаниках нижнего триаса, доломитах (Главный доломит) серии Штассфурт верхней перми и песчаниках нижней перми.
Валенсийский нефтегазоносный бассейн
Валенсийский НГБ расположен на месте Валенсийского залива и прилегающей части побережья Испании между выступами герцинского фундамента в Каталонских горах и на юго-восточном погружении Центральноиберийского массива.
Бассейн сложен с поверхности преимущественно нижнемеловыми породами, окаймленными небольшими площадями развитых юрских и триасовых образований. Мощность мезозойских отложений на суше не 202
более 3 км и уменьшается в субаквальной части. Для триасового разреза характерны соленосные толщи, выклинивающиеся в субакваль- ной части; юрские и меловые отложения представлены терригенно- карбонатными породами. Верхнемеловые породы развиты слабо. В суб- аквальной части меловые отложения несогласно перекрываются терригенной толщей миоцена и плиоцена мощностью свыше 3 км.
На суше структура бассейна осложнена пологими поднятиями, иногда с соляными массивами; для субаквальной части бассейна характерно развитие сбросов, образующих систему горстов и грабенов, протягивающихся примерно параллельно береговой линии, погружающихся в сторону моря. Валенсийский НГБ представляет собой пример бассейна, заключенного в периконтинентальной впадине (пассивной окраины).
В бассейне, начиная с 1970 г., открыто восемь нефтяных месторождений (Ампоста, Марина, Дорадо, Таррако и др.) с залежами в известняках неокома ——верхней юры под глинисто-мергельной покрышкой среднего миоцена.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ ПРЕДГОРНЫХ ПРОГИБОВ АЛЬПИЙСКИХ ГОРНОСКЛАДЧАТЫХ
СООРУЖЕНИЙ ЮЖНОЙ ЕВРОПЫ
Предкарпатско-Балканский нефтегазоносный бассейн
Предкарпатско-Балканский НГБ заключен в крупной впадине, расположенной между Карпатско-Балканской складчатой системой на западе и юге, складчатым сооружением Добруджи на востоке и юго-западным склоном Молдавской плиты Восточно-Европейской докембрийской платформы на северо-востоке. На севере он отделяется от смежного Северо-Предкарпатского НГБ Буковинским поперечным поднятием (рис. 77).
В этих границах в состав Предкарпатско-Балканского бассейна входят четыре основных структурных элемента.
Складчатый борт краевого прогиба субмеридиональной части Восточных Карпат (Бухушская впадина);
Платформенный борт (Пруто-Сиретский) краевого прогиба субмеридиональной части Восточных Карпат.
Плоештинско-Фокшанская впадина, расположенная на месте смены субмеридионального направления Восточных Карпат на почти широтное.
Молодая Карпатско-Балканская межгорная впадина, наложенная на эпибайкальскую (Мизийскую) плиту.
Бухушская впадина представляет собой синклинорий, сложенный меловыми, палеогеновыми и миоценовыми (дотортонскими) породами. Меловые отложения начинаются с толщи преимущественно темных аргиллитов (мощность до 350 м) сеноманского и ранне- альбского возраста, выше которых залегают переслаивающиеся алев- 203
13131212КарпатКарпат++ 7 ++ ++++ 7 ++ ++161622аб6аб6еин°9еин°932三3732三37
13
13
12
12
Карпат
Карпат
+
+ 7 ++ ++
+
+ 7 ++ ++
16
16
2
2
а
б
6
а
б
6
еин°9
еин°9
32三37
32三37
Рис. 77. Северо-Предкарпатский (/) и Предкарпатско-Балканский (〃)НГБ： а —- надвиги; 6 крупные разломы； в — впадины, г ——поднятия.
/ — Украинский кристаллический массив； 2 — склоны Украинского кристаллического массива； ,?— Львовская синеклиза (нефтегазоносный бассейн); 4 — Складчатая Добруджа: -5 — Келеико-Сандомнр- ское складчатое сооружение; 6 — Судетская складчатая область; 7 — Буковинское поперечное поднятие; 8 — зона скнб; 9 — Силезская и Подсилезская зоны.
Северо-Предкарпатский НГБ. Платформенный борт： 10 — Косовская впадина, // ——Ивано-①ранков- ское поперечное поднятие, 12 — Угерско-Мелецкая впадина, 13— Краковское поперечное поднятие, /4 - Моравская впадина; складчатый борт: /5 — Самборский синклинорий и Борнславско-Покутский антиклинорий.
Предкарпатско-Балканский НГБ. 16——Пруто-Сиретский платформенный борт: /7 - Плоештинско- ①океанская впадина (/7‘ ——Буэзуское поднятие, !7"——зона соляной складчатости), /8 — Питештин- ское поднятие, 19 - Северо-Питештинский прогиб, 20 — Гетский прогиб, 21 Жну-Олтннскне дислокации, 22 — Опташско-Слатинекое поднятие, 23—Стрехайское поднятие, 24 — Рошиорский прогиб, 25 — Ломская впадина, 26 — Северо-Болгаре кое поднятие, 27 — Варненская впадина, 28 — Нижнекам- чийский прогиб, 29 — Южно-Добруджинский выступ фундамента, 30 - Предбалканская зона активизированной платформы; складчатый борт： 3/ — Бухушская внадииа и Мойнеипинско-Ойтузская зона. 32 — поднятие Валени, 33 Кнмпннская вп,」:【нна
ролиты и аргиллиты коньякского возраста, переходящие вверх в монотонную толщу мергелей с иероглифами, известняков и аргиллитов сенонского возраста.
Палеоценовые и эоценовые отложения начинаются базальными конгломератами, которые выше сменяются песчаниками, алевролитами и известняками мощностью до 80 м палеоцен-раннеэоценового воз- 204
раста. Средний эоцен образован терригенно-карбонатными породами мощностью 350—700 м. Эоценовые отложения завершаются песчано- глинистой толшей с характерными иероглифами.
Олигоценовый отдел представлен мощной менилитовой серией, характеризующейся развитием кремнистых (менилитовых) и битуминозных (дизодиловых) сланцев с прослоями песчаников (Клива). По соотношению этих пород серия расчленяется на ряд свит общей мощ- ностью около 800 м.
Миоцен начинается с соленосной и гипсоносной толщи аквитанского возраста, залегающей с несогласием на олигоценовых отложениях. В толще наблюдаются многочисленные включения экзотических обломков, до глыб включительно, из пород различного состав^ и возраста. Мощность аквитанского яруса достигает 700 м. Бурдигальские отложения представлены толщей конгломератов и песчаников мощностью до 1 км. Гельветский ярус образован терригенными породами с характерной гипсоносной свитой мощностью свыше 3 км.
На южном окончании Бухушской впадины гельветские отложения покрываются тортоискими. Породы гельветского возраста сложены мощной (до 1200 м) толщей преимущественно глин, которые примерно в средней части разделены соляной брекчией Космина (мощность до 350 м), а в подошве насыщены туфами.
Бухушская впадина образована системой сильно сжатых, линейно вытянутых и наклоненных на восток складок. Наиболее резко складки выражены вдоль западного борта впадины, где они сильно сближены и надвинуты друг на друга. В ядрах их выходят палеогеновые, реже меловые отложения. Складки группируются здесь в краевую антиклинальную зону. Значительная часть этой зоны перекрыта Краевым надвигом Карпат с амплитудой горизонтального перемещения более 15 км.
В пределах Краевого надвига можно выделить не менее пяти разрывов с увеличивающейся с запада на восток горизонтальной амплитудой перемещения. Краевой надвиг сопровождается «полуокнами», образовавшимися на месте приподнятого залегания краевой антиклинальной зоны.
Тектонические «полуокна» оконтурены с запада, юга и севера надвинутой частью зоны Краевого надвига, а на востоке открываются в сторону миоценовых отложений. Всего выделяется четыре крупных тектонических《полуокна》(с юга на север): Путна, Ойтуз, Пьятра- Нямц и Покутско-Сучявское.
Вдоль восточного края Бухушской впадины проходит Срединное поднятие, состоящее из двух крупных антиклиналей ——Плешу-Нямц на севере и Пиетричика на юге. Оно расположено иа границе складчатого и платформенного бортов Предкарпатского прогиба и ограничено с востока надвигом.
Южнее долины р. Тротуш Срединное поднятие и Краевой надвиг Карпат скрываются под плиоценовыми отложениями Плоештинско- Фокшанской впадины.
Рис. 78. Субмеридиональная часть Предкарпатско-Балканского НГБ:Рис. 78. Субмеридиональная часть Предкарпатско-Балканского НГБ:'°6 ? Ду е ж 3 ^^5^s'°6 ? Ду е ж 3 ^^5^s
Рис. 78. Субмеридиональная часть Предкарпатско-Балканского НГБ:
Рис. 78. Субмеридиональная часть Предкарпатско-Балканского НГБ:
'°6 ? Ду е ж 3 ^^5^s
'°6 ? Ду е ж 3 ^^5^s
а ——фронтальная линия Краевого надвига; б — фронтальная линия Краевого надвига автохтона： в — Срединный надвиг; г — разломы; d — сбросы; месторождения: е——нефтяные и газонефтяные, ж —— газовые, з — нефтегазовые.'
/ — складчатый борт бассейна; платформенный борт бассейна- //—Пруто-Сиретский склон, 〃/ — поднятие Северо-Добруджинский мост и Бырладская впадина； IV северная центриклиналь Плоеш- тинско-Фокшанской впадины.
Тектонически «полуокна»： Л — Пьятра-Нями; 5 — Ой туз; В — Путна.
Мойнештинско-Ойтузский ареал зон нефтегазонакопления — месторождения: / — Джемэна; 2 — Гро- пиле-Луи-Захараке; 3—①румоса; 4— ApiuHua; 5 — Топору-Килии; 6—Ташбуга; 7Земе山 и Фоале-Мойнешти； 8 — Утуре-Мойнешти; // - Комэнешти； /2 — Вэсиешти： /3 - Дофтяна-Богата; /4 — Дэрманешти； /5 Дофтеница； /6 — Пэкурица; 17 — Чердак; /8 — Сазннк и Фэрестрэу； 2/ — Лепта. Зона нефтегазонакопления Тецкани - месторождения: 9 — Темканн; /0— Кымпенн.
Зона нефтегазон а копления Катин — месторождения: /9 — Кашин; 20 一- Кымпури.
22 — зона газонакопления Роман-Сэкуени.
Месторождения Бырладской впадины и Северо-Добруджинского моста: 23 — Гейчана； 24 一 Аджуд； 25 — Цепу; 26 — Мадка； 27 - Индепенденца; 28 — Фрумушица''
Нефтегазоносность складчатого борта связана главным образом с тремя пластами песчаников Клива олигоценового возраста, в меньшей степени с эоценовыми отложениями. Нефтеносны также гельветские песчаники линзовидного строения в небольших залежах двух месторождений, сарматские (месторождение Комэнешти) и мэотические (Слэник).
Выделяются ареал зон нефтегазонакопления Мойнештииско-Ой- тузский, расположенный на месте краевой антиклинальной зоны, Тецканинская и Кашинская зоны нефтегазонакопления, расположенные в средней (на оси) части Бухушской впадины (рис. 78).
Мойнештинско-Ойтузский ареал зон нефтегазонакопления содержит нефтяные месторождения в поднадвиговых антиклиналях (в автохтоне) Краевого надвига и на месте поднятых участков автохтона — тектонических «полуокнах». Выделяется не менее пяти антиклинальных параллельных линий, рассеченных поперечными разрывами. Наиболее крупные месторождения приурочены к седловидному прогибу, заключенному между приподнятыми в тектонических «полуокнах» массивами Пьятра-Нямц и Ойтуз: месторождение нефти Фоале-Мойнешти, менее значительные месторождения Земеш? Станешти-Солонц. На Ойтузском поднятии известны небольшие месторождения Слэник и Фэрестрэу, в Северо-Путнинской седловине ― Лепша.
Всего в ареале выявлено свыше 25 месторождений, в том числе четыре газовых.
Тецканинская зона нефтегазонакопления приурочена к одноименной антиклинальной линии, в пределах которой известны два небольших нефтяных месторождения — Тецкани и Кымпени, в Кашинской зоне находятся также два нефтяных месторождения — Кашин и Кым- пури. Структуры месторождений представляют собой небольшие круто наклоненные на восток брахиантиклинали, нарушенные взбросами. Залежи нефти заключены в отложениях гельветского возраста.
Пруто-Сиретский платформенный борт бассейн^ на севере сложен с поверхности сарматскими отложениями, состоящими преимущественно из кластических пород от алевролитов до конгломератов с редкими прослоями известняков и глин, общей мощностью до 1,5 км. Сарматские образования залегают на маломощной (несколько десятков метров) толще тортона, начинающейся с песчаио- глинистых пород (бугловские слои), переходящих выше в литотамние- вые известняки. На юге Пруто-Сиретского склона сарматские отложения перекрываются мэотическими слоями мощностью до 150 м, сложенными песчаио-глинистыми породами, выше переходящими в толщу песков, реже глин дакийского яруса мощностью около 100 м.
Под миоценовыми отложениями платформенного склона залегают верхнемеловые, состоящие (снизу вверх) из известняков, глауконитовых песчаников и меловых мергелей мощностью около 150 м, или юрские, представленные внизу битуминозными глинами лейаса, песчано- глииистыми породами доггера и известняками мальма общей максимальной мощностью на юге около 1,5 км. В отдельных скважинах
вскрыты также палеозойские отложения (кембрийские, ордовикские, силурийские и нижнедевонские).
Платформенный борт представляет собой моноклиналь, погружающуюся по системе ступенчатых сбросов на запад к Срединному поднятию. На юго-востоке перед горной Добруджей он осложнен Бырлад- ской впадиной, вытянутой в северо-западном направлении и заполненной мощной толщей юрских (свыше 2,5 км) и триасовых отложений, перекрытых субгоризонтальнозалегающими меловыми и более молодыми образованиями. Восточнее Бырладская впадина продолжается в Преддобруджинский прогиб смежного Северо-Причерноморского бассейна.
На крайнем юге Пруто-Сиретский платформенный борт перекрывается плиоценовыми отложениями восточного крыла Плоештинско- Фокшанской впадины.
В пределах Пруто-Сиретского (молдавского) склона бассейна установлена газоносность сарматских отложений. Выявлена крупная зона газонакопления Роман-Сэкуени, приуроченная к моноклинали.' Залежи литологически экранированные, находятся на глубине до 2950 м. В Бырладской впадине выявлено девять месторождений нефти и газа (четыре газовых) с залежами в отложениях сармата и тортона (месторождения Аджуд, Гэйчана и др.). Юго-восточнее, на северо-западном погружении герцинского сооружения Северной Добруджи выявлен ряд месторождений (Сурая, Цепу, Мадка, Индепен- денца, Фрумушица и др.) с залежами в отложениях понта, сармата и тортона на небольшой глубине.
Плоештинско-Фокшанская впадина наложилась на структурный план, сформировавшийся в позднесарматское время. Ее северная центриклиналь находится на юге Пруто-Сиретского платформенного склона краевого прогиба Восточных Карпат, западная широтная часть наложена на краевой прогиб и прилегающую часть Карпатско-Балканской впадины.
Наиболее прогнутая часть Плоештинско-Фокшанской впадины находится в межгорном пространстве между Добруджей на к>го-восто- ке и Восточными Карпатами (в месте их перегиба) на северо-западе и приходится на район городов Фокшани, Рымникул, Сэрат, Бузэу. Впадина здесь сложена с поверхности левантинскими образованиями, мощность которых около 2 км.
Глубина залегания подошвы мэотических отложений в наиболее погруженной части впадины не менее 5 км. Восточный край Плоештинско-Фокшанской впадины образован Западио-Добруджинским сбросом.
Западная, или Плоештинская, субширотная центриклиналь впадины существенно отличается по строению от северной ее половины. В строении центриклинали принимают участие соленосные миоценовые отложения, на которых с несогласием залегают плиоценовые. Палеогеновая система представлена мощной толщей (более 2 км) аргиллитов с маломощными прослоями песчаников и известняков. Разрез досармат-
ских отложений миоцена сходен с таковым Бухушской впадины； тор- тонские отложения развиты весьма слабо.
Сарматский разрез начинается с глинистой толщи, прослоенной песчаниками, которая выше сменяется толщей мергелей с прослоями, иногда мощными, песчаников и известняков. Мощность сарматского яруса достигает 1,5 км. На сарматских отложениях с размывом и угловым несогласием залегают породы плиоценового отдела. Мэотиче- ский ярус представлен песчано-глинистой толщей с обособлением в нижней части до четьфех пластов песчаников. Мощность мэотических отложений ——основной нефтеносной толщи этой части бассейна ——меняется от 200 до 400 м. Понтический ярус сложен толщей глин мощностью от 1,4 до 2 км. Мощность залегающих выше угленосных глинисто-песчаных пород дакийского возраста около 1 км. Левантинский ярус образован преимущественно грубозернистыми породами наземного происхождения мощностью до 1,5 км.
Внутренние северо-западное Бузэуское и Северо-Плоештинское крылья Плоештинской центриклинали наложены на складчатый борт краевого прогиба Восточных Карпат. Крылья осложнены линейной складчатостью, интенсивность которой в основном определена соляными толщами тортонского и(или) аквитанского возраста. Скопления каменной соли приурочены к сводам антиклиналей или к разрывам, осложняющим крылья и периклинали.
Бузэуское крыло —— наиболее приподнятый элемент Плоештинской центриклинали. Развитые на этом крыле складки могут быть объединены в две структурные зоны： крупных складок и взбросовых складок. Первые развиты на северо-востоке и отличаются сравнительно большими размерами (20 км X 54-8 км). Взбросовые складки располагаются на западе. Они небольшие, узкие, крутые, осложнены крутыми взбросами со сложно изогнутыми плоскостями разрывов и соляными лезвиями вдоль них.
Складки Северо-Плоештинского крыла вытянуты в субширотном направлении. Среди них можно проследить несколько антиклинальных линий. Брахиантиклинальные части этих линий отличаются сложностью строения, сильной нарушенностью продольными и поперечными разрывами, крутыми углами падения пластов. Обычно северные крылья брахиантиклиналей приподняты и надвинуты.
Все брахиантиклинали имеют в различной степени выраженное пятиэтажное строение. Нижний этаж, сложенный палеогеновыми породами, характеризуется крутыми углами падения пластов (50—— 70°). Второй этаж, образованный гельветскими отложениями, в меньшей степени тортонскими, имеет меньшие углы падения пластов. Третий этаж представлен сарматскими отложениями с еще меньшими углами падения пластов, в четвертом ——плиоценовом ——этаже углы падения редко превышают 20° и, наконец, образования пятого этажа ——верхнелевантинского и антропогенового ― залегают с углами, измеряемыми единицами градусов.
Хорошо выражена антиклинальная линия Подени-Морени, состоя-
209
，以с 79. Структурная карта кровли мэотиса и Байкой-Цинтя.
разрезы /—IV брахиантиклинали
а — соль; 6 - / — Левантина — соль; 6 - / — Левантинразрывы, 8 - изогипсы кровли мэотиса.
а — соль; 6 - / — Левантин
а — соль; 6 - / — Левантин
2 - дакий; 3 - понт； 4 - мэотис; 5 - сармат; 6 - тортон; 7 _ гельвет
щая из трех крупных брахиантиклиналей (нефтяных месторождений; с запада на восток): Морени-Гура~Окницей, Байкой-Цинтя и Подени- Веки. Наиболее крупная брахиантиклиналь Байкой-Цинтя имеет длину около 10 км, ширину 2 км; северное крыло ее приподнято и надвинуто на южное по крупному взбросу (рис. 79). Взбросовый разрыв складки заполнен мощным соляным телом, выходящим на поверхность в средней части свода складки и отдельно на западной ее периклинали. Брахиантиклиналь рассечена рядом поперечных сбросов, как правило не пересекающих всю брахиантиклиналь, а имеющих свою сеть для каждого крыла. Обращает на себя внимание общий лезвиеобразный характер внедрения соляных масс с грибообразным расширением (в поперечном сечении) к поверхности. В периклинальных частях соль иногда полностью пережимается и открывается от своей постели.
Западнее брахиантиклинали Байкой-Цинтя, после небольшого прогиба, поднимается брахиантиклиналь Морени, или Морени-Гура-Окни~ цей, имеющая строение в общем подобное строению брахиантиклинали Байкой-Цинтя.
В восточной части Севере-Плоештинского склона находится крупная брахиантиклиналь Болдешти, не приуроченная к какой-либо хорошо 210
выраженной антиклинальной линии. Юго-восточнее расположена система антиклиналей, для которой характерны увеличение мощности сарматских отложений, небольшая роль соленосных отложений в формировании поднятий, проявление надвиговых перемещений, направленных с юга на север, т. е. противоположных таковым более северных антиклинальных линий, и появление куполовидных форм (Аричешти, Букшани, Братешти). Все эти новые черты в строении складок характеризуют их, как переходные к платформенным поднятиям.
Южнее широты Плоешти локальные поднятия представлены в плоских брахиантиклиналях Гаешти, Мэнешти-Владени, Тиносу-Брази, которые начинают собой платформенный склон Плоештинско-Фокшанской впадины. В его пределах выклиниваются сначала палеогеновые, а потом миоценовые (до сармата) отложения. Южнее линий выклинивания досарматских отложений находится уже Мизийская плита, в пределах которой сарматские отложения залегают непосредственно на меловых.
Плоештинская центриклиналь Плоештинско-Фокшанской впадины содержит свыше 20 нефтяных и 25 газовых месторождений. Наиболее значительные нефтяные месторождения сконцентрированы в Севера- Плоештинском ареале зон нефтегазонакопления (рис. 80). Здесь можно проследить несколько антиклинальных зон нефтегазонакопления, из которых наиболее крупными являются Подени-Морени^ состоящая из трех нефтяных месторождений (Гура-Окницей-Морени, Байкой-Цинтя, По- дени-Веки).
Севере-Плоештинский ареал зон нефтегазонакопления содержит залежи нефти во всех ярусах плиоценового возраста, а также в сарматских отложениях. Основные продуктивные толщи заключены в отложениях мэотического яруса, где выделяются четыре пласта, а также сарматского яруса, в котором находятся сравнительно крупные залежи нефти на месторождении Болдешти. Нефтегазоносность левантинских и дакийских отложений носит ярко выраженный производный характер. Залежи нефти и газа образовались в них за счет перетока нефти из залежей мэотических резервуаров, в которых нефть сингенетична вмещающему ярусу. Продуктивность понтических отложений весьма редка и незначительна из-за отсутствия коллекторов.
Для месторождений Северо-Плоештинского ареала зон характерны преимущественно тектонически экранированные залежи, в меньшей степени стратиграфически экранированные (на контакте продуктивных гельветских и мэотических отложений); на западе, где выклиниваются мэотические отложения, появляются литологически экранированные залежи.
В Бузэуском ареале зон нефтегазонакопления нефтегазоносность различна для двух структурных зон 一 крупных складок и взбросовых складок. В первой выявлено шесть месторождений, нефтеносны мэотические, реже дакийские и понтические отложения. В зоне взбросовых складок продуктивен более широкий стратиграфический интервал —— дакийский, мэотический, гельветский ярусы и олигоценовый отдел.
211
Td
0A田育
Рис. 80. Ареалы зон нефтегазонакопления Плоештинско-Фокшанской впадины, Питештинского поднятия и Предъюжнокарпат- ского прогиба.
Месторождения: й ■ нефтяные, б - - газовые; д — антиклинали; г границы ареалов зон нефтегазонакопления； А — разлом Бибешти-Тиносу.
/ ——Бузэский ареал зон нефтегазонакопления: /Г ——зона крупных складок ——месторождения: / — Бисока, 2 ——Берка-Арбанаш, 3 —- Плопясу, 4 — Бэрбунцешти,' 5 — Грэждана, 6 ~ Сэрата-Монтеору； А" — зона взбросовых складок — месторождения: 7 ~ Тэтару, 8 — Матица-Подени-Ной. 9 — Пэкуреци, 10 — Сурани- Кэрбунешти, 〃 ~ Копэчени-Опэрица, 12 — Мэгуреле, /,? — Вылкэнешти, 14 — Косминэле, 15 — Кымпина-Гура-Дрэгэнесу, 16 — Буштенри-Рунку, 17 — Колиба- ши, /8 — Валя-Решка.
77— Сеоеро-Плоепгтинский ареал зои нефтегазонакопления - месторождения: 19 — Урлац-Чептура; 20 Подеми-Веки; 21 — Болдешти; 22 — Байкой-Цинтя; 23 — Морен и-Гура-Окницей-
/77— Плоешгинско-Бузэускнй ареал газоиакопления — месторождения: 24 — Аричештн; 25 — Марджияени; 26 — Мэнешти-Влэденн; 27 — Фразин-Брази; 28 —— Финта-Чебоая； 29 — Братешти； 30 — Гура*Шуцей.
”一Пнтештинскнй ареал зон нефтегазонакопления — месторождения: 31 — Шотынга; 32 — Драгомнрешти； 33 — Теиш-Аниноса； 34Шуца-Сякэ-Леорденн; 35 — Лудешти； 36 -- Глымбочелу; 37 — Калинештн-Оаржа; 38 — Силиштя-Чирешу; 39 — Спатноареле; 40 — Ваца； 41 — Отешти.
V ——Сеееро-Пнтештинскнн ареал зон нефтегазонакопления ——месторождения： 42 — Боцешти； 43 — Добрешти； 44 — Колибаши; 45 — Выл челе: 46 — Меришани； 47 — Сэпунари； 48 — Бэбени.
53 -~ Хурезан”； 54 —
Ромэнешти; 5/ Граднштя; 52 — Затренн;
Кзз》неи1тн; 5〃
Граднштя-Затрени — месторождения: 49 —
59 — Циклени; 60
57 — Бустукини； 58 — Колибаши;
Алуну;
56 -
-Фолештн;
55
месторождения：
нефтегазонакопления —
зон
У/ — ареал газонакопления Бибешти.
Р〃 一 Былтенинский ареал Тыргу-Жиу; 6/ — Внлтенн
Здесь открыто 一5 месторождений• однако месторожхеннн за неболь— Енм нсклюсеннем имеют небольЕне запаса нефтн・ Платформенное кр£ло Плоештннской центрнклнналн характернзу— етсн повышенногазоносностью? плноиеновых 07vюженнизвестнее газовое месторожнення (букшаннАрниеЕТН- марнжнненнмоаре” власне^^^^^-Hw^^- Волду н ,др・) образуют протяженном плоеттия— ско—вдзскнй ареал зон еазонакопленнн.
На запале в районеПнтештн Плоештннскан центрнклнналь ограннинваетсн погребенным ПнтеЕТННСКНМ похнмтнем， Последнее представляет собой сравнительно узкую, з^язоь-л^н^з по палеогеновом отложенном зону” протягивающуюся от района южнееXE23S3M на пнтеЕТН н западне
северо—западньсклон пнтеЕтннскоа 30н£огружаетсн в север? пнтеЕТННСКУ/о впахнна восточный — в КМПННСКУО □оп^бл^^ представляет CO6Oвнутреннюю часть складчатого борта преккарпат— скоро прогиба в его Енротнон части, Длп разреза отложеннн- слагаю— Енх пнтеЕТННСКУЮ зону" характерно полное впа,ценне сарматскнх отложенниногда всего миоцена Ясь- г・ Пнтеттн S 2§к^^^^^^ отложений, 「ельветскне породы появляются в ^но^ зоне ЛНЕЬ в виде М8ЛОМО1ЦНХ ТОЛЕ》 заполннюЕНХ впапннЕ в рельефе о^х^с^^лоио^ кровля, пнтеЕтннское поннятне может 6ТЬ представлено как сложная антнклннальнан зона с размьпым =0 олнгоена ядром* Наиболее прнподннтан часть зонья нахоантсм западнее г\ Пнтетитн под сел・ ела— тноарелгае на небольшое ПЛОЕадн под. плноеновмн осагкамн вскрываются зоценовне отложены户
На поверхности пнтеЕтннское пеннятне проявляется исключительно сложное тектоннкок" ^^^^^S^XW^SE^^^^ ШД^ЛКН2^Ж£2 развнтнем С6РОСОВХ нарушеннн. в результате чего ПЛОЕанн структурных эоь.дзк^ превращаются в систему различном образом сопряженных блоков. Сеть разрнвов Образуется в результате пересеиеннн нарушений 尸вух основных ямз^мот^^лх^" северотвосточного н шнротноз Для палеогеновых cso^oxx^ пнтеЕтннскоа зоны характерна крутые ^2Е паденнн Пластов* плнои^новые отложеннрнаоборот имеют сравнительно пологие УГЛЕ пахеннно сильно HapymeHc6pocar Mн взбросам,
В пределах пнтеЕТННСКОГО доь-^^нх^ нефте「азоноснгельветские н M^OTHqecKHe ото 关 еннн н лишь на одном месторожденнн тенш—АНН， носа ——выявлена небольшая газовая залежь газа в дакийском ярусе, мзвестнЕе з,десь сравнительно небольшие Л^^Н^ЛЕ^ месторожнення группируются в HtTgtuTHHCKHIi р^ё^. S^HO^E-S^ XW двух антнкмнналь— ЛЕХ зон неетегазонакопленнн- восточной н запанное восточно—пHTelu— ти工скан зона обаеанняет нефтяные месторож,деннн・ связанные с THnHq， НМН для Пнтештннского ДОЬ-ЛЗЕ^ СТРУКТУРНЕМН формами блокового строения (месторождения тенЕ—АннносадрагомирештнЛунештн н Д.РПРОНУКТНВНЕ S^OHKXSXK^ н гельветскне necqaHHKH- Залежн нефти преимущественно тектонически зкраннрованнне, запаандПитеие, тинскан зо 工обаеанняет несколько небольших s^nH0^0^b.^^x^ (слатн—
213
4
Плоешти У
Предъюжнокарпатск
-*20 互 &9
25
今
4
т и e
С е ве р о _ 6。"
叫 прогиб
5|и 6f IB J 上 I " °_2〉
改 37
Q^ 不［■ |е |~ о |ж
4
К .
IF
А
Рис. 81. Ареалы зон нефтегазонакопления Карпатс ко-Бал канской впадины:
•%—、员
彻史上
ОСлатин
1урну-Севери
Крайова
Рошиори-дё-Веде
а разлом; б—сбросы; в 一 поднятия： Л — Стрехайское, Б — Опташско-Слатинское, й — Плевенско-Корабийское, Г—Олтеница-Кэл^рашское； а—- впадины: 〃 一Ломская, £ — Рошиорская, Ж — Урз имени-Кэл эра lh ска я; d — ареалы зон нефтегазонакопления； месторождения: е — нефтяные, ж газовые.
/ — Плоештинско-Бузэуский ареал зон газонакопления — месторождения: / Болду; 2 — Вапта-Апба; 3 ——Гергяса； 4 — Бобоку; 5 — Рошиори; 6 — Берейтару; 7— Гырбови； 8 — Моаре-Власией; 9— Билчурешти； 10— Гура-Шуцей.
11 — Бухарестско-Браиловекий ареал зон нефтегазонакопления — месторождения: // — Опрншэнешти; 12 — Борден-Верде; 13 — Першиору； 14 Джугуряну; /5 — Падина; 16 Брэгэряса; 17 — Орезу; 18 - Урзичени; 19 — Иляна; 20 — Козненн; 21 — Попешти.
/〃 — Слатина-Бухарестский ареал зон нефтегазонакопления — месторождения： 22 — Бринковяну; 23 — Петрешти-Корби-Мари； 24 Стоенешти; 25 Грэдина- рн; 26— Брагадиру; 27—Новачи; 28 Бэлэря； 29—Виделе-Блэжешти; 30 - - Талпа； 3/ — Хырлешти； 32— Картожани; 33— Пряжба; 34Главачок; 35 -- Глоговяну; 36 —- Извору-Штефенчел-Маре; 37 — Думброва-Норд; 38 — Туфени； 39 — Бырла-Кэлдарару； 40 — Чурешти-Норд; 41 — Чурешти-Зюд.
IV — Крайовский ареал зон нефтегазонакопления — месторождения： 42 Опорелу； 43 ——Фэурешти； 44 — Янку-Жиану； 45 ——Герчешти； 46 — Малу-Маре； 47 ——
Снмннк; 48 — Врадештн； 49 — Стрэ^кешти'
оареле*ваца*отеЕТИ)) расположенных на ю%ном склоне питеЕТИН， скоро поднятия，Структуры месторожденна здесь менее нарушенья раз, рнвами н более гюлогн尸 ием в ОТОПНО^ЛО'ЗХН^ЕНКЛПХО^ зоне， К а ра тс к о— 6а л к анс к ан впаднна ( Мнзн йс к ан пли— та) представляет собой наиболее крупный структурный злемент предкарпатско&алканского НГЪ (рнс・ 81 )• На севере впаднны Расп? латается ^wxs^ Предъюжнокарпатскнй прогнна юге ——северо—бол— гарское поднята尸 ПРНМЕКаюЕее к валканам" и сложно построенная- наиболее прогнутая по фундаменту срединная q“CTb карнатско’баькан, ской впаднны，От Предъюжнокарпатского прогиба плита отделена разломом Енбештн—тнносу，Фундамент плнты имеет байкальский воз, раст・
Предъюжнокарпатскнй прогиб IW^SIW^Hn^ на востоке с север? питеЕТННСКОГО прогиба- южное х^§0 которого образовано северном склоном пнтеЕТННСКОГО попннтна северное — склоном Фзгзрашского кристаллниеского массива Южных Карпат，Западная иасть его Вь1делн「 етсноп названием Гетского прогиба,
Донеогенован структура Предъюжнокарпатского прогиба принанле, 淡нт западному погребенному здесь продолжению восточных Карпат- Нижняя часть прозба О6разована・ вероятноюрскнмн отложенннмн расположенными на древнем кристаллическом фундамент Неогеновые отложеннп прогиба ЛМ^ЕЛМЗНО^ с маломоЕНОЙ ТОЛЕН бурнигальских конгломератовузалегаюЕНХ на евнте nyqocbl оьнгонено— во「о возраста，^з^отзпхх^ ярус представлен п^^о^ш^нло^ з^пх^ло' глинистой ТОЛЕей мощностью до 1・5 км. тортонскнй терригенной ТОЛЕей МОЕНОСТЬЮ до 400 м・ В сарматских отложениях выделпютсн нн%няру преимущественно necqaHHKOBap ТОЛЕа мощностью до 30 м・ н верхняя преимущественно глинистая ТОЛЕа мощностью СВНЕе 500 м・ Плиоценовые отложения Предъюжнокарпатского прогиба весьма СХОДНЕ по составу с таковнмн северозлоештннского крипа плоештннскоА иентрнклнналн・ мощность мх достигает 2・1 кмв том числе на мзотнческнй ярус прнхо,днтсоколо 一 км・ В структуре Предъюжнокарпатского прогиба прослеживается ряд MIHSSSIS SS зо 产 некоторое нз ннх нефтегазоносные. Степень в£ра%енностн антиклиналей различна от пологих платформенных поднятий на югслабо ГРУППИРУКЗЕНХСН в системдо хорошо вра‘ женнх протнженннх антнклнналей” отраженных в рельефе предгорной части Ю%НХ карпа
В Гетском прогибе прослеживается не менее восьми антиклиналь， ных линий》ВТННУТХ в субшнротном направлена 戸 Две наиболее севернее лнннн (слатнораовора и Саиел 上 окалин) сильно обнажены” несут многоинсьенные нефтегазопрорвлення" но скоплений нефти (「аза) не содержат* Крупная антиклинальная зона нефтегазонакопленнн располагается в средней иастн Гетского ПРОГН6В зоне внделнютсн сравнительно КРУПНЕМН размерами месторожденнп нефти былтени н Инклени (см・ PHP 80)，СТРУКТУРЕ месторождений представляют поло, гие в плноене н более крутые в SSO^^I^ брахнантиклнналнарушен—
215
ные рядом сбросов. Продуктивны мэотические (газ), сарматские и гельветские отложения. Последние на месторождении Циклени содержат восемь залежей. На обоих месторождениях залежи газа в мэотисе пластовые сводовые, залежи нефти в миоцене стратиграфически и тектонически экранированные. По поперечному сбросу восточная часть зоны несколько смещена на юг. В этой части зоны известны два небольших месторождения: газовое — Соку (залежь в мэотисе) и конденсатногазовое Бустукини с залежью в гельветских песчаниках. Зоны нефтегазонакопления объединяются в Былтенинский ареал зон нефте- газонакопления (см. рис. 80).
На востоке Предъюжнокарпатского прогиба выделяются два протяженных ареала зон нефтегазонакопления 一 Градиштя-Затрени и Северо-Питештинский (см. рис. 80). Ареал зон Градиштя-Затрени вклю- чает 11 месторождений, из которых восемь газовых и три газонефтяных. -
В Северо-Питештинском ареале зон нефтегазонакопления продуктивны отложения сарматского и гельветского возраста.
В пределах Предъюжнокарпатского прогиба известно свыше 15 нефтяных и 15 газовых месторождений.
Срединная часть Карпатско-Балканской впадины сложена палеозойскими, мезозойскими и сарматско-плиоценовыми породами. Разрез начинается с кварцитов и сланцев кембрия и ордовика мощностью до 1100 м. На них трансгрессивно залегают глинистые сланцы силурий-, ского возраста мощностью до 500 м. Девонские отложения начинаются с терригенной толщи нижнего и нижней части среднего девона и завер-. шаются карбонатной толщей верхов среднего и верхнего девона. Максимальная мощность девона 2,5 км. Каменноугольные отложения представлены в нижнем отделе известняками и доломитами, которые ‘ выше сменяются терригенной толщей с прослоями ангидритов и пласта-. ми угля в средней части. Мощность карбона до 1,5 км. Пермские отложения представлены глинисто-песчаными образованиями с прослоями ангидритов и покровами порфиров. Мощность их 500—1000 м, на юге впадины увеличивается до 2 км.
Триасовые отложения залегают трансгрессивно на породах различных систем палеозоя. Нижний триас сложен красноцветными песчано- глинистыми породами мощностью до 1 км, средний — известняками и доломитами мощностью 100——1000 м, верхний — в нижней части карбонатными, в верхней части красноцветными терригенными породами общей мощностью 200—1000 м. Мощность юрских отложений достигает 2400 м, образованы они в нижнем отделе угленосными карбонатнотерригенными породами, в среднем отделе——глинисто-песчаными, а в верхнем 一 карбонатными породами.
На юге (в Болгарии) мощность верхнеюрских известняков и доломитов возрастает до 2,5 км. Меловые образования мощностью до 1 км в нижнем отделе сложены преимущественно карбонатными породами, а в верхнем отделе представлены мергелистой толщей.
На размытой поверхности меловых отложений залегают преимущественно карбонатные породы сарматского яруса мощностью 190—550 м. 216
Последние с размывом перекрываются понтическими и более молодыми отложениями плиоценового отдела мощностью 200—400 м.
Основной структурный план срединной части Карпатско-Балканской впадины определяется рядом крупных выступов фундамента, которые прослеживаются от г. Турну-Северин на западе до Дуная на востоке. Выступы хорошо проявляются в доюрском плане залеганием юрских пород непосредственно на палеозойских. Выделяются поднятия (с за- пада на восток): Стрехайское, Опташско-Слатинское, Олтеница-Кэлэ- рашское, расположенное юго-восточнее Бухареста. Последнее ограничивается с севера Урзичени-Кэлэрашской впадиной, наиболее четко выраженной в палеозойских отложениях.
Южнее сводов находятся впадины: Бейлештинская, Рошиорская (Александрийская) и грабенообразная Тутраканская, выполненная преимущественно триасовыми отложениями. Рошиорская впадина с юга ограничивается Плевенско-Корабийским поднятием. На Опташ- ско-Слатинском поднятии фундамент залегает на глубине 2 км. В своде его нижнепалеозойские отложения перекрываются пермскими, а местами юрскими, на склонах появляются каменноугольные и девонские.
На Стрехайском поднятии фундамент находится на глубине 3—5 км. В своде его ордовикские породы перекрываются юрскими. Плевенск% Корабийское поднятие хорошо выражено в отложениях триаса, по которым амплитуда его составляет около 200 м.
Средняя часть Карпатско-Балканской впадины содержит свыше 70 нефтяных и газовых месторождений, расположенных преимущественно на юго-восточном и восточном склонах Опташско-Слатинского поднятия, на северном склоне Олтеница-Кэлэрашского поднятия и в Урзичени-Кэлэрашской впадине.
Месторождения приурочены к пологим платформенным поднятиям. Некоторые из этих поднятий, выраженные в сарматско-плиоценовых отложениях, отражают эрозионные выступы в рельефе меловых отложений. Месторождения объединяются в три основных ареала зон нефтегазонакопления, протягивающиеся в широтном направлении от г. Крайова на западе почти до г. Браила на востоке. Продуктивны девонские, нижне-, средне- и верхнетриасовые (нефть), сарматские, мэотические и понтические отложения (газ) на западе, среднеюрские, неокомские, аптские, альбские, сарматские и мэотические отложения на востоке.
Крайний западный Крайовский ареал зо& нефтегазонакопления расположен на западном склоне Опташско-Слатинского поднятия и содержит 10 нефтяных и газовых месторождений с газонефтеносными песчаниками и доломитами триасового возраста (месторождения Опо- релу, Брэдешти, Янку-Жиану и др.) и песчаниками среднеюрского возраста (месторождения Сымник, Янку-Жиану, Опорелу и др.). Залежи нефти и газа в триасовых отложениях находятся на глубине 2200— 3370 м. Здесь же известно несколько значительных залежей газа в плиоценовых песчаниках (Сьгмник, Герчешти, Стрэжешти). На место-
рождении Малу-Маре нефтеносны среднеюрские песчаники, залегающие на известняках триаса, образующие единую массивную залежь. На месторождении Бибешти-Булбучени, расположенном на северной окраине Крайовского ареала, нефтеносны доломиты девонского возраста на глубине 4872 м. На этой же антиклинали нефтеносны триасовые известняки и сарматские песчаники (нефть и газ).
Более крупный Слатина-Бухарестский ареал зон нефтегазонакопле- ния (свыше 20 месторождений, преимущественно нефтяных) расположен на склоне Опташско-Слатинского поднятия на погружении его в Рошиорскую впадину. Преимущественно нефтеносны в пределах всего ареала трещиноватые известняки нижнего мела и песчаники сармата и тортона, а на востоке ареала на 11 месторождениях — также известняки альбского возраста. Здесь выделяются своими размерами месторождения Виделе-Блэжешти, Картожани, Пряжба, Бырла-Кэлдарару. На месторождении Виделе-Блэжешти нефтегазовая залежь в сарматских отложениях литологически ограниченная, шнурковая.
На северо-западе в Урзичени-Кэлэрашской впадине протягивается в северо-восточном направлении Бухарестски-Браиловский ареал зон нефте z азонакоплени я, содержащий свыше 20 месторождений. Для него характерна повышенная газоносность, связанная с песчаниками мэоти- ческого, понтического и дакийского возраста. Здесь же на ряде месторождений установлена нефтегазоносность нижнемеловых, альбских и сармат-тортонских пород.
На юге Мизийской плиты находится крупное Северо-Болгарское поднятие. Оно протягивается перед фронтом Балкан и четко проявляется обширной площадью выходов на поверхность меловых отложений. Поднятие имеет резко выраженное блоковое строение. На востоке его в наиболее приподнятых блоках резко сокращен стратиграфический диапазон отложений. Так, на приподнятом с амплитудой до 2,5 км Ветринско-Толбухинском блоке на глубине 750—800 м под верхнеюрскими породами вскрыты девонские отложения. От Балканской складчатой области Северо-Болгарское поднятие отделяется узкой Предбалканской активизированной зоной, выраженной линейной складчатостью.
На востоке Северо-Болгарское поднятие ограничено Толбухинским разломом с амплитудой более 2 км, восточнее которого находится Западно-Черноморский НГБ. На западе Северо-Болгарское поднятие через пологую Искырско-Янтенскую моноклиналь сочленяется с крупной Ломской впадиной, где фундамент погружается до 6 км. Для Ломской впадины характерно появление в разрезе палеогеновых и тортонских отложений, что отличает ее от сопряженных с ней впадин срединной части Карпатско-Балканской впадины (Рошиорской на западе и Урзиче- ни-Кэлэрашской на северо-западе). Разрез отложений Ломской впадины изучен до глубины 4031 м, где вскрыты среднетриасовые известняки.
Ломская впадина, а также Предбалканская активизированная зона являются нефтегазоносными; в пределах Северо-Болгарского поднятия промышленная нефтегазоносность не установлена.
В Ломской впадине нефтегазоносны известняки и доломиты триаса
и нижней юры. Известные здесь месторождения (Долни-Дыбникское, Горни-Дыбникское, Деветакское и др.) расположены на восточном крыле Ломской впадины или соответственно на западном крыле Плевенско- Корабийского поднятия. Структуры месторождений выражены только в домеловых отложениях. На месторождениях Долни-Дыбник и Деве- такском нефтеносны и газоносны (конденсатногазовые залежи) известняки и доломиты среднего и верхнего триаса на глубине 3000—3490 м, на месторождении Горни-Дыбник нефтеносны доломиты среднего триаса (3350—3490 м).
В Предбалканской активизированной зоне открыто одно Чиренское конденсатногазовое месторождение, расположенное на западе зоны. Структура его представляет собой брахиантиклиналь (15 км X 7 км). Массивная залежь охватывает отложения триаса и нижней юры на глубине 1630— 1965 м.
Предкарпатско-Балканский НГБ, насчитывающий свыше 210 месторождений нефти и газа (газовых 51), представляет собой пример сложно построенного бассейна с широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности, с достаточно хорошо выраженной пространственной дифференциацией скоплений нефти и газа.
Северо-Предкарпатский нефтегазоносный бассейн
Северо-Предкарпатский НГБ расположен на месте краевых прогибов Западных Карпат и северной (украинской) части Восточных Карпат и прилегающего склона палеозойской платформы. На западе краевой прогиб Западных Карпат через узкий неглубокий пролив между Чешским массивом, Карпатами и Альпами соединяется с Предальпийским НГБ.
Украинская (субмеридиональная) часть бассейна состоит из складчатого и платформенного бортов, в широтной (польской и чехословацкой) предзападнокарпатской его части складчатый борт местами полностью скрыт под надвигом Западных Карпат (Жданицко-Силезским на западе, Силезским — в средней части и зоной Скиб на востоке), амплитуда которого достигает 40 км.
Складчатый борт украинской части бассейна сложен миоценовыми (досарматскими) палеогеновыми и меловыми породами мощностью свыше 6 км, дислоцированными в систему сильно сжатых изоклинальных складок, осложненных надвигами и рассеченных поперечными разрывами. Надвиги расчленяют складки на погружающиеся ступенями (на юго-запад) структурные этажи.
На юго-востоке Предвосточнокарпатский прогиб осложнен поперечным Буковинским поднятием, на месте которого складчатый борт бассейна частично выклинивается за счет сокращения числа структурных зон и надвигается непосредственно на платформенный борт прогиба. Буковинское поднятие отделяет Северо-Предкарпатский бассейн от смежного Предкарпатско-Балканского.
Платформенный борт бассейна сложен палеозойскими, мезозойскими и миоценовыми отложениями.
На западе палеозойские отложения образуют складчатое основание платформенного борта бассейна. От кембрия до нижнего девона включительно разрез представлен преимущественно терригенными породами, выше —— преимущественно карбонатными. Мощность палеозойских отложений 2——6,5 км, причем большая ее часть приходится на отложения девона и карбона. Палеозойские отложения сильно дислоцированы и рассечены на ряд блоков, сильно размыты и перекрыты пологозалегаю- щими мезозойскими и кайнозойскими отложениями.
Мезозой начинается с триасовой системы: нижний отдел —— пестроцветные терригенные породы с редкими прослоями известняков, вверху гипсов; средний отдел ——известняки, мергели со слоями ангидритов; верхний отдел — терригенные породы. Мощность триаса не превышает 1 км.
Юрские отложения развиты в пределах всего платформенного борта бассейна. В широтной (польской) его части разрез юры начинается с маломощной толщи (до 70 м) пестроцветных терригенных пород лейаса, которые отсутствуют в украинской части бассейна. Среднеюрские отложения образованы терригенными породами и наиболее полно представлены в украинской части бассейна, где их мощность достигает 500 м (в польской части бассейна до 180 м). Верхнеюрские отложения состоят преимущественно из карбонатных пород. Мощность их в польской части бассейна превышает 1 км, в украинской сильно изменчива, максимальная 1,5 км.
Меловая система на платформенном борту бассейна представлена только верхним отделом. В широтной части склона меловые отложения развиты только на востоке и мощность их не превышает 500 м. В составе меловых отложений преобладают карбонатные породы над терригенными, особенно в верхней части.
Размытая поверхность меловых отложений платформенного борта бассейна перекрывается тортонскими, иногда гельветскими отложениями мощностью до 2 км. Тортонские отложения представлены преимущественно глинами с редкими прослоями песчаников, иногда конгломератов. В кровле нижнего тортона находится гипс-ангидритовый горизонт мощностью около 30 м, в подошве развиты литотамниевые известняки.
Разрез миоценовых отложений завершается мощной (до 3 км) песчано-глинистой толщей раннесарматского возраста (дашавская свита на Украине и волынские слои в Польше), залегающей с размывом на тортонских породах.
В широтной части бассейна в структуре платформенного борта и прилегающего склона эпибайкал некой платформы можно выделить (с запада на восток) следующие элементы.
Юго-восточный склон Чешского массива; для разреза фанерозоя характерно выпадение нижнепалеозойских, пермских, триасовых и сарматских отложений.
Силезская впадина (каменноугольный бассейн); нижнемиоцено-
вые отложения залегают непосредственно на верхнекаменноугольных породах, а девонские —— на дислоцированных кембро-силурийских и более древних отложениях.
Краковское поперечное поднятие; на небольшой глубине залегают иижнепалеозойские отложения, а местами под мезозойскими образованиями вскрываются докембрийские.
Мехувская впадина, выраженная в мезозойских, каменноугольных и девонских отложениях, с сокращенным разрезом неогеновых отложений, вытянутая в северо-западном направлении.
Лежайский (Нижнесанский) массив, расположенный на юго-восточном погружении Свентокшиского горноскладчатого сооружения; на докембрийских метаморфических и кристаллических породах залегает мощная толща миоценовых отложений.
Нефтегазоносность Северо-Предкарпатского НГБ связана с отложениями всего фанерозоя, но основные запасы газа приурочены к миоценовым, меловым и юрским отложениям, а нефти 一 к палеогеновым породам.
Нефтяные залежи бассейна размещены на складчатом борту преимущественно в природных резервуарах палеогенового, в меньшей степени раннемиоценового и мелового возраста; газовые скопления размещены на платформенном борту и связаны с отложениями миоценового, мезозойского, в меньшей степени палеозойского возраста.
Месторождения нефти складчатого борта украинской части НГБ группируются в Бориславско-Покутский ареал, состоящий из семи наклоненных, иногда лежащих антиклин ал ьных зои, подсеченных надвигами и разделенных поперечными разрывами. В Бориславско-Покут- ском ареале известно свыше 25 нефтяных месторождений с продуктивными пластами песчаников палеогенового возраста, в меньшей степени мелового.
В пределах платформенного склона бассейна выделяется несколько ареалов зон нефтегазонакопления. На крайнем западе, где платформен- ный склон бассейна опирается на юго-восточный склон Чешского массива, может быть выделен Южно-Моравский ареал зо〃 нефтегазонакопления. В ареале выявлено девять месторождений (пять газовых, четыре нефтяных), из которых только три расположены перед Краевым надвигом, а остальные под краевым Жданицко-Силезским покровом. Продуктивны кора выветривания гранитов протерозоя (газонефтяное месторождение Лубны) под Жданицко-Силезским покровом, известняки средне-, позднедевонского и позднеюрского возраста, песчаники эоценового, олигоценового, бурдигальского и гельветского возраста. На месторождении Иемчички конденсатногазовая залежь в девонских отложениях находится на глубине 5 км.
Южно-Моравский ареал отделен от следующего на восток Мораес- ко-Силезского ареала зон газонакопления несколькими поперечными разломами. Ареал расположен в краевой южной части Силезской впадины (рис. 82). Известные здесь газовые месторождения (свыше 10) связаны с гельветскими и тортонскими песчаниками. На небольшом
221
Рис. 82. Предзападнокарпатская часть Севере-Предкарпатского НГБ.
а—фронтальная часть надвига Западных Карпат; 6—северная граница распространения миоценовых отложений; месторождения: в - нефтяные, а — газовне-
/ Рудки-Любачувский ареал зон газонакопления ——месторождения； / -- Ушковце； 2 - Любачув; 3 — Цетыня,
〃 一Лежайско-Пшемысльский ареал зон газонакопления — месторождения： 4 — Воля-Рышкова; 5 — Залазье； 6 — Задомбровье; 7 - Пшемысль-Яксманице; 8 - Ярослав; 9 Мироцин; 10 Рокетница- Прухник； " -- Каньчуга; /2 - Альбигова; 13 — Жолыня-Лежайск; 14 - Воля-Раниховская; /5 — Сендзжув; /7 — Нивиска； 18 ——Тшесник; 19 — Воислав； 20—Смочка.
〃/——Тарнувско-Бохненский ареал зон нефтегазонакопления — месторождения： 16 - - Дембрнца; 2!— Партыня; 22 ——Домброва-Тарновска； 23 — Сважув; 24 ——Менджехув; 25 —- Жабно; 26 — Ладна; 27 — Плавовице; 28 Гробла; 29 - Бохня.
/V - Моравско Силезский ареал зон газонакопления -- месторождения： 30—Погуж; 31—Дембовец； 32 — Маркловяне
месторождении Маркловице газоносны верхнекаменноугольные месторождения на глубине 300 м. Большая часть месторождений находится под Жданицко-Силезским покровом. С востока рассматриваемый ареал ограничен Краковским поперечным поднятием.
Тарнувско-Бохненский ареал зо〃 нефтегазонакопления расположен между Краковом и Мелецком. Основанием ареала является Мехувская впадина. В ареале выявлено свыше 20 преимущественно газовых место- рождений, из которых лишь несколько расположены под покровом. Продуктивны девонские (газ), верхнетриасовые (газ), верхнеюрские (нефть и газ), верхнемеловые (нефть и газ), тортонские (газ), сарматские (газ) отложения. Наиболее крупные месторождения нефти 一~ Гробла и Плавовице (песчаники сеномана и известняки мальма на глубине 400—800 м).
Лежайско-Пшемысльский ареал зон газонакопления расположен на месте Лежайского массива и его юго-восточного погружения, где он ограничивается южным окончанием системы разломов Воля-Рышкова.
В Лежайско-Пшемысльском ареале выявлено около 40 газовых месторождений. В центре ареала отчетливо выделяется наиболее крупная зона газонакопления Пшемысль-Яксманице-Альбигова. Газоносность в ареале связана с тортонскими и сарматскими песчаниками.
Рудки-Любачувский ареал зон газонакопления протягивается вдоль северо-восточной окраины платформенного борта Северо-Предкарпат- ского НГБ. Он заключает свыше 20 газовых месторождений с залежами преимущественно в сарматских и тортонских отложениях. Известны залежи газа в известняках верхней юры (Цетыня, Тарнув, Дембовица- 222
Бжезувка, Любачув и др.). На месторожде-нии 11ю6ачув в известняках юры газовая залежь имеет небольшую оторочку нефти. На месторождениях Ушковце, Цетыня выявлены скопления газа в кембрийских, ордовикских и силурийских отложениях.
Газ всех месторождений платформенного борта бассейна содержит 97—99% метана, 0,2—0,4% тяжелых углеводородов.
Структурные формы месторождений газа представлены двумя основными типами: пологими брахиантиклиналями в неогеновых отложениях и структурами облекания юрских и меловых эрозионных выступов. Залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные, в частности покровами, реже литологически экранированные.
Всего в пределах платформенного склона бассейна открыто 83 газовых, 12 нефтяных и газонефтяных и три конденсатногазовых месторождения.
Северо-Предкарпатский НГБ достаточно хорошо изучен. В его пределах пробурено 50 параметрических скважин. Глубина большей части скважин, пробуренных в последние годы, 4—5 км.
Предальпийский нефтегазоносный бассейн
Предальпийский НГБ расположен на территории южной части ФРГ (Вюртемберг, Бавария), Западной Австрии и Восточной Швейцарии (рис. 83).
Бассейн занимает предгорный складчатый прогиб Альп и прилегающую южную часть эпигерцинской платформы. Южное обрамление бассейна образовано высокогорными складчатыми сооружениями Альп, северный край которых надвинут на Краевой прогиб. Соответственно граница бассейна скрыта под надвигом.
Северо-восточная граница НГБ проходит по системе молодых кулисообразно расположенных разломов герцинского простирания, окаймляющих с юго-запада выступ фундамента Богемского массива. Амплитуда разрывов достигает 1 км. На крайнем юго-востоке Предальпийский НГБ через узкий пролив сообщается с Северо-Предкарпатским НГБ.
Северо-западная граница бассейна также на большом протяжении образована системой молодых разломов, но уже рейнского простирания, отделяющих бассейн от выступов фундамента в Оденвальде, Шпессарте и Шварцвальде, а между ними ——от Рейнского НГБ. На юго-западе бассейн клинообразно замыкается на месте сочленения Западных Альп и Юрских гор. На севере на месте Шпессарт-Ренского выступа фундамента обе системы разломов смыкаются, образуя северную границу бассейна.
В этих границах Предальпийский бассейн имеет длину почти 500 км и максимальную ширину (на юге) 500 км.
Платформенный борт бассейна представляет собой моноклиналь с фундаментом, сложенным породами от кристаллических докембрийских до сильно дислоцированных раннекаменноугольных. С поверхности
aaEET^ eT^ e例例нн0喫咛0喫咛e5刀e5刀Рис. 83. Предальпийский НГБ：а — выступы палеозойского фундамента; б - горные сооружения Альп и Юры; в — разломы； г — Главный альпийский надвиг； д ■— аконсервацнонная зона; е —一 сбросы; ж ——грабены; з — схематиче■ скне изогипсы подошвы кайнозойских отложений, м： 〃 ——северная граница распространения молассы; к - своды и поднятия: / —. Шпессарт-Ренское. 〃 .一 Франкский. /// — Ансбахский； л — прогибы: /V —— Швейнфуртский, V — Франконского Альба, V/ — Франкский； месторождения: м --• нефтяные, н ——газовые.'Зала дно-Баварский ареал зон нефтегазонакоплення месторождения； / — Пфулленсдорф； 2 - френ- хофен; 3 — Эливанген; 4 — Меншрот; 5 —- Хеймертинген; 6 — Лаубен； 7 — Арлесрид. 'Восточно-Баварский ареал зон нефтегазонакоплення — месторождения: 8 — Вельден; 9 — Дорфен; /О— Нзен; 〃 - Штейнкирхен; /2 — Ампфинг; 13 — Генсдорф; 14 - Анцинг； /5 — Альбахинг； 16 — Вольфсберг； /7 — Моозах； /8 — Одгессен； /9 — Внерванг; 20 - Аслинг; 2/— Хоенра^н.Верхнеавстрийский ареал зон нефтегазонакоплення - месторождения： 22 — Кохлег： 23 — Рид; 24 — Пухкирхен; 25 - Веле; 26 — Фойтсдорф'Рис. 83. Предальпийский НГБ：а — выступы палеозойского фундамента; б - горные сооружения Альп и Юры; в — разломы； г — Главный альпийский надвиг； д ■— аконсервацнонная зона; е —一 сбросы; ж ——грабены; з — схематиче■ скне изогипсы подошвы кайнозойских отложений, м： 〃 ——северная граница распространения молассы; к - своды и поднятия: / —. Шпессарт-Ренское. 〃 .一 Франкский. /// — Ансбахский； л — прогибы: /V —— Швейнфуртский, V — Франконского Альба, V/ — Франкский； месторождения: м --• нефтяные, н ——газовые.'Зала дно-Баварский ареал зон нефтегазонакоплення месторождения； / — Пфулленсдорф； 2 - френ- хофен; 3 — Эливанген; 4 — Меншрот; 5 —- Хеймертинген; 6 — Лаубен； 7 — Арлесрид. 'Восточно-Баварский ареал зон нефтегазонакоплення — месторождения: 8 — Вельден; 9 — Дорфен; /О— Нзен; 〃 - Штейнкирхен; /2 — Ампфинг; 13 — Генсдорф; 14 - Анцинг； /5 — Альбахинг； 16 — Вольфсберг； /7 — Моозах； /8 — Одгессен； /9 — Внерванг; 20 - Аслинг; 2/— Хоенра^н.Верхнеавстрийский ареал зон нефтегазонакоплення - месторождения： 22 — Кохлег： 23 — Рид; 24 — Пухкирхен; 25 - Веле; 26 — Фойтсдорф'РегенсбургРегенсбург_500_500gg-3000-3000o25•26o25•26оз.Бодхнское小屮оз.Бодхнское小屮blгblг
a
a
E
E
T^ e
T^ e
例
例
н
н
0喫咛
0喫咛
e5刀
e5刀
Рис. 83. Предальпийский НГБ：
а — выступы палеозойского фундамента; б - горные сооружения Альп и Юры; в — разломы； г — Главный альпийский надвиг； д ■— аконсервацнонная зона; е —一 сбросы; ж ——грабены; з — схематиче■ скне изогипсы подошвы кайнозойских отложений, м： 〃 ——северная граница распространения молассы; к - своды и поднятия: / —. Шпессарт-Ренское. 〃 .一 Франкский. /// — Ансбахский； л — прогибы: /V —— Швейнфуртский, V — Франконского Альба, V/ — Франкский； месторождения: м --• нефтяные, н ——газовые.'
Зала дно-Баварский ареал зон нефтегазонакоплення месторождения； / — Пфулленсдорф； 2 - френ- хофен; 3 — Эливанген; 4 — Меншрот; 5 —- Хеймертинген; 6 — Лаубен； 7 — Арлесрид. '
Восточно-Баварский ареал зон нефтегазонакоплення — месторождения: 8 — Вельден; 9 — Дорфен; /О— Нзен; 〃 - Штейнкирхен; /2 — Ампфинг; 13 — Генсдорф; 14 - Анцинг； /5 — Альбахинг； 16 — Вольфсберг； /7 — Моозах； /8 — Одгессен； /9 — Внерванг; 20 - Аслинг; 2/— Хоенра^н.
Верхнеавстрийский ареал зон нефтегазонакоплення - месторождения： 22 — Кохлег： 23 — Рид; 24 — Пухкирхен; 25 - Веле; 26 — Фойтсдорф'
Рис. 83. Предальпийский НГБ：
а — выступы палеозойского фундамента; б - горные сооружения Альп и Юры; в — разломы； г — Главный альпийский надвиг； д ■— аконсервацнонная зона; е —一 сбросы; ж ——грабены; з — схематиче■ скне изогипсы подошвы кайнозойских отложений, м： 〃 ——северная граница распространения молассы; к - своды и поднятия: / —. Шпессарт-Ренское. 〃 .一 Франкский. /// — Ансбахский； л — прогибы: /V —— Швейнфуртский, V — Франконского Альба, V/ — Франкский； месторождения: м --• нефтяные, н ——газовые.'
Зала дно-Баварский ареал зон нефтегазонакоплення месторождения； / — Пфулленсдорф； 2 - френ- хофен; 3 — Эливанген; 4 — Меншрот; 5 —- Хеймертинген; 6 — Лаубен； 7 — Арлесрид. '
Восточно-Баварский ареал зон нефтегазонакоплення — месторождения: 8 — Вельден; 9 — Дорфен; /О— Нзен; 〃 - Штейнкирхен; /2 — Ампфинг; 13 — Генсдорф; 14 - Анцинг； /5 — Альбахинг； 16 — Вольфсберг； /7 — Моозах； /8 — Одгессен； /9 — Внерванг; 20 - Аслинг; 2/— Хоенра^н.
Верхнеавстрийский ареал зон нефтегазонакоплення - месторождения： 22 — Кохлег： 23 — Рид; 24 — Пухкирхен; 25 - Веле; 26 — Фойтсдорф'
Регенсбург
Регенсбург
_500
_500
g
g
-3000
-3000
o25
•26
o25
•26
оз.Бодхнское
小屮
оз.Бодхнское
小屮
blг
blг
моноклиналь представлена на севере и северо-западе триасовыми отложениями, которые на юге и востоке окаймляются обширными выходами юры. Южнее последних (за Дунаем) простирается обширное поле развития мощной олигоцен-неогеновой молассы, выполняющей передовой прогиб Альп. В пределах этого прогиба выделяется широкая внешняя (платформенная) часть и узкая внутренняя ——складчатая зона. Сочленяются эти части прогиба через надвиг или флексуру.
Осадочный чехол платформенного склона бассейна начинается с пермских отложений мощностью до 1,5 км. В нижней части они представлены красноцветной терригенной толщей мощностью до 1 км, выше которой залегают соленосные отложения цехштейна мощностью до 224
500 м с базальным пластом конгломерата мощностью до 46 м. В разрезе цехштейна выделяются соленосные серии, известные в Центральноевропейском НГБ, но с сокращенной мощностью. Мощность триасовых отложений не более 1,5 км. Нижний и средний ярусы нижнего отдела триаса сложены пестроцветными терригенными породами, верхний (рёт) —— пестроцветными соленосными терригенно-карбонатными породами. Мощность нижнего триаса достигает 700 м и уменьшается в южном направлении. Средний триас представлен соленосными карбонатными породами мощностью до 270 м, верхний триас ——соленосной терригенио-карбонатной толщей мощностью до 45。м.
Верхнепермские и триасовые отложения образуют нижний структурный этаж платформенного чехла.
Второй структурный этаж образован отложениями юрского возраста. Верхний отдел системы сложен преимущественно оолитовыми известняками и доломитами, доггер「главным образом терригенными породами, лейас ——карбонатно-терригенными породами. Мощность юрской системы 650——800 м.
Терригенно-карбонатные породы мелового возраста мощностью более 1 км образуют третий структурный этаж, развитый лишь на юго-востоке бассейна.
Меловые отложения перекрываются толщей литотамниевых известняков эоценового возраста мощностью до 90 м. Молассовый комплекс, слагающий южную часть бассейна, образован мощной толщей обломочных пород олигоцена, неогена и антропогена мощностью свыше 3,5 км. Для неогенового периода характерно образование базальтовых покровов, иногда крупных жил и небольших трубок взрыва, развитых на севере бассейна.
Современный структурный план платформенного склона бассейна характеризуется значительной расчлененностью, значительным развитием разнонаправленных разломов (герцинского, рудногорского, рейнского простирания),
Наиболее крупными структурными элементами платформенного борта являются своды Франкский и Ансбахский и прогибы Франкский и Франконского Альба.
Складчатый борт бассейна протягивается неширокой ——ие более 25 км —— полосой дислоцированных в систему узких глубоких синклиналей, наклоненных на север и разделенных крутыми надвигами. Синклинали выполнены аквитанскими и олигоценовыми отложениями. С юга на них надвинуты сложные чешуи флиша Альп (гельветские покровы). Севернее интенсивность дислокаций быстро ослабевает, складки расчленяются на широкие антиклинали и синклинали, надвиги сменяются продольными и поперечными сбросами.
Нефтегазоносность бассейна выявлена в 1953 г. в пределах южной окраины платформенного склона молассового прогиба. Эта часть проги ба осложнена продольными сбросами, не выходящими из палеогеновых отложений, с плоскостями сбрасывания, наклоненными как на х”、 (преимущественно), так и на север. Образовавшиеся при этом горсто-
g^lgg^lgРис. 83. Предальпийский НГБ:а — выступы палеозойского фундамента; б - горные сооружения Альп и Юры; в разломы； г - Главный альпийский надвиг； iаконсерваинонная зона； е—一 сбросы; ж — грабены； з——схематические изогипсы подошвы кайнозойских отложений, м; 〃 ——северная граница распространения молассы; к - своды и поднятия： / - Шпессарт-Ренское, II — Франкский. /// — Ансбахский： л — прогибы： /V — Швейнфуртский. V — Франконского Альба. V/ — Франкский； месторождения:九一нефтяные, н ——газовые.Западно-Баварский ареал зон нефтегазонакопления — месторождения： / 一 Пфулленсдорф; 2 — Френ- хофен; 3 ——Эливанген； 4 ——Меншрот； 5 - Хеймертинген; 6 — Лаубен; 7 ——Арлесрид.Восточно-Баварский ареал зон нефтегазонакопления 一 месторождения: 8 ——Вельден: 9 - Дорфен; /О — Изен; // —Штейнкирхен; /2 — Ампфинг； /3 Генсдорф; 14 - Анцинг； /5 — Альбахинг; /6 -- Вольфсберг; 17 — Моозах; /8— О^ессен; /9 Биерванг; 20 — Аслинг; 2/ Хоенрайн.Верхнеавстрийский ареал зон нефтегазонакопления — месторождения: 22 — Кохлег； 23 - Рид; 24 Пухкирхен; 25 — Веле； 26 — ФойтсдорфРис. 83. Предальпийский НГБ:а — выступы палеозойского фундамента; б - горные сооружения Альп и Юры; в разломы； г - Главный альпийский надвиг； iаконсерваинонная зона； е—一 сбросы; ж — грабены； з——схематические изогипсы подошвы кайнозойских отложений, м; 〃 ——северная граница распространения молассы; к - своды и поднятия： / - Шпессарт-Ренское, II — Франкский. /// — Ансбахский： л — прогибы： /V — Швейнфуртский. V — Франконского Альба. V/ — Франкский； месторождения:九一нефтяные, н ——газовые.Западно-Баварский ареал зон нефтегазонакопления — месторождения： / 一 Пфулленсдорф; 2 — Френ- хофен; 3 ——Эливанген； 4 ——Меншрот； 5 - Хеймертинген; 6 — Лаубен; 7 ——Арлесрид.Восточно-Баварский ареал зон нефтегазонакопления 一 месторождения: 8 ——Вельден: 9 - Дорфен; /О — Изен; // —Штейнкирхен; /2 — Ампфинг； /3 Генсдорф; 14 - Анцинг； /5 — Альбахинг; /6 -- Вольфсберг; 17 — Моозах; /8— О^ессен; /9 Биерванг; 20 — Аслинг; 2/ Хоенрайн.Верхнеавстрийский ареал зон нефтегазонакопления — месторождения: 22 — Кохлег； 23 - Рид; 24 Пухкирхен; 25 — Веле； 26 — Фойтсдорф66
g^lg
g^lg
Рис. 83. Предальпийский НГБ:
а — выступы палеозойского фундамента; б - горные сооружения Альп и Юры; в разломы； г - Главный альпийский надвиг； iаконсерваинонная зона； е—一 сбросы; ж — грабены； з——схематические изогипсы подошвы кайнозойских отложений, м; 〃 ——северная граница распространения молассы; к - своды и поднятия： / - Шпессарт-Ренское, II — Франкский. /// — Ансбахский： л — прогибы： /V — Швейнфуртский. V — Франконского Альба. V/ — Франкский； месторождения:九一нефтяные, н ——газовые.
Западно-Баварский ареал зон нефтегазонакопления — месторождения： / 一 Пфулленсдорф; 2 — Френ- хофен; 3 ——Эливанген； 4 ——Меншрот； 5 - Хеймертинген; 6 — Лаубен; 7 ——Арлесрид.
Восточно-Баварский ареал зон нефтегазонакопления 一 месторождения: 8 ——Вельден: 9 - Дорфен; /О — Изен; // —Штейнкирхен; /2 — Ампфинг； /3 Генсдорф; 14 - Анцинг； /5 — Альбахинг; /6 -- Вольфсберг; 17 — Моозах; /8— О^ессен; /9 Биерванг; 20 — Аслинг; 2/ Хоенрайн.
Верхнеавстрийский ареал зон нефтегазонакопления — месторождения: 22 — Кохлег； 23 - Рид; 24 Пухкирхен; 25 — Веле； 26 — Фойтсдорф
Рис. 83. Предальпийский НГБ:
а — выступы палеозойского фундамента; б - горные сооружения Альп и Юры; в разломы； г - Главный альпийский надвиг； iаконсерваинонная зона； е—一 сбросы; ж — грабены； з——схематические изогипсы подошвы кайнозойских отложений, м; 〃 ——северная граница распространения молассы; к - своды и поднятия： / - Шпессарт-Ренское, II — Франкский. /// — Ансбахский： л — прогибы： /V — Швейнфуртский. V — Франконского Альба. V/ — Франкский； месторождения:九一нефтяные, н ——газовые.
Западно-Баварский ареал зон нефтегазонакопления — месторождения： / 一 Пфулленсдорф; 2 — Френ- хофен; 3 ——Эливанген； 4 ——Меншрот； 5 - Хеймертинген; 6 — Лаубен; 7 ——Арлесрид.
Восточно-Баварский ареал зон нефтегазонакопления 一 месторождения: 8 ——Вельден: 9 - Дорфен; /О — Изен; // —Штейнкирхен; /2 — Ампфинг； /3 Генсдорф; 14 - Анцинг； /5 — Альбахинг; /6 -- Вольфсберг; 17 — Моозах; /8— О^ессен; /9 Биерванг; 20 — Аслинг; 2/ Хоенрайн.
Верхнеавстрийский ареал зон нефтегазонакопления — месторождения: 22 — Кохлег； 23 - Рид; 24 Пухкирхен; 25 — Веле； 26 — Фойтсдорф
6
6
моноклиналь представлена на севере и северо-западе триасовыми отложениями, которые на юге и востоке окаймляются обширными выходами юры. Южнее последних (за Дунаем) простирается обширное поле развития мощной олигоцен-неогеновой молассы, выполняющей передовой прогиб Альп. В пределах этого прогиба выделяется широкая внешняя (платформенная) часть и узкая внутренняя ——складчатая зона. Сочленяются эти части прогиба через надвиг или флексуру.
Осадочный чехол платформенного склона бассейна начинается с пермских отложений мощностью до 1,5 км. В нижней части они представлены красноцветной терригенной толщей мощностью до 1 км, выше которой залегают соленосные отложения цехштейна мощностью до 224
500 м с базальным пластом конгломерата мощностью до 46 м. В разрезе цехштейна выделяются соленосные серии, известные в Центральноевропейском НГБ. но с сокращенной мощностью. Мощность триасовых отложений не более 1,5 км. Нижний и средний ярусы нижнего отдела триаса сложены пестроцветными терригенными породами, верхний (рёт)——пестроцветными соленосными терригенно-карбонатными породами. Мощность нижнего триаса достигает 700 м и уменьшается в южном направлении. Средний триас представлен соленосными карбонатными породами мощностью до 270 м, верхний триас ——соленосной терригенно-карбонатной толщей мощностью до 450 м.
Верхнепермские и триасовые отложения образуют нижний структурный этаж платформенного чехла.
Второй структурный этаж образован отложениями юрского возраста. Верхний отдел системы сложен преимущественно оолитовыми извести яками и доломитами, доггер「главным образом терригенными породами, лейас ——карбонатно-терригенными породами. Мощность юрской системы 650—800 м.
Терригенно-карбонатные породы мелового возраста мощностью более 1 км образуют третий структурный этаж, развитый лишь на юго-востоке бассейна.
Меловые отложения перекрываются толщей литотамниевых известняков эоценового возраста мощностью до 90 м. Молассовый комплекс, слагающий южную часть бассейна, образован мощной толщей обломочных пород олигоцена, неогена и антропогена мощностью свыше 3,5 км. Для неогенового периода характерно образование базальтовых покровов, иногда крупных жил и небольших трубок взрыва, развитых на севере бассейна.
Современный структурный план платформенного склона бассейна характеризуется значительной расчлененностью, значительным развитием разнонаправленных разломов (герцинского, рудногорского, рейнского простирания).
Наиболее крупными структурными элементами платформенного борта являются своды Франкский и Ансбахский и прогибы Франкский и Франконского Альба.
Складчатый борт бассейна протягивается неширокой ——не более 25 км — полосой дислоцированных в систему узких глубоких синклиналей, наклоненных на север и разделенных крутыми надвигами. Синклинали выполнены аквитанскими и олигоценовыми отложениями. С юга на них надвинуты сложные чешуи флиша Альп (гельветские покровы). Севернее интенсивность дислокаций быстро ослабевает, складки расчленяются на широкие антиклинали и синклинали, надвиги сменяются продольными и поперечными сбросами.
Нефтегазоносность бассейна выявлена в 1953 г. в пределах южной окраины платформенного склона молассового прогиба. Эта часть проги 6а осложнена продольными сбросами, не выходящими из палеогеновых отложений, с плоскостями сбрасывания, наклоненными как на юг (преимущественно), так и на север. Образовавшиеся при этом горсто- 225 15-105
образные поднятия и сопровождающие их пологие брахиантиклинали, обычно нарушенные различно ориентированными разрывами, трассируются вдоль склона. Они образуют обычно прерывистые зоны поднятий, объединяющие несколько брахиантиклиналей.
Выявленные месторождения нефти и газа приурочены к этим зонам. Месторождения группируются в три ареала нефтегазонакопления, два из которых расположены на территории Баварского плато:
Восточно-Баварский ареал зон нефтегазонакопления расположен между долинами рек Изар, Дунай, Энс и цепью предгорных озер (Штранбергское, Химзее, Аттерзее и др.). Для строения его характерно залегание триасовых или юрских образований непосредственно на кристаллических породах фундамента. В ареале выявлено более 50 месторождений нефти и газа, преимущественно газа (32 месторождения). Западно-Баварский ареал зон нефтегазонакопления, меньших размеров, находится между грабеном Боденского озера на западе, долиной р. Лех на востоке и долиной р. Дунай на севере. В его пределах открыто около пяти нефтяных и 10 газовых месторождений. В обоих ареалах нефтегазонакопления залежи нефти приурочены к пологим брахиан- тиклиналям, прижатым к продольным разрывам. Залежи газа обычно пластовые сводовые, залежи нефти также и тектонически экранированные； В Верхнеавстрийском ареале зон нефтегазонакопления выявлено 12 нефтяных и 22 газовых месторождения.
Всего в бассейне выявлено 99 месторождений. Нефтегазоносны песчаники миоцена, олигоцена, эоцена, верхнего и нижнего мела, верхней и нижней юры и известняки эоцена, средней юры и верхнего триаса. Основные запасы нефти и газа сконцентрированы в резервуарах палеогенового возраста. Залежи нефти и газа находятся в интервале глубин 1—4,4 км. Для Восточно-Баварского ареала характерна повышенная газоносность, причем газовые залежи концентрируются преимущественно в миоценовых и олигоценовых отложениях, а нефтяные, начиная с глубин примерно 2,5 км,——в эоценовых и мезозойских породах.
Небольшие нефтяные месторождения Тегернзее (давно законченное разработкой, залежь нефти в миоценовых песчанйках) и Мирнау (олигоцен) открыты на складчатом борту бассейна. Начало добычи нефти из месторождения Тегернзее относится к 1833 г., однако промышленная нефтегазоносность Предальпийского бассейна была установлена лишь в 1953 г. открытием месторождений Ампфинг и Изен. Все месторождения бассейна отличаются небольшими запасами.
Аквитанский нефтегазоносный бассейн
Аквитанский НГБ (рис. 84) расположен на юге Франции и заключен в крупной асимметричной впадине, южная часть которой представлена Предпиренейским складчатым прогибом, отделенным от горного сооружения краевым Северо-Пирененеким надвигом, а северная большая часть ——широким и пологим склоном эпигерцинской платформы. На 226
注］d注］dwwентральный массивентральный массивX把飨X把飨средисредии>и>Рис. 84. Аквитанский НГБ.Отложения： а — юрские, б - палеозойские; 8 изогипсы кровли фундамента, м; месторожденияРис. 84. Аквитанский НГБ.Отложения： а — юрские, б - палеозойские; 8 изогипсы кровли фундамента, м; месторожденияграницы бассейна; аразломы; д — схематические :_ нефтяные, ж - газовые； з — аконсерваиноннаяграницы бассейна; аразломы; д — схематические :_ нефтяные, ж - газовые； з — аконсерваиноннаяva/72 хи1ava/72 хи1aо |*О5о |*О5Мейон, Сен-Фо, Пон-дАс, Руссе; /2 —Мейон, Сен-Фо, Пон-дАс, Руссе; /2 —Сен-Сен-Марсе; 13 — Лак; /4 — ШарльМарсе; 13 — Лак; /4 — Шарльвостоке бассейн обрамлен выходами на поверхность древних образований Центральнофранцузского плато, на севере —— Армориканского массива. На западе и северо-западе бассейн включает континентальный
注］d
注］d
w
w
ентральный массив
ентральный массив
X把飨
X把飨
среди
среди
и>
и>
Рис. 84. Аквитанский НГБ.
Отложения： а — юрские, б - палеозойские; 8 изогипсы кровли фундамента, м; месторождения
Рис. 84. Аквитанский НГБ.
Отложения： а — юрские, б - палеозойские; 8 изогипсы кровли фундамента, м; месторождения
границы бассейна; аразломы; д — схематические :_ нефтяные, ж - газовые； з — аконсерваинонная
границы бассейна; аразломы; д — схематические :_ нефтяные, ж - газовые； з — аконсерваинонная
va/72 хи1a
va/72 хи1a
о |*
О5
о |*
О5
Мейон, Сен-Фо, Пон-дАс, Руссе; /2 —
Мейон, Сен-Фо, Пон-дАс, Руссе; /2 —
Сен-
Сен-
Марсе; 13 — Лак; /4 — Шарль
Марсе; 13 — Лак; /4 — Шарль
шельф, склон и подножие.
Обширный платформенный борт бассейна осложнен в средней части широтно вытянутым прогибом Кап-Ферре (Аркашонским) с глубиной домезозойского фундамента более 3 км. На материке находится лишь восточная центриклиналь прогиба. Южнее прогиба расположен плоский свод Ланды, наиболее хорошо выраженный на западе в субаквальной части бассейна. На материке свод Ланды выражен в форме погребенного
227
выступа (Срединный порог), находящегося на западном продолжении хр. Монтань-Нуар Центральнофранцузского массива.
На юге бассейна располагается Предпиренейская впадина, которая надвигом Ортез-Лагор делится на два параллельных прогиба — Адур (Арзак) и Верхнемелового флиша (складчатый). Южный борт послед- него местами скрыт под Северо-Пиренейским краевым надвигом. На западе в субаквальной части бассейна южный склон свода Ланды отделяет впадину Адур от Северо-Астурийского прогиба, расположен- н°го в пределах кантабрийского шельфа на севере Испании. Верхнемеловой флиш здесь, вероятно, скрыт под краевым надвигом. Для Пред- пиренейской впадины характерно проявление соляной тектоники, в частности типичных диапиров.
Аквитанский НГБ выполнен преимущественно мезозойскими отложениями, которые подстилаются пермскими красноцветными терриген- нымн породами и известняками общей мощностью 600 м, залегающими на угленосных верхнекаменноугольных образованиях.
Триасовая система представлена карбонатной толщей с соляными пластами в верхнем и нижнем отделах. Мощность триаса до 1,5 км. Породы юрского возраста преимущественно карбона i ные и лишь в верхнем отделе появляются глины, а также плас i и каменной соли. Мощность юры не превышает 1,2 км на севере и увеличивается до 2 км в прогибе Адур. Сверху и снизу юрские образования ограничены перерывами. На месте Срединного порога мощность юрских отложений сильно сокращена в результате размыва.
Меловые отложения представлены терри!енно-карбонатными поро- Дами мощностью до 8 км, расчлененными четырьмя перерывами. Нижнемеловые породы наиболее широко развиты во впадине Адур, где мощ- ность их свыше 3 км; на месте Срединного порога и прогиба Верхнемелового флиша мощность нижнего мела значительно сокращается. В последнем мощность флиша превышает 5 км, а во впадине Адур, где флиш сменяется карбонатными породами, ина резко уменьшается.
Кайнозойские образования с размывом залегают на меловых, ело *ень1 они в палеогеновой системе карбонатно-терригенными породами, а в неогеновой — терригенными (с пресноводными извесгняками в аквитанском ярусе) общей мощностью до 1 км.
В Аквитанском НГБ выявлено свыше 15 месторождений нефти и семь газовых. Последние сконцентрированы преимущественно в Пред пиренейской впадине и приурочены к хорошо выраженным брахиантик линалям, нарушенным разрывами и часто внедрениями соляных масс. Залежи газа (массивного типа) заключены преимущественно в Iрещиноватых известняках и доломитах позднеюрского или (и) ранне мелового (неоком) возраста на глубине 3500-5100 м (месторождения ^1ак, Пон-д'Ас, Сен Фо и др.).
Наиболее крупным (второе по запасам в зарубежной Европе) является месторождение Лак (открыто в 1949 г.). Оно расположено в 20 км западнее г. По и связано с крупным поднятием. С запада на поднятие Лак надвинуты разбитая сбросами антиклиналь Сен-Сюзанн 228
и сопряженная с ней синклиналь Совлад; на востоке поднятие ограничено зоной нарушения Ортез-Лагор. В строении зоны Ортез-Лагор и синклинали Совлад принимают участие палеогеновые и верхнемеловые отложения флишевой формации Пред пиренейского прогиба.
Скопление газа на месторождении Лак связано с массивным природным резервуаром, образованным 500-метровой толщей верхней юры и неокома, залегающей на глубине 3300— 4300 м. Коллектор представлен трещиноватыми известняками и тон ко кристаллически ми доломитами. Эта толща перекрывается черными песчанистыми мергелями, в верхней части содержащими линзы пефтенасыщенных песчаников. Кровля отложений неокомского возраста размыта и перекрывается апгекими карбонатно-терригенными породами.
Размеры газовой залежи 15 км X 10 км, высота до 500 м. Начальные запасы газа оценивались величиной до 400 млрд, м 3. Начальное пластовое давление в залежи составляло 65—67 МПа, т. е. значительно превышало условно-гидростатическое. Температура пласта на глубине 3820 м равна 127° С. Газ состоит из метана (68—69%), тяжелых углеводородов (до 5%), углекислого газа (8—9%), азота (0,4—0,6%) и сероводорода (до 17%). Вместе с газом добывается небольшое количество (25 см 3/1000 м 3) конденсата плотностью 0,825 г/см3. Дебиты скважин достигают 1 млн. м3/сут.
На глубине 620—680 м в трещиноватых доломитах и известняках кампанского возраста находится небольшая нефтяная залежь плотностью 0,921 г/см3.•
Юго-восточнее находится первое открытое в бассейне (в 1939 г.) нефтегазовое месторождение Сен-Марсе. Месторождение приурочено к антиклинали, сводовая часть которой осложнена тремя поднятиями. Углы падения крыльев около 25°, более крутое северное крыло. С глубиной контур поднятия (в поперечном разрезе) в результате внедрения соляного массива становится веерообразным с крыльями, обрезанными сбросами и взбросами. Углы падения на крыльях достигают 70°. Залежь газа находится в известняковых брекчиях сеноманского возраста на глубине 1450 м Мощность газонасыщенного пласта 40 м. Надзалежная покрышка сложена мергелями сеноманского возраста мощностью до 200 м. В газе содержатся, %: метан 88,8,этан 4,4, пропан 1,7, бутан 2,1, углекислый газ 0,1%. Начальные запасы газа оценивались в 7 млрд. м±
Небольшие скопления газа имеются в известняках и доломитовой брекчии лейаса и в доломитах средней юры. В среднеюрских доломитах сводовой части купола Сен-Марсе на глубине 1830—1930 м известна небольшая нефтяная залежь.
В Аркашонском прогибе (на материке) выявлено свыше 10 нефтяных месторождений (11аренти, Казо, Мот, Люго и др.). Они связаны с пологими поднятиями; залежи нефти заключены в альбских песчаниках, аптских песчаниках, известняках, доломитах и в известняках и доломитах неокомского, поздне-, средне- раннеюрского возраста на глубине 2100—3500 м. На крупном нефтяном месторождении Паренти нефтяная залежь заключена в известняках неокома и верхней юры, небольшая 229
залежь газа выявлена в средней юре. Основной продуктивной толщей месторождений является массив верхнеюрских и неокомских известняков и доломитов, разделенных перерывом и перекрытых глинистой толщей верхов неокома и нижнего апта. Все месторождения Аркашонского прогиба имеют небольшие запасы (Паранти — 20 млн. т).
§ 5. НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ МЕЖГОРНЫХ ВПАДИН АЛЬПИЙСКОЙ СКЛАДЧАТОСТИ ЮЖНОЙ ЕВРОПЫ И СРЕДИЗЕМНОМОРЬЯ
Трансильванский газоносный бассейн
Трансильванский бассейн (Румыния) является единственным в мире, где выявлена только газоносность. Бассейн заключен внутри молодой межгорной впадины. Ее восточная граница образована глубинным разломом Харгита-Кэлиман, протягивающимся более чем на 150 км вдоль юго-западного края кристаллического остова Восточных Карпат и проявляющимся на поверхности обширными (шириной до 50 км) молодыми андезито-базальтовыми излияниями.
На юге впадины проходит широтно вытянутый разлом, отделяющий впадину от кристаллического массива Южных Карпат (рис. 85). На западе разлом отделяет впадину от горного массива Апусени, на севере протягивается широтно вытянутое погребенное поднятие — ответвление от Восточных Карпат.
В подошве Трансильванской впадины находится срединный герцнн- ский массив, сложенный метаморфическими сланцами и перекрытый пермско-мезозойскими отложениями. Породы пермского возраста представлены преимущественно конгломератами, триасового — карбонатными породами с включением диабазов, юрского (доггер, мальм)— преимущественно известняками, мелового 一 карбонатно-терригенными .породами. Мощность пермско-мезозойских отложений около 4 км. Мезозойский чехол осложнен системой крутых надвигов. '
Залегающие выше с несогласием палеоген-нижнемиоценовые образования сложены преимущественно терригенными породами, иногда пестроцветными и угленосными, мощностью до 2 км и перекрыты солью тортонского возраста. Тортонская соль развита на большой площади бассейна и в средней его части находится на глубине до 3200 м при мощности до 1500 м. Надсолевая часть разреза сложена песчано- глинистыми, туфоносными породами мощностью до 3500 м.
Подсолевой структурный план Трансильванской впадины приподнятыми фронтальными частями погребенных надвигов расчленен на не- сколько прогибов с амплитудой прогибания до 5 км. Между прогибами находится центральная впадина с мощностью пород более 7 км (рис. 86).
Надсолевой структурный план определяется проявлением двух форм соляной тектоники： в средней, большой части впадины ——образованием 230
I——^g I——|d，f h—Яг 斥叩 Го ]e I ■ |冗 ^^]з
Рис. 85. Трансильванский газоносный бассейн:
а — границы бассейна； б - периферийные разломы: / — Харгита-Кэлиман (перекрыт молодым эффузивным покровом), // - Северо-Фэгэрашский, Ш — Восточно-Апусеньский； в — внутренний разлом; г — фронтальные части погребенных надвигов： /V — Илимбав-Бенцид, V — Блаж-Погэгауа, V/ — Сик- Дыржа; d - аконсервационная зона; месторождения： е — газовые, лс — то же, с высоким содержанием № (5) или СО2 (5, 6); з — изолинии глубин залегания тортона, км.
Месторождения: / — Сэрмэшел; 2 — Шинкай; 3 — Богата-де-Муреш; 4 — Сынгеоргиул-де-Пэдуре; 5 _ Тэрчешти; 6 — Бенцид; 7 — Филительнйк; 8 — Делены； 9 — Надет; /0 — Вазна; II — Ноул-Сз- сэск； /2 - Рупдн; /3 — Имнмбав
пологих куполов в надсолевой осадочной толще, а в краевых частях —— образованием диапировых антиклиналей.
Купола средней части бассейна возникли на месте поднятий кровли соленосной свиты тортона. Скопления соли в куполах представляют или двояковыпуклые или плосковыпуклые линзы. Различаются и соотношения структурных планов подсолевых и надсолевых толщ. В надсолевой толще купол выражен поднятием, лишенным разрывов, с размерами
231
Рис. 86. Схематический разрез Трансильванского газоносного бассейна:
а — скважины; й - разломы; в — метаморфический фундамент.
/ — плиоцен； 2 - сармат; 3 — тортон; 4 — каменная соль; 5 — гельвет; 6 — бурдигал; 7 — олиго цен；
8 — эоцен; 9 — мел; 10 — юра： // — триас; /2 ——палеозой; 13 - кристаллические сланцы
порядка 15 км X 10 км, амплитудой 15—160 м и с углами падения крыльев, не превышающими 20°.
Диапировые антиклинали развиты вдоль западной, северной и восточной окраин бассейна. Они представляют собой узкие, сильно сжатые антиклинали, в ядре которых находятся соляные массивы, иногда выходящие на поверхность.
В бассейне на площади около 25 тыс. км2 известно 67 газовых месторождений, большая часть которых находится в западной его части. Малопродуктивные или непродуктивные купола расположены преимущественно вдоль восточной периферии бассейна. Непродуктивными оказались также диапировые антиклинали, в том числе и наиболее закрытые.
Г азоносность характерна тол ько для отложений надсолевого комплекса. В сарматских породах выделяется от восьми (месторождения Ноул-Сэсэск, Надеш) до двух (Шинкай, Руши) газоносных пластов, в тортонских — от 11 (Сэрмэшел) до двух, в мэотических — от одного до четырех (Сынгеоргиул-Пэдуре). '
Наибольшее количество газоносных пластов зафиксировано на месторождениях Ноул-Сэсэск (16), Сэрмэшел (14) и Надеш (12). Всего в бассейне 144 газовых залежи, в том числе 76 заключены в сарматских породах, 61 — в тортонских (бугловские слои — 50) и семь 一 в нижнеплиоценовых.
Газоносные пласты сложены песчаниками с прослоями глин, мощность их 10—40 м, пористость 11一34%, проницаемость сильно изменяется. Глубина залегания пластов 130—1800 м, основной интервал 600—1200 м. Современная температура в продуктивной толще не превышает 75° С.
Помимо наиболее распространенных пластовых сводовых залежей известны литологически экранированные залежи, связанные с замещением с востока на запад песчаников глинами (месторождение Делены), а также с выклиниванием песчаников на своде поднятий (Филительник). 232
Газ большей части залежей содержит 99—99,6% метана и до 1 % азота. На месторождениях Сэрмэшел, Базна, Богата-де-Муреш, Ноул- Сэсэск в его составе установлено до 0,75% этана. На месторождении Шинкай газ выносит газолин плотностью 0,798. В газе некоторых залежей отмечается повышенное содержание СО2. Из коры выветривания выступа метаморфического фундамента с глубины 2530 м под солью в скважине Бенцид получен приток газа с содержанием 89,3% СО2. На месторождении Тэрчешти газ из тортона содержал 85% азота.
Большая часть месторождений бассейна имеет запасы до 15 млрд, м3. Трансильванский бассейн хорошо изучен. Наиболее глубокая скважина вскрыла сенон на глубине 4533 м.
Паннонский нефтегазоносный бассейн
Паннонский НГБ расположен на территории Венгрии, Югославии, Румынии, Чехо-Словакии, СССР и Австрии и приурочен к одноименной межгорной впадине, развившейся на срединном массиве допозднека- менноугольного возраста, разделившей Альпийский мегантиклинорий на две ветви — Динарскую на юго-западе и Карпатскую на северо- востоке. На юго-востоке, где древний фундамент массива выходит на поверхность и Динариды сближаются с Южными Карпатами, впадина замыкается (рис. 87). На востоке, где обрамление бассейна образовано горами Апусени и Банат, границей его служит зона распространения маломощных сарматско-плиоценовых отложений, залегающих на метаморфическом фундаменте и слагающих моноклиналь, наклоненную на запад.
На северо-востоке перед Восточными Карпатами выделяется Закарпатский тыловой прогиб, отделенный от горного сооружения Вигорлат-Гутинским разломом, перекрытым эффузивным покровом.
На севере Паннонский бассейн ограничен системой молодых раз- ломов, сопровождающихся на поверхности молодыми андезитовыми покровами, а также блоками, выносящими на поверхность палеозойский фундамент бассейна в Фатранских горах и Татрах Западных Кар- пат. В остальной части граница бассейна определяется выходами на поверхность пород пермского и мезозойского возраста, перекрытых местами маломощными отложениями неогена.
В строении Паннонского НГБ принимают участие осадочные породы каменноугольного, пермского, мезозойского и кайнозойского возраста, слагающие два структурных этажа: нижний (доорогенный), образованный верхнепалеозойскими, мезозойскими и весьма неравномерно развитыми палеогеновыми отложениями, и верхний (орогенный) — неогеновый, начинающийся на большой части площади бассейна с гельветского яруса.
Нижний этаж имеет блоковое строение, что обусловливает неравномерность распределения слагающих его систем и их мощностей. Верхнепалеозойские отложения мощностью свыше 4,5 км представлены каменноугольными сланцами и известняками и пермскими красноцвет- 233
女
3d93UO
нымн песчаниками, конгломератами, аргиллитами, известняками с включением эффузивов.
Триасовые отложения мощностью свыше 3.5 км образованы преимущественно карбонатными породами с прослоями красноцветных терригенных пород и включением диабазовых и порфиритовых тел. Юрская система характеризуется ограниченным распространением и сложена внизу угленосными терригенными породами, переходящими вверх в карбонатную толщу. Мощность юрских отложений 350——4000 м. Образования мелового возраста сложены карбонатно-терригенными породами мощностью до 2100 м и разделены многочисленными перерывами. В районе Сольнока и Дебрецена в небольшом грабене верхнемеловые (и палеогеновые) отложения представлены терригенным флишем, прослоенным диабазами и андезитами.
Отложения палеогеновой системы, залегающие на различных ярусах размытых мезозойских пород, развиты на северо-западе бассейна (Малая Венгерская впадина), на севере — в Венгерском Среднегорье (северо-восточнее Будапешта), в Закарпатском прогибе, в Дебреценском грабене и в преддинаридской части бассейна. В Маловенгерской впадине, в Закарпатском прогибе и Дебреценском грабене они выражены терригенным флишем мощностью 200—1000 м. Наиболее полно палеоген (эоцен и олигоцен) представлен на севере бассейна, где мощность его свыше I км и сложен он внизу (эоцен) карбонатно-терригенными породами с угленосными пластами в подошве, а вверху ——терригенными породами.
Верхний структурный этаж характеризуется максимальной мощностью 7 км. Сложен он терригенными породами плиоцена мощностью до 3 км в Большой Венгерской впадине и преимущественно терригенными породами с маломощными прослоями известняков (литотамние-
Рис. 87. Паннонский НГБ:
а——горные сооружения Альпийской складчатой системы (Карпаты, Альпы. Динариды и т. д.); б — аконсервационная зона; в — схематические изогипсы кровли фундамента, км; ? — погребенный флишевый прогиб; месторождения: д ——нефтяные, е ——газонефтяные, ж — газовые; з — ареалы зон и зоны нефтегазонакопления.
/ — Береговский горст； грабены： Н — Савы, /// — Дравы; выступы фундамента: /V — Баконьский, V — Меиек, V/ — Вилами, VII — Папук, VIfl ― Фрушка; /X — Арадский структурный нос.
——Закарпатский ареал зон газонакопления — месторождения： / ——Поздишовце； 2 — Тырговнште- Поздишовце; 3 — Бановце； 4 — Стретава； 5 — Птрукша.
——Бюккский (Мнижольцский) ареал зон нефтегазонакопления ——месторождения: 6 ——Федемеш; 7 — Бюкксек; 8 — Демьен； 9 — Мезекерестзш.
S — Дебреценский ареал зон газонакопления — месторождения: /〃 ——Хайдусобосло; // — Каба-Есак; /2— Каба： /3— Пютпекладень； 14 — Бихарнадьбайом; /5 — Татарюлеш; 16 - Туркеве; 17—Кишуй- саллош; /8 — Федьвернек； /9 - Тисапюшпэки; 20 — Ракоцифальва; 21 — Надькереш.
Г ——Арадская (Тоткомлошская) зона нефтегазонакопления - месторождения: 22 — Пустафельдвар; 23 — Пустасаллош; 24 — Тоткомлош； 25 — Мезехельеш； 26 — Баттония； 27 — Турну.
Д—Банатский (Притисенский) ареал зон нефтегазонакопления — месторождения: 28—Тазмар; 29 — Санк; 30 — Эттемеш; 3/ — Аштотхалом; 32 — Дорожма； 33 — Алдье; 34 — Ференцсаллош: 35 — Велебит； 36 — Яда; 37 — Мокрин; 38 - Кикинда; 39 — Элемир; 40 — Бока; 4f — Велика-Греда; 42 — Янощик; 43 — Локве； 44 — Мрамор-Село; 45 — Мраморак,
£ ——Савская зона нефтегазонакопления ——месторождения： 46 —升нья, Лина； 47 ——Буявица; 48 ——Ли- повльяни； 49—Гойло; 50—Вуньянн; 5/ — Марамор-Будо; 52 — Стружец; 53 — Клоштар-Иваннн; 54 — Дуго-Село.
Ж — Дравская зона нефтегазонакопления — месторождения： 55 — Обод； 56 — Цабуна； 57 ~ Шандро- вац; 58 — Мости; 59 — Лепавина.
3 — Надьканижский (Южио-Мурский) ареал зон нефтегазонакопления — месторождения： 60 — Бужак; 6/ — Инке； 62 — Ьаича； 63 — Будафапуста； 64 — Ловаси.
“——Западно-Баконьский (Северо-Мурский) ареал зон нефтегазонакопления ——месторождения: 65 — Надьлендьел; 66 — Барабашсег； 67 — Снльвадь; 68 — Килиман
вых) в сарматском и тортонском ярусах и обилием вулканогенных пород (туфы, андезиты, базальты, риолиты) во всем миоценовом отделе. Терригенные бурдигальские и аквитанские (угленосные) отложения распространены ограниченно и мощность их не превышает cooiветст- венно 500 и 150 м. Для миоцена Закарпатского прогиба характерно наличие каменной соли в тортонском ярусе. Максимальная мощность миоценовых отложений установлена в Малой Венгерской впадине (до ■1 км) и в Закарпатском прогибе (3 км)
Нижний структурный этаж расчленен на ряд блоков Сопровождающие их разломы ориентированы в четырех основных направлениях —— северо-восточном, северо-западном (динаридском). субмеридиональном (банатском) и северо-западном (восточнокариатском). С первым направлением связано крупное Баконьское поднятие, выраженное Средне- венгерскими горами Бакони и Вертеш. Поднятие сложено мезозойскими породами мощностью до 3500 м. Баконьский выступ отделяет на северо- западе по разлому Раба Малую Венгерскую впадину, вытянутую в северо-восточном направлении и обрамленную на северо-западе Малыми Карпатами и Восточными Альпами. На значительной площади впадины на метаморфических породах раннегерцинского фундамента непосредственно лежат неогеновые мощностью до 6 км.
С юго-востока к Баконьскому выступу примыкает по Балатонскому разлому узкий складчатый блок Игал-Бюкк, погребенный под неогеновыми отложениями. На северо-восточном погружении блоков Баконь- ского и Игал-Бюкк находится неглубокая Венгерская палеогеновая впадина, выраженная гакже и в мезозойских отложениях, на юго- западном погружении этих блоков расположена Мурская впадина, выраженная в мезозойских и миоценовых отложениях.
Юго-восточнее блока Игал-Бюкк, отделяясь от него разломом Заг- реб-Кульч, располагается обширная Среднедунайская (Большая Венгерская) впадина, или блок Тисия, с байкальским фундаментом. Впадина протягивается в субмеридиональном направлении от Украинского Закарпатья до предгорья Динарид. В ее пределах мощность неогеновых отложений не превышает 5 км. На юго-западе впадина осложнена несколькими небольшими выступами палеозойских и мезозойских пород в горах Мечек и Вилани. На северо-востоке на линии городов Сольной, Дебрецен, Сату-Маре впадина осложнена глубоким Дебреценским грабеном, вытянутым в северо-восточном направлении, заполненным дислоцированным верхнемеловым и палеогеновым терригенным флишем и перекрытым кайнозойскими отложениями.
С юго-запада блок Тисия нарушен рядом разломов северо-западного (динаридского) простирания, которые в долине рек Сава и Драва образуют два протяженных (800 км) узких (до 50 км) грабена, заполненных неогеновыми отложениями мощностью до 5 км. Северный грабен (Дравы) имеет пологий северный борт и крутой, осложненный ступенчатыми сбросами южный борт; у Савского грабена, наоборот, крутой северный и пологий южный борта. Между грабенами находится пологое поднятие с выходами фундамента в горах Папук и Фрушка. 236
-HaHehQa=) IHOU 江 ннхОав I 卜~江工IJHHHm) IHCU'*HH 关 мн9 -HOHHBU —g EBlloHW 丨寸二三工一.4)55——g
I，—ESWBUHAe 丨 9，oeoE3w ^0т0ФС.ЯЕ g H9OJHq。IHanoBW - g -напонкиуннжнн 丨 ~ -x^ox^c Нннхоад ―
grn
HxouodlHe 丨 6 .HH-LHEgalr wxe4——z EnHElr。—、-eHBg ^ХХЦЛЕШ F>do丁 -IqBEduH -qdAW 工 HedJ Eah i
-g」H OJOXJHOHHFII HKJBh HOHNEUEPOJOI №EEd aHM。①hHJOI№
①=工。3hMIEs①Xu .88 gd
На северо-западном продолжении грабены Савы и Дравы ограничиваются разломом Загреб-Кульч (рис. 88).
С разломами банатского направления связано образование Банат- ского грабена, протягивающегося восточнее долины Дуная между горстообразными поднятиями Греда-Мрамороканским на востоке н Орловат-Кикиндским на западе. Несколько небольших грабенов прослеживаются и севернее (за р. Муреш). Северо-восточнее Банатского грабена выделяется Арадский структурный нос, вытянутый в субмерн- диональном направлении. На северо-востоке НГБ разломы восточнокарпатского направления образуют систему Береговских горстов и грабенов, которыми ограничивается с юго-запада тыловой Закарпатский прогиб.
Нефтегазоносность бассейна охватывает отложения плиоценового отдела (паннонская серия), тортонского и сарматского ярусов, олиго- ценового отдела, верхнего отдела мела и триаса. В последних, а также в меловых и тортонских породах коллекторами служат известняки и доломиты, в остальных — песчаники.
Первое нефтяное месторождение Селница (Югославия) было открыто в 1885 г\, хотя признаки нефти и колодезная добыча ее фиксировались с 1856 г. В настоящее время в бассейне выявлено 272 месторождения, в том числе 208 нефтегазовых, конденсатногазовых и газовых.
Нефтегазоносны Большая Венгерская впадина, преддинаридская часть бассейна, Мурская впадина. Несколько небольших газовых месторождений известны на северо-востоке Малой Венгерской впадины и в Закарпатском прогибе (территории Чехословакии).
В Большой Венгерской впадине сравнительно большой ареал зон газонакопления приурочен к Дебреценскому грабену. С эродированной поверхностью дислоцированного флнша связано развитие небольших пологих (до 10°) брахиантиклинальных структур облекания. Такого же типа структуры развиты с юга и запада грабена над выступами кристаллических пород фундамента.
Дебреценский ареал зо〃 газонакопления содержит свыше 20 преимущественно газовых месторождений. Пластовые сводовые залежи заключены главным образом в песчаниках нижнего плиоцена (месторождения Хайдусобосло, Татарюлеш, Сандасолюш и др.), в меньшей степени миоцена (Хайдусобосло, Ракоцифальва) и флиша (Хайдусо- босло). На месторождении Надькереш газоносны нижнепаннонские, сарматские н палеозойские (фундамент) породы, на месторождении Бихарнадьбайом 一 газонефтеносны нижнепаннонские и тортонские песчаники.
Южнее Дебреценского ареала месторождения нефти концентрируются в пределах Банатского грабена, ограничивающих его горстов и Арадского структурного носа. Соответственно могут быть выделены Банатский (Притисенский) ареал зон нефтегазонакопления и Арадская (Тоткомлошская) зона нефтегазонакопления. В ареале месторождения приурочены к небольшнм (84-10 кмХ4+5 км) брахиантиклина- 238
лям. С ними связаны сравнительно крупные газонефтяные месторождения Кикинда, Кикинда-Варош (10 нефтяных и газовых залежей), газовое месторождение Мокрин, а на севере ареала наиболее крупное газонефтяное месторождение Алдье (38 продуктивных пластов в пан- нонских песчаниках на глубине 1700—2650 м). Помимо неогеновых отложений в Банатском ареале известны скопления нефти в коре выветривания фундамента (Кикннда).
В Арадской зоне выявлено свыше 15 преимущественно газовых месторождений, в том числе сравнительно крупные газонефтяные Бат- тония и Пустафельдвар. Брахиантиклинальные структуры месторождений образовались над пологими выступами кристаллического фундамента.
В пределах преддинаридской части бассейна (Югославия) нефтяные, в меньшей степени газовые месторождения образуют две зоны нефтегазонакопления ——Савскую на юге и более крупную Дравскую на севере — приуроченные в одноименных грабенообразных впадинах. Месторождения преимущественно нефтяные, приурочены к сравнительно пологим небольшим (54-6 кмХ2+3 км) брахиантиклиналям, нарушенным продольными и поперечными небольшими разрывами. Брахиантиклинали отражают выступы кристаллического фундамента.
Пластовые сводовые, реже тектонически и литологически экранированные залежи заключены в песчаниках плиоценового возраста, в меньшей степени — сарматского и тортонского возраста. Всего в пределах Савской и Дравской зон выявлено 52 месторождения нефти н газа, расположенных на территории Югославии. Среди них наиболее крупные Стружец, Жутнца, Клоштар-Иванич, Гойло. Все месторождения многозалежные, находятся на глубине 400—2300 м.
Сравнительно небольшой Западно-Баконьский (Северо-Мурский) ареал зон нефтегазонакопления расположен в северной части Мурской впадины. Для этого ареала зон характерно развитие пологих брахиантиклиналей, связанных с погребенными блоками, сложенными мезозойскими породами, перекрытыми субгоризонтальнозалегающими породами неогенового возраста. Наиболее типичное в этом ареале месторождение Надьлендьел (открыто в 1951 г.)t на котором под неогеновыми отложениями находится пологий эрозионный выступ, сложенный породами триаса и мела и рассеченный на ряд блоков. Нефтеносны доломиты триаса, мергели верхнего мела и литотамниевые известняки тортона, образующие единую массивную залежь на глубине 1900一2500 м. Нефть тяжелая (0,92—0,99 г/см3). В этом же ареале известны месторождения с литологически экранированными залежами в паннонских песчаниках на структурных «носах» (Хахот-Эдерич, Татарюлеш).
С юга к Северо-Мурскому ареалу примыкает Надьканижский (Юж- HQ-Мурский) ареал антиклинальных зо〃 нефтегазонакопления. Месторождения приурочены к брахиантиклиналям с углами падения крыльев до 15°. Продуктивны ннжнепаннонские песчаники с плохо выдержанным составом, иногда лннзовндного строения, образующие в целом пластовые сводовые залежи. Типичным является месторождение Ло- 239
васи, на котором продуктивны пять пластов нижнепаннонскои свиты в интервале глубин 1 000—1600 м. Верхний пласт газоносный, остальные содержат нефть с газовой шапкой. Bceio в пределах Северо-Мур- ского и Южно-Мурского ареалов известно 40 месторождений нефти и газа, в том числе 26 в Южно-Мурском.
На севере бассейна может быть выделен небольшой ареал зон нефтегазонактления, расположенный на северо-восточном погружении Игал-Бюккского блока ——Вюккский (Мишкольцский). Зоны приурочены к структурам, которые обязаны своим происхождением сложнопостроен- ным блокам, состоящим из пород олигоценового возраста, несогласно перекрытых кайнозойскими отложениями. Продуктивны плотные песчаники олигоцена в тектонически экранированных ловушках (месторождения Мезекерестэш, Демьен, Федемеш и др,).
В Закарпатском ареале зон газонакопления выявлено девять сравнительно небольших газовых месторождений в краевой северо-западной части Закарпатского прогиба (Словакия) с залежами в сарматских и тортонских отложениях. Наиболее крупное среди открытых конденсатногазовое месторождение Птрукша, на котором в сарматских песчаниках содержится шесть тектонически экранированных залежей на глубине 1100—2000 м. Для газовых залежей характерно АВПД.
В Паннонском НГБ в целом установлено высокое содержание r газах углекислого газа: в 13 газовых месторождениях содержание СО? свыше 75%. Такие месторождения известны в Дебреценском и Южно- Мурском ареалах зон, r Малой-Венгерской впадине и др. В последней на месторождении Михайи газ содержит 97,4% СОз.
Разрез басейна характеризуется' высоким современным геотермическим градиентом — 65° С/км, чем и объясняется значительное развитие в бассейне газовых скоплений. Наиболее изучен НГБ в Большой Венгерской впадине. Самая глубокая скважина Ход-1 (Венгрия) пробурена до глубины 5842 м.
Адриатический нефтегазоносный бассейн
Адриатический НГБ (рис. 89) расположен на территории Италии, Западной Югославии и Албании и залючен между горными сооружен ниями Динаридских Альп, Апеннин и Западных и Центральных Альп. На юго-востоке он погружается в глубоководную котловину Иониче ского моря. Большая его часть занята водами Адриатического моря, глубина которого на юго-востоке превышает 1 км. На северо-востоке с Динаридскими Альпами и на юго-западе с Апеннинами бассейн граничит через систему пологих надвигов; на северо-западе в Ломбардии молодые, залегающие полого отложения трансгрессивно перекрывают более древние дислоцированные образования далеких склонов Альп
Бассейн простирается на 900 км при ширине до 350 км.
В структуре бассейна выделяется его средняя часть——Центральноадриатическая или Апулийская плита, представляющая собой Срединный массив с фундаментом байкальского возраста. С запада, севера и востока массив окаймляется Паданско Браданским. Привенецианским 240
口 .口 .Рис. 89. Адриатический НГБ (/) и Тирренский ПНГБ (//):Рис. 89. Адриатический НГБ (/) и Тирренский ПНГБ (//):
口 .
口 .
Рис. 89. Адриатический НГБ (/) и Тирренский ПНГБ (//):
Рис. 89. Адриатический НГБ (/) и Тирренский ПНГБ (//):
а — горные сооружения Динарид, Апеннин и Альп; б — Корсика но-Сарди некий выступ; а — надвиги; г— Срединная (Центральнойдрнатическая) плита; d— выступы Срединной плиты: Л — Гаргано-Мурд- же-Апулия, Б — Истрия, В — Анконский; е — периферийные прогибы: Г — Паданский, Д ——Марке- Абруцци, £ — Молизе, Ж— Браданский, 3 — Северно- и Южно-Преддинаридские, Я—- Привенециан- ский; месторождения; ж — нефтяные и газонефтяные, з — газовые.
Ареалы зон газонакопления: Г Паданский; //' — Молизе-Анконский; ///' — Браданский; /，' 一- Албанский ареал зон нефтегазонакоплення
Месторождения: / — Дезана; 2 — Рнпальта; 3 — Кавьяга; 4 —■ Сорезина; 5 Поденциано-Сан-Джорджио; 6— Кортемаджоре; 7 - Корреджо; 8—Тресигалло; 9 — Сантерно; 10 — Альфонсине; И — Ра- венна-Маре； /2 — Равенна-Маре-Зюд; 13 — Порто-Корзин и-Маре; 14 — Бомба; /5 — Купелло-Сан- Салво; /6— Гроттоле-Феррандина; /7 — Пистиччи-Димора; 18—Санто-Стефано-Маре; /9—Дуги- Оток; 20 — Бубулине; 2/ — Патос; 22 Маринзе; 23 — Кучево
и Северно- и Южно-Преддинаридским прогибами. Плита протягивается от Венецианского залива на севере до Ионического моря на юге.
Апулийская плита осложнена рядом впадин и поднятий. Выступы ее известны на юго-западе (Гаргано-Мурдже-Апулия) и на севере (Истрия). На месте выступов под антропогеном залегают слабодисло- цированные меловые отложения.
Для всей плиты в целом характерна небольшая мощность иеоген- антропогеновых отложений и большая мощность (до 8 км) преимущественно карбонатных отложений палеогена и мезозоя. В породах триа-
241 16-105
сового возраста предполагаются соленосные отложения. Нефтегазоносность плиты не установлена.
Паданско-Браданекий прогиб протягивается вдоль северо-восточного склона Апеннин от Турина на зал. Таранто и далее открывается в Ионическую котловину. Наиболее прогнута его западная, паданская часть, испытавшая мощное погружение до 3 км в антропогеновое время и расположенная на стыке Альп и Апеннин. В структуре Паданского прогиба выделяются Предапеннинский прогиб на юге и Приальпий- -ский на севере, разделенные Феррарским горстовидным поднятием.
Паданский прогиб выполнен антропогеновыми и неогеновыми преимущественно терригенными породами, залегающими несогласно на терригенно-карбонатной и карбонатной толще палеогена и мезозоя. Мощность отложений достигает 10 км. Под горизонтально залегающими антропогеновыми отложениями прослеживаются сложенные плиоцено- выми породами пологие брахиантиклинали, нарушенные сбросами. Они ориентированы в северо-западном направлении и образуют ряд антиклинальных зон. В миоценовых отложениях брахиантиклинали выражены более резко.
В Паданском ареале зон г азо накопления выявлено, начиная с 1948 г., свыше 70 газовых месторождений (и три нефтяных), в том числе 15 газовых месторождений открыты в прилегающей субакваль- ной части моря при глубине дна до 30 м. Сравнительно крупные по запасам газа месторождения Кортемаджоре (20 млрд, м) Равенна- Маре (30 млрд, м3) и Порто-Корзини-Маре (20 млрд, м3). Паданский ареал наиболее крупный в бассейне.
Залежи газа и нефти заключены в песчаниках миоцена, плиоцена и плейстоцена (только газ) в интервале глубин 1—3 км. Наибольшей газонасыщенностью характеризуют нижнеплиоценовые песчаники. Залежи преимущественно экранированных типов — стратиграфически, литологически, реже тектонически. В антропогеновых морских отложениях газовые залежи промышленного значения установлены на месторождениях Равенна, Корреджо, Альфонсине, Тресигалло. В нижнем и среднем миоцене газовые залежи приурочены к трещиноватым мергелям бурдигальского (месторождение Поденциано-Сан-Джиорджо) и песчаникам гельветского (Сантерно) и тортонского (Сантерно, Кортемаджоре, Дезана и др.) ярусов. Для антропогеновых отложений характерен сухой газ (99,9% метана), в газе верхне- и среднеплиоценовых отложений появляется до 1 % гомологов метана, нижнеплиоценовых —2%, миоценовых 一 8%.
Большая часть газовых залежей имеет аномальные пластовые давления, превышающие условно-гидростатическое на больших глубинах на несколько мегапаскалей.
В 1974 г. в Паданском ареале открыто наиболее крупное газонефтяное месторождение Малосса с залежью на глубине 6100 м в известняках верхнего триаса и нижней юры. Запасы нефти месторождения оцениваются в 40 млн. т, газа — 50 млрд. м3. Залежь характеризуется высоким пластовым давлением — 105 МПа.
242
Небольшим Анконским поднятием Паданский прогиб отделяется на юге от системы Предапеннинских прогибов: Марке-Абруцци, Молизе, Браданский, Лукания. Прогиб Марке-Абруцци открывается в море, Браданский ограничен с востока поднятием Гаргано-Мурдже-Апулия. Прогибы Молизе и Лукания ——крайние западные и дислоцированы в систему линейных складок. Прогиб Марке-Абруцци (Анконский) и расположенный на его продолжении Браданский прогиб заключают свыше 60 преимущественно газовых месторождений, образующих Браданский и Молизе-Анконский ареалы зон газонакопления. Для обоих прогибов характерно залегание антропогеновых (мощностью до 1 км) и плиоценовых (до 1,5 км) отложений на размытой поверхности известняков мелового, реже (на западе) миоценового возраста.
Несколько газовых месторождений открыто на восточном побережье и в водах зал. Таранто в Предкалабрийском прогибе (Чиро, Луна и др,).
В ареалах Предапеннинских прогибов продуктивны песчаники плиоценового возраста (залежи газа на месторождениях Гроттоле-Ферран- дина, Сангро-Маре, Пистиччи-Димора и др.), известняки миоцена (залежи газа ——Купелло-Сан-Салво, Бомба и др.), верхнего мела (залежи газа — Гротоле-Феррандина, Бомба и др., нефтегазовая залежь—Пистиччи-Димора). Для скоплений нефти характерны массивные залежи в эрозионных выступах меловых отложений.
В целом в пределах Паданско-Браданского прогиба неогеновые отложения ^преимущественно газоносные, меловые преимущественно нефтеносные.
Преддинаридский приморский прогиб охватывает узкую зону, простирающуюся от п-ова Истрия через Приморские острова вдоль западной части Албании, Греции и Ионических островов, где примыкает к Ионическому глубоководному желобу. Прогиб сложен на поверхности меловым, в меньшей степени палеогеновым флишем, дислоцированным в систему линейно вытянутых нарушенных взбросами складок, антиклинальные части которых выступают в виде островов.
Наиболее погруженная на суше часть прогиба располагается в его середине, совпадая с территорией Албании и расположенной северо- западнее глубоководной частью Адриатического моря. Здесь флишевое основание перекрывается мощной толщей (до 5 км) неогеновых отложений преимущественно терригенного состава. Прогиб нарушен несколькими поперечными разломами.
Преддинаридский прогиб является нефтегазоносным в албанской части, где открыто несколько месторождений нефти (Кучево, Патос, Маринзе и др.) и газа (Дивиака, Бубулине), объединяющихся в Албанский ареал зон нефтегазонакопления. Продуктивны линзовидные слои песчаников тортонского и сарматского возраста. Глубина залегания скоплений нефти и газа не превышает 1700 м.
Севернее в приморской Далмации на острове открыто нефтяное месторождение Дуги-Оток.
Всего в Адриатическом НГБ выявлено более 140 месторождений
преимущественно газовых.
Центральнокарпатский нефтегазоносный бассейн
Центральнокарпатский НГБ представляет собой сложно построенный внутренний синклинорий Карпатской складчатой области и выделяется на поверхности преимущественным развитием пород олигоцено- вого возраста (кросненская свита). Эоценовые и более древние отложения выступают на поверхность лишь узкими полосами в сводах анти- клинальных зон. Значительные площади последних образуют обрамление бассейна.
Меловые и палеогеновые отложения образованы мощной тол щей (до 10 км) терригенного флиша. Известняки появляются лишь в низах нижнего отдела меловой системы (цешинские известняки, мощность до 250 м). Для всего палеогена, в меньшей степени мела, характерно развитие кремнистых образований (диатомиты, роговики, радиоляриты, гезы и др.), по развитию которых в олигоцене и эоцене (нижний оли- гоцен ——средний эоцен) выделяют менилитовую серию мощностью до 750 м.
Наибольшую мощность имеют породы мелового (до 4,5 км) и оли- гоценового (до 3,9 км) возраста.
В общей структуре Западных и Восточных Карпат Центральнокарпатский НГБ находится между Внешним (зона скиб, или Скольская) н Внутренним антиклинориями Карпат.
В пределах НГБ выделяется несколько структурных зон, образованных сложно дислоцированными покровами и надвигами: Мзгурскан, Ужок-Дуклянская, Силезская и Подсилезская (рис. 90).
Мэгурская зона образует крайнюю юго-западную часть бассейна, отделенную от Внутренних Карпат Перипеннинским разломом. Зона сложена преимущественно палеоценовыми и эоценовыми породами, дислоцированными в системы сложно построенных складок, часто осложненных взбросами (чешуи). Мэгурская зона надвинута на прилегающую с северо-востока Ужок-Дукл янскую зону с амплитудой горизонт ал ьного перемещения до 40 км, а на западе — на Силезскую и Подсилезскую зоны.
Ужок-Дуклянская зона имеет чешуйчатое строение и надвинута на Силезскую зону. Последняя представляет собой сложно построенный синклинорий (Кросненский), осложненный надвигами с крутыми складками, иногда опрокинутыми на северо-восток. На западе она надвинута на 25——30 км на Подеилезскую зону. Обе зоны продолжаются в Западных Карпатах, слагая их фронтальную часть.
В пределах Центральнокарпатского бассейна прослеживается ряд резко выраженных антиклинальных линий. Среди антиклиналей выделяются:
антиклинали гребневидного профиля, в ядрах поднятых частей антиклиналей имеет место дисгармоничное смещение слоев, верхушки сводов иногда «сваливаются», крылья в присводовых частях осложнены взбросами; в большой мере развиты поперечные разрывы; синклиналь- 244
Рис. 90. Схематический поперечный геологический разрез Центральнокарпатского НГБ:
а — разломы： 6 — предполагаемые стратиграфические границы.
/ --- олигоцен (мэгурскме, подмэгурские слои); 2 — зоцен — палеоцен; 3 — верхний мел (иноцерамовые слои); 4, 9, /0 — верхний н средний олигоцен (кросненская свита); 5 — нижний олиго цен (меннлнтован свнта)： 6, 7 — верхний эоцен (церговские песчаники) ； & /2 — нижний эоцен (ценжковицкие песчаники н пестрые сланцы)； // -- средний эоцен (иероглнфовые слон); /3, /4, /5, /9, 20 — верхний мел (нстебнянскне, гадульские слои); /6, /7, /8, 2/ — нижний мел (льгоцские, вежовские, грудзинские, |цецинские слои)
ные части складок имеют большую ширину и сравнительно плоское «дно»;
крутые (наклон слоев до 80°), иногда наклоненные;
опрокинутые илн лежачие, подсеченные пологими разрывами;
относительно пологие со сравнительно плоскими сводами.
Наиболее резко антиклинали вьфажены по периферии бассейна.
Центральнокарпатский НГБ характеризуется высокой нефтенасы- щенностью и весьма слабой газонасыщенностью. В разрезе палеогеновых и меловых отложений продуктивны по существу все песчаники, так или иначе выдержанные в разрезе всего бассейна. Однако все продуктивные песчаники характеризуются небольшой пористостью и незначительной, сильно меняющейся проницаемостью.
Наиболее древние в бассейне песчаники готеривского возраста (грудзинская свита), расслоенные черными сланцами. Они развиты вдоль северо-восточного края бассейна, Выше нефтеносны льгоцкие песчаники альбского возраста. В сеноманских отложениях продуктивны маломощные пласты песчаников, заключенные между сланцами и алевролитами (месторождения Сяры, Людвика, Витрылув).
В палеоценовых отложениях нефтеносны чарножецкие, иногда грубозернистые песчаники. В породах эоценового возраста залежи нефти заключены в ценжковицких песчаниках. Выделяется до пяти продуктивных пластов мощностью до 15 м (месторождения Туже-Поле, Крос- ценко, Ивонич-Здруй, Бубрка, Кобыляны и др.). В менилитовой свите олигоценового возраста продуктивны церговские и кливские песчаники. В кросненской свите верхнего и среднего олигоцена нефтеносны песча-
НИКИ линзообразного строения, заключенные в толще сланцев. Количество нефтенасыщенных коллекторов на месторождениях колеблется от 1 до 20, чаще 2—4.
Нефтяные месторождения Центральнокарпатского бассейна приурочены к узким, обычно гребневидного или изоклинального строения аантиклиналям, сильно нарушенным разрывами, особенно в сводовых частях.
В пределах бассейна можно выделить три основных ареала зон нефтегазонакопления: центральный — Кросненский и периферийные — Юго-Западный и Северо-Восточный.
Кросненский ареал зон нефтегазонакопления характеризуется развитием антиклинальных зон гребневидного строения и резким эрозионным расчленением.
С Кросненским ареалом связаны нефтяные месторождения, расположенные на антиклиналях Бубрской (месторождения Беч, Гарклева, Особница, Бубрка и др.), Ивонич-Токарнянской (Ивонич-Здруй, Ру- довка, Рыманув и др.), Ясло-Яцмежской (Кросценко, Потока и др.) и Страхоцинский (Туже-Поле, Страхоцина, Санок и др.).
Брахиантиклиналь нефтяного месторождения Бубрка наиболее крупная. Рядом поперечных разрывов она рассечена на различно приподнятые блоки. Самый высокий блок выносит на поверхность отложения верхнего мела. Брахиантиклиналь Гарклева ——лежачая и перекрыта Мэгурским покровом.
Сложное строение имеет брахиантиклиналь Ивонич-Здруй. По слоям нижнего эоцена она сравнительно пологая, асимметричная, в слоях верхнего эоцена и олигоцена опрокинута и надвинута на север.
В Кросненском ареале сосредоточено 48 месторождений.
Периферийные ареалы зон нефтенакопления связаны с Мэгурским и Ужок-Дуклянским надвигами на юго-востоке, с Силезским 〃 Подсилезским надвигами на северо-западе. Структура месторождений выражена наклонными, иногда лежачими брахиантиклиналями, подсеченными разрывами. В Мэгурском автохтоне на антиклинальной линии Фолюш-Мрукова известны нефтяное месторождение Фолюш и газовое Шалова, в аллохтоне и автохтоне — месторождение Горлица-Магдалена.
В Силезском покрове выделяется антиклинальная линия нефтегазо- накопления Тырново ——Сольно ——Патова — Лодына ——Гронзева — Малая Волосянка.
Всего в бассейне выявлено 85 месторождений, в том числе 70 нефтяных, восемь нефтегазовых, шесть газовых и одно конденсатногазовое (на территории Польши ——72 месторождения, в том числе 61 нефтяное). Залежи находятся на глубине 50—2462 м (Лубно).
Все месторождения нефти и газа бассейна отличаются небольшими запасами, что обусловлено сильной раскрытостью антиклиналей.
Венский нефтегазоносный бассейн
Венский НГБ (рис. 91) представляет собой внутригорный грабен, наложенный на сложный тектонический узел в месте сочленения Западных Карпат и Восточных Альп Чехословакии и Австрии. Южное и юго-восточное обрамление бассейна образовано отрогами Альп 一 горами Розалиен и Лейта, восточное ——Гайнбургскими горами и горами Малых Карпат, северное и северо-западное — горными сооружениями Западных Карпат, западное и юго-западное — холмами флишевых Известняковых Альп. В этих пределах ширина бассейна достигает 60 км, длина 200 км.
Северная центриклиналь грабена наложена на Мэгурскую зону Западных Карпат, южная — на зону контакта кристаллического ядра Восточных Альп с мезозойскими отложениями северо-западного их крыла (рис. 92).
Западная наиболее погруженная часть грабена имеет моноклинальное строение, осложнена четырьмя крупными по протяжению и амплитуде конседиментационными сбросами (Шраттенбергским, Штайнберг- ским, Леопольдсдорфским и Адерклааским) и находится на стыке Силезской и Мэгурской зон Западных Карпат. Крайний западный Шрат- тенбергский сброс имеет максимальную амплитуду 1 км, Штайнберг- ский — до 2,5 км (напротив Цистердорфа), Леопольдсдорфский— 1 км (на юге). Адерклааский сброс находится уже в центральной части грабена. Юго-восточное крыло грабена образовано системой горстов и небольших грабенов с разрывами небольшой амплитуды. Один из наиболее крупных горстов, ограниченный на западе Сватоянским, а на востоке Лабско-Шаштинским сбросами, расположен на погребенном продолжении зоны Пеннинских утесов Западных Карпат. На севере бассейна Сватоянский сброс находит продолжение в Годонинско-Гбель- ском сбросе. Западнее и параллельно ему протягивается Лужицко- Бродский сброс.
В структуре бассейна существенную роль играют поперечные разрывы. Наиболее крупный из них Дунайский сброс, который отделяет северную, более опущенную часть бассейна, от южной, имеющей сокращенный разрез отложений. На севере бассейна прослеживается поперечный Фарский сброс.
В разрезе отложений, выполняющих грабен, четко выделяются два структурных этажа. Верхний этаж сложен неогеновыми песчано- глинистыми породами мощностью до 6 км. Мощность бурдигальского яруса 450—600 м, гельветского — 600—2000 м. В тортонских слоях местами встречаются пласты пестроцветных глин с углистыми прослойками, в сарматских — детритусовые известняки. Мощность тортона 650一1800 м, сармата — 20(1—2000 м.
Сарматский и тортонский ярусы — основные нефтегазоносные толщи Венского НГБ. В сармате выделяется 19 продуктивных пластов песчаников мощностью 4—5 м, в тортоне — 21 пласт с мощностью каждого 247
рис. 9、венскн* H「s・・
——raK^otac на поверхность складчатого зтажа бассейна—-горные сооруженн6——аконсерваинон， ная зона- 6丨「раннин бассейна- сбросы- а—3^0>0ьрх£^ (АIлеопольхсаорескн6 — штаннбер: скнВ — сватоянскнй-、па6ско，ц1аЕТННСКНЙ・ Z — ЯкубовскиН — АхерклааскнX — мархег- гскнй- 3—，Ераттснбсргскнйd——nonepeqHble ^унайскнй・ ^ I вк^-ожк»^ - месторожхення-- е неетянни — газовые.
Основные зоны неетегазонакопленяя- 7 丨 >^то^£^^'2ИНСЛХпж^м- ^^ — ПРНЕТайнбергская (инстерсаор， есках)；「оонннско，「6е』ьская:, W внеоколабскнй ареал зон газонакоплення- месторождения- j ! MHJIOTHUE 2 — мутенние- 3 ——поддворов- 4 ——Ьнловниь二 5 ——лужние- 6 — Fono, HMH-7 sp5KechaB 一 8 F6ehHOBOJOUe.- 9 —•CTapoJOAe;丨CT-^Qfen^a- z — MKWb6ep2— Альтлнхтенварт-—&чге^-^яош- 74 петрова，вес—санкт，ульрнх，хаускнрхен-—ван， знкльг J7 — Гестнн 二 78 —маустренн-—Ра 二 2。——Тайзельбер二 27 — Еарфенекс 22 хохенруп， пенсхоре 一 23 — малаикн- 24 — Якубов; 25 — cyxorpa26 — MaTue27 вь_сока，ивернор28 •Ла9 29 I Ааерклаа- 30 I 3Hllерсдоре
Венского НГБ:
Рас 92. Схематический поперечный геологический разрез а — скважины; 6 — разломы
7—10 м. В гельветских породах известно четыре (мощность 4—6 м), в бурдигалнеких два (мощность 15 м) продуктивных пласта.
Плиоценовый отдел объединен в паннонскую серию, сложенную внизу сероцветными глинами с прослоями рыхлых песчаников и пластами лигнита (мощность 400—850 м), а вверху — пестроцветными глинами с прослоями песчаников, пресноводных известняков и лигнита. Мощность пестроцветной толщи до 300 м, известен один продуктивный пласт мощностью 10 м.
Отложения верхнего структурного этажа залегают практически горизонтально. На западе вдоль разрывов слои образуют антиклинальные зоны, прижатые с востока к сбросам и часто рассекаемые ими. Локальные брахиантиклинали обычно характеризуются небольшими размерами, пологими наклонами крыльев и нарушены разрывами. В центральной части и на востоке бассейна локальные поднятия менее сгруппированы и имеют большие размеры. Часть их прижата с запада к разрывам.
Подошва верхнего структурного этажа залегает на размытой поверхности нижнего структурного этажа, сложенного эоценовыми, палеоценовыми и мезозойскими породами. Палеогеновые отложения залегают с несогласием на меловых породах, представлены они терригенным флишем мощностью до 2 км; мезозойские породы образованы терригенно-карбонатным флишем мощностью свыше 3 км.
Структура нижнего этажа весьма сложная и в общем виде подобна структуре Известняковых Альп, которые здесь погребены под неогеновыми отложениями. На большой северо-западной части бассейна нижний структурный этаж представлен аллохтоном, образованным системой надвигов со складками изоклинального строения. Отложения этажа продуктивны лишь на нескольких месторождениях. Нефтеносны песчаники эоцен-палеоценового возраста (месторождения Гестинг, Санкт-Ульрих-Хаускирхен, Матцен, Тынец, Цунин, Ваценовице и др.), нефтеносны и газоносны — известняки верхнего мела (Адерклаа, Шён- кирхен-Убертиф, Райерсдорф), верхней юры (Адерклаа, Бритенлее), триаса (Адерклаа, Матцен-Шёнкирхен-Тиф, Протесс-Тиф и др.).
Всего в бассейне открыто 45 нефтяных и 24 газовых месторожде- нния. За исключением трех небольших газовых месторождений, остальные расположены севернее Дунайского сброса. В бассейне довольно хорошо выделяется ареал зон преимущественного нефтенакопления, занимающий северо-западное крыло и северо-восточную центриклиналь бассейна, и ареал зон газонакопления, расположенный на юго-восточном крыле бассейна. В центральной части НГБ выделяется нефтегазоносная Адерклаа-Матценская зона.
В ареале зон нефтенакопления основной антиклинальной зоной является Цистерсдорфская. Ее сопровождает с востока Штайнбергский сброс. Зона состоит из более чем 20 нефтяных и газонефтяных месторождений. Структура большой части месторождений в отложениях верхней части неогена представляет собой небольшие брахиантиклинали и купола, а в нижней части, подсекаемой Штайнбергским сбро- 250
сом,— полубрахиантиклинали или полукупола. На большей части месторождений залежи нефти тектонически экранированные.
Высоколабский ареал зон газонакопления состоит из трех антиклинальных зон: Лабско-Шаштинской, включающей три газовых месторождения, в том числе Высока-Цверндорф и Лаб; Якубовской, включающей также три газовых месторождения, в том числе Малацки и Якубов, и связанной с одноименным разрывом, расположенным на южном продолжении Сватоянского разрыва; Энцерсдорфской, расположенной южнее Дунайского разрыва, включающей два газовых месторождения Энцерсдорф и Фишаменд. Западнее Якубовской зс>ны находятся два газовых месторождения, в том числе сравнительно крупное Сух оград, возможно, также расположенные в одной структурной зоне.
Газовые месторождения приурочены к пологим слабо нарушенным разрывами брахиантиклиналям. Газоносны песчаники сарматского (месторождения Малацкн, Лаб, Сухоград, Якубов), тортонского (Лаб, Высока-Цверндорф), в меньшей степени плиоценового (Сухоград, Якубов) возраста. Наиболее глубоко залегающие залежи газа установлены на месторождении Высока-Цверндорф — 2600 м 一 в базальных песчаниках тортона. Газ всех залежей метановый (до 98%).
Адерклаа-Матценская зона нефтегазонакопления связана с Адер- клааским сбросом. Месторождения (Адерклаа, Матцен, Шёнкирхен) примыкают к сбросу с востока. Наиболее крупное месторождение зоны и всего бассейна в целом 一 Матцен (открыто в 1949 г.). Структура его представляет собой брахиантиклиналь (20 кмХ Ю км), сильно рассеченную небольшими сбросами. На месторождении в интервале глубин 300—3500 м в неогеновых отложениях заключено 27 нефтеносных и девять газоносных пластов. Газоносные пласты находятся в отложениях паннонской серии и верхнего сармата, нефтеносные ——в сарматских, тортонских и гельветских отложениях. Начальные извлекаемые запасы нефти месторождения оценивались в 65 млн. т, из которых уже извлечено свыше 50 млн. т. Месторождение Адерклаа связано с небольшим куполом (6 кмХЗ км). Нефтеносны нижнетортонские песчаники, газоносны сарматские и гельветские песчаники, меловые, юрские и триасовые известняки. Залежи нефти и газа заключены в интервале глубин 1500—3500 м.
На севере бассейна прослеживаются небольшие зоны нефтегазо- накопления, связанные со сбросами Лужицко-Бродским и Годонинско- Гбельским. Структура некоторых из имеющихся здесь небольших нефтяных и газонефтяных месторождений представлена моноклиналями, рассеченными сбросами. Залежи нефти, заключенные в отложениях сарматского, тортонского, гел ьветского и бурдигал ьского возраста, тектонически экранированные (месторождения Гбели, Годонин), реже стратиграфически экранированные (Годонин, бурдигал). Исключение составляет газонефтяное месторождение Грушки (открыто в 1961 г.), расположенное между Штайнбергским и Лужицко-Бродским сбросами и приуроченное к асимметричной антиклинали (15 кмХЗ км). На месторождении выявлено девять нефтяных пластов в тортоне, три в сармате, 251
два газоносных пласта в тортоне и один в гельвете. Залежи находятся в интервале глубин 1050—2750 м.
Все залежи нефти и газа в мезозойских отложениях бассейна преимущественно массивного типа.
Бассейн отличается высокой степенью изученности. В районе Цис- терсдорфа пробурена самая глубокая скважина в Западной Европе —- 7544 м.
Глава V
АФРИКА
§ 1. ТЕКТОНИЧЕСКОЕ И НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
Большая часть Африканского континента принадлежит древней докембрийской платформе. Лишь на северо-западе и крайнем jore развиты альпийские и герцинские складчатые сооружения (рис. 93). Альпийская складчатая область объединяет Рифский и Тельский Атласы, протягивается узкой полосой вдоль побережья Средиземного моря, охватывая северные части Марокко, Алжира и Туниса, и продолжается далее на Сицилийские Альпы.
В строении Рифо-Тельской области принимают участие главным образом дислоцированные мезозойские и кайнозойские отложения суммарной мощностью около 10 км. Характерной ее особенностью является широкое развитие покровов на контакте с южнее расположенной эпигерцинской платформой. Амплитуда горизонтальною надвигания составляет местами не менее 20 км.
Основная складчатость Рифо-Тельской области связана со среднемиоценовой фазой. В позднем миоцене вся эта область была втянута в сводово-глыбовые поднятия с образованием межгорных впадин и передовых прогибов по ее южной периферии.
Южнее располагается эпигерцинская Атласская платформа. В ее пределах выделяются антеклизы, выраженные в рельефе плоскогорьями ——Марокканской и Оранской Месетами и Высоким плато, в которых палеозойский фундамент либо выходит на поверхность, либо залегает на небольших глубинах, а также синеклизы Высокого, Среднего, Сахарского и Тунисского Атласов, сложенные мезозойскими породами мощностью до 10 км. В конце эоцена и в олигоцене синеклизы втягиваются в орогенез, приведший к возникновению гребневидных и коробчатых антиклиналей и разделяющих их плоскодонных синклиналей. Складчатая структура крайнего восточного элемента этой системы прогибов ——Тунисского Атласа ——оформилась позднее, в плиоцене.
На востоке эпигерцинская платформа перед погружением в заливы Тунисский, Хаммамета, Габес рассекается рядом меридионально вытянутых разломов. Восточным ограничением ее, вероятно, является разлом на линии Рагуза — Мальта — Джефара.
252
Тельско-Атласская складчатая система (Атласиды, или Магрибиды) отделяется от южнее расположенной древней Африканской платформы Южно-Атласским швом ——глубинным разломом, протягивающимся на 2000 км от Агадира на Атлантическом побережье Марокко до зал. Габес в Тунисе. В осадочном чехле этот разлом проявляется в виде чередования сбросов, флексур и надвигов, в ряде случаев он выражен геоморфологически в виде эскарпа, обращенного на юг к прилегающей пустыне Сахара.
Южное обрамление Африканской платформы образует Капская позднегерцинская складчатая область, сложенная главным образом породами среднего ——верхнего палеозоя и нижнего триаса. Общее поднятие и складкообразование в этой области произошли в середине триаса.
Характерной чертой платформы является преобладание площади выходов фундамента на поверхность над площадью распространения осадочного чехла. Эти выходы фундамента прослеживаются в виде нескольких широтных и субмеридиональных зон. Северную широтную зону образуют Регибатский, Туарегский (Ахаггарский), Тибестийский и Джебель-Увейнатский массивы. К центральной, также широтной зоне относятся Леоне-Либерийский, Дагомейско-Нигерийский, Камерунский, Шайю и Центральноафриканский массивы. Выходы пород фундамента на поверхность разделены обширными синеклизами, к наиболее крупным из них относятся синеклизы Таудени, • Мали-Ни1'ерская, Чадская, Конголезская, Окованго и Калахари. Осадочное выполнение этих депрессий представлено главным образом континентальными терригенными отложениями с максимумом осадконакопления в раннем палеозое и меловом периоде для впадин, расположенных между северной и центральной широтными зонами массивов, и в позднем палеозое ——раннем мезозое (время накопления серии Карру) для южной группы депрессий
Вдоль западной и восточной окраин Африканского континента протягивается прерывистая система периконтинентальных впадин.
Западно-Африканская система периконтинентальных впадин прослеживается вдоль всего западного побережья Африки от Агадира на севере до мыса Доброй Надежды на юге. Они разделяются крупными выступами щитов, погружающихся в океан, либо граничат по крупным разломам. Максимальная ширина впадин на суше достигает 500 км. Подводное их продолжение в некоторых случаях прослеживается также на расстояние до 500 км от берега. Морская часть пери континент аль- ньгх впадин охватывает часто не только шельф и континентальный склон, но и материковое подножие и прилегающую часть абиссальной равнины. Шельф в их пределах, как правило, располагается на глубине 90—120 м.
Восточно-Африканская система периконтинентальных впадин включает две крупные впадины — Сомалийскую и Мозамбикскую, и несколько меньших по размеру, в том числе прилегающих к о-ву Мадагаскар. Эти впадины разделяются выступами докембрийского фундамента Африканской платформы, среди которых наиболее крупные выступы Мозамбикский и Вур-Акаба. Ширина зоны Восточно-Африканских 253
установленные и предполагаемые; месторождения: а — нефтяные, д - газовые; евыводы на поверхность или области неглубокого залегания докембрийскогоустановленные и предполагаемые; месторождения: а — нефтяные, д - газовые; евыводы на поверхность или области неглубокого залегания докембрийскогоlouiiaAHia исйдочниго чехла, км, установленные и предполагаемые; й - разрывные нарушения,
установленные и предполагаемые; месторождения: а — нефтяные, д - газовые; евыводы на поверхность или области неглубокого залегания докембрийского
установленные и предполагаемые; месторождения: а — нефтяные, д - газовые; евыводы на поверхность или области неглубокого залегания докембрийского
фундамента; ж — эпигерцинская Атласская платформа (Л) и Капская складчатая область (5) ； з — альпийская Рифо-Тельская складчатая область; и — авлако-
гены и эпи пл ат форменные складчатые области Угарты (/), Анти-Атласа (//) и Мозамбикского пояса (///).
НГБ: / Предрифско- Гвадалквивирский, 2 — Западно-Тельский, 3 — Южно-Тельский, 4—Западно-Марокканский, 6 -■ Восточно-Атласский, 7——Туннсско- Сицилийский, /0 ——Ал жиро-Ливийский, / /——Восточно-Присредиземноморский, 13 —-Сенегальский, 14 — Гвинейского залива, 15——Кванза- Камерунский, 17 ■— Сомалийский, 18 — Джуба, /9 — Занзибарский, 2 0 — Маджунга, 21 -- Морондава, 22 — Мозамбикский, 23 - Южно-Капский, 28 — Шари, 33 — Чадский, 35 — Суэцкого залива, 36 — Красноморский, 37—Верхненильский； ПНГБ： 9 — Регган, /2 — Аюн, /6 - Намибийский, 24 — Предкапский, 25 - Калахари. 26 — Окованго. 29 — Вольта. .30— Мали-Нигерский, 31 — Таудени, 32 Мурзук； ВНГБ, 5— Центра льноатласе кий, 27 — Конголезский, 34 — Куфра, 38 Альберт, 39 -- Таньганьика. 40 — Руква, 4/ — Ньяса
++++++НиамейНиамей++++++++++++оьангиоьангиийий++++44JJоЗ-Нь汽 caоЗ-Нь汽 ca26 D26 D++++++апутуапуту自&自&㈢不㈢不НТ"НТ"^^8^^8Е51еЕ51еЛ比Л比I - 1гI - 1гI Jo Сардиния \ ИоническоеI Jo Сардиния \ Ионическое++++\、\《^Конакрн\、\《^Конакрнззqq口出Алжи口出Алжиз.Сицмлияз.Сицмлия+/++/+++++++++++++++++++++++++++++□.Мадагаскар□.Мадагаскар
+
+
+
+
+
+
Ниамей
Ниамей
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
оьанги
оьанги
ий
ий
+
+
+
+
4
4
J
J
оЗ-Нь汽 ca
оЗ-Нь汽 ca
26 D
26 D
+
+
+
+
+
+
апуту
апуту
自&
自&
㈢不
㈢不
НТ"
НТ"
^^8
^^8
Е51е
Е51е
Л比
Л比
I - 1г
I - 1г
I Jo Сардиния \ Ионическое
I Jo Сардиния \ Ионическое
+
+
+
+
\、\《^Конакрн
\、\《^Конакрн
з
з
q
q
口出
Алжи
口出
Алжи
з.Сицмлия
з.Сицмлия
+/+
+/+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
□.Мадагаскар
□.Мадагаскар
22СредиСредиземное мореземное мореТанкерТанкерРабатРабато.Дрее]о.Дрее]Анти -АтласАнти -АтласСах а река плитаСах а река плитаI上网)卜 卜工А]龙 k *|3 ]Tи「■ Iк I ° ]ЛI上网)卜 卜工А]龙 k *|3 ]Tи「■ Iк I ° ]ЛОРОРWW9&00Л■施 9^%，口9&00Л■施 9^%，口Высокий. Атлас =Высокий. Атлас =冬 Таблица 5. Нефтегазоносные бассейны Тельско-Атласской нефтегазогеологической провинции (с единичными
2
2
Среди
Среди
земное море
земное море
Танкер
Танкер
Рабат
Рабат
о.Дрее]
о.Дрее]
Анти -Атлас
Анти -Атлас
Сах а река плита
Сах а река плита
I上网)卜 卜工А]龙 k *|3 ]Tи「■ Iк I ° ]Л
I上网)卜 卜工А]龙 k *|3 ]Tи「■ Iк I ° ]Л
ОР
ОР
W
W
9&00Л■施 9^%，口
9&00Л■施 9^%，口
Высокий. Атлас =
Высокий. Атлас =
6 месторожден ия ми)'
Бассейн
Географическое положение
Площадь, тыс. км2
Тип бассейна, особенности структуры
Возраст отложений, выполняющих бассейн; мощность, км
Нефтегазоносность (возраст продуктивных отложений)
Западно-Тел ьс- кий
Северный Алжир, прилегающие части Марокко
59
Синклинорий Шелиф
Кайнозой; 4
Нефтяные месторождения Тлиу- ане (тортон), Айн-Зефт (ранний миоцен)
Южно-Тел ьский
Северный Алжир
18
Предтельский прогиб, осложненный покровами
Миоцен; 3
Нефтяное месторождение Уэд- Гетерини (эоцен)
Восточно-Атласский
Тунисский Атлас
60
Синеклиза Орес-Кеф
Мезозой; 5
Нефтяные месторождения: Дже- бель-Онк, Дулеб-Семмама, Та- месмида (мел)
：^；о^；^д^3я：：产е’азоноснне бассейны нефтегазогеологической провинции докембрийской платформы (с единичными
Бассейн
Географическое положение
Площадь, тыс. км2
Возраст отложений, выполняющих бассейн, мощность, км
Нефтегазоносность (возраст продуктивных отложений)
Чадский
Нигер, на юге Чад, на юго-востоке Камерун
360
Мезозой; 3,5. Кайнозой； 1,4
Нефтяные месторождения Седиги, Кумиа, конденсатногазовое Канем (мел)
Шари
Чад
220
Мезозой и кайнозой; 5
Нефтяные месторождения Мианду, Мангара, Коме, Беланга (мел)
Верхненильский
Судан, на юго-востоке Эфиопия
360
Мел и кайнозой； 7
Нефтяные месторождения Хеглиг, Юннтн, Аду- Габра, Шариф, Талях, Адар (мел, миоцен)
pg р.. Схема размещения нефтегазоносных ^^：^Ам*. пла;формы; г - Южно-
我-a需薦當Т*е爲Г笈當胱嘗吗配黑麻器噩羽累。幫，за9 к2&—гранм крупных поднятий (свод Керкенна);叩皿6四
^-Джиир 5- Ндарк; Ш-Западно-Тельский НГБ - месторождения. ^11'3^；' Ли_а1л^Нд'у^б，Семмама; W/ - Тунисско-Сицилийский НГБ - мес- Гетер^и W- Восточно-Атласский НГБ - месторождения; / 一 Джебель-Онк^РТамесмида 5 衆；上謎誌 7 - Исис, 8 - Аиггарт, 9-Мнскар, /0 一 торождения. / — Кап-Бон, 2 — Бирса, 5-Жасмин 4 %Ха暮嘴 Me『門 5 7cHдн?岂需 抬二 kl；； 一 Центральноатласский ВН「6; У"/ — Межатласскнн Дидон, //- Хаздрубал. /2 - Зуара, /5 - Брегат, /4- Зарзис, /5 - Н-1,- С 1, // о ,
ВНГБ
впадин изменяется от 1000 км до 300——400 км. Максимальной величины она достигает на севере, где охватывает территорию Восточной Эфиопии, Сомали, Кении и Танзании и значительную часть акватории, включая глубоководную Сомалийскую котловину. Одним из своеобразных элементов южной части материковой окраины является Мозамбикский хребет, представляющий собой выступ континентального склона, простирающийся почти на 100 км.
Наконец, следует отметить важную особенность тектонического строения Африканской пл ат формы, связанную с вовлечением ее восточной части в процесс эпиплатформенного орогенеза с образованием Восточно-Африканской рифтовой системы. Последняя протягивается в субмеридиональном направлении на расстояние более 5000 км от Аравийского полуострова на севере до Мозамбика на юге. Эта система возникла на платформенном докембрийском основании и окончательно сформировалась в течение неотектонического этапа, хотя на ее отдельных участках рифтогенез проявлялся и в более древние эпохи. В составе рифтовой системы выделяются три звена, которые в свою очередь состоят из нескольких зон.
Северное звено объединяет грабены Суэцкого залива и Красного моря. Центральное звено состоит из двух рифтовых зон, формирование которых сопровождалось исключительно мощной вулканической деятельностью. В составе южного звена выделяются две кулисообразные зоны ——Руква-Ньясская и Танганьикская, занятые крупными озерами Танганьика, Руква, Ньяса и др.
В соответствии с тектонической принадлежностью и пространственным расположением все бассейны объединяются в нефтегазогеологические провинции. Всего может быть выделено шесть нефтегазогеологических провинций, содержащих нефтегазоносные, потенциально и возможно нефтегазоносные бассейны.
Телъско-Атласская провинция включает бассейны^ расположенные внутри Тельской альпийской складчатой области (Западно-Тель- ский бассейн), на контакте ее с эпигерцинской платформой (Пред- рифско-Гвадалквивирский, Южно-Тельский), внутри эпигерцинской платформы (Межатласский, Центральноатласский, Восточно-Атласский) и на восточном ее погружении (Тунисско-Сицилийский). За исключением Межатласского и Цент рал ьноатласского, степень изученности которых позволяет рассматривать их как бассейны с неизвестными перспективами, во всех остальных бассейнах установлена нефтегазоносность (рис. 94).
В Предрифско-Гвадалквивирском бассейне выявлено более 20 нефтяных месторождений, в Тунисско-Сицилийском 30, в остальных бассейнах по нескольку месторождений (табл. 5).
Провинция докембрийской платформы объединяет 15 бассейнов, расположенных внутри платформы и связанных с синеклизами. Наиболее крупные по запасам нефти и газа и количеству месторождений Алжиро-Ливийский и Восточно-Присредиземноморский, расположенные в пределах Сахарской плиты. В трех бассейнах (Чадский, Шари, 258
Верхненильский) содержится от трех до шести месторождений (табл. 6). В бассейнах Регган, Мурзук, Таудени, Мали-Нигерском, Окованго, Калахари, сложенных преимущественно палеозойскими образованиями мощностью 3—8 км, в отдельных скважинах получены газопроявления, реже нефтепроявления (Мурзук, Мали-Нигерский в палеозойских породах, Мали-Нигерский в мезозойских отложениях).
Синеклизы Тиндуф, Конго, Ку巾ра с мощностью осадочных отложений 2,3—8 км (Тиндуф) еще слабо изучены в нефтегазоносном отношении.
Провинция рифтовой системы эпиплатформенного орогена Восточной Африки содержит семь бассейнов эпиплатформенного орогена. Два северных бассейна связаны с рифтами Суэцкого залива и Красного моря, остальные с рифтогенными грабенами, большие части которых заняты водами крупных озер. Бассейн Суэцкого залива промышленно нефтегазоносный, в нем открыто свыше 40 нефтяных месторождений. В бассейне Красного моря выявлено два конденсатногазовых месторождения. Остальные бассейны рассматриваются как возможно нефтегазоносные.
Бассейн Красного моря охватывает прибрежные и акваториалъные части Египта, Судана, Эфиопии, Джибути, Йеменской Республики и Саудовской Аравии. Площадь его 370 тыс. км2, из них 320 тыс. км2 расположены на акватории. Граница проходит вдоль крайних глубинных разломов, ограничивающих структуру Красноморского грабена. Рифтовая природа последнего определила сложную складчато-блоковую мозаику дислокаций осадочного выполнения. Осадочный чехол представлен миоценовой известняково-глинисто-соленосной серией мощностью до 5 км. Локально распространены более древние образования мела в континентальных фациях. Осевая часть бассейна характеризуется активными процессами подводного вулканизма.
Нефтегазопоисковые работы в бассейне проводятся с середины 50-х годов. В северной его части на шельфе Саудовской Аравии открыто газоконденсатное месторождение Беркуэн. На шельфе Судана и Египта получены промышленные притоки газа и конденсата.
В Судане и Эфиопии в трех скважинах получены притоки газа и конденсата, в Египте, Судане, Эфиопии в скважинах отмечены нефтегазо- проявления.
Бассейны Мобуту-Сесе-Секо, Руква, Виктория, Танганьика и Ньяса связаны с одноименными озерами-грабенами. Бассейны представляют собой узкие субмеридионального простирания грабены, выполненные континентальными озерными отложениями мелового и кайнозойского возраста мощностью до 3 км.
В пределах бассейнов Мобуту-Сесе-Секо, Танганьика в прибрежной зоне в скважинах отмечались признаки нефти и газопроявления.
Провинция западных перикантинентальнык прогибов Африканской платформы (Приатлантическая окраина) включает семь бассейнов, заключенных в периконтинентальных прогибах: на севере Приатлан- тической окраины выявлен нефтегазоносный Западно-Марокканский
259
бассейн, содержащий пять месторождений; южнее расположен перспективный в нефтегазоносном отношении бассейн Аюн; далее Сенегальский, нефтегазоносность которого установлена открытием двух нефтяных месторождений. Леоне-Либерийский бассейн потенциально нефтегазоносный. Восточнее его расположен нефтегазоносный бассейн Гвиней-( ского залива, содержащий более 300 месторождений, а южнее ——Кван- за-Камерунский, включающий более 100 месторождений. На юге может быть выделен Намибийский бассейн ——перспективный для поисков нефти и газа. I
В истории развития этих бассейнов дорифтовая стадия охватывает палеозойскую эру. Рифтовая стадия в северном звене бассейнов проявилась в течение пермо-триаса, в южном — в поздней юре — неокоме. Заключительная периконтинентальная стадия начинается с накопления соленосных пород позднего триаса — ранней юры в северном звене бассейнов и апта в южном. Наиболее мощное кайнозойское осадконакопление локализуется в дельтах крупных рек, стекающих с континента.
Западно-Марокканекий (Дуккала-Сусский) бассейн располагается в прибрежной части Марокко и состоит из трех впадин, раскрывающихся в Атлантический океан,一 Дуккала, Эссауира и Сус.
Впадина Дуккала на севере и востоке ограничена выходами палеозойских отложений герцинских сооружений Марокканской Месеты. На юге она соединяется с впадиной Эссауира. В пределах впадины Дуккала на палеозойском складчатом основании залегают образования пермо-триаса, представленные в нижней части песчано-конгломератовым и породами, в средней ——соленосными с пластами базальтов и в верхней ——глинисто-алевролитовыми отложениями. Максимальная мощность этого комплекса около 1800 м. Залегающие выше средневерхнеюрские и нижнемеловые породы мощностью до 800 м представлены в основном известняками и ангидритами. Неоген-антропогеновые отложения образованы песчаниками и глинами мощностью около 100 м.
Разрез осадочной толщи впадины Эссауира близок к разрезу впадины Дуккала, однако отличается большими мощностями пород. Для тектонического строения впадины характерно наличие солянокупольных структур. Широко распространены антиклинали, образованные погребенными соляными подушками, залегающими на глубине 1200—3000 м. Во впадине Эссауира открыто три газовых (Джиир, открыто в 1957 г.; Кешула, 1957 г.; Ндарк, 1976 г.), одно нефтяное (Сиди-Рхалем, 1961 г.) и одно газоконденсатное (Тукимт, 1975 г.) месторождения. Месторождение Сиди-Рхалем приурочено к солянокупольному поднятию с размерами 5 км X 3 км. Продуктивны четыре горизонта на глубине 1780——1860 м в трещиноватых известняках средней и верхней юры. Газовые месторождения Кешула и Джиир связаны с куполовидными поднятиями. Газ содержится в коллекторах, сложенных доломити- зированными известняками верхней и средней юры. Глубина залегания продуктивных отложений от 1000 м (Джиир) до 1750 м (Кешула). Месторождения по запасам мелкие 一 0,5 млрд. м3.
Бассейн Аюн приурочен к моноклинали, охватывающей прибрежные
и экваториальные районы юга Марокко и Западной Сахары. С востока он ограничен выходами на поверхность кристаллических пород Регибат- ского массива. Западная граница его проводится условно вдоль континентального склона. В строении бассейна участвуют пермо-триасовые, юрские, меловые и кайнозойские породы мощностью свыше 8 км. В одной из скважин на структуре Тарфая отмечены притоки тяжелой нефти.
Сенегальский бассейн занимает обширную впадину, расположенную в прибрежных районах Мавритании, Сенегала, Гамбии и Гвинеи и продолжающуюся под водами Атлантического океана. Длина впадины более 1000 км, ширина около 500 км. Восточным ограничением бассейна служит складчатая зона Мавритании.
В подошве бассейна залегают пермо-триасовые терригенно-соле- носные породы мощностью 500—1000 м. Выше залегают карбонатнотерригенные юрские и меловые отложения мощностью до 6 км и также карбонатно-терригенные кайнозойские мощностью до 1 км.
Структура Сенегальского бассейна представляет собой асимметричную впадину, ступенчато погружающуюся в Атлантический океан. Для южной его части (впадина Казаманс) характерно проявление соляно- купольной тектоники.
В 1959 г. вблизи г. Дакар в бассейне открыто мелкое по запасам нефтяное месторождение Диам-Ниаде. Продуктивны линзы маастрихтских песчаников на глубине около 1 км. В 1969 г. во впадине Казаманс в 70 км от берега открыто нефтяное месторождение Дом-Флор, приуроченное к солянокупольному поднятию. Продуктивны карбонатные породы палеогена и песчаники Маастрихта — палеоцена на глубине около 800 м.
Леоне-Либерийский бассейн расположен в приматериковой части Западной Африки и в экваториальных зонах Гвинеи, Сьерра-Леоне и Либерии. Осадочный чехол бассейна представлен мезозойскими и кайнозойскими терригенно-карбонатными образованиями мощностью в наиболее прогнутой части свыше 5 км. Пробурено шесть скважин. Нефте- газопроявлений не установлено.
Намибийский бассейн практически целиком располагается в акватории Атлантического океана, примыкающей к Намибии и ЮАР. Северным его ограничением служит Китовый хребет, южное ограничение образуют выступ Агульяс и зона разломов Агульяс. Наибольшая ширина бассейна иа широте г. Уолфиш-Бей достигает 450 км, длина около 1500 км.
Мощность осадочного выполнения бассейна свыше 6 км, причем по геофизическим данным предположительно выделяются мезозойские (до 3 км), палеогеновые (до 2 км) и неогеновые (1,5 км) отложения. В 1974 г. на шельфе недалеко от устья р. Оранжевая пробурена скважина Куду 9а-1, в которой с глубины 4450 м получен приток газа из нижнемеловых песчаников.
Провинция восточных периконтинентальных прогибов Африканской платформы (Прииндоокеанская окраина) содержит четыре бассейна, заключенных в периконтинентальных прогибах, из которых в трех
261
i 61
d
户①^ S
1^2 m О о
。^目 q н w
3訪或
61S
9 e電
J工
匚㈠
о 5
「dN co
1 LO心
d巨 一
工0 F
江WO
c 2-25
匚口
9dd H J =
О XS
xЙ
и 2 к
о 6
§■^0
Num
6 产
g 2
d d…m3
0ввв
g jj口j
請
е о
(н=вннзв关 0d0』Ju=H=3HhHHHB3 J) 3s&^HAS-= аохзнЕхнафа工окюzssca xaHqlfElHSHHlHOHHdau sstf ХХИО& ло£^7хё§^ёз^^^х ЗХ«8Й^ aasoHoceJaFBaH ・z ra ^ s ^ ^ га H
выявлены месторождения углеводородов. Формирование этих бассейнов (рифтовая стадия) по сравнению с Приатлантическими относится к позднему карбону ——ранней юре. Периконтинентальная стадия развития началась в конце ранней юры. В отлнчие от Прнатлантической окраины переход от рифтовой к периконтинентальной стадии не сопровождался широким развитием процессов накопления эвапоритов. Наибольшее прогибание в юрское время испытывают северные районы, особенно в средней юре. В меловое время и в кайнозое продолжается прогибание прибрежной зоны и ее центр постепенно смещается в зону современного шельфа и континентального склона Индийского океана. Краткие сведения о бассейнах и их нефтегазоностности приведены в табл. 7.
Провинция Капской складчатой системы включает два бассейна ——Карру и Агульяс, из которых первый расположен на стыке докембрийской платформы и Капской складчатой системы, а второй представляет собой тыловой прогиб, погруженный под воды океана.
Бассейн Агульяс (Южно-Капский) сложен мезозойскими и кайнозойскими образованиями мощностью более 5 км. В 1969 г. в зал. Плеттенберг на площади Агульяс (при глубине океана 130 м) на глубине 2200——2300 м получен промышленный приток газа с конденсатом из двух песчаных горизонтов мелового возраста. В 1980 г. в зал. Мосселбей в 80 км от берега открыто газоконденсатное месторождение.
Бассейн Карру (Предкапский) занимает центральную часть ЮАР и территорию Лесото. Осадочный чехол бассейна представлен мощной терригенной континентальной толщей серии Карру (поздний карбон — ранняя юра). Суммарная мощность отложений в наиболее прогнутой южной части превышает 7 км. Несмотря на наличие многочисленных газопроявлений из песчаников серии Карру промышленных скоплений обнаружено не было.
К Африканскому региону относится возможно нефтегазоносный бассейн Сейшельскоих островов (Маскаренский). Его включение в этот регион связано с географической принадлежностью к Африканскому сегменту Сейшельских и Маскаренских островов, хотя он представляет бассейн внутриокеанического платформенного класса. Бассейн имеет дугообразную форму и протягивается от Сейшельских островов к юго- востоку и югу почти до о-ва Маврикия. Площадь бассейна около 400 тыс. км2.
Предполагается, что этот бассейн сформировался в кайнозойское время на приподнятом блоке с континентальной корой (микроконтинент). Осадочный чехол его представлен в основном палеогеновыми органогенными известняками, неогеновыми глинами и писчим мелом максимальной мощностью до 3 км. Ниже залегают базальты мелового возраста. В двух скважинах на северо-западе бассейна под базальтами вскрыты континентальные юрские и триасовые осадочные отложения. В процессе бурения скважин глубиной 1700——3900 м отмечались газопроявления, однако промышленных скоплений не выявлено.
ТЕЛЬСКО-АТЛАССКАЯ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ
Предрифско-Гвадалквивирский нефтегазоносный бассейн
Предрифско-Гвадалквивирский НГБ (рис. 95) охватывает два прогиба, располагающихся в Северном Марокко и Южной Испании, и их подводное продолжение в Атлантическом океане, где они соединяются. Испанская часть бассейна приурочена к Гвадалквивирскому прогибу, который отделяется от выходов на поверхность палеозойских складчатых комплексов Иберийской Месеты крупным Гвадалквивирским разломом. В восточном направлении прогиб выклинивается, а в западном раскрывается в Кадисский залив Атлантического океана. Южную часть бассейна занимает Предрифский прогиб.
В Гвадалквивирском прогибе разрез осадочных образований начинается соленосными терригенными породами триасового возраста мощностью до 1500 м. Они согласно перекрываются юрскими карбонатными породами, на которых с размывом залегают миоценовые песчаники, глины и мергели мощностью 2000——2500 м.
В пределах прогиба в ряде скважин отмечены нефтегазопроявления в отложениях миоцена, а в трех скважинах на шельфе Кадисского залива получены промышленные притоки газа.
Рифский Атлас, образующий горное обрамление марокканской части бассейна, надвинут на складчатый борт его по системе пологих пластин.
В Предрифском бассейне развиты мезозойские и кайнозойские породы суммарной мощностью до 5 км. Триасовые отложения сохранились лишь в отдетльных грабенах, где они представлены красноцветными песчаниками и гипсово-соленосными толщами мощностью до 2500 м. Нижнеюрские образования, распространенные на востоке, слагаются известняками, мергелями и песчаниками мощностью до 1200 м. Триас- нижнеюрские породы перекрываются миоценовыми и плиоценовыми песчано-глинистыми отложениями. Максимальная мощность их установлена на западе и на шельфе Атлантического океана, где она превышает 3 км. Предрифская зона бассейна сложена главным образом меловыми мергелями и глинами тортона.
Неогеновые отложения бассейна образуют в его платформенной части две впадины: Рарбскую на западе, открывающуюся в Атлантический океан (мощность неогеновых пород свыше 2500 м), и Сайскую, небольших размеров,— на юге.
Нефтепоисковые работы в Предрифском прогибе проводятся с начала XX в. В 1918 г. было открыто небольшое месторождение Айн- Хамра с залежами нефти в песчаниках миоцена на глубине 120—300 м.
К настоящему времени в бассейне известно 20 мелких месторождений, большая часть которых расположена на поднятии, разделяющем Рарбскую и Сансскую впадины, и образует единую зону нефтегазона- копления. Зона протягивается в северо-восточном направлении в соответствии с системой разрывов, осложняющих эту часть впадин и свя- 264
Танжер/Танжер/•77•77浒■76■78 о*Сиди-Касем浒■76■78 о*Сиди-КасемМарокканская ме с ет g —-Марокканская ме с ет g —-度度Ш＞事‘ 曰6 ЕЗе 『6日兆 Иг日 ^3
Танжер/
Танжер/
•77
•77
浒■76■78 о*
Сиди-Касем
浒■76■78 о*
Сиди-Касем
Марокканская ме с ет g —-
Марокканская ме с ет g —-
度
度
wwРис. 95. Южная часть Предрифско-Гвадалквивирского НГБ:
w
w
a ——альпийская Рифская складчатая область; 6— эпигерцинская Атласская платформа； а— границы бассейна; г - аконсервациониая зона; d—нзогнпсы кровли складчатого основания, м; е — южная граница распространения Предрифских покровов; месторождения; ж — нефтяные, з — газовые; « — изобаты океана, м.
Л — зона Предрифских складок; впадины: 6 — Рарбскак, 8 — Сансская.
Месторождения： / — Эль-Мензех; 2 — Каид-эль-Гуддари; 3 — Дуар-Джабар； 4 — Айн-Хамра; 5 — Уза- Меллах； 6 — Восежур; 7 — Тиссеран; 8 — Блед-эд-Дефаа; 9 — Батон； 10 — Сиди-Фили; 11 — Мерс-эль- Кхарез； 12 — Блед-Эддум; 13 — Блед-Катара; 14 — Блед-Зрар; /5 — Сиди-Касем; 16 — Бу-Драа； /7
Хариша； 18 — Джебель-Дзельфат
занных с дислокациями, сформировавшими эпиплатформенный ороген Среднего Атласа (обрамление бассейна). Нефтегазоносные трещиноватые кварциты и сланцы палеозойского складчатого основания и доломитизированные известняки нижней юры.
К наиболее значительным относится месторождение Сиди-Фили, состоящее из двух залежей. Нижняя приурочена к выступу палеозойского основания, верхняя ——к песчаникам и известнякам нижней юры. Подобное строение имеют месторождения Блед-Эддум и Блед-Катара.
В зоне складчатого борта продуктивные пласты выявлены в миоцене (месторождение Айн-Хамра) и доггере (Хариша) на антиклиналях, сильно разбитых сбросами.
Все месторождения бассейна незначительны по запасам.
Тунисско-Сицилийским нефтегазоносный бассейн
Тунисско-Сицилийский НГБ занимает узкие прибрежные части и прилегающую акваторию Туниса, Ливии, Мальты и о-ва Сицилия. Площадь его 240 тыс. км2, из которых 205 тыс. км2 находятся под водами Средиземного моря.
На западе и юге этот бассейн по системе крупных разрывных нарушений (Загуанский и Триполитанский) граничит соответственно с 265
2
声®
9L
s
-о d и 芸 G у
1Hdx.o
—HLTOUHdl
KX5-330.0
Восточно-Атласским и Алжире-Ливийским бассейнами. На востоке он отделяется от Восточно-Присредиземноморского НГБ системой разломов Джефара — Мальты — Рагуза. Северным его обрамлением служат альпийские складчатые сооружения Сицилии.
На юге бассейна (Пелагийская плита) выделяются сводовое поднятие Керкенна, южнее Триполитанская впадина, прилегающая к Три- политанскому разлому (восточное окончание Южно-Атласского раз- лома-шва), на северо-западе — прогиб Хаммамет, прилегающий к За- гуанскому разлому. Триполитанская впадина и прогиб Хаммамет выделяются под названием Периатласских впадин. На востоке и севере свода Керкенна развита система молодых грабенов северо-западного простирания. Наиболее протяженный Пантеллерийский грабен расположен между о-вом Сицилия и Тунисским заливом (рис. 96, рис. 93).
В подошве Пелагийской плиты выявлены триасовые отложения, для западной части которых характерны мощные соленосные толщи, проявляющиеся на юге диапирами.
Юрские отложения представлены карбонатными отложениями мощностью 1,5 км. Меловые и палеогеновые образования сложены главным образом мергелями с подчиненным значением известняков и песчаников мощностью до 4 км. В береговой полосе и на акватории широко развиты миоцен-антропогеновые терригенные породы мощностью до 3 км.
В пределах Пелагийской плиты нефтегазоносность установлена лишь в Триполитанской впадине и прогибе Хаммамет. В первой выявлено пять нефтяных и одно газовое месторождение с общими начальными извлекаемыми запасами 113 млн. т нефти и 33 млрд, м3 газа. Продуктивны на всех выявленных месторождениях нижнеэоценовые и маастрихт- палеоценовые известняки.
Наиболее крупное месторождение Бури выявлено в 1977 г. в ливийской части Триполитанской впадины. Оно расположено в 70 км севернее г. Триполи при глубине моря 150 м. Продуктивны нижнеэоценовые известняки на глубине 2700——2800 м. Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 68 млн. т. Вторым по запасам является месторождение Аштарт, расположенное в территориальных водах Туниса. Продуктивны
Рис. 96. Тунисско-Сицилийский (/) и Восточно-Присредиземноморский (//) НГБ: а — альпийские складчатые области； 6 — выходы фундамента Африканской платформы； в — крупные разрывные нарушения： А — Загуанский разлом, Б ——Триполитанский разлом, В - Западно-Аравийские разломы; г — изопахиты осадочного чехла, км; месторождения: д—нефтяные, е — газовые; ж — границы бассейна.
Основные структурные элементы (цифры в кружках): / — прогиб Хаммамет; 2 -- поднятие Керкенна; 3 —- Триполитанская впадина; 4 — поднятие Рагуза; 5 — поднятие Медина; 6 — Ионическая впадина; 7 — Мальтийский хребет； 8 — впадина Сидра； 9 — впадина Сирт; 10— Восточно-Средиземноморский краевой вал; // ——вал Ахдар; /2 — вал Джагбуб; 13 ——впадина Геродота; /4 — финикийская впадина; /5 — Мелейхская впадина； 16 — Сива-Рабатский мегавал； /7 — Абу-Гарадикская впадина; 18 — Нн*・ ненильская впадина.
/ — Туиисско Сицилийский НГБ, месторождения: / ——Джебель-Абдеррахман, 2 — Тазерка. 3 ——Южный Козмос, 4 — Хальк-эль Мензель, 5 — Аштарт. 6 — Мискар, 7 — Йене, 8 - Бурн, 9 — Наила, 10 — Ннль де, I / — Джела, /2 — Перла, 13 ■ Рагуза, 14 — Мила； // — Восточно-Присредиземноморский НГБ, месторождения： / ——Хатейба, 2 ——Рагуба, 3 ——Нассер, 4 — Дефа, 5 ——Амал, 6 — Интизар, 7 — Ауджи- ла, 8 — Гиало, 9 — Сарир А, 10 — Сарир В, // — Сарир С, /2 — Ум-Барака, 13 — Хальда, 14 — Салам, /5—Мелейха, 16 — Разак, /7 — Епьма, 18 — Аламейн, /5 — Бадр-эль-Дин, 20—Абу-Гарадик, 2/ — Абу-Сенная. 22 ― WD-33, 23 — WD-19, 24 — NAF, 2 5 — Абу-Кир, 26 — Абу-Мади, 2 7 — Кокхав. 28 — Хелетц-Брур, 29 — Хар-Хаканаим, 30 — Захар-Кидот
нижнеэоценовые и маастрихт-палеоценовые известняки на глубине 2850—3200 м. Извлекаемые запасы нефти 33 млн. т.
В прогибе Хаммамет выявлено одно газовое и три нефтяных месторождения. Газовое месторождение Джебель-Абдеррахман расгюло- жено на п-ове Кап-Бон. Продуктивны песчаники апта на глубине 1730—1740 м. Начальные запасы газа 22 млрд. м3. В шельфовой части прогиба открыты мелкие по запасам (1—2 млн. т) нефтяные месторождения Тазерка, Хальк-эль-Мензель и Южный Козмос. Продуктивны среднемиоценовые песчаники Сабри на глубине 1500—1600 м.
Севернее Пантеллерийского грабена в южной части Сицилии и в прилегающей акватории, сложенных преимущественно карбонатными породами мезозоя и кайнозоя мощностью до 4 км, открыто 20 нефтяных н газовых месторождений, из которых пять находятся на суше, осталь- ные на прилегающем шельфе (Перла, Мила, Нильде, Наила). Основной продуктивный горизонт представлен доломитами и доломитизирован- НЬ1МИ известняками триаса. На месторождении Нильде небольшая неф- тяная залежь выявлена в карбонатных породах миоцена. Наиболее крупные месторождения — Рагуза (запасы нефти 22 млн. т) и Джела (14 млн. т), открытые в середине 50-х годов. Шельфовые месторождения по запасам мелкие (1—4,5 млн. т).
В целом в пределах Тунисско-Сицилийского НГБ выявлено 30 преимущественно нефтяных месторождений.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ ДОКЕМБРИЙСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Алжиро-Ливийский нефтегазоносный бассейн
Алжиро-Ливийский НГБ по разведанным запасам нефти и газа занимает соответственно второе и первое место среди других бассейнов Африки. Начальные извлекаемые запасы нефти оцениваются в 2 млрд, т, газа — 3,7 трлн. м3. Площадь бассейна 1,1 млн. км2. Он располагается главным образом на территории Алжира и охватывает смежные районы Южного Туниса и Западной Ливии.
Северную границу бассейна образует Южно-Атласский шов. Западным обрамлением служит внутриплатформенная складчатая область Угарта (авлакоген). На юге граница проходит по склонам докембрий- ского массива Хоггар, на востоке ——по приподнятой горстовой зоне, где происходит сочленение его со смежным Восточно-Присредиземномор- ским бассейном (рис. 97).
Фундамент бассейна образуют метаморфизованные образования докембрия. В осадочный чехол бассейна входят вендские и фанерозойские отложения.
Породы верхнего докембрия представлены красноцветными песчани- камн, сланцами и конгломератами. Кембрийские и ордовикские отло- ження известны на всей территории бассейна, за исключением отдельных небольших по размерам приподнятых блоков. Они представлены 268
терригенными породами мощностью 600—1500 м. Силурийские породы бассейна сложены внизу озерно-ледниковыми песчаниками и аргиллитами, а вверху мощной тол щей граптолитовых сл анцев.
Девонские образования частично или полностью размыты на сводах крупных поднятий ——гряд Иджеране-М'Заб и Амгид-эль-Биод. Полные разрезы девона известны во впадинах Ахнет и Илл из и, где мощность его достигает соответственно 2 и 1,2 км. В целом девон представлен толщей песчаников и аргиллитов, чередующихся с прослоями известняков, значение которых возрастает в западном направлении.
Отложения каменноугольной системы на значительных площадях от- сутствуют вследствие пред мезозойской эрозии. Наиболее полные разрезы имеются во впадинах Абадла, Ахнет и Иллизи, где мощность карбона достигает соответственно 3300, 1200, 1500 м. Турнейские, ви- зейский, а в отдельных районах и намюрский ярусы представлены морскими песчано-глинистыми и карбонатными породами. Начиная со среднего карбона устанавливается лагунно-континентальный режим.
Мезозойские отложения трансгрессивно и несогласно залегают на размытой поверхности палеозоя. В пределах крупных поднятий, таких как Амгид-эль-Биод и Иджеране-М'Заб, под мезозойскими вскрываются кембрийские и ордовикские породы, во впадинах — девонские и каменноугольные. В западных впадинах Абадла, Тимимун, Ахнет, 'Муйдир и Иллизи мезозойские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами мощностью до 800 м. Они охватывают интервал от триаса до нижнего сеномана включительно.
Во впадинах Уэд-Миа и Радамес мезозой начинается с песчано- глинистой толщи среднего триаса, в которой присутствуют пластовые эффузии базальтов и андезитов. Мощность среднего триаса достигает 300 м. Верхнетриасовые отложения подр аз де л я ют с я на две литологические толщи: нижнюю一 терригенную мощностью до 120 м и верхнюю—соленосную, максимальная мощность (1430 м) которой известна к востоку от месторождения Хасси-Месауд. Юрские образования в нижней части сложены солями и ангидритами, которые выше сменяются известняками и доломитами. В верхней юре преобладают песчано- глинистые породы с прослоями доломитов и известняков.
Меловые породы развиты на всей территории бассейна. На западе нижняя часть мела слагается терригенными, часто континентальными образованиями, а верхняя ——в основном карбонатными, галогенными и глинистыми осадками морского и лагунного генезиса.
Кайнозойские отложения имеют ограниченное распространение. На севере бассейна они сложены карбонатно-терригенными породами мощностью не более 400 м.
В целом в распределении пород отдельных стратиграфических подразделений наблюдается смена палеозойских отложений, наиболее развитых на западе, мезозойскими, наибольшие мощности которых представлены на востоке. По взаимоотношениям стратиграфических подразделений выделяются два структурных этажа, разделенных угловым несогласием,палеозойский и мезозойско-кайнозойский.
E殖"丘， езг旨l^e «^ И3 М“ 且“
+
+
+
+
+
+
+
方，
/о
/
/а//
v
dq
Рис. 97. Ал жиро-Ливийский НГБ：
eннг
X<
+
二
+
+ +
+
+
+
а + m
+
+
+
+
+
+
а ——докембрийский фундамент на поверхности; 6 ——складчатая область Угарта; а — Сахарский и Тунисский Атласы； а — аконсервационная зона; д — границы бассейнов； е - Южно Атласский шов； 奧 一 кру(|ные разрывные нарушения； з — изогипсы кровли фундамента, км, месторождения：厶—нефтяные, к ——газовые.
Месторождения： / - Аззен; 2— Крешба； 3 -- Тинельджам; 4 Джуа; 5 — Ин-Салах; 6 Джебель- Тхара； 1 — Джебель-Берга; 8 — Уэд-Джарет； 9—Тирешумии; 10 — Тнбарадин； // — Бордж-Нили; /2 — Хасси Рмель, 13 — Белькетейф； /4 —Уэд-Нумер; /5 — Аит-Кхейр, 16 - Улугга, /7 — Драа-эль
Мел
свод дахар
夕9,；
г
+
已54
ОродаЗ емкое
/ и с с к а刀 ос
-7
впадина
ПНГБМ у р з у к
Темра; 18 — Геллала; /9 — Хауд-Веркаун; 20 Бен-Кала; 21 Хасси-Месауд; 22 — Эль-Гасси; 23 — Зотти； 24 — Эль-Агреб； 25 — Рурд-эль-Багель； 26 — Мес дар; 27 — Незла; 28 — Гасси-Туиль； 29 — Хасси -Туарег- 30 — Хасси-Шерги； 3/ — Гасси-эль-Адем; 32 — Туаль； 33 — Рурд-Хамра； 34 — Бридес; 35 — Эль-Арби' 36 — Генафид- 37 - Землет-эль Калеф; 38 — Хассн-Кескесса; 39 — Эль-Борма； 40 — Рурд-Шуфф; 41 — Рурд-Адра; 42— Рурд-Адра-Саут; 43 — Рурд-Нусс; 44 — Рурд-Нусс-Саут; 45 — Хамра； 46 — Эктайа; 47 — Эль-Уар-Саут; 48 — Жербуаз; 49 — Тамаджельт; 50 — Уэд-Зенани; 5/ — Ти мепалнн; 52 — Иссауан-Норт-Вест; 53 — Хасси-Табтаб； 54 — Альрар
Наиболее крупными структурными элементами бассейна являются обширные синеклизы. Они отделены друг от друга сложно построенными приподнятыми зонами — грядами. В плане как синеклизы, так и гряды, имеют преимущественно субмеридиальное простирание с общим падением к северу.
Западно-Алжирская синеклиза располагается между приподнятыми грядами Угарта и Иджеране-М^Заб, протягиваясь с севера на юг более чем на 800 км при ширине до 400 км. В синеклизе выделяются впадины Абадла, Тимимун и Ахнет, а также своды Уэд- Намус и Аззен. Глубина залегания фундамента во впадинах достигает .7—8 км, а на сводах составляет 2—3 км.
Впадина Ахнет занимает южную часть синеклизы. Размеры ее 280 км X 180 км. В осадочном выполнении преобладают палеозойские отложения и лишь на севере развиты мезозойские породы. Мощность осадочного чехла в наиболее прогнутой части впадины превышает 4 км.'
Во впадине выявлено девять газовых месторождений, группирующихся в четыре зоны газонакопления, сходные по строению и характеру газоносности. Эти зоны приурочены к приразломным линейным дислокациям субмеридионального простирания. Продуктивны горизонты ордовика, нижнего силура и нижнего девона. Коллекторы представлены песчаниками и песчанистыми известняками.
Типичное для впадины месторождение Джебель-Берга связано с узкой асимметричной антиклиналью с размерами 30 км X 6 км. Амплитуда по кровле нижнего девона достигает 900 м. Продуктивны песчаники нижнего девона. Этаж газоносности составляет 175 м. Залежь пластовая сводовая. Все известные во впадине Ахнет залежи содержат только сухой газ с содержанием метана более 97%. Их суммарные запасы оцениваются в 400 млрд. м3.
Во впадине Тимимун выявлено три газовых месторождения —— Тинельджам, Крешба и Рекани. Продуктивны песчаники турнейского яруса.
В пределах свода Аззен и его западных склонов выявлено три нефтяных месторождения (Аззен, Сбаа и Туат), где продуктивны доломиты среднего девона (живетский ярус) и карбона на глубине 600—— 1000 м. Месторождения по запасам мелкие.
Гряда Иджеране-М'Заб протягивается субмеридионально почти на 900 км и разделяет Западно- и Центральноалжирскую синеклизы. Ширина ее колеблется от 70 до 120 км. В южной части выделяется выступ Иджеране, являющийся отрогом массива Хоггар, а севернее —своды Эль-Голеа и Тильремт. В пределах последнего располагается газовое месторождение-гигант Хасси-Рмель. Оно приурочено к куполу с размерами 55 км X 75 км н амплитудой 140 м. Продуктивны три горизонта триасовых песчаников, залегающих с размывом и угловым несогласием на породах кембро-ордовика. Глинисто-соленосная толща верхнего триаса мощностью более 400 м служит покрышкой. Г а-, зоводяной контакт установлен на отметке —1505 м. Газ характеризуется 272
высоким содержанием конденсата — 200一215 г/м3. Запасы газа оцениваются в 1,5 трлн, м3, конденсата — 400 млн. т.
Центральноалжирская синеклиза располагается между грядами Иджеране-М'Заб на западе и Амгид-эль-Биод на востоке. В ее пределах выделяются две впадины ——Муйдир и Уэд-Миа.
Впадина Уэд-Миа занимает большую северную часть синеклизы, размеры ее 200 км X 500 км. Максимальная мощность осадочного чехла характерна для ее северной части, где она составляет 6 км. Во впадине Уэд-Миа открыто 13 нефтяных и газонефтяных месторожений, которые группируются в две зоны нефтегазонакопления. На западном борту впадины выделяется зона нефтегазонакопления Узд-Нумер, объединяющая четыре месторождения. Продуктивны песчаники подсолевого триаса на глубине 2500——3000 м. Восточнее расположенная зона нефтенакопления Эрг-Джуад ——Хауд-Беркауи включает девять нефтяных месторождений. Залежи приурочены к песчаникам триаса и пермо-триаса. На некоторых площадях получены притоки нефти из песчаников ордовика и силура.
Во впадине Муйдир месторождений нефти и газа не обнаружено.
Гряда Амгид-эль-Биод представляет собой систему горстов и грабенов, протягивающихся с юга на север на 650 км при средней ширине 150 км. Амплитуда некоторых разрывов, осложняющих гряду, достигает 1500 м. В северной части гряды располагаются купол Хасси- Месауд и вал Эль-Агреб ——Эль-Гасси, образующие одноименную зону нефтенакопления. В этой зоне выявлено гигантское нефтяное месторождение Хасси-Месауд с запасами нефти более 700 млн. т. Размеры месторождения 40 км X 45 км, амплитуда по кровле палеозойских отложений 280 м. Продуктивны песчаники и кварцито-песчаники ордовика и кембрия на глубине 3200—3400 м.
Алжиро-Ливийская синеклиза занимает восточную часть Алжира, западную часть Ливии и заходит на территорию Туниса. Наиболее прогнутую зону синеклизы образует впадина Радамес, в пределах которой фундамент залегает на глубине более 7 км. На западном борту впадины располагается несколько зон нефтегазонакопления, образующих ареал. Залежи, главным образом газовые, приурочены к песчаникам триаса на глубине 1900—3600 м. Эти же отложения содер- жат нефть на северном борту впадины Радамес, где располагается зона нефтегазонакопления Эль-Борма-Кескесса.
Южнее впадины Радамес выделяется структурная терраса Иллизи- Хамра, располагающаяся на территории Алжира (район Иллизи) и Ливии (района Хамра). Палеозойские образования на большей части террасы выходят на поверхность и лишь па севере перекрыты мезозойско-кайнозойскими образованиями. Общая мощность осадочного чехла 2500—3000 м. Здесь регионально нефтегазоносны отложения кембрия, ордовика, силура, девона и карбона, а на востоке и низы триаса. Наибольшей продуктивностью характеризуются отложения девона. Здесь выделяются ареалы зон нефтегазонакопления Тин-Фуе, Оханет-Тамаданет, Зарзайтин-Альрар, Дом-а-Коллениас, а также несколько зон нефтегазонакопления вне ареалов зон. Залежи месторож- 273
Рис. 98. Ареалы зон нефтегазонакопления и зоны нефтегазонакопления впаднны F1JIJ1 ИЗИ.
Месторождения: а ——нефтяные, 6 —(азовые, 8 - газонефтяные и нефтегазовые.
Ареалы зон： /—Тин-Фуе, 11一Оха нет-Там ада нет, 111 — Зарзайтин-Альрар, IV — Дом-а-Коллениас; зоны нефтегазонакопления (вне ареалов); V—Мазула-Уэд-Туэнре, VI — Ахара-Худет, VII — Джуа- Ихансаген-Вест. V/// Ихансатен - Ирлален, /X — Тигентурин-Ла-Рекюле, X•— Ив-Аменас-Тидерер, X/ - Энджелех-Хасси-Уан-Абе in у. Х〃 ——Ассейкайфаф-Эль-Адеб-Лараш,
Месторождения; / ——Большой Тин-Фуе (Тамаджельт, Уэд-Зенани. Тимелалин, - Иссауан) ； 2 — Хасси- Мазула; 3 — Хасси-Мазула «С»; 4 — Уэд-Ахара; 5 — Ин-Худет; 6 — Тесселит; 7 — Эдейен; 8 — Ихан- сатен-Вест； 9 — Ирлален-Сюд; }0 — Нхансатен; // Ин-Адауи； /2 -- Креб-Ашеб-Вест; 13 — Аскарен； 14 — Тамаданет; /5 — Альрар; /6 — Зарзайтин; /7—Ла-Рекюле； 18 - Тигентур^н： /9 — Ин-Аменас- Норт； 20- Тихалатин; 2/ —Эджелех; 22 Дом-а-Коллениас； 23 一 Эль-Адеб-Лараш； 24 — Ассейкай- фаф '
дений преимущественно пластовые сводовые и тектонически экранированные. Глубина залежей нефти и газа 1500—3000 м (рис. 98).
В пределах района Иллизи-Хамра открыто 90 месторождений, в том числе 37 нефтяных, 29 нефтегазовых и 24 газовых. '
Типичное „ для этой части бассейна месторождение Зарзайтин приурочено к брахиантиклинали, осложненной разрывными нарушениями. Размеры структуры в пределах контура нефтеносности 17 км X 8,5 км. Нефтеносность связана с отложениями ордовика и карбона. Залежь газа установлена в песчаниках ордовика, а крупная залежь нефти с газовой шапкой ——в отложениях девона. Этаж газо- 274
носности 72 м, нефтеносности — 248 м. Залежи в основном тектонически экранированные.
На северо-востоке бассейна выделяется область интенсивно- го накопления лагунных образований (каменная соль, гипсы, ангидриты) мезозойского возраста, мощность которых увеличивается с юга на север, достигая 1500 м. В состав площади распространения соленосных отложений (в алжирской литературе «триасовая провинция») входят прогибы Бену и Мельрир, впадины Уэд-Миа и Ра- дамес, а также северные погруженные части гряд Инджеране-М'Заб и Амгид-эль-Биод. Соль обеспечила высокую сохранность в бассейне газовых и нефтяных месторождений. В пределах распространения соли открыто 50 месторождений, из них 29 нефтяных, три нефтегазовых и 18 газовых. Среди них месторождения-гиганты ——нефтяное Хасси-Ме- сауд и газоконденсатное Хасси-Рмель, а также крупные нефтяное Рурд- эль-Багель и нефтегазовое Рурд-Нусс. В целом в пределах Алжиро- Ливийского НГБ открыто 69 нефтяных, 54 газовых и 32 нефтегазовых месторождения.
Восточно-Присредиземноморский нефтегазоносный бассейн
Восточно-Присредиземноморский НГБ (рис. 99) занимает площадь 2,5 млн. км2, из которых 1,3 млн. км2 приходится на акваторию. Он включает часть территорий Ливии и Египта, а также узкие прибрежные зоны стран Леванта. По разведанным зап асам нефти этот бассейн занимает первое место в Африке. Большая часть бассейна имеет разломное ограничение. На востоке его образует Западно-Аравийская рифтовая система, протягивающаяся в субмеридиональном направлении от зал. Акаба на Красном море вдоль долины р. Иордан. Северной границей служит шовная зона, которая отделяет Восточно-Присредиземно- морское перикратонное опускание от альпийской складчатой области Тавра —— Динарид и Апеннин. Наиболее четко эта зона выражена на востоке в виде Кипрского офиолитового пояса. На западе граница НГБ проходит по приподнятой зоне Джефара ——Мальта ——Рагуза, также разломного происхождения. В Ливийской Сахаре ограничением бассейна служат поднятия Уаддан и Эль-Харудж-эль-Асвад. Южная граница бассейна проводится по склонам докембрийских массивов Тибести и Увейнат.
В целом Восточно-Присредиземноморский НГБ представляет собой обширную докембрийскую плиту, наклоненную к северу.
В континентальной части бассейна, изученной бурением, разрез отложений начинается с кембрийских и ордовикских пород. Во впадине Сирт (Ливия) они сложены преимущественно грубозернистыми поро- дами мощностью 400—900 м. Образования силурийской системы появ- ляются лишь на востоке бассейна и представлены терригенными поро- дами мощностью до 400 м. Девонские отложения характеризуются ограниченным распространением и сложены карбонатно-терригенными породами мощностью до 800 м. Разрез карбона, перми и триаса пред-
-Blu T 一目 3 -MKXW^W——鳶 0EdBg,WA—^.^ п I" I I I gwWF二言工二茅：胃信§^ — 了鼠：£瞪4驚飞-aq節产需>蔓r詳診*曰3зН§!М X。！： 2EH1EH .^^1 盲! — 2 岳。0 101—?^—1 hy5^h#hbH.y W
殳
7
5Ь^^Ф^
'-eHRapug、
^хлл^хщш
шч
丁yy// x\w\\y ww*
ставлен преимущественно песчано-глинистыми породами. В составе верхнеюрских отложений преобладают доломиты и доломитизированные известняки. Меловые породы развиты на всей территории бассейна. Во впадине Сирт в нижней части разреза мела преобладают песчаники, которые замещаются аргиллитами и органогенными известняками. Общая мощность их достигает 2 км. Восточнее мощность меловых отложений возрастает до 3—3,5 км. Здесь неоком представлен терригенной толщей, апт ——доломитами, а верхний мел — мергелями, известняками и в меньшей степени алевролитами и аргиллитами.
Кайнозойские отложения широко развиты во впадине Сирт. Слагающие их мергели и глины выполняют грабенообразные депрессии, на бортах которых они переходят в карбонатные породы. Широко развиты барьерные рифовые образования. Восточнее, в дельте Нила, значительной мощностью (до 4 км) характеризуется песчано-глинистые отложения неогена и антропогена.
В аравийской части Восточно-Присредиземноморского бассейна изучены лишь мезозойские и кайнозойские отложения. Мощность их закономерно увеличивается с юго-востока на северо-запад, причем главным образом за счет нижнемеловых и верхнеюрских образований.
Разрез мезозоя начинается с маломощной толщи (280 м) известняков триасового возраста, которые покрываются юрскими терригенно-
Рис. 100. Нефтегазоносная впадина Сирт:
а — грабены： / — Зелла, // — Хагфа, ///—Вадайат, IV——Сирт, V ——Хамеймат; 6 ——оси основных валообразных поднятий： V/ - Амал, V// — Зелтен, VIII — Яхама, /X Рагуба-Беда. X—Дахра; месторождения: в — нефтяные, г — газовые.
Месторождения: / — Дахра. 2 - Рагуба； 3 -- Самах; 4 — Белхедан； 5 — Дефа; 6 — Ваха; 7 — Нассер;
8 — Хатейба; 9 — Интизар «А»; /0 — Амал; // — Нафура； /2 — Ауджила； /3—Гиало; 14—Сарнр
карбонатными отложениями; выше идут карбонатно-терригенные породы нижнего мела и преимущественно карбонатные отложения верхнего мела. Мощность юрских и меловых пород меняется от 2, 3 км на востоке до 4 км на западе. Кайнозойские образования представлены преимущественно терригенными породами мощностью до 3, 5 км.
В пределах континентальной части бассейна выделяются три крупных структурных элемента: Ливийская и Северо-Египетская синеклизы и Киренаикская антеклиза.
Ливийская с инекл из а занимает северную часть Ливии и прилегающий зал. Сидра, в котором находится ее наиболее погруженная зона. Максимальная мощность осадочных пород оценивается здесь в 10——12 км. Южная часть этой синеклизы ——впадина Сирт представляет собой рифтогенную структуру, объединяющую систему горстов и грабенов северо-западного простирания (рис. 100). В южных районах впадины непосредственно на докембрийском фундаменте залегают отложения нижнего мела в континентальных фациях. В северо-западном направлении глубина предмезозойского размыва уменьшается, и в зал. Сидра предполагается практически полный разрез всего фанерозоя. Наиболее активно процессы рифтогенеза протекали в период от позднего мела до эоцена. В это время широко проявилась разломная тектоника, приведшая к образованию системы опущенных и приподнятых блоков. Приподнятые блоки служили основанием для многочисленных рифовых построек. Максимальная мощность рифогенного комплекса во впадине Сирт составляет 4一5 км.
С востока к Ливийской синеклизе примыкает Киренаикская антекл иза, включающая два крупных вала — Ахдар и Джагбуб. Мощность осадочного чехла в их пределах 3一4 км.
В прибрежной части Египта располагается обширная Северо- Египетская синеклиза (иногда выделяется как синеклиза Кат- тара, или Западной пустыни). Она выполнена фанерозойскими породами средней мощностью 5 км. Особенно значительна мощность юрских и меловых отложений, составляющая соответственно 2 и 4 км. В дельте Нила резко возрастает мощность кайнозойских образований и соответственно общая мощность осадочного чехла достигает 9—10 км. В пределах Северо-Египетской синеклизы обособляются Мелейхская, Абу-Гарадикская и Нижненильская впадины и разделяющий их Сива- Рабатский мегавал.
Акваториальная часть Восточно-Присредиземно- морского бассейна изучена весьма незначительно. Представление 。тектоническом строении базируется на интерпретации геофизических данных.
Согласно Я. П. Маловицкому (1978 г.), в Центральном и Восточном Средиземноморье выделяется ряд впадин, в общем соответствующих геоморфологическим структурам морского дна. Общим для них является значительная мощность осадочного чехла, составляющая в среднем 10——12 км, и спокойный платформенный характер его залегания. Верхнюю часть разреза слагают плиоцен-четвертичные глинисто-карбонат- 278
ные отложения мощностью 0,5—1,5 км. Залегающая ниже верхнемиоценовая (мессинская) толща представлена эвапоритами мощностью до 2,5 км. В районах, где мощность эвапоритов превышает 1—1,5 км, активно проявляется солянокупольная тектоника. Остальная часть кайнозойского разреза (средний и нижний миоцен, палеоген) предположительно слагается карбонатными породами мощностью до 5—6 км. Мезозойские и палеозойские отложения, скорее всего, представлены карбонатными и в меньшей степени терригенно-карбонатными породами. Их мощность, по-видимому, существенно не отличается от одновозрастных образований в прилегающих районах Африканского континента.
В западной экваториальной части бассейна выделяются две обширные изометрические депрессии ——впадина Сидра, являющаяся северо- западной частью крупной Ливийской синеклизы, и Ионическая впадина, отделенная от впадины Сидра Мальтийским хребтом (кряж Венинг- Мейнеца). Последний осложнен многочисленными разрывными нарушениями. Мощность осадочных пород в пределах этих структурных элементов изменяется от 7 до 13 км.
Севернее Киренаикской антеклизы выделяется Восточно-Средиземноморский краевой вал. Его протяженность около 1000 км при ширине от 50—150 км. Мощность осадочного чехла составляет 9—11 км. В крайней восточной части Средиземного моря располагаются две крупные депрессии ——Геродота и Финикийская. Мощность осадочного чехла в их пределах достигает 14 км.
Среди перечисленных тектонических элементов Восточно-Присреди- земноморского бассейна наиболее изучены впадина Сирт и Северо-Египетская синеклиза.
Впадина Сирт является одним из богатейших нефтегазоносных регионов мира. Здесь выявлено более 80 главным образом нефтяных месторождений, начальные извлекаемые запасы которых составляют 4900 млн. т нефти и 940 млрд, м3 газа. В их числе 10 нефтяных месторождений с запасами свыше 100 млн. т каждое. На долю последних приходится около 60% разведанных запасов впадины. Наиболее крупные нефтяные месторождения — Сарир (1068 млн. т), Нассер (288 млн. т), Г мало (270 млн. т), Дефа (267 млн. т), Ам ал (204 млн. т). Продуктивные горизонты установлены в коре выветривания докембрийского фундамента (месторождение Ауджила), в печаниках кембро-ордо- вика (Амал, Рагуба, Хатейба и др.), базальных песчаниках мела (Сарир, Амал), рифогенных известняках верхнего мела ——эоцена (Нассер, Гиало, Дефа, Интизар). В коллекторах нижнего палеозоя и коры выветривания фундамента содержится около 15% разведанных запасов нефти впадины Сирт, на меловые и кайнозойские отложения приходится примерно поровну.
Большинство месторождений связано с пологими бр ахи антиклинальными складками, залежи пластовые сводовые и массивные. Меньше распространены тектонически экранированные залежи. Большая часть залежей установлена в интервале глубин 900—2800 м. Типичны для нефтегазоносной области Сирт месторождения Сарир и Интизар 《А》.
279
Первое приурочено к обширному сводовому поднятию (площадь 400 км2, амплитуда 130 м), осложненному сбросами северо-западного и северо- восточного простирания. Нефтеносны пять пластов песчаников верхнего мела, залегающих на докембрийском фундаменте. Залежи нефти располагаются на глубине 2490—2775 м. Месторождение Интизар «А» связано с рифовым массивом с размерами 4 км X 5 км. Продуктивны коралловые и водорослево-фораминиферовые известняки на глубине 2800—3200 м. Залежь массивного типа.
В Северо-Египетской синеклизе выявлено более 15 месторождений с суммарными запасами 60 млн. т нефти и 150 млрд, м3 газа.
В АбуТарадикской впадине установлено пять месторождений, в том числе одно газовое (Абу-Сеннан), два нефтяных и два нефтегазовых. Продуктивны верхнемеловые песчаники турона и сеномана на глубине 1900—2900 м. Наиболее крупное месторождение Абу-Гарадик связано с узкой брахиантиклинальной складкой с размерами 15 км X 3 км и амплитудой около 400 м. Нефтегазоносны песчаники верхнего мела в интервалах 2800—2900 м и 3000—3200 м. Запасы газа составляют 30 млрд, м3, нефти около 10 млн. т.
В Мелейхской впадине открыто восемь нефтяных месторождений. Залежи установлены в песчаниках юры (Ум-Барака), неокома (Реззаг) и сеномана (Мелейха, Реззаг и др.), а также в доломитах апта (Едьма, Аламейн, Реззаг и др.). Основное нефтяное месторождение Аламейн приурочено к небольшому куполу (4 X 3,2 км2) с амплитудой 80 м. Нефть содержится в доломитах апта и песчаниках сеномана на глубине 2420—2590 м. Запасы нефти 10 млн. т.
Три газовых месторождения располагаются в Нижненильской впадине, характеризующейся мощной (до 4 км) толщей кайнозойских дельтовых образований. Из трех месторождений два находятся в шельфовой зоне. Продуктивны нижнеплиоценовые и миоценовые песчаники на глубине 2400一3600 м. Наиболее крупное месторождение Абу-Мади, открытое в 1967 г., приурочено к пологой брахиантиклинали с размерами 3,8 км X 1,7 км. Газоносны песчаники свиты Абу-Мади (миоцен — плиоцен) на глубине 3290一3600 м. Начальные извлекаемые запасы газа оцениваются в 60 млрд. м3.
В крайней восточной части Восточно-Присредиземноморского бассейна на территории Израиля обнаружено семь нефтяных и четыре газовых месторождения. Все они относятся к категории мелких. Начальные извлекаемые запасы их составляют 2,5 млн. т нефти и 4,2 млрд, м3 газа. Продуктивны нижнемеловые печаники (месторождения Хелетц- Брур, Кохаб и др.) и среднеюрские известняки (Зохар-Кидот, Хар- Хаканаим).
В целом в пределах Восточно-Присредиземноморского бассейна обнаружено 111 нефтяных и газовых месторождений, начальные извлекаемые запасы которых составляют 5,2 млрд, т нефти и 1,2 трлн, м3 газа. Основная часть месторождений и соответственно запасов нефти и газа приурочена к нефтегазоносной области Сирт.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ РИФТОВОЙ СИСТЕМЫ ЭПИПЛАТФОРМЕННОГО ОРОГЕНА ВОСТОЧНОЙ АФРИКИ
Нефтегазоносный бассейн Суэцкого залива
НГБ Суэцкого залива представляет собой асимметричный грабен, причем в северной его части более крутой западный борт, а в южной — восточный. Длина грабена 325 км, ширина до 75 км (рис. 101, 102). Ограничением бассейна служат выходы на поверхность докембрийских пород Аравийско-Нубийского щита.
Осадочный чехол состоит из трех структурных этажей. Нижний девонский ——раннекаменноугольный этаж сложен монотонной толщей песчаников, песчанистых глин и алевролитов мощностью 750—800 м. Средний мел-палеогеновый этаж представлен песчаниками, глинами и известняками. Роль карбонатных пород вверх по разрезу возрастает. Мощность этажа до 2 км.
Верхний этаж образует 6-километровая толща пород миоцен-плио- ценового возраста. Дотортонская часть разреза сложена глинами и
Рис. /0/. НГБ Суэцкого залива:
а — выходы фундамента; 6 — границы бассейна; в — основные разрывные нарушения； а — нефтяные месторождения нефти； д — зоны нефте- газонакопления.
Зоны нефтегазонакоплен ия: / — Судр-Асл; 〃 -- Абу-Рудайс-абу-Дурбан; III — Белаим-Марин; /V — Рас- Гарнб-Рас-Амер; V — Карим; V/ — Юср-Шукейр; VII — Рамадан; Mill — Морган-Гараа; IX — Гемза-Хургада. Месторождения: / — Судр; 2 — Ма- тарма; 3 — Асл; 4 — Абу-Рудейс; 5 - Сидри； 6 — Вадн-Фейран; 7 — Белаим； 8 — Абу-Рудейс; 9 — Бела- им-Марин; 10 — Рас-Амер; II — Рас-Бакр； /2 — Рас-Гариб; 13 — Карим; 14 — Ум-эль-Юср; 15 — lily- кейр； 16 — Джулай; /7 ——Рамадан； 18 — Эль-Морган； 19 — Амал; 20 Рас-Гараа; 21 — Гемза; 22 — Хургада
^их^гам OJOMncA。q」H эт^^мга^
KH3BE0 JaH !-NwoyBBd 9 -НХ^ЕХ<Х^Л*Jah,ylrB"JHd!о 江HMJOhHJOlrooJ ®ЗХЛ§^О^Е ^X^-O^TXH^S^^U s^ G3^
мергелями с прослоями известняков, песчаников и ангидритов. Тортон- ские образования мощностью до 2,5 км представлены ангидритами и солью с прослоями глин и песчаников, а плиоценовые — песками, песчаниками, глинами и ангидритами мощностью в центральной части бассейна около 1,5 км.
Нефтегазоносность бассейна установлена в начале XX в., когда было открыто месторождение Гемза (1908 г.). К началу 1986 г. здесь открыто 42 нефтяных месторождения. Продуктивные горизонты установлены практически по всему разрезу осадочного чехла (18 горизонтов), а наиболее крупные залежи заключены в коллекторах миоцена. Большинство месторождений связано с небольшими по размерам локальными поднятиями, осложненными серией сбросов с амплитудой 100—200 м.
Наиболее распространены залежи тектонически экранированные и в меньшей степени — пластовые сводовые и литологически ограниченные. Глубина залегания нефтегазоносных пластов 630—2850 м. На долю наиболее крупных месторождений бассейна Белаим, Рамадан, Джулай, Эль-Морган приходится около 80% разведанных запасов нефти.
Нефтяное месторождение Белаим, открытое в 1965 г. на восточном берегу Суэцкого залива, представляет собой брахиантиклиналь, нарушенную сбросами, с размерами 6 км X 4 км и амплитудой 100 м. Продуктивны 11 песчаных горизонтов миоцена, разделенных глинами, мергелями и ангидритами. Глубина залегания продуктивных пластов 1550一2700 м. Залежи в основном пластовые сводовые и тектонически экранированные. Запасы нефти этого месторождения оцениваются в 55 млн. т.
Для месторождений НГБ Суэцкого залива характерны тяжелые нефти. Причем к палеозойским отложениям приурочены очень тяжелые нефти с плотностью более 0,920 г/см3 (месторождения Рас-Амер, Рас- Бакр, Карим), а к мезозойским — тяжелые и средние (0,858—— 0,920 г/см3). В эоценовых и миоценовых коллекторах нефти также тяжелые, но с большим содержанием парафинов.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ ЗАПАДНЫХ ПЕРИКОНТИНЕНТАЛЬНЫХ ПРОГИБОВ АФРИКАНСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Нефтегазоносный бассейн Гвинейского залива
НГБ Гвинейского залива по запасам нефти и газа занимает третье место среди бассейнов Африки. Начальные разведанные в его недрах запасы нефти и газа составляют соответственно 3,5 млрд, т и 1,4 трлн. м3. В бассейне выявлено 324 месторождения нефти и газа, однако подавляющая их часть мелкие и средние, лишь 12 относятся к крупным и на их долю приходится более 30% разведанных запасов нефти.
Бассейн располагается в прибрежных районах Камеруна, Нигерии,
283
Бенина, Того, Ганы, Кот-д'Ивуара и включает обширную зону, занятую водами Гвинейского залива. Ограничением его с материковой стороны служат выходы на поверхность докембрийских пород Леоне-Либерий- ского, Дагомейско-Нигерийского и Камерунского массивов. В океанической части граница проводится приблизительно по изопахите осадочного чехла 1 км. На юго-востоке бассейн отделяется от смежного Кванза-Камерунского шовной зоной, выраженной в современной структуре в виде цепочки вулканических островов (Сан-Томе, Принсипи и др.).
В структурном отношении бассейн представлен тремя впадинами, разделенными приподнятыми зонами.
Крайняя западная впадина Абиджанская, размеры ее 100 км X 400 км, причем ширина наземной части всего 35 км. Впадина резко асимметричная. Северный борт ее крутой, образован крупным региональным разрывом амплитудой 2—3 км, протягивающимся вдоль береговой линии, южный — пологий, простирается до континентального склона.
В основании осадочного разреза впадины залегает толща красноцветных континентальных образований верхней юры ——неокома. Ее перекрывают апт-альбские морские отложения мощностью до 2600 м, представленные глинами, переходящими вверх по разрезу в мергели с прослоями глин и песчаников. Выше располагаются сеноманские песчаники с прослоями конгломератов (600—700 м). Заканчивают меловой разрез залегающие несогласно турон-сеноманские песчаники, орга- ногенные известняки и глины. Их вскрытая скважинами мощность составляет несколько сот метров. Кайнозойские образования состоят из песчаников и песков с прослоями глин и известняков мощностью 1 — 1,5 км. Суммарная мощность осадочного выполнения Абиджанской впадины в наиболее прогнутой ее части достигает 7 км.
Того-Дагомейская впадина расположена восточнее Абиджанской и отделена от последней разломом Романш. Размеры ее 750 км X 150 км. Осадочное выполнение представлено в основном породами мезозойского и кайнозойского возраста. В отдельных блоках ее крайней западной части в основании разреза встречаются девонские образования, сохранившиеся от предмезозойского размыва. Верхнеюрские ——нижнемеловые континентальные отложения, возможно, присутствуют только в наиболее погруженных частях впадины. Верхнемеловые породы представлены песчаниками, глинами, мергелями с прослоями известняков мощностью до 1,5 км. Кайнозойские образования сложены в нижней части известняками и мергелями, в верхней — песчаниками общей мощностью 2 км.
В восточной части бассейна Гвинейского залива расположена изо- метричная впадина дельты Нигера (рис. 103). Осадочный чехол ее образован тремя комплексами пород, разделенными несогласиями. Нижний комплекс охватывает породы альб-сантонского возраста. Они представлены главным образом глинами с подчиненным значением песчаников и известняков общей мощностью до 5 км. Средний комплекс 284
IT「尸门IT「尸门выступ Окитипупавыступ Окитипупа|11П11 1Ш1||^ ▼ ▼ М|11П11 1Ш1||^ ▼ ▼ МРис. 103. Схема размещения месторождений нефти и газа во впадине дельты Нигера:а — выходы докембрийского фундамента на поверхность; 6 — глубинные разломы； е — границы впадины дельты Нигера, г -- положение превннх береговых линий и их возраст; д — сбросы роста； е — месторождения нефти и газа.Месторождения: / — Мерен; 2 — Окан; 5' -- Дельта-Саут; 4 — Отумара; 5 — Форкадос-Эстуари; 6 -- Джонс-Крик; 7 — Одиди； 8 — Угелли; 9 - Уторогу; 10 — Афиссере; // — Эриему； 12 — Овех; 13 - Оломоро; 14 - Узере-Вест; 15 — Кокорн; 16 — Огута； 17 — М'Беде； /8 — Обаги; 19 — Олоибири； 20 — Умуечем; 21 — Обигбо; 22 — Имо-Рнвер; 23 — Афам; 24 Корокоро, 25 - Бому; 26 — Кауторн; 27 — Экие; 28 — Асабо； 29 — Иним; 30 Этим; 31 — Пеннингтон; 32 — Анамбра-Ривер; 33Ихан- диагуРис. 103. Схема размещения месторождений нефти и газа во впадине дельты Нигера:а — выходы докембрийского фундамента на поверхность; 6 — глубинные разломы； е — границы впадины дельты Нигера, г -- положение превннх береговых линий и их возраст; д — сбросы роста； е — месторождения нефти и газа.Месторождения: / — Мерен; 2 — Окан; 5' -- Дельта-Саут; 4 — Отумара; 5 — Форкадос-Эстуари; 6 -- Джонс-Крик; 7 — Одиди； 8 — Угелли; 9 - Уторогу; 10 — Афиссере; // — Эриему； 12 — Овех; 13 - Оломоро; 14 - Узере-Вест; 15 — Кокорн; 16 — Огута； 17 — М'Беде； /8 — Обаги; 19 — Олоибири； 20 — Умуечем; 21 — Обигбо; 22 — Имо-Рнвер; 23 — Афам; 24 Корокоро, 25 - Бому; 26 — Кауторн; 27 — Экие; 28 — Асабо； 29 — Иним; 30 Этим; 31 — Пеннингтон; 32 — Анамбра-Ривер; 33Ихан- диагу
IT「尸门
IT「尸门
выступ Окитипупа
выступ Окитипупа
|11П11 1Ш1||^ ▼ ▼ М
|11П11 1Ш1||^ ▼ ▼ М
Рис. 103. Схема размещения месторождений нефти и газа во впадине дельты Нигера:
а — выходы докембрийского фундамента на поверхность; 6 — глубинные разломы； е — границы впадины дельты Нигера, г -- положение превннх береговых линий и их возраст; д — сбросы роста； е — месторождения нефти и газа.
Месторождения: / — Мерен; 2 — Окан; 5' -- Дельта-Саут; 4 — Отумара; 5 — Форкадос-Эстуари; 6 -- Джонс-Крик; 7 — Одиди； 8 — Угелли; 9 - Уторогу; 10 — Афиссере; // — Эриему； 12 — Овех; 13 - Оломоро; 14 - Узере-Вест; 15 — Кокорн; 16 — Огута； 17 — М'Беде； /8 — Обаги; 19 — Олоибири； 20 — Умуечем; 21 — Обигбо; 22 — Имо-Рнвер; 23 — Афам; 24 Корокоро, 25 - Бому; 26 — Кауторн; 27 — Экие; 28 — Асабо； 29 — Иним; 30 Этим; 31 — Пеннингтон; 32 — Анамбра-Ривер; 33Ихан- диагу
Рис. 103. Схема размещения месторождений нефти и газа во впадине дельты Нигера:
а — выходы докембрийского фундамента на поверхность; 6 — глубинные разломы； е — границы впадины дельты Нигера, г -- положение превннх береговых линий и их возраст; д — сбросы роста； е — месторождения нефти и газа.
Месторождения: / — Мерен; 2 — Окан; 5' -- Дельта-Саут; 4 — Отумара; 5 — Форкадос-Эстуари; 6 -- Джонс-Крик; 7 — Одиди； 8 — Угелли; 9 - Уторогу; 10 — Афиссере; // — Эриему； 12 — Овех; 13 - Оломоро; 14 - Узере-Вест; 15 — Кокорн; 16 — Огута； 17 — М'Беде； /8 — Обаги; 19 — Олоибири； 20 — Умуечем; 21 — Обигбо; 22 — Имо-Рнвер; 23 — Афам; 24 Корокоро, 25 - Бому; 26 — Кауторн; 27 — Экие; 28 — Асабо； 29 — Иним; 30 Этим; 31 — Пеннингтон; 32 — Анамбра-Ривер; 33Ихан- диагу
слагается терригенной толщей кампан-маастрихта и палеоцена. В его верхней части известны прослои углей. Мощность отложений достигает 3 км. Верхний комплекс образуют дельтовые и прибрежно-морские эоцен-антропогеновые породы. В разрезе этого комплекса выделяются три свиты. Свита Аката (эоцен — антропоген) представлена глинами с прослоями алевролитов и линзами песчаников, сформировавшимися в мелководно-морских условиях. Мощность ее достигает 5——6 км. Свита Агбада сложена чередующимися песчаниками и глинами мощностью до 3 км. Возраст свиты изменяется от эоцена — олигоцена на севере и северо-востоке до плиоцена — плейстоцена на юге и юго-западе. Среди пород, слагающих свиту, отмечаются линзообразные глинистые тела высотой до 1 км и диаметром до 4 км. Образование последних связывается с выжиманием пластичных водонасыщенных глинистых толщ (гидровулканизм). Свита Бенин (олигоен — антропоген) представлена в основном песчаниками мощностью до 2 км.
Кайнозойский комплекс пород впадины дельты Нигера нарушен кон- седиментационными сбросами, которые простираются на десятки кило- 285
метров параллельно конусу выноса дельты Нигера. Сбросы, как и весь кайнозойский комплекс, характеризуются региональным падением в сторону океана.
На северо-востоке впадины дельты Нигера располагается зона поднятий Абакалики, сложенная нижнемеловыми породами. К северо- западу от нее располагается впадина Анамбра, в строении которой участвуют отложения сантона — кампана.
Нефтегазоносность бассейна Гвинейского залива связана с меловыми и кайнозойскими образованиями. Первые нефтепроявления при бурении были отмечены в 1953 г., а промышленные притоки получены в 1956 г. из кайнозойских отложений в дельте Нигера на площади Олоибири.
В пределах Абиджанской впадины на шельфе открыты два нефтяных (Белье, Эспуар), одно газонефтяное (Тано-Сюд) и одно газовое (Три- Пойнтс) месторождения. Продуктивны песчаники альба, залегающие на глубине 2000一2400 и 2750—2800 м.
В Того-Дагомейской впадине выявлены два нефтяных месторождения. На месторождении Бонсю (Гана) продуктивны песчаники нижнедевонского (на глубине 2590 м) и верхнемелового (2350 м) возраста, на месторождении Семе (Бенин) — верхнемеловые песчаники (около 2000 и 2200—2400 м).
Основное количество месторождений нефти и газа бассейна расположено в пределах впадины дельты Нигера. Здесь открыто 313 нефтяных и газонефтяных и пять газовых месторождений. Подавляющее их число связано с песчаниками свиты Агбада. Мощность продуктивных горизонтов 20—40 м, глубина залегания 1,5—2 км на суше и 2,5— 3,5 км на шельфе. Все месторождения многопластовые. Залежи обычно сводовые и тектонически экранированные, реже встречаются литологически экранированные.
Наиболее крупное месторождение Мерен, выявленное в 1965 г., расположено на шельфе. Оно приурочено к брахиантиклинали с размерами 12 км X 6 км, ограниченной двумя конседиментационными сбросами северо-западного простирания. Более мелкими нарушениями, оперяющими основные, структура разбита на шесть блоков. Продуктивны 17 горизонтов песчаников свиты Агбада в интервале 1500一2300 м.
Типичным для дельты р. Нигер является месторождение Окан. Его извлекаемые запасы оцениваются в 68 млн. т. Месторождение приурочено к антиклинали с размерами 10 км X 5 км и амплитудой 50 м, образование которой обусловлено протяженным конседиментационным сбросом. Продуктивны 10 пластов песчаников свиты Агбада на глубине 1678—2820 м.
Во впадине Анамбра открыты два месторождения — Анамбра-Ривер и Ихандиагу с залежами нефти в верхнемеловых породах.
Кванза-Камерунский нефтегазоносный бассейн
Кванза-Камерунский НГБ располагается на западной окраине Африканского континента, к югу от экватора, и охватывает прибрежные и
Рис. 104. Кванза-Камерунский НГБ:
а — выходы на поверхность докембрийского фундамента； б — кайнозойские эф- фузивы на поверхности； а — крупные разрывы; г — границы бассейна; д — аконсервационная зона； е — изогипсы кровли фундамента, км； месторождения： ж — нефтяные, з - газовые; и — извбаты океана, м.
Впадины； / — Огове; 〃 Нижнеконголезская; /// — Кванза
морские части Камеруна, Экваториальной Гвинеи, Габона, Конго, Заира и Анголы. Площадь его около 1 мли. км2, из которых 910 тыс. км2 приходятся на акваторию Атлантического океана. Северной границей бассейна служит Камерунский шов. На юге НГБ отделен от смежного Намибийского бассейна выступом кристаллических пород фундамента Бенгела и глыбово-блоковым поднятием Китового хребта, который представляет собой глыбово-горстовое поднятие, протЯ1Иваю- щееся более чем на 3000 км от материковой окраины Африки до о-ва Тристан-да- Кунья. Мощность осадочного чехла в пределах хребта 100—300 м. Восточное обрамление бассейна образуют выходы на поверхность докембрийских пород выступа Шайю. На западе НГБ продолжается в акваторию Атлантического океана, где включает шельф, континентальный склон и частично континентальное подножие.
В тектоническом отношении бассейн объединяет четыре впадины, разделенные поперечными приподнятыми зонами (рис. 104).
Рис. 93. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Африки:
а — границы бассейнов, установленные и пред пол а гаемые; б — изопахиты осадочного чехла, км, установленные и предполагаемые； в — разрывные нарушения, установленные и предполагаемые； месторождения： а—нефтяные, д—- газовые； е - выводы на поверхность или области неглубокого залегания докембрийского фундамента; ж — эпигерцинская Атласская платформа (4) и Капская складчатая область (5); з — альпийская Рифо-Тельская складчатая область; и ——авлакогены и эпиплатформенные складчатые области Угарты (/), Аити-Атласа (//) и Мозамбикского пояса (///).
НГБ: / — Предрифско-Гнадалквивирский, 2 - - Западно-Тельский. 3— Южно-Тельский, 4 — Западно-Марокканский, 6— Восточно-Атласский, 7Туннсско- Сииилийский, /0 ——Алжиро-Ливийский, "——Восточно- Присредиземноморский, 13 - Сенегал некий. 14 ——Гвинейского залива, /5 - Кванза- Камерунский. /7 — Сомалийский, 18 Джуба. 19 — Занзибарский, 20 ——Маджуига, 2! — Морондава. 22—Мозамбикский. 23 — Южно-Капский. 28 — Шарн, 33 — Чадский. 35 — Суэцкого залива, 36 — Красноморский, 37 -- Верхненильский; ПНГБ： 9 — Регган, /2 — Аюн, 16 — Намибийский, 24 — Прсдкапский, 25 — Калахари, 26 — Окованго, 29 — Вольта, 30— Мали-Нигерский, 3/ — Таудени. 32 …Мурзук; ВНГБ： 5 — Центральноатласский, 27 - Конголезский, 34- Куфра, 38 - Альберт. 39 - Таньганьика. 40 — Руква, 41 Ньяса
Триполи 77
+
+
+
+
Ниамей
+
+
+
+
3 +
4-
+
+
+
+
+
+
5
+
I Jo Сардиния уИоническое
Апжи'
+
+
+
e尤e殄“
+
+
+
+
4-+
.Сицилия
+
+
+
+
+4-
+
Г в ин
40
В*
оз. Ньяса
261
ахбези
+
н
卜
+
+
+
+
+
+
апуту
+
Q
^^。三6[ШР
ПЛ? П^Р Ev]e
□.Мадагаскар
s
e X 3 u
工冒
На севере, занимая прибрежную часть Камеруна и Экваториальной Гвинеи, располагается впадина Дуала. Осадочный чехол ее представлен мезозойско-кайнозойскими отложениями максимальной мощностью до 8 км в районах шельфа и континентального склона. В составе чехла выделяются три комплекса, разделенные перерывами и угловыми несогласиями. Нижний комплекс мощностью около 3 км представлен толщей континентальных песчаников с прослоями пестроцветных глин апт-сеноманского возраста. В экваториальной части впадины в апте фиксируются соленосные отложения. Средний комплекс мощностью 3,5——4 км сложен морскими глинами, песчаниками, известняками и охва■ тывает турон — верхний эоцен. Верхний комплекс состоит главна# образом из терригенных пород олигоцена — миоцена мощностью 500— 600 м. Он перекрывается горизонтально залегающими антропогеновыми образованиями. Осадочный чехол впадины залегает моноклинально с падением на запад под углом 3——6°.
В 1955 г. на структурах Логбаба, Бомоно и Нкапа в процессе бурения получены притоки газа из сенонских песчаников на глубине 1600— 2500 м. Небольшие притоки нефти отмечены на структуре Суэллаба из песчанистых трещиноватых аргиллитов нижнего миоцена — эоцена на глубине 2200——2580 м. На шельфе выявлено газоконденсатное месторождение Санага-Сюд. Продуктивны песчаники сеномана на глубине 1170—1850 м. Запасы газа месторождений оцениваются в !5— 25 млрд. м3.
Следующая к югу впадина О г о в е (рис. 105) располагается вдоль побережья Габона. Ее длина на суше 500 км при максимальной ширине до 200 км. В осадочном чехле впадины выделяются три комплекса.
Нижний ——подсолевой ——комплекс охватывает континентальные песчано-глинистые отложения верхней юры и нижнего мела, наиболее развитые лишь в восточной краевой части впадины, где его мощность составляет около 3 км.
Соленосный комплекс соответствует среднему и верхнему апту. Он представлен каменной солью мощностью 150—200 м, которая в соляных диапирах возрастает до 1 км.'
Надсолевой комплекс включает две серии, разделенные несогласием. Нижняя по возрасту отвечает альбу ——эоцену. Она сложена главным образом морскими песчано-глинистыми породами мощностью 4——5 км. Неоген-антропогеновые образования (1500 м) представлены континен-
Рис. 105. Нефтегазоносная впаднна Огове (Габон):
а — выходы докембрийских пород на поверхность； б — аконсервацнонная зона; в — изогипсы кровли фундамента, км; г ——изобаты океана, м； д ——границы бассейна. е -— осн крупных подпятий: / ——Ангий, II — Приатлантическое (горсты： На — Батанга, 〃6 —Гамба). 〃/一 Ламбарене; ж — оси прогибов и грабенов: IV — Западно-Габонский, V — Центральногабонский, VI Сетте-Кама, VII — Вера, Vll^~ Восточно-Габонский; месторождения： з ——нефтяные, и ——газовые.
Месторождения： / — Н'Томбенуони； 2— Пуэнт-Вез; 3 — Симами; 4 — Алевана; 5—- Пузнт-Кпаретт; 6 - Кап-Лопез; 7 — Порт-*антнль; 8 — Ангий-Норт-Ист; 9 — Порт-Жантиль-Океан； /о — Н'Ченгу- Океан; //-- Н'Ченгу; /2 — Иллигуе; 13 — М'Бега； /4—^Анимба; /5 — Озури； 16 — Ангий; /7— Ангий-Сау<-Вест; 18 — Меру； /9 — Доре； 20 — Торолий; 21 — Пажо-Марин; 22 — Жнрел-Марнн; 23 — Балисте; 24 — Рембо-Котто； 25 — Гронден； 26 — Гомель; 27 — Мандарос; 28 — Барбье; 29 — Брем; 30 — Батанга; 31 — Пирания； 32 — М'Бассан; 33 — Г амба; 34 — Ивинга； 35 — Бигорио
——2二 непеннАФ «ж^~^«=л©5^^о^ i ^^ -зн^^ж ^йщ^-щ« Hoqjodu щз^-о-хшо^^и^тмЕ —，д
-''KH--agEH I
——'-'-Biro。一ог^нсйтн-ше— 6 EXHHEhJau н g二HFZdaw ―" -Iq-LedawomHOH
х=х^э^^лх ONHSIqdged
IqlHWOUOHi*-qlHwoqo4——N -XBlHlrlTHJdE° н нмннеьизи gOXHHBhuau н ионхг.с-х^^щ 9HHe°049d3h N -NlHlrlrHJde — j
"«OJO IqHHFPUqmudmpa 出HM°0hHJO『o3J1sIqHqyHBOdu1s°2и.догuNd
号+++
a
^пш 9醫
йй
sw
£工OS
OS
s
OL
+
+
+
ан】仄工aou
+
"-oxoahHLHeq'-eHd 匚
9R」odu"foHog^IOHTeu-
^x^oxo^rtuozj^ra^rlw_n
II
。
fHJ— I
Jf- JI
Jr.f
^^
l°d£
¥-
тальными и прибрежно-морскими глинами и песчаниками с пачками известняков и доломитов.
Структура впадины Огове определяется наличием крупных горстов и грабенов, ориентированных параллельио простиранию береговой линии. Наиболее ярко выражен горст Ламбареие, в пределах которого на поверхности обнажается докембрийский фундамент. Этим горстом впадина Огове делится на два прогиба —— Восточно-Габонский и Центральногабонский. Западнее расположенная Приатлантическая зона поднятий включает на юге два горста ——Батанга и Гамба. Максимальная глубина залегания фундамента {более 8 км) фиксируется в Западно- Габонском прогибе, ограниченном на западе поднятием Ангий, которое расположено главным образом в пределах континентального склона.
Наличие соленосной толщи а пт а определило широкое развитие соляных диапиров и антиклиналей, образованных соляной подушкой (рис. 106).
В начале 1956 г. иа соляном куполе в 32 км к югу от г. Порт- Жантиль на площади Озури был получен первый промышленный приток нефти. В 1961 г. открыто первое морское месторождение Ангий- За 30 лет поисково-разведочных работ открыто 39 нефтяных месторождений. Основные продуктивные горизонты ——кремнистые аргиллиты эоцена, песчаники Маастрихта, сенона и нижнего апта. Глубина залежей изменяется от 500 до 3000 м. Месторождения по запасам обычно небольшие ——чаше всего они содержат до 20 мли. т нефти. Наиболее крупное месторождение Гронден выявлено в 1971 г. на шельфе Атлантического океана в 40 км от побережья при глубине 62 м. Продуктивны песчаники Маастрихта на глубине 2100—2350 м. Начальные извлекаемые запасы оцениваются в 30 млн. т.
Большая часть месторождений тяготеет к восточному борту поднятия Ангий, при этом наиболее крупные месторождения располагаются ближе к центральной части поднятия. Это объясняется развитием здесь менее нарушенных структур. Восточнее в Западно-Габонском прогибе развиты соляные диапиры, и нефтяные скопления здесь меньше по запасам.
Нижнеконголезская впадина включает прибрежные районы Конго, Заира и северной части Анголы (рис. 107). В осадочном ее выполнении, как и во впадине Огове, выделяются три толщи. На докембрийском фундаменте залегают песчано-глинистые континентальные породы — «сублиторальная серия» неокома и нижней части апта. Мощность ее в акватории около 3 км, в южном направлении уменьшает- ся до 700—1000 м. Средне- и верхнеаптские отложения представлены соленосной толщей. Мощность ее в связи с соляной тектоникой значительно меняется: обычно она составляет 50——800 м, однако в ряде случаев соль полностью выжата.
Верхняя ——надсоленосная — толща альб-сенонского и неогенового возраста представлена в нижней части преимущественно известняками, в верхней ——песчано-глинистыми образованиями. Максимальная мощность ее (2 км) фиксируется на шельфе.
Рис. 107. Нижнеконголезская нефтегазоносная впадина: а — выходы кристаллического фундамента на поверхность； 6 — акон- сервационная зона； е — изогипсы кровли фундамента, м; а — нефтяные месторождения.
Месторождения： / — Лоанго； 2 — Пуэнт-Инднен; 3 — Эмерод； 4 — Ма- лонго-Норт； 5 — Малонго-Ист； 6 — ?4алонго-Саут； 7 — 120/1； 8 — Пнн- да; 9 — Куннгунпа; 10 — Кабека-на- Кобра
Особенностью тектонического строения Ннжнеконголезской впадины является ступенчатое погружение фундамента в сторону океана. На шельфе и внутренней части континентального склона он залегает на глубине до 7——8 км. Структура надсолевого комплекса в значительной степени обусловлена соляной тектоникой. Выделяются четыре зоны с различными типами дислокаций. Первые две характеризуются спокойным, ненарушенным залеганием соли. Они располагаются в краевых частях впадины ——в береговой зоне и на внешних частях континентального склона. Для шельфа характерно наличие соляных куполов, группирующихся в протяженные антиклинальные зоны. На континентальном склоне широко развиты соляные диапнрьь Часто в междиапировых структурах соленосные толщи отсутствуют.
К началу 1986 г. в Нижнеконголезской впадине открыто 54 нефтяных н четыре газовых месторождения, основная часть которых расположена в шельфовой зоне. Большинство месторождений мелкие по запасам (1——5 млн. т). Исключение составляют месторождения зоны Малонго н месторождения Такула и Эмерод. Зона Малонго объединяет трн месторождения ——Малонго-Саут, Малонго-Норт и Малонго-Ист. Они выявлены на шельфе Кабинды в 1966—1969 гг. Продуктивны отложения неокома и сенона на глубине соответственно 400——550 н 2100——2500 м. Начальные извлекаемые запасы нефти 216 млн. т.
Месторождение Такула открыто в 1980 г. Оно приурочено к небольшой приразломной антиклинали площадью 2,4 км2. Продуктивны альб- ские песчаники на глубине 1220—1360 м. Извлекаемые запасы нефти превышают 30 млн. т.
Месторождение Эмерод выявлено в 1969 г. на шельфе Конго. Связано с куполовидной структурой площадью 12X15 км2. Продуктивны трн песчаных горизонта сенона, залегающих в интервале 190——540 м. Плотность нефти 0,923 к/см3. Геологические запасы оцениваются в 250 млн. т.
Крайняя южная впадина Кванза расположена на территории Анголы и прилегающей акватории Атлантического океана. Длина ее на суше 315 км при максимальной ширине 170 км. В разрезе осадочной толщи впадины, как и в пределах бассейна в целом, выделяются трн комплекса. Нижний неокомский представлен пестроцветными песчаниками с прослоями аргиллитов и углей мощностью в несколько сот метров. Средний комплекс слагается солью нижнего апта, мощность которой в центральной части впадины достигает 1 км. В составе надсоле нос но го комплекса преобладают аргиллиты и алевролнты. Следует отметить наличие в альбе второй эвапоритовой толщн, сложенной солью, ангидритами н доломитами. Мощность ее до 400——600 м. В северной части впаднны выделяется грабенообразный прогиб, выполненный песчано-глинистыми породами аквитана ——бурдигала мощностью свыше 3 км.
Структура впадины Кванза определяется системой валов и прогибов субмернднонального простирания. Ярких проявлений диапиризма здесь не отмечается, хотя в образовании антиклинальных зон, несомненно, ведущую роль играли пластичные деформации соли. Максимальная глубина фундамента во впадине составляет 3600 м, хотя не исключено, что в акватории она возрастает. Отличительной чертой строения впадины является наличие узких грабенов длиной до 100 км, заполненных миоценовыми отложениями большой мощности. В рельефе фундамента они не выражаются.
К началу 1977 г. во впадине Кванза выявлены 12 нефтяных и одно газовое месторождение. Продуктивны доаптскне песчаники, доломитизи- роваиные известняки и трещиноватые доломиты апта, известняки верхнего альба, трещиноватые аргиллиты эоцена н песчаники миоцена. Месторождения ио запасам мелкие.
В целом в пределах Кванза-Камерунского НГБ выявлено 116, главным образом нефтяных месторождений. Большая часть добычи нефти (44%) приходится на шельфовые месторождения Анголы.
Глава VI
ВЛНЖНН0 Н СРЕДНИ。восток
ТЕКТОНИЧЕСКОЕ И НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
Эта крупная область на стыке Европы, Азии и Африки занимает Аравийский полуостров, Иран и азиатскую часть Турции. В тектоническом плане юго-западная часть рассматриваемой области располагается в пределах древней Африкано-Аравийской платформы, а северная и северо-восточные ее части — в альпийском складчатом поясе.
В рассматриваемом регионе размещаются пять нефтегазоносных бассейнов: Персидского залива, Аданайский, Деште-Кевир (рис. 108), Аденский, Шабва- Сюда выходят также небольшие окраины Восточно- Черноморского, ЮжнО'Каспийского и Каракумского НГБ, основные части которых находятся в СССР, а из Северной Африки на территорию Ближнего Востока протягивается Восточно-Присредиземноморский НГБ.
Значительная часть латерально-гетерогенного НГБ Персидского залива находится на Аравийском полуострове, далее он распространяется на северо-восток в Персидский залив и на юго-западный склон горной цепи Загрос. Этот бассейн располагается на территории Ирана, Ирака, Сирии, Турции, Иордании, Саудовской Аравии, Кувейта, Катара, Бахрейна, Объединенных Арабских Эмиратов, Омана, Йеменской Республики. На юго-востоке Турции выделяется вертикально-гетерогенный Ада- найский НГБ, в пределах Иранского нагорья — НГБ Деште-Кевир, вдоль северной окраины Аденского залива ——Аденский НГБ, на территории Йеменской Республики — НГБ Шабва.
В Аданайском НГБ установлена промышленная нефтеносность рифогенных известняков подошвы нижнего миоцена. Миоцен, образующий верхний этаж бассейна, представлен преимущественно терригенными породами, залегающими на дислоцированных эоценовых, палеоценовых, юрских и меловых карбонатных отложениях нижнего этажа. Общая мощность пород, выполняющих бассейн, 9 км. В бассейне открыто два месторождения 一 Булгурдаг и Арзус.
НГБ Деште-Кевир расположен в северной части Иранского нагорья на месте крупной межгорной впадины. Мощность вскрытых в бассейне мезозойских и кайнозойских отложений свыше 7 км, из них на мезозойские приходится около 1 км. Средне-, верхнеолигоиеновые и нижнемиоценовые отложения мощностью 1350 м образуют основную продуктивную толщу бассейна и выделяются под названием свиты Кум. Она сложена туфоносными терригенными породами с прослоями ангидритов. Соленосные отложения среднего и верхнего миоцена мощностью до 1 км перекрываются 1000-метровой толщей грубозернистых пород плиоценового возраста. На западе бассейна развиты крупные асимметричные антиклинальные зоны субширотиого простирания. К ним приурочены открытые в бассейне газонефтяное месторождение Эльбурс и кон- денсатногазовое Середже (запасы 160 млн, т). Залежи пластовые массивные.
черное моречерное моремореморе1144^^a EZ3^^^a EZ3^
черное море
черное море
море
море
1
1
4
4
^^a EZ3^
^^a EZ3^
^^6擦阂? I・」°
Рис. 108. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Ближнего и Среднего Востока.
Складчатость： а - альпийская, б докембрийская; в - авлакоген Пальмирид, а — аконсерванноннан зона; д - месторождения Эльбурс и Середже.
НГБ： / ——Восточно-Присредиземноморский, 2 — Аданайский, 3— Восточно-Черноморский, 4 ——Персидского залива, 5 — Южно-Каспийский, 6—Деште-Кевир. 7 — Каракумский; ПНГБ： 8Антальян- ский, 9—Ме1ихедский, 10—Деште-Лут, //— Исфаханский. /2 — Джазмуриан, 13—Оманско-Мак- ранский
Бассейн Аденского залива располагается в пределах периконтинен- тальной части Аравийской платформы. С юга он ограничен подводной частью хребта Шеба на Индийском срединно-океаническом хребте. Бассейн сложен мезозойскими и кайнозойскими породами мощностью до 6 км, из которых не менее 3,5 км приходятся на миоцен-олигоценовые отложения. На юге перед хр, Шеба осадочные отложемия выклиниваются. В бассейне открыты морские нефтяные месторождения Шарма и Рас-Гашва с залежами в известняках миоцена —— олигоцена и эоцена,
Небольшой бассейн Шабва (40 тыс. км2) выполнен меловыми и верхнеюрскими соленосными отложениями. Мощность соленосных пород достигает местами 1 км. С ними связано развитие диапиров и соляных «подушек». В бассейне открыто восемь нефтяных месторождении, с залежами в подсолевых отложениях. Наиболее круные месторождения —— Алиф с запасами 74 млн. т и Вест-Аяд.
Узкие южные окраины Южно-Каспийского и Каракумского бассейнов за рубежом приурочены к территории Ирана, В иранской части Южно-Каспийского НГБ, в прогибе Горган, открыто антиклинальное газоконденсатное месторождение Горниак-Тепе. Продуктивны в нем песчаники плиоцена. В Каракумском НГБ, в иранской провинции Хорасан, у границы с СССР, выявлено крупное газовое месторождение Хенгирен, Здесь разведаны залежи в сводовых ловушках в породах нижнего мела
и верхней юры с общими запасами свыше 250 млрд, м3 (по оценке иранских геологов).
Юго-восточное окончание Каракумского НГБ располагается в преде- лах северной платформенной части Афганистана, где выявлено свыше 10 преимущественно газовых месторождений с залежами в песчаниках н известняках мелового и в известняках позднеюрского возраста. Газо- ностность бассейна контролируется распространением эвапоритов верхней корн. Месторождения расположены в пределах Андхойского вала и Северо-Карабильско-Даулетабадского вала Северо-Афганского выступа.
Небольшая окраина Восточно-Присредиземноморского НГБ занимает северные районы Синайского полуострова и узкую полосу западного побережья Средиземного моря.
Кроме того, на Ближнем Востоке выделяются небольшие по площади впадины, которые можно рассматривать в качестве возможно нефтегазоносных бассейнов. Все они слабо изучены и почти не затронуты бурением. Среди них в первую очередь следует упомянуть бассейны Деште-Лут (в Восточном Иране) и Оманско-Макранский (в Оманском заливе), очевидно, латерально-гетерогенные во впадинах со срединным массивом, а также гомогенные бассейны синклинориев Исфаханский, Мешхедский, Джазмурианский (в Иране) и Антальянский (в Турции)'
Нефтегазоносный бассейн Персидского залива
НГБ Персидского залива расположен в зоне сочленения древней платформы и альпийского складчатого пояса. Структурным ограничением его на юго-западе служит восточная часть крупного выступа докембрийского фундамента ——Нубийско-Аравийского щита, а на юге —— Южно-Аравийское поднятие платформы ——плато Хадрамаут. Оно по- лого погружается на север и резко воздымается на юг к берегам Аденского залива и побережью Аравийского полуострова, где местами об- нажается его фундамент. Вдоль береговой линии на шельфе это плато обрывается крупнейшим разломом. На западе бассейн обрамлен авла- когенной складчатой зоной Пальмирид, а также Иорданским и Алеппским поднятиями, расположенными непосредственно восточнее Ливано-Сирийского разлома. На севере, северо-востоке и востоке он ограни- qeH альпийскими складчатыми сооружениями — соответственно Восточ- ным Тавром, внутренней зоной Загроса и Оманом. Граница с последним в значительной северной части проходит по краевому шву. С других сторон бассейн почти везде ограничен аконсервационной зоной, которая протягивается относительно узкой полосой на юге и значительно расширяется на юго-западе и западе, где занимает верхнюю часть платформенного склона, примыкающую к Нубийско-Аравийскому щиту.
Наибольшая часть НГБ находится в пределах Аравийской плиты —— платформенного склона бассейна, к которому примыкают на севере Предтаврская зона дислокаций, на северо-востоке Месопотамский кра- евой прогиб, на востоке прогиб перед Южным Оманом. Кроме того, 296
самым северо-восточным тектоническим элементом бассейна является внешняя зона антиклинория Загрос (рис. 109).
Аравийская плита разделяется на ряд поднятий и прогибов. На крайнем севере плиты находится Диярбакырское (Мардинское) поднятие. Значительно южнее располагаются поднятие Дейр-эс-Зорт и свод Рут- 6а, который соединяется меридионально простирающимся поднятием Хайл с Нубийско-Аравийским щитом. Свод Рутба и поднятие Хайл помещаются в аконсервационной зоне.
Между поднятиями Иорданское и Хайл с юга на север протягивается неглубокий Друзский прогиб, сочленяющийся с зоной Пальмирид. К этой зоне с северо-запада примыкает узкий Предпальмирский прогиб, в котором мощность осадочного чехла около 4 км.
От широкого западного выступа Аравийского щита к островам Бахрейн и п-ову Катар отходит крупное поперечное Центрально-аравийское поднятие. Часть его у побережья Персидского залива называется структурной террасой Газа. Северо-западнее этой террасы располагается Басра-Кувейтская впадина, а восточнее и юго-восточнее ——обширная синеклиза Руб-эль-Хали. Максимальная глубина залегания поверхности фундамента в ней около 8 км, в пределах Центральноаравийского поднятия на п-ове Катар она уменьшается примерно до 5 км, а в Басра- Кувейтской впадине снова возрастает до 7 км.
Предтаврская зона дислокаций примыкает к Восточному Тавру, с юга ограничена Диярбакырским поднятием.
Месопотамский краевой прогиб протягивается с юго-востока на северо-запад почти через весь бассейн Персидского залива. Смежная с этим прогибом внешняя зона Загроса является областью развития крупных линейных складок, нарушенных разрывами и простирающихся на северо-запад.
В пределах НГБ Персидского залива на площади 1100Х1300 км2 выявлено (с 1902 г.) около 300 нефтяных и газовых месторождений, из которых 13 с запасами нефти от 1 до 10 млрд, т и 40 с запасами нефти от 100 млн. до 1 млрд. т. Продуктивны миоценовые, палеогеновые, меловые, юрские, триасовые и пермские преимущественно карбонатные резервуары. Месторождения нефти и газа группируются в 13 основных ареал зон нефт ег а зон а коплен и я.
В строении синеклизы Руб-эль-Хали, расположенной в пределах Аравийской плиты и заключающей четыре ареала зон нефтегазонакопления, принимают участие юрская карбонатная толща с гипсами и ангидритами в кровле мощностью более 1 км, меловые терригенно- карбонатные отложения мощностью свыше 3 км, палеогеновые (нет олигоцена) также терригенно-карбонатные мощностью более 1 км. Среднемиоценовые отложения представлены терригенной соленосной толщей мощностью около 500 м. В ряде скважин в синеклизе Руб-эль- Хали вскрыты триасовые и пермские карбонатные терригенные породы.
В синеклизе Руб-эль-Хали ареалы зон нефтегазонакопления расположены на севере, востоке (Предоманский), юге, а также в пределах южной акватории Персидского залива между п-овом Катар и Ома-
297
A
03. Вак
ле
u
У
НА
w
|+」M
X A%aX
4
AP *
Тель-АвивУ L
/Амман。戸/丸从
S'Ш
Иl°°»°»°l
"Ребу
Рис. /09. НГБ Персидского залива.
Складчатость： а —“докембрийская; 6 — альпийская; в — Пальмириды； г — аконсервационная зона; ° —границы бассейна； е— внешняя зона Загроса; ж — внутренняя зона Месопотамского прогиба; з — внешняя зона Месопотамского прогиба； и — Предоманский прогнб; к — Восточно-Аравийский скнон; л — скнонн плато Хадрамаут и Нубийско-Аравийской плиты； м — Центральноаравийское подня- * тне (Газа); н 一 Предпальмирский прогиб; о — поднятия и прогибы; п — разломы； месторождения: р — нефтяные и газонефтяные, с — газовые； т — зоны нефтегазонакопления; у - ареалы зон нефтегазонакопления.
,4 -- северная часть бассейна. Поднятия, своды： Я — Иорданское, /〃 - Алеппское, X — Хайл, Р — Рут- 6а, ДЗ — Дейр-эс-Зорт, Д - Диярбакырское; Др — Друзский прогиб: НА - Нубийско-Аравийский
Ареалы зон нефтегазонакопления северной части бассейна: / — Предтаврский; ff — Киркукский； /// — Камн山?ннскнй и Мосульский; /0 — Адыяманская зона нефтенакопления. Месторождения： / Киркук： 2 Бай-Гасан; 3 — Джамбур; 4 — Бутма; 5 — Айн-Зала; 6 - Румайлан； 7 — Суздне，8 — Карачок' 9 — Джибисса (вне ареала); 10 一 Сельмо; // — Бати-Раман.'
6 — южная часть бассейна. 6К — Басра-Кувейтская впадина； X — плато Хадрамаут.
Ареалы зон нефтегазонакопления южной части бассейна: IV - Бушир-Ахвазский; V — Бушир-Кешмин- скн心；Vf — Басра-Кувейтский; Vff — севера Персидского залива; Vfff — Газа; /X — ю「а Персидского залива; X — Северный синеклизы Руб-эль-Хали; Xf -- Предоманский； X//— Южн^й синеклизы Руб- элъ-Хали. Месторождения: 12 — Хурсания； 13 — Катнф： /4 - Манифа; /5 — Абкайк; /6 — Гавар; /7 — Даммам; 18 — Духан; /9 — Хурайс; 20 - Абу-Хадрия； 2/ — Барганшар; 22 — Эль-Хут; 23 — Сафания- Хафджи; 24 — Зулуф； 25—Эсфендиар; 26 - Сайрус； 2 7—Ферейдун-Марджан; 28—Дариус; 2g — Вафра; 30 — Умм-Гудайр; 3/ — Минагиш； 32 — Большой Бурган; 33 — Раудатайн-Сабрия； 34 — Зу- 6а員р； 35 — Румайла; 36 — Лали; 37 — Месджеде-Солейман； 38 — Нефтесефид; 39 — Хефт-Кель; 40 ①арнс; 4/—「ечсаран; 42 — Марун； 43 — Ага-Джари; 44 — Пазануи* 45 — Ахваз; 46 — Реги-Сефид 47 - Биби-Хекиме; 48 — Мансурн; 49 — Фахуд; 50 — Мурбан； 5/ — Бу-Хаза; 52 — Сассам 53 — Май- дан-Махзан： 54 - Идд-эль-Шарги； 55 — Умм-Шайф; 56 - Фатех; 57 — Закум; 58 — Ростам; 59 — Бер- рн; 60 — Дапан; 6/ — Кенган; 62 - Агар; 63 — Парс; 64 — Менд; 65 — Варава; 66 — Северо-Западный 义口о〃； 67 - Шуром; 68 — Шах; 69 — Асаб; 70 —Заррара; 7/ - Салех-Нахайда, Карн-Апам н др.； 72 — Мармул； 73 — Амал： 74 - Джалмуд; 75 - Раниб; 76 — Йибал; 77 — Нати; 78 — Бирба
ном. Для всех ареалов зон характерна приуроченность месторождений к платформенным поднятиям, формирование которых в той или иной степени было связано с движением глубоко залегающей кембрийской соли. Наиболее отчетливо соляная тектоника проявилась на востоке синеклизы ——Предоманский ареал —— кв экваториальной части ——ареал зон юга Персидского залива. В обоих ареалах зон месторождения приурочены к типичным соляным куполам и брахиантиклиналям с глубоко погруженным соляным ядром. В Предоманском ареале отмечается северо-западное простирание платформенных поднятий, близкое
к простиранию разлома, разграничивающего Аравийскую плиту 總 Пред оманский прогиб. Складки, к которым приурочены месторождения (особенно вблизи Предоманского разлома), нарушены разрывами значительной амплитуды, поэтому помимо сводовых ловушек залежи здесь заключены в ловушках экранирования по разрыву. Именно в таких ловушках содержится нефть на месторождении Фахуд. Это одно из самых значительных (с запасами нефти свыше 100 млн. т) месторождений ареала.
В большей части месторождений нефтеносны известняки верхнего (свита Вазия) и нижнего (свита Тамама) мела. На юго-востоке ареала зон обнаружена группа месторождений Габа (Салех-Нахайда, Карн- Алам и др.), в которых основными продуктивными отложениями являются песчаники пермского возраста.
В ареале зон юга Персидского залива выявлены нефтяные и газонефтяные месторождения, в которых свободный газ образует сравнительно небольшие газовые шапки. Здвеь выделяется ряд отчетливо линейных, субмеридионально простирающихся зон нефтегазонакопле- ния. Месторождения структурно выражены округлыми или овальными в плане поднятиями с залежами в сводовых ловушках на глубине 2—3 км.
Основные нефтеносные горизонты субаквальной области ареала — известняки, гораздо реже доломиты верхней юры (свита Араб) и известняки аптского яруса. Роль покрышек играют нижнемеловые глины и верхнеюрские ангидриты. С 1958 г. в данной области открыто не- сколько десятков газонефтяных и нефтяных месторождений. Среди иих крупнейшие месторождения Сассан и Ростам (с запасами нефти соответственно 170 млн. и 130 млн. т), принадлежащие Ирану, месторождения под территориальными водами Катара —— Идд-эль-Шарги и Майдан-Махзан (по 280 мли. т в каждом), а также месторождения Объёдиненных Арабских Эмиратов: Умм-Шайф (300 млн. т), Фатех (200 млн. т) и Закум (140 млн. т).
Южнее субаквального ареала зон юга Персидского залива находится Северный ареал зон нефтегазонакопления синеклизы Руб-эль- Хали, иногда называемый Мурбан. Месторождения образуют зоны, вытянутые в северо-восточном направлении, и связаны с пологими куполовидными складками и брахиантиклиналями, иногда затронутыми сбросами. Залежи заключены в сводовых ловушках в известняках аптского яруса. К гигантским представителям таких месторождений относятся месторождения Мурбан, Бу-Хаза, Заррара. Запасы нефти в первом достигали 600 млн. т, во втором превышали 500 млн. т, в последнем свыше 200 млн. т. На юге синеклизы Руб-эль-Хали открыто несколько месторождений нефти с залежами в меловых отложениях.
Крупнейшими по запасам нефти являются ареалы зон нефтегазо- накопления Газа, севера Персидского залива и Басра-Кувейтский. Ареалы зон сложены пермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Пермские образования преимущественно терригенные пестроцветные мощностью до 550 м. Отложения триасового, юрского, мелово-
го и палеоцен-эоценового возраста представлены терригенно-карбонат- ными породами общей мощностью более 6 км. Для подошвы нижнемеловых пород характерны соленосные породы (каменная соль, ангидриты) мощностью от 150 M (Газа) до 400 м (Кувейт).
Ареал зон нефтегазонакопления Газа расположен на территории Саудовской Аравии, Кувейта, Катара, Бахрейна, распространяясь на север в территориальные воды этих государств и Ирана. В ареале выявлен ряд зон нефтегазонакопления, структурно представленных пологими валами, простирающимися в субмеридиональном направлении.
Среди открытых в ареале месторождений преобладают нефтяные, а в газонефтяных запасы нефти резко превышают запасы газа. Почти все эти месторождения приурочены к различным по размерам, иногда очень крупным пологим брахиантиклиналям, у которых углы наклона крыльев возрастают с глубиной. Брахиантиклинальные месторождения группируются в валы ——зоны нефтегазонакопления. Основным продуктивным горизонтом служат верхнеюрские известняки свит Араб и Джу- байла и среднеюрские известняки свиты Друма. Кроме того, на отдельных месторождениях установлена продуктивность известняков пермского и раннемелового возраста (месторождение Даммам).
Многие месторождения ареала Газа относятся к крупнейшим или даже гигантским по заключенным в них начальным запасам нефти. На месторождениях Саудовской Аравии Даммам, Берри, Абу-Сафа запасы нефти составляют по 750—800 млн. т; месторождение Духан, расположенное в Катаре, содержит 742 млн. т нефти. Запасы нефти месторождений Катиф, Абкайк, Гавар (Саудовская Аравия) составляют соответственно 1,2 млрд., 1,6 млрд, и 10,1 млрд. т. На последнем имеется также газ с запасами 1 трлн. м3.
Годовая добыча нефти на месторождении Гавар превышает 200 млн. т. Длина его около 200 км, ширина 16——25 км. С глубиной углы падения на крыльях вала, к которому приурочено месторождение, возрастают до 5——10°. Нефтеносность связана с двумя пластами свиты Араб (верхняя юра) на глубине 1500—1800 м.
Месторождение Абкайк представляет собой брахиантиклиналь с несколько более крутым (до 6°) восточным крылом. Длина складки 20 км, ширина 6 км, высота около 100 м.
Месторождение Даммам выражено пологим куполовидным поднятием. Продуктивны четыре пласта свит Араб, Вазия (турон, альб) и Хуфф (пермь).
Севернее ареала Газа располагается ареал зон нефтегазонакопления севера Персидского залива с зонами, расположенными на валах, вытянутых в северо-восточном направлении. Ареал начинается на склоне террасы Газа и далее пересекает почти под прямым углом юго-восточное погружение внешнего борта Месопотамского прогиба. В ареале выявлено свыше 15 месторождений с залежами в известняках нижнемеловых (свита Ратави), верхнеюрских (свиты Араб, Джубайла), реже верхнемеловых (свита Вара). Наиболее крупные месторождения ареа-
ла Сафания-Хафджи (Кувейт) с запасами 3,2 млрд, т, Ферейдун-Мард- жан (Иран, Саудовская Аравия)——1,3 млрд, т нефти и 135 млн. м3 газа, Хурсания (Саудовская Аравия)——831 млн. т.
Басра-Кувейтский ареал зон нефтегазонакопления располагается в одноименной впадине на территории Кувейта и Южного Ирака. Он объединяет зоны нефтегазонакопления, приуроченные к пологим вало- образным поднятиям, вытянутым в северо-западном направлении. Месторождения ареала структурно представлены платформенными брахиантиклиналями. В ареале разведаны сводовые ловушки с нефтяными или газонефтяными залежами. Основными нефтесодержащими породами служат песчаники альба (свита Бурган), баррема (свита Зубайр) и сеномана (свита Вара). Меньшие запасы нефти содержатся в известняках неокома, сеномана, эоцена.
Среди месторождений ареала имеется пять гигантских — месторождения Южного Ирака Румайла и Зубайр с запасами нефти соответственно 2,8 млрд, и 1 млрд, т, а также месторождения Кувейта Вафра (650 млн. т), Раудатайн-Сабрия (около 2 млрд, т) и, наконец, Большой Бурган (10,7 млрд, т).
Месторождение Большой Бурган приурочено к обширному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении. Оно заключает три замкнутые брахиантиклинали: наиболее крупную южную Бурган и две一 Магва и Ахмади — менее значительных размеров в северной части поднятия. Брахиантиклинали разделены неглубокими структурными седловинами. Углы падения слоев в пределах поднятия не превышают 3°. На месторождении имеется несколько нефтяных залежей в сводовых ловушках. Покрышками для них служат горизонты пластичных глин, а коллекторами — песчаники альба (свита Бурган) и сеномана (свита Вара) и сеноманские известняки.
Кроме упомянутых выше гигантов в кувейтской части ареала выявлены крупнейшие по запасам месторождения Умм-Гудайр (150 млн.т) и Минагиш (275 млн. т).
На северо-западе НГБ Персидского залива (Сирия) в пределах платформенного склона открыто крупное (запасы 103,9 млн. т) газонефтяное месторождение Джибисса. На месторождении имеются три залежи в сводовых ловушках, разбитых на блоки: основная газонефтяная в миоценовых известняках Джерибе, значительно меньшая нефтяная в меловых известняках и небольшая газоконденсатная в известняках триаса. Здесь же открыто месторождение Гуна.
В пределах Аравийской плиты свыше 90% разведанных запасов нефти заключено в интервале глубин 1——3 км.
Сравнительно небольшие запасы газа концентрируются в двух интервалах глубин： 1 ——1,5 км (около 25% запасов газа) и 2—2,5 км (примерно 65%).
В пределах Месопотамского прогиба нефтяные месторождения концентрируются в ареалах, расположенных как на внешнем, так и на внутреннем его бортах. На внешнем борту могут быть выделены два небольших ареала зон нефтегазонакопления: Камышлинский 302
(Сирия и Ирак) и Мосульский (Ирак), разделенные небольшим поперечным поднятием.
Камыиллинский ареал зон нефтегазонакопления заключает нефтяные месторождения, представленные платформенными поднятиями. Залежи находятся в сводовых ловушках в коллекторах, сложенных известняками и доломитами нижней юры и верхнего триаса, реже верхнего мела. Наиболее крупные газонефтяные месторождения — Суэдие (180 млн. т) и Карачок (167 млн. т) с залежами на глубине 1575—3200 м.
Мосульский ареал содержит несколько нефтяных месторождений (Касаб, Джаван и др.) с относительно небольшими запасами нефти и газа. Залежи заключены в известняках нижнего миоцена, перекрытых соленосной толщей тортона (Нижний Фарс), и в известняках Маастрихта. Залежи нефти и газа находятся на небольшой глубине. Нефти тяжелые, сернистые.
Юго-восточнее, вблизи г. Басра, известна небольшая зона нефтегазонакопления Нахр-Умр, с залежами нефти в известняках нижнего миоцена и песчаниках нижнего мела.
На внутреннем борту выделяется запасами Бушир-Ахвазский ареал зон нефтегазонакопления (Иран, Ирак), где открыто около 20 газонефтяных месторождений, в том числе несколько крупных и крупнейших.
В строении Бушир-Ахвазского ареала зон нефтегазонакопления принимают участие (вскрыты бурением) отложения от юры до плиоцена. Мощность юрских отложений более 1 км. Титонский ярус представлен известняками с гипсами и ангидритами, кимериджский и оксфордский ярусы объединены в продуктивную толщу Араб. Меловые отложения преимущественно карбонатные мощностью более 3,5 км. Турон-альбс- кая известняковая толща газонефтеносная и выделяется как свита Сарвак. Эоцен и палеоцен выражены известняками мощностью до 1,5 км. Нижний олигоцен сложен красноцветными глинами и известняками мощностью около 1,2 км. Нижний миоцен и верхний олигоцен, представленные рифогенными известняками, объединены в продуктивную толщу Асмари мощностью более 800 м. Средний миоцен (продуктивная толща Нижний Фарс) и верхний миоцен (Верхний Фарс) образованы соленосной карбонатно-терригенной толщей мощностью свыше 2 км. Разрез плиоценового отдела сложен терригенными породами мощностью более 3,5 км.
В Бушир-Ахвазском ареале зон разведан ряд антиклинальных зон нефтегазонакопления, оси которых простираются в северо-западном направлении. Все месторождения ареала приурочены к брахиантиклиналям, сформированным карбонатными породами мезозоя и кайнозоя (по нижнемиоценовые). Эти складки характеризуются широкими слабо выпуклыми сводами и более крутыми юго-западными крыльями, наклоненными под углом до 50—80°. Залегающие выше породы дислоцированы по отношению к подстилающим дисгармонично, причем степень дисгармоничности возрастает в северо-восточном направлении к внутренней зоне Загроса. На месторождениях вблизи этой зоны (Гечсаран,
Лали, Месджеде-Солейман) отложения свиты Фарс разбиты надвигами на чешуи, смещенные в юго-западном направлении.
К настоящему времени здесь открыты в основном газонефтяные месторождения. Среди них такие месторождения, как Ага-Джари (с запасами нефти 1,2 млрд, т.), Гечсаран (1,4 млрд, т), Ахваз (1,2 млрд, т), Биби-Хекиме (1,1 млрд, т), Реги-Сефид (570 млн. т), Месджеде-Солейман (540 млн. т), Фарис (400 млн. т), Хефт-Кель (350 млн. т), Мансу- ри (270 млн. т). Многие из названных месторождений, а также целый ряд других являются объектами добычи газа.
Основными продуктивными толщами Бушир-Ахвазского ареала зон нефтегазонакопления являются свиты Асмари, Саравак, реже Араб.
Северо-западнее рассмотренного ареала на территории Ирака может быть выделен небольшой Киркукский (Эрбильский) ареал зон нефте- газонакопления. Нефтегазоносны здесь известняки нижнего миоцена —— эоцена (свиты Кальхур, Евфрат, Джерибе), верхнего мела (свита Ши- раниш), нижнего мела (свита Камшука).
В ареале выделяются простирающиеся на северо-запад антиклинальные зоны нефтегазонакопления. Месторождения в этих зонах структурно представлены узкими антиклиналями и брахиантиклиналями. Они заключают залежи в сводовых ловушках. Досреднемиоценовые породы образуют простые симметричные или близкие к таковым складки с широким плоским сводом и не очень крутыми крыльями. Более молодые толщи над сводами охарактеризованных складок рассечены надвигами, по которым тектонические чешуи смещены на юго-запад.
Ареал включает такие газонефтяные месторождения, как гигантское Киркук и крупнейшие Бай-Гассан и Джамбур. Запасы нефти месторождения Киркук составляли около 2 млрд, т, а запасы месторождений Бай-Гассан и Джамбур ——по 300 млн. т.
Месторождение Киркук приурочено к антиклинали длиной около 100 км и шириной 5 км. Ядро складки нарушено несколькими продольными сбросами амплитудой до 180 м. На месторождении содержатся три залежи: верхняя, наибольшая,——в известняках Кальхур и две, немного меньшие по размерам,— в известняках Камшука и Шираниш. Покрышкой верхней залежи служат эвапориты свиты Фарс, в двух других ——пачки глинистых мергелей палеоцена и верхнего мела.
На севере бассейна на территории Турции, в Предтаврском прогибе выделяются Предтаврский ареал и небольшая Адыяманская зона неф- тенакопления.
В разрезе отложений, слагающих Предтаврский ареал зон нефте- газонакопления, выделяются палеозойские карбонатно-терригенные, мезозойские карбонатные и кайнозойские карбонатно-терригенные соленосные породы общей мощностью более 9 км. Продуктивны известняки нижнего палеоцена, рифогенные известняки Маастрихта и известняки турона ——альба.
В Предтаврском ареале заключены линейные антиклинальные зоны нефтегазонакопления, простирающиеся параллельно мегантиклинорию Восточного Тавра. Месторождения зон представлены асимметричными 304
антиклиналями. Все они содержат нефтяные, реже газонефтяные залежи в сводовых ловушках.
Большинство месторождений незначительные по запасам, всего их насчитывается несколько десятков. В двух из них ——Сельмо и Бати- Раман ——запасы нефти составляли соответственно 50 млн. и 20 млн. т.
В Адыяманской зоне нефтенакопления открыто несколько очень небольших месторождений, связанных с антиклиналями, более пологими, чем в Предтаврском ареале.
Бушир-Кешминский ареал газонакопления расположен на юго-востоке Ирана, протягивается от г. Бушир на севере до о-ва Кешм в Ормузском проливе. Здесь выявлена большая группа чисто газовых месторождений (Кенган, Парс, Менд, Варава, Кешм и др.), представленных брахиантиклиналями. Они заключают на глубине около 3 км пластовые сводовые залежи в пермских известняках и доломитах (свита Хуфф), перекрытых мощными высокопластичными ангидритами. На некоторых месторождениях газовые скопления достигают огромных размеров (Кенган — до 7——8 трлн, м3, Парс — до 2,5 тлрн. м3).
Несколько месторождений нефти (Шуром, Дудроу и др.) выявлено в пределах внешней зоны Загроса (Высокого Загроса) и северо-восточнее месторождений Фарис (Парис) и Гечсаран Бушир-Ахвазского ареала зон нефтегазонакопления. Продуктивны известняки свиты Сарвак.
Из недр нефтегазоносного бассейна Персидского залива уже извлечено более 15 млрд, т нефти. Запасы ее составляют более 60 млрд, т, т. е. примерно 70% нефтяных запасов всех капиталистических и развивающихся стран. Начальные ресурсы оцениваются в 100 млрд. т. Годовая добыча нефти в бассейне уже неоднократно превышала 1 млрд. т.
В качестве возможных причин высокой концентрации нефти и газа в бассейне Персидского залива можно указать следующие.
Развитие бассейна с кембрия по ранний миоцен происходило главным образом в условиях устойчивого погружения. Этапы осушения и размыва были относительно кратковременными. К настоящему времени в бассейне сформировалось сложенное в основном морскими фациями геологическое тело с огромной площадью и мощностью более 10 км.
В разрезе бассейна имеется целый ряд регионально развитых карбонатных и песчано-алевритовых комплексов, обладающих высокими коллекторскими свойствами и перекрытых флюидоупорами с хорошими изолирующими качествамп (эвапориты пермо-триаса, верхней юры и среднего миоцена, а также глины мелового возраста).
В пределах бассейна широко распространены сводовые ловушки, обычно ненарушенные или очень слабо затронутые разрывами. Характерны как крупные размеры самих ловушек, так и весьма значительный объем смежных элементов бассейна, из которых в эти ловушки возможна вертикальная и/или латеральная миграция углеводородов.
Водонапорные комплексы бассейна характеризуются хорошей гидрогеологической закрытостью, затрудненным водообменом и застойным режимом вод.
Глава VII
ЦЕНТРАЛЬНАЯ, ВОСТОЧНАЯ, ЮЖНАЯ, ЮГО-ВОСТОЧНАЯ АЗИЯ И ОКЕАНИЯ
ТЕКТОНИЧЕСКОЕ И НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
Обширная территория зарубежной Азии занята в основном горными сооружениями и разделяющими их равнинами и пустынями и опоясана с востока и юго-востока цепью островов молодого образования.
В структуре Азии достаточно четко выделяются три крупных структурных элемента:
эпиплатформенный ороген Центральной и Восточной Азии;
древняя Индостанская платформа с опоясывающими ее на западе, севере и востоке краевыми прогибами;
молодая островная система Малайского архипелага, Океании и Восточной Азии.
Все структурные элементы содержат нефтегазоносные бассейны различных генетических типов.
I. Нефтегазоносные бассейны эпиплатформенного орогена Центральной и Восточной Азии расположены преимущественно на территории Китая, в меньшей степени Монголии, и приурочены к межгорным депрессиям с высотой поверхности над уровнем океана до 3100 м при высоте окружающих их хребтов до 6000 м (рис. 110).
По возрасту платформ, времени и интенсивности проявления орогенеза в эпиплатформенном орогене Центральной и Восточной Азии выделяются Джунгарско-Гоби-Дунбейский ороген, образовавшийся на герцинском основании, и Китайский ороген, сформировавшийся на докембрийском основании.
Джунгарско-Гоби-Дунбейский ороген протягивается от Джунгарской равнины, окаймленной горными сооружениями Тянь- Шань, Монгольский и Гобийский Алтай, через Гобийскую пустыню на равнину Сунляо, заключенную между Большим и Малым Хинганом и другими горными сооружениями Гобийско-Хинганской и Гиринской складчатых зон.
Ороген занимает южную краевую часть Центральноазиатского складчатого пояса. На территории орогена находятся бассейны： крупный Джунгарский, небольшие Турфанский, Дзунбаинский, Тамцакско- Хайларский (Хинган-Монгольский) и наиболее крупный Сунляо. В Дзу- нбаинском НГБ выявлены небольшие нефтяные месторождения Дзун- баинское и Цаган-Эльское с залежами нефти в отложениях нижнего мела. В Тамцакско-Хайларском НГБ на территории Китая открыты четыре небольших месторождения нефти с залежами в отложениях верхней юры и нижнего мела. В Турфанском бассейне открыто нефтяное месторождение Шэндинкоу с залежъю в средней юре. Помимо перечисленных пяти бассейнов на территории Джунгарско-Гоби-Дун- 306
置〃目6
Рис. ПО. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Центральной и Восточной Азии.
Эпиплатформенный ороген： а — с докембрийским фундаментом, б — с каледонским фундаментом, в с позднепалеозойским фундаментом.
НГБ: / ——Джунгарский, 2——Турфанский; 3 — Таримский, 4 — Цайдамский, 5 — Преднаньшаньский, 6 - Чжаошуйский, 7 — Ммнхз, 8 — Двунбаинский, 9 ——Тамиакско-Хайларскнй, 10 — Сунляо, // — Фу- синьский, /2 — Ордосский, /3 ——Северо-Китайский, /4 ——Желтоморский, !5 — Сычуаньский, /6- Гуаней-Гуйчжоуский, /9 — Сянфань, 20 — Дунтинху; ПНГБ; /7 — Кукунорский, 18 — Алашаньский, 21 — Юаньшуй
бейского орогена известно пять впадин, представляющих различный интерес для поисков нефти или газа.
Китайский ороген до триасового времени развивался как стабильная докембрийская платформа. С конца триаса и в течение юры —— мела платформа вовлекается в орогенез (яньшаньский, индосинийс- кий), проявившийся в блоковых движениях с формированием грабенов и горстов и магматических излияниях. Яньшаньский орогенез наиболее интенсивно проявился на границе ранней и средней юры, усилился в конце юрского времени и сопровождался смятием осадочного чехла в новообразованных синеклизах и грабенах. На востоке Китайской платформы ярко проявился орогенез также в меловое время. Яньшаньский орогенез и складчатость завершились в течение позднего мела и палеогена (ларамийская складчатость). В кайнозойское время продолжались дифференциальные подвижки с амплитудой поднятий от 0,5 до 4 км, приведшие к созданию современного сложно расчлененного рельефа Китайского орогена. Мезозойский и кайнозойский ороге- 307
нез проявился глыбовыми подвижками и в герцинидах, оно兄сываю- щих с севера, юга и юго-запада Китайскую платформу.
Китайский ороген расчленяется на два блока ——орогена: Китайско-Корейский на севере и Южно-Китайский на юге, разделенные широтно вытянутой Циньлннской каледонско-герцинской складчатой системой и расположенным на ее восточном продолжении древним поднятием Дабашань.
Китайско-Корейский эпиплатформенный ороген протягивается в широтном направлении от Кашгарской (Таримской) равнины (пустыня Такла-Макан) на западе через пустыню Апашань и плато Ордос до Желтого мор兄 на востоке. Ороген характеризуется сильной структурной расчлененностью, различием простираний слагающих его впадин, поднятий и хребтов, а также сокращенной мощностью палеозойских отложений, особенно на востоке. На западе он ограничивается: с севера — герцинидами Центральноазиатского складчатого пояса, с юга —— герцинидами Тибетско-Вьетнамской геосинклинальной складчатой зоны.
В пределах Китайско-Корейского орогена можно выделить целый ряд нефтегазоносных бассейнов.
Широтно вытянутый Таримский бассейн представляет собой срединный массив с фундаментом докембрийского возраста, обрамленный с севера и юга герцинскими горными сооружениями Тяньшаньским и Куньлуньским.
В пределах каледонского высокогорного (6346 м над уровнем моря) сооружения Наньшань (Циляньшань), вытянутого в северо-западном направлении, находятся небольшие бассейны — нефтегазоносный Минхэ и потенциально нефтегазоносные Кукунорский и Алашань- ский. Бассейн Минхэ характеризуется небольшими размерами (площадь около 15 тыс. км2), грабеновой структурой, сложен преимущественно юрскими, меловыми и кайнозойскими образованиями мощностью свыше 6 км. В бассейне известно несколько малодебитных нефтяных месторождений, в том числе Хуту ай с 10 залежами в пластах песчаников верхней юры (шесть залежей) и кайнозоя (четыре залежи). Бассейн отличается сильной нарушенностью различными разрывами (сбросы, взбросы).
Цайдамский бассейн расположен на стыке каледонид Наньшаня и герцинид Куньлуня.
На стыке Алашаньской докембрийской платформы с Наньшань- ским горноскладчатым сооружением находятся небольшие бассейны Преднаньшаньский (Хэси, Ганьсуйский) и Чжаошуйский.
Преднаньшаньский бассейн заключен в узкой впадине длиной 400 км и шириной до 65 км между высокогорным сооружением Наньшань (Циляньшань), сложенным мощным нижнепалеозойским метаморфическим комплексом, на юге и докембрийским массивом Алашань на севере (рис. 111).
Фундамент бассейна сложен на юге метаморфическими породами нижнего палеозоя, на севере докембрийскими образованиями. Бассейн 308
Рис. 111. Преднаньшамьский НГБ:
а — выступы докембрийского фундамента Ала- шаньского массива и гор Бейшань; б — Северо- Циляньшаньский синклинорий (каледониды Нань шаня) ； 8 — разломы； г — впадины： / —— Западно- Цзюцюаньская, // — Мннлз; d поднадвиговая часть бассейна; с ——нефтяные месторождения- / — Язрса, 2 — Лэоцзюньмяо, 3 — Шиюгоу^ 4 — Байянхэ
выполнен фанерозойскими красноцветными, пестроцветными и угленосными терригенными отложениями мощностью до 15 км, из которых свыше 5 км приходятся на палеозойские породы и до 5 км — на кайнозойские. Все системы палеозойской группы разделены перерывами, иногда с несогласием в залегании.
Разрез отложений, слагающих бассейн, начинается с маломощной (до 100 м) толщи терригенно-карбонатных пород кембрийского и ордовикского возраста. Весь остальной разрез фанерозоя состоит из чередующихся мощных красноцветных, пестроцветных и угленосных толщ. Так, красноцветными терригенными породами представлена большая часть разреза кайнозойских отложений (ганьсуйская серия мощностью свыше 3700 м), заключающих продктивную толщу Байянхэ.
Преднаньшаньский бассейн имеет резко асимметричный поперечный профиль. Его юго-западный борт крутой, осложнен краевым надвигом, северо-восточный —— пологий. Двумя поперечными поднятиями южная часть бассейна расчленена на три впадины： Западно-Цзюцюаньскую на северо-западе, Восточно-Цзюцюаньскую, или Центральную, и Мин- лэ на юго-востоке. Наиболее изучена содержащая известные в бассейне восемь нефтяных месторождений Западно-Цзюцюаньская впадина. На юге ее прослеживаются две антиклинальные зоны: южная, или Лао- цзюньмяо, и северная ——Байянхэ.
Основная продуктивная толща бассейна — свита Байянхэ. Установлена также нефтегазоносность отложений мелового (свита Хайхайпус), раннепермского и позднекаменноугольного возраста.
На антиклинали Лаоцзюньмяо, расположенной на южном борту бассейна, находится наиболее крупное месторождение нефти бассейна ——Яэрся. Нефтеносны свиты Байянхэ и Хайхайпус на глубине 2300—2700 м. На этой же антиклинали находятся месторождения Лао- цзюньмяо и Шиюгоу, связанные с западной периклиналью крупного поднятия, сложенного палеозойскими и триасовыми породами. На месторождениях нефтеносны отложения свиты Байянхэ, пермские и каменноугольные. В северной моноклинальной зоне бассейна известно небольшое нефтяное месторождение Байянхэ.
Чжаошуйский бассейн приурочен к небольшой узкой впадине, сложенной кайнозойскими, меловыми и каменноугольными отложениями
309
мощностью свыше 5 км. В бассейне открыто нефтяное месторождение Цинтузин с залежью в нижнеюрских угленосных отложениях.
Ордосский (Шаньсийский) бассейн с герцинским обрамлением на юге (Циньлин) вытянут в меридиональном направлении.
Крупный по площади и запасам нефти Северо-Китайский бассейн располагается в пределах Северо-Китайской низменности (восточнее и южнее Пекина), а на севере — в акватории заливов Бохайвань и Ляодунского.
Восточно-Китайский (Желтоморский) нефтегазоносный бассейн расположен юго-восточнее Северо-Китайского и отделен от него Шань- дунским выступом докембрийских пород. На материке находится лишь незначительная краевая часть бассейна, большая его площадь скрыта под водами Желтого моря.
Изученная материковая часть Желтоморского бассейна сложена фанерозойскими породами мощностью около 10 км, из них не менее 8 км приходятся на терригенные породы юрского, мелового и кайнозойского возраста. Для неогеновых отложений характерны базальтовые покровы. Материковая часть бассейна осложнена антиклиналями, наиболее резко выраженными на юге. Субаквальная часть бассейна сложена мощной толщей кайнозойских пород и имеет разломно-блоковую структуру.
В бассейне выявлено небольшое газовое месторождение Чуаньша (юго-западнее Шанхая) с залежью в палеогеновых песчаниках и в скважинах получены нефтепроявления в породах девонского, каменноугольного, пермского и почти всех систем мезозойского и кайнозойского возраста.
Южнее Желтоморского бассейна в пределах акватории Восточно- Китайского моря может быть выделен одноименный потенциально нефтегазоносный бассейн. В некоторых скважинах, пробуренных до глубины 3300 м, здесь получены нефтепроявления, а в одной из них вскрыта газовая залежь.
Небольшой Фусиньский нефтегазоносный бассейн (два небольших нефтяных месторождения) выделяется севернее Северо-Китайского.
Небольшой (площадь 10 тыс. км2) бассейн Сянфань (Суньфын) находится на юге Китайско-Корейского орогена на стыке герцинид Циньлин и древнего глыбового поднятия Дабашань.
Бассейн сложен мощной толщей (до 13 км) верхнепалеозойских, мезозойских и кайнозойских (мощностью более 7 км) образований. На севере его открыто семь небольших по запасам нефтяных месторождений с залежами в палеогеновых терригенных породах.
Южнее Таримского и Цайдамского бассейнов в пределах герцин- ской складчатой области (Тибет) известно не менее 10 межгорных грабенов с невыясненными перспективами для поисков нефти и газа.
Южно-Китайский ороген характеризуется мощным и наиболее полным разрезом палеозойских отложений и значительным проявлением яньшаньского орогенеза. Северным ограничением его является Циньлинская складчатая система, северо-западным — Лунмыньшань- 310
ский герцинский хребет, западным и юго-западным ——выступы докембрийского фундамента Юньнань-Сиканский с высотой хребтов до 3 км и Шон-Ли, юго-восточным —— Катазиатская байкало-каледонская складчатая система. На северо-западе орогена выделяется крупный Сычуаньский (Красный) бассейн, на юге ——Гуанси-Гуйчжоуский (Юнь- нань-Гуансийский). Оба бассейна типичны для эпиплатформенных орогенов. В них сочетаются периферийные антиклинальные зоны нефтегазонакопления с ареалами зон нефтегазонакопления, свойственными платформам, в средней части.
Нефтегазоносный бассейн Гуанси-Гуйчжоуский (1600X400 км2) расположен южнее Сычуаньского, от которого отделен горным сооружением Доушань. В остальной части он обрамляется древними массивами： Цзяннаньским на востоке, Северо-Вьетбакским на юге и Юньнань-Си- канским на западе. Бассейн структурно сильно расчленен и характеризуется блоковым строением. Выполняющие его верхнепротерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения мощностью до 10 км образуют ряд поднятий (с сильно сокращенной их мощностью) и прогибов (с увеличенной мощностью). В средней части бассейна находится крупное поднятие, в пределах которого отложения пермского и триасового возраста залегают непосредственно на кембрийских и более древних породах.
В бассейне получены притоки нефти на 13 структурах из отложений преимущественно девонского возраста и установлены нефтепроявления в породах ордовика, силура, карбона, перми, триаса и неогена.
В центральной части Южно-Китайского орогена находится Цзяннаньское поднятие докембрийского фундамента, северо-западнее которого выделяется Хубей-Гуйчжоуская синеклиза, а юго-восточнее —— Цзянси-Гуансийская. Обе синеклизы могут рассматриваться как возможно нефтегазоносные.
На севере орогена располагается небольшой (50 тыс км2) нефтегазоносный бассейн Дунтинху, а восточнее, в пределах Катазиатской складчатой системы,——потенциально нефтегазоносный бассейн Юань- шуй. Бассейн Дунтинху имеет грабенообразную структуру и сложен фанерозойскими породами мощностью около 8 км. В бассейне выявлено семь небольших месторождений нефти (группа Чиен-Чан) с залежами в отложениях юры и триаса.
На юго-востоке Ти бетс к о-В ьетнамской складчатой области в пределах Ханойского грабена установлена газоносность неогеновых отложений. В прилегающем Тонкинском заливе в ряде скважин на глубине до 2500 м установлена промышленная нефтеносность миоценовых отложений.
Таким образом, три эпиплатформенных орогена Центральной и Восточной Азии —— Джунгаре ко-Гоби-Дунбейский, Китайско-Корейский и Южно-Китайский —— являются нефтегазогеологическими провинциями, к потенциально нефтегазоносным относится Тибетско-Вьетнамская провинция.
Древняя Индостанская платформа занимает одноимен-
311
呂？旨？ ^'
Q
屯。目曰
^^Зж卜川м1刪3卜"""Мm
Рис. JJ2. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Южной Азии:
а — докембрийский фундамент; б — авлакогены в теле докембрийской платформы; / Нармадский, /Z — Дамодар, /// - Маханади, 1V — Годавари; в — сбросы； г - изопахиты осадочного чехла, км; д — кайнозойские горные сооружения; е —поднятия в океане； ж границы бассейнов, меж бассейновое поднятие; иглубоководный желоб.
НГБ: / Камбейский, 4 — Нижнеиндский, 5 Среднеиндский, 6 Кохат-Потварский, 8 一 Ассамский, 9 — Бенгальский, Ю— Индо-Ланкийский; ПНГБ. ВНГБ： 2 — Декканскнй, 3—Виидийский. 7 — Ганг- ский, / / — Полк-Манарский, /2 — Малобарский
Шиллонгскии
массив
\小
ный полуостров и представляет собой обломок Гондванского суперконтинента, причленившийся к массиву Центральной Азии в конце эоцена. Большая часть платформы занята щитом, который в средней и юго- западной частях перекрыт обширным полем развития дехканских траппов мощностью свыше 2 км. Под траппами залегают верхнемеловые и более древние мезозойские и палеозойские (гондванская серия) породы. Щит рассечен рядом авлакогенов, заполненных отложениями гондванской серии (рис. 112).
Площадь развития декканских траппов может рассматриваться как возможно нефтегазоносный бассейн, погребенный под траппами. Это относится также к Виндийской синеклизе, значительная часть которой также перекрыта траппами мощностью до 1 км.
На подводную часть субширотно вытянутого Нармадского авлакогена в районе Камбейского залива наложен меридионально ориентированный Камбейский грабен, выходящий на юге на западный шельф (периконтинентальный прогиб) платформы. С Камбейским грабеном связано образование одноименного НГБ.
На периконтинентальных прогибах западной и восточной окраин Индостанской платформы выделяются три бассейна ——Малобарский, Полк-Манарский и Индо-Ланкийский. Малобарский ПНГБ приурочен к Лаккадивско-Керальскому грабену и сложен терригенными породами неогена мощностью до 3 км. Полк-Манарский бассейн связан с грабеном, расположенным между о-вом Шри-Ланка и континентом. Он сложен в подошве верхнеюрскими и меловыми преимущественно терригенными породами мощностью до 2 км, которые покрываются терри- генно-карбонатной морской толщей кайнозойского возраста мощностью до 3 км. В 1981 г. в бассейне (индийский шельф) открыто небольшое месторождение Рамесварам с залежью нефти на глубине 2265——2275 м в песчаниках верхнего мела.
Индо-Ланкийский НГБ расположен на юго-восточном склоне платформы севернее Мадраса. Он приурочен к периконтинентальному прогибу юго-восточного (Коромандельского) побережья Индостана от дельты р. Годавари на севере до р. Кавери на юге, где бассейн ограничен разломами северо-западного простирания.
Фундамент бассейна сложен докембрийскими кристаллическими породами и расчленен разломами преимущественно северо-восточного простирания на ряд блоков. В грабенах, образованных разломами, залегают пермские и юрские континентальные терригенные отложения. Меловая система представлена терригенно карбонатными породами мощностью 2—2,5 км. Местами встречаются рифогенные известняки. В районе нижнего течения Годавари меловые отложения перекрыты траппами мощностью до 70 м позднемелового эоценового возраста. Кайнозойские отложения представлены морскими терригенно-карбо- натньши породами мощностью 1——6 км и в пределах изученной части бассейна образуют моноклиналь, осложненную погребенными валами. С 1980 г. в Индо-Ланкийском НГБ открыто восемь небольших газовых и газонефтяных месторождений: на севере бассейна два нефтегазовых месторождения в 25 км от берега моря при его глубине до 300 м и нефтяное и газовое месторождения на суше; на юге бассейна в районе Кавери три газонефтяных месторождения, из них два в субаквальной части. Залежи приурочены к песчаникам кайнозойского возраста на глубине 1605 м (месторождение Кавери, газ). Структура месторождений представлена небольшими брахиантиклиналями северо-восточного простирания, некоторые из них приурочены к погребенным валам.
Индостанская платформа сочленяется на северо-западе через прогиб
ff Гуанчжоу
I川川川〃用ж к^^^и
76
к
*
78
О.лва
О.Хайнань
9
О
7
力
4
Сингапур 咽уматра
©Банка
>0
о.Калимантан
Джакарта
П> Ш> ^6^^? ^3不［^^*
4
Рис. //3. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Юго-Восточной Азии и Западной Океании:
а — мезозойский эпи платформенный ороген; 6——мезозойская змнгеосннклннапьная складчатость； в — позднекайнозойская ск.чадчатость, горные сооружения； а — современная складчатость, геоантиклиналь- ные зоны： О — основные разломы： е — границы бассейнов; ж — межбассейновые поднятия; з — геосин- клинальные котловины； и — погруженные внутрнгеосннклннальнне массивы; к - глубоководные желоба.
НГБ: / — Иравадийско-Андаманский, 2 — Менамский, 3 - - Корат-Тонлесапский, 4 — Тонкинский, 5 — Кагаянский, 6 — Сиамский, 7 — Меконгский, 8 — Пампанга. ； — Себу-Калимантанекий, 10 — Мента- вайский. 11 — Центральносумат римский, 72— Саравак Палаванский, 13 — Южно-Суматринскин, 14 — барнто, /5 — Калимантан-Сулавесский, /7 — Западно- и Восточно-Ява некий, 19 — Предтиморский； ПНГБ, ВНГБ： 16 — Центрального Минданао. 18 — Южно-Яванский, 20 — Молуккский, 2/ — Банда
с эпигеосинклинальным горным сооружением Киртар-Сулейман, на севере с Гималаями, на востоке с системой Аракан-Йома-Нага. В зоне сочленения платформы с горноскладчатыми сооружениями выделяются 314
пограничные латерально-гетерогенные бассейны Нижне- и Среднеиндский, Кохат-Потварский и Бенгальский. Нефтегазоносность крупного Предгималайского (Гангекого) прогиба не установлена.
В крайнем северо-восточном углу Индостанской платформы (штат Ассам), где на поверхность выходит небольшой участок фундамента (Шиллонгскнй) и происходит сочленение систем Гималайской и Аракан- Йома-Нага, находится небольшой двусторонне латерально-гетерогенный (межскладчатый) Ассамский бассейн.
Известные в Южной Азии бассейны группируются в две нефтегазогеологические провинции: пояса краевых (предгорных) прогибов Индостанской платформы и внутренней и периконтинентальной ее частей.
Между материковой платформой Азии (и Австралии) и океанической платформой, разделяемых цепью глубоководных желобов, располагается система островных дуг. Она входит в состав позднекайнозойского и современного геосинклинального поясов западной части Тихого океана и восточной части Индийского океана (рис. 113). Пояса начинаются на северо-востоке Азиатского континента в пределах СССР (п-ов Камчатка, Курильские острова, о-в Сахалин), далее включают острова Японии, Тайвань и Малайского архипелага, кроме островов Палаван и Калимантан. Последний представляет собой микроконтинент, в пределах которого можно проследить на западе продолжение мезозойской складчатости п-ова Индокитай, а в остальной части — позднекайнозойскую складчатость; позднекайнозойская складчатость характерна и для рядом расположенного о-ва Палаван. Гео- синклинальный пояс охватывает о-в Калимантан с юга, востока и частично с севера.
С юго-востока к геосинклинальному поясу Малайского архипелага примыкает о-в Новая Гвинея, современный структурный план которого создан позднекайнозойской складчатостью.
Геосннклинальный пояс характеризуется большой мощностью молодых преимущественно терригенных отложений и интенсивно访 складчатостью их на островах, представляющих собой антиклинории. Разделяющие такие острова синклинории наиболее интенсивно дислоцированы лишь в краевых частях (по периферии островов), в то время как' в наиболее погруженных частях, на месте геосинклинальных котловин, степень дислоцированности пород снижается (незавершенная складчатость).
В размещении нефтегазоносных бассейнов рассматриваемого региона определяющую роль играют пять структурных элементов：
область развития мезозойской складчатости п-ова Индокитай;
зона сочленения мезозойской складчатости материка и современного геосинклинального пояса；
зона сочленения позднекайнозойской складчатости островов Калимантан, Палаван и современной геосинклинальной складчатости;
современный геосинклинальный пояс;
островные дуги Восточной Азии.
В пределах мезозойской складчатости п-в а Индокитай выявлены Сиамский и севернее его расположенный Менамский бассейны. В первом выявлено более 65 месторождений нефти, во втором четыре —— Сирикит, Западный Сирикит, Восточный Сирикит и Бангя. Менамский НГБ расположен в нижнем течении р. Менам и сложен палеоцен- миоценовыми терригенными и лагунными породами мощностью до 4 км. Севернее и восточнее этого бассейна в теле срединных массивов (с докембрийским фундаментом) мезозойской складчатости выделяются небольшой (2 тыс км2) бассейн Фанг (Синобирманский срединный массив) и более крупный (свыше 350 км2) Корат-Тонлесапский (Индо- синийский массив). В НГБ Фанг, сложенном палеогеновыми и миоценовыми породами мощностью до 2,5 км, открыты небольшие нефтяные месторождения Фанг и Мае-Сун. В Корат-Тонлесапском НГБ выявлены газовые месторождения Нампхонг и Чаннобот с залежами газа в известняках пермского возраста на глубине до 4 км. Южнее Корат-Тонлесап- ского находится Меконгский НГБ, большая часть которого находится под водами Южно-Китайского моря. В бассейне открыто нефтяное месторождение Белый тигр с залежью в миоценовых отложениях.
В сложно построенной Иравадийско-Зон дс кой зоне сочленения мезозойской складчатости континента и современного геосинклинального пояса находится группа бассейнов： Иравадийско-Анда мане кий, Центральносуматринский, Южно- Суматринский, Западно-Яванский, Восточно-Яванский. Осадочная толща бассейнов дислоцирована в позднекайнозойское время. Первые три из них представляют собой синклинории. Западно-Яванский НГБ расположен на месте сочленения антиклинория современного образования (о-в Ява) и мезозойской складчатости (скрытой под водами Яванского моря) через шовный прогиб, представленный грабеном. Восточно-Яванский бассейн представляет собой синклинорий типа суматринских.
Юго-западнее о-ва Суматра и южнее островов Ява и Флорес протягивается пояс синклинориев, в которых можно выделить два бассейна — Ментавайский НГБ и Южно-Яванский ПНГБ. На севере Ментавайского бассейна (Никобарская впадина) открыты газовые месторождения Меулобох и Кеудапаси с залежами в песчаниках и известняках миоценового возраста на глубине около 1200 м. Структура месторождений представлена хорошо выраженными антиклиналями.
С запада и юга Ментавайский и Южно-Яванский бассейны окаймляются Зондским глубоководным желобом. На его продолжении рас- полагается Тиморский желоб, севернее которого на юге о-ва Тимор выявлено месторождение Суэи-Лори с залежью газа (в интервале 1185—1197) и нефти (1239—1250 м) в неогеновых отложениях.
В зоне сочленения позднекайнозойской складчатости островов Калимантан, Палаван и современной гео- синклинальной складчатости (Северо-Индонезийская складчатая система) располагаются НГБ Саравак-Палаванский, Барито, Калимантан-Сулавесский, Себу-Калим антанский (Сандакан- 316
ский). Наиболее погруженные части Калимантан^Сулавессксго и Себу- Калимантанского бассейнов заняты геосинклинальными котловинами. На северо-востоке Себу-Кзлимантанекого НГБ, на о-ве Себу, выявлено три нефтяных месторождения (Толедо, Алегри, Майя) и два газовых (Бого, Барилли).
Продуктивны песчаники миоцена на глубине от 200 м (месторождение Алегри) до 1200 м (Бого). Месторождения приурочены к линейно ориентированным антиклиналям, нарушенным разрывами и вытянутым вдоль острова.
Все бассейны ориентированы в северо-восточном направлении, т、е. почти перпендикулярно к простиранию бассейнов Иравадийско-Зондской складчатости.
В зоне собственно современной складчатости нефтегазоносные бассейны приурочены к синклинориям, расположенным в пределах Филиппинских и Молуккских островов. В пределах первых, на севере о-ва Лусон, находится Кагаянский ПНГБ, в котором открыты два небольших газовых месторождения Тумаумини и Ипил с залежами в песчаниках миоцена. Юго-западнее Kara янского бассейна расположен бассейн Пампанга, в котором открыты два месторождения. На востоке о-ва Минданао может быть выделен потенциально нефтегазоносный бассейн в долине р. А гусан ——от бухты Бутуан до зал. Давао.
Нефтегазопроявления на некоторых островах, окружающих моря Молуккское, банда, Xальмехера, дают основания для выделения одноименных возможно нефтегазоносных бассейнов.
На северо-востоке о-ва Серам открыто три нефтяных месторождения с залежами нефти в песчаниках плиоцена и триаса на глубине 70—3000 м.
На западе о-ва Новая Гвинея расположен НГБ Вогелкоп. На севере средней части острова находится Ирианский потенциально нефтегазоносный бассейн. Возможно нефтегазоносные бассейны могут быть выделены на северо-востоке о-ва Новая Гвинея, на месте Новогвинейского и Соломонова морей и прилегающих островов архипелага Бисмарка и Соломоновых, окаймленных с севера и востока глубоководными желобами.
С островными дугами геосинклинального пояса Восточной Азии связано образование Татарско Япономорского и Тайваньского латерально-гетерогенных (пограничных) НГБ, платформенные борта которых скрыты под водами морей, а обрамление выходит на материк в область мезозойской складчатости или эпиплат- форменного орогена Азиатского материка.
Восточнее Японской складчатой системы (острова Кюсю, Хонсю, Хоккайдо) Нансейский желоб сопровождает с востока Преднансейский ПНГБ, западное обрамление которого образовано антиклинорной зоной Нансей (островов Рюкю, Кюсю и Сикоку). В этом бассейне в районе Сидзуока выявлено небольшое нефтяное месторождение Сагара с продуктивной тол щей в нижнем миоцене. Севернее Преднансейского 317
бассейна протягивается возможно нефтегазоносный бассейн Восточного Хонсю, окаймленный с востока Японским желобом.
Всего в пределах зарубежной Азии выявлено более 60 нефтегазоносных, потенциально нефтегазоносных и возможно нефтегазоносных бассейнов. В нефтегазоносных бассейнах открыто свыше 650 нефтяных и 225 газовых месторождений.
ДЖУНГАРСКО-ГОБИ-ДУНБЕЙСКАЯ
нефтегазогеологическая провинция
Джунгарский нефтегазоносный бассейн
Джунгарский НГБ имеет в плане почти треугольную форму с длинной стороной, вытянутой на расстояние 700 км в широтном направлении параллельно Восточному Тянь-Шаню, образующему его южное горное обрамление. Строение бассейна резко асимметричное. Наиболее прогнутая его часть, сложенная мезозойскими и кайнозойскими породами мощностью до 13 км, смещена к югу и осложнена четырьмя антиклинальными зонами, обычно наклоненными к северу и нарушенными продольными разрывами (рис. 114). Ширина складчатого борта не превышает 50 км. Фундамент его сложен верхнепалеозойскими образованиями.
Северный пологий борт бассейна представляет собой гомоклиналь длиной (по восстанию) более 200 км, фундамент которой погружается с глубины 2—3 км на севере до 9——10 км на юге. Гомоклиналь осложнена крупным валом Ишипулак, ограниченным на северо-востоке Южно- Урунгуским прогибом. На месте вала Ишипулак фундамент находится на глубине около 3 км. Севернее Южно-Урунгуского прогиба мощность осадочных пород сильно сокращается, образуя протяженную забассей- новую аконсервационную зону.
С северо-запада и северо-востока северный склон Джунгарского бассейна обрамляется крупными краевыми флексурами, которые по разрывам и надвигам (на северо-западе) граничат с низкогорными возвышенностями, сложенными складчатыми палеозойскими образованиями.
На юго-западе северного склона бассейна, где Восточный Тянь-Шань смыкается с возвышенностями Мэчинула и Майли, выделяется относительно небольшой Бортень-Гобийский прогиб.
Фундамент северного склона бассейна образован докембрийскими образованиями, представляя, вероятно, древний внутригерцинский массив. Структура северного склона весьма слабо затронута альпийским орогенезом и может рассматриваться как сохранившийся элемент эпи- герцинской платформы.
Разрез отложений, выполняющих Джунгарский НГБ, начинается с пород каменноугольного возраста, представленных карбонатно-терригенными и вулканогенными образованиями мощностью около 2 км, выше которых залегают карбонатно-терригенные породы морского и континентального происхождения пермского возраста мощностью до 1,5 км. Мезозойские отложения мощностью до 10 км начинаются 318
Рис. 114. Джунгарский НГБ:
4 — горноск刀石汉“атое обрамление /элиллятформенный ороген на герцинском фундаменте) ； 6 — аконсер- вационная зона; 6 — границы бассейна; г — складчатый борт бассейна; А - - платформенный борт бассейна, е — антиклинальные зоны, валы, своды； А — вал Птнпулак, 5 — Юж но-Кар а майский выступ; ж прогибы н впадины: / - Эбинорский, // ― Бортень-Гобийский, III — Южно-Урунгуский; з —」о・ кальные' поднятия； и — месторождения.
Нефтяные месторождения: / Урхо. 2 - Карамай, 3 - Тушандзьц 4 — Чийгу； 5 — газовое месторождение Янцзыхай
с пестроцветных пород нижнего триаса мощностью до 1,5 км. Верхнетриасовые, нижне- и среднеюрские породы представлены терригенной угленосной толщей мощностью до 4700 м. Верхнеюрские и меловые отложения образованы пестроцветными терригенными породами мощностью до 3700 м, причем меловые породы залегают несогласно на юрских.
Отложения кз員нозо济ско它 группы начинаются с пород олигоцена (мощностью 700 м), которые сменяются слабоугленосными отложениями миоценового возраста (мощность 1300 м). Огромную мощность (свыше 3 км) имеют плиоценовые терригенные породы.
В Джунгарском бассейне давно известны многочисленные нефте- газопроявления. Залежи нефти промышленного значения выявлены в верхнетриасовых, нижне- и среднеюрских, нижнемеловых и миоценовых отложениях. Первое нефтяное месторождение Тушандзы, обратившее на себя внимание грязевым вулканом в своде антиклинали, было известно с 1897 г. Месторождение Чийгу открыто в 1958 г. Оба месторождения связаны с небольшими асимметричными крутыми антиклиналями, осложненными разрывами и расположенными в пределах южного борта бассейна. На месторождении Тушандзы нефтеносны песчаники миоцена (на глубине 730 м), палеогена и нижнего мела, на месторождении Чийгу — нижне-среднеюрские песчаники (на глубине 860 м).
В 1955 г. установлена нефтегазоносность северо-западной части северного борта бассейна, где было открыто крупнейшее в Китае месторождение нефти Карамай, а позднее (1959 г.) месторождение Урхо. Месторождение Карамай характеризуется двухэтажным строением. Верхний этаж — аллохтонный —— имеет ступенчато-блоковое строение и надвинут на нижний этаж, сложенный полого залегающими под метаморфическим фундаментом верхнего этажа пермскими и верхнекаменно- угольными породами. В верхнем этаже нефтегазоносны меловые (восемь залежей) и юрские (пять залежей) отложения в тектонически и стратиграфически экранированных ловушках; в нижнем этаже верхнепалеозойские нефтеносные отложения образуют пологую брахиантиклиналь. Запасы нефти верхнего этажа месторождения более 100 млн. т. На месторождении Урхо вскрыт только верхний этаж, где продуктивны верхнетриасовые, средне- и нижнеюрские породы.
Всего в бассейне открыто шесть нефтяных и одно газовое (Янц- зыхай) месторождение. Все выявленные залежи нефти и газа находятся в интервале глубин 260—3000 м.
Нефтегазоносный бассейн Сунляо
НГБ Сунляо заключен в крупной (700 кмХ25。 км) межгорной впадине. На северо-западе и северо-востоке эта впадина обрамлена горными сооружениями Большой и Малый Хннган, представляющими собой выступы герцинского фундамента, переработанные яньшаньским (мезозойским) глыбовым орогенезом, прорванные гранитными интрузиями и покрытые вулканическими излияниями.
На юго-западе (Гирин, Чэндэ) обрамление впадины образовано приподнятыми глыОами, сложенными сравнительно слабо дислоцированными породами палеозойского возраста, а мерами докембрийскими образованиями (рис. 115). На юге и юго-западе бассейн Сунляо ограничен разломами, на северо-западе и северо-востоке —— маломощной толщей пород мелового и кайнозойского возраста, моноклинально залегающих на герцинском основании юго-восточного склона Большого Хкнгана (Таонаньская моноклиналь).
Бассейн имеет сложную внутреннюю структуру. Средняя и юго- восточная (предгиринская) его части сложены продольными грабенообразными прогибами ——грабенами Далайским и Предгиринским. Наиболее глубокий ——собственно Далайский грабен, фундамент которого погружается на глубину до 7 км при ширине его основания около 100 км (рис. 116). На севере он ограничивается Бэйаньским выступом с глубиной фундамента до 2 км. В средней части грабена простирается крупный плоский Дацинский вал длиной 120 км и шириной до 30 км при амплитуде поднятия не менее 500 м.
Юго-восточнее и параллельно Далайскому грабену располагаются на юге сложно построенный Гунчжулинско-Фуюйский вал и на севере Цинганский выступ, разделенные Чжаочжоуской седловиной с фундаментом, погруженным на глубину свыше 5 км. Цинганский выступ имеет плоский свод и крутые крылья. Амплитуда поднятия —— 3——5 км. На месте 320
Рис. / /5. НГБ Сунляо:
& — эпиплзтформеняый ороген в обрамлении; б — разломы； в -- аконсервационная зона； е — Пред- гиринский прогиб (Нунаньскак и Харбинская впадины); д -- Цинганский выступ; е——「унчжупннско- Фуюйский вал; ж - Далайский грабен； з — Харбинский (Л) и Бэйаньский (5) погребенные выступы с глубиной фундамента до 2 км; и — западный и юго-западный склоны надграбеновой синеклизы бассейна; к нефтяные месторождения; л ——зоны не中тенакоисення.
Месторождения: / — Гунчжулин; 2 — Диоютай； 3 -- Днн门уку; 4 Циньшальхоу; 5 — Чанчуньлин； 6 — Хуаньцзидин： 7 — Фуюй; 8 — Баянь; 9 — Ланьсы; Ю — Ж^ньминьчжэнь; 1 ] — Аньвэй： ；2 — Дацин； 13 — Хайлунь; 14 — Дунво： /5 — Саньсиндян; /6 — Изнь； 17 — Чапьчунь; /8 — Кзтзнь; /9 — Дэду；
20 — Тунбэй
выступа фундамент перекрывается непосредственно меловыми отло-
жениями.
Юго-восточная окраина бассейна Сунляо состоит из двух впадин: Нунаньской на юге и Харбинской на севере, разделенными Харбинским выступом. На месте впадин фундамент погружен на глубину 5 км.
Западная окраина бассейна представляет собой моноклиналь (Тао- наньскую), осложненную на севере небольшим Хайлуньским валом.
В строении бассейна принимают участие кайнозойские, меловые и юрские отложения с максимальной мощностью 7 км. В иодошве грабенов и прогибов залегают верхнеюрские терригенные угленосные образования с включением вулканогенных пород. Мощность юрской системы достигает 2 км. Выше находится терригенная преимущественно красноцветная толща мелового возраста мощностью до 5 км. Нижняя, большая по мощности часть нижнемеловых пород (свиты Чентоу и Дынлук) заполняет 321
g2
UA&qB 江方HH3.I0U ,宅3工工WK
о
А-хтыотА-XXSA-xrow
нх9 貴 ^xuo^c xyHBHAHf 10工當K
9=」Qdu НИМ-ЕЗВТ
^ZSXXO&HO
аи-ккнноишоннэ9ad」ou ФО5Х2ХХ^
一—占 q」H 3hgpd ^号MJIJILbKM 尹-MY 哀
+
+ +
s¥l
000т
。罩
грабен, а верхняя (свиты Циньшанькоу и Яоцзян мощностью 2 км) участвует в строении подошвы синеклизы. Разрез нижнего мела (свита Ноньцзян мощностью до 1100 м) сложен терригенными породами, Верхнемеловые отложения залегают несогласно на нижнемеловых. Вместе с кайнозойскими образованиями они представлены терригенными породами суммарной мощностью до 1,5 км. Завершают разрез кайнозоя грубообломочные породы антропогена мощностью 150 м.
В бассейне выявлено около 20 нефтяных месторождений. Нефтеносны нижнемеловые песчаники. Основная продуктивная толща ——красноцветная свита Чентоу. Продуктивны также свиты Яоцзян и Фулуцзиань нижнего мела.
Большая часть нефтяных месторождений сконцентрирована в Цин- ганском и Гунчжулинско-Фуюйском ареалах и в зонах нефтейакопления Хайлуньской и Дацинской.
Дацинская зона расположена на одноименном валу и содержит более 10 нефтяных месторождений, в том числе уникальное по запасам месторождение Дацин. Оно представляет собой сравнительно пологий вал, осложненный несколькими куполовидными поднятиями и рядом сбросов. Месторождение содержит 10 нефтяных залежей в интервале глубин 1——3 км в отложениях свиты Чентоу.
Гунчжулинско-Фуюйский ареал зон нефтенакопления содержит семь нефтяных месторождений, наиболее крупные из которых Фуюй, Дынлуку и Гунчжулин. Залежи нефти находятся на глубине 250—2000 м.
Цинганский ареал содержит пять нефтяных месторождений, Хай- луньская зона ——три месторождения.
Помимо этого ряд месторождений нефти открыт в Предгиринском прогибе и на севере бассейна.
КИТАЙСКО-КОРЕЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ
Таримский нефтегазоносный бассейн
Таримский. (Такла-Макан) НГБ занимает крупную (длина более 1000 км, ширина до 600 км) впадину, расположенную между горными сооружениями Тянь-Шань на севере и Куньлунь и Алтынтаг на юге (рис. 117). Основной структурный план бассейна определяется глубокими, сильно дислоцированными предгорными прогибами и крупным Ойхарт- ским сводом (антеклиза), расположенным в средней части бассейна и имеющим докембрийский фундамент.
Среди предгорных прогибов выделяются на севере Кучарский, (Пред- тяньшаньский), на западе Кашгарский, на юге Предкуньлуньский (Яркендский) и Черченский (Предалтынгайский). Прогибы сложены мощной толщей мезозойских (мощность свыше 4 км) и кайнозойских (свыше 5 км) образований, осложненных линейной складчатостью. Отложения мезозойского возраста представлены преимущественно терригенными породами, иногда красноцветными, а в юре угленосными. В верхнеюрском разрезе встречаются прослои известняков. Образования кайно-
Рис. 117. Таримский НГБ:
а — горные сооружения герцинекой складчатости; б — горные сооружения — выступы докембрийских образований； в ——Ойхартский свод: / Западная вершина, // — Восточная вершина, 〃/ — Ниясская вершина; г——предгорные прогибы： IV - Кучарский, V — Кашгарский, VI — Предкуньлуньский, VII — Черченский; d — склоны Ойхартского свода; е — склоны, вовлеченные в складчатость： V/// — Кель- пинтагский, /X — Куругтагский; ж — нефтяные и газовые месторождения.
Месторождения: / — Карато； 2 — Кумгерем; 3 — Косаптока百；4 - Ичкелик; 5 - - Кан
зойского возраста начинаются с палеогеновых отложений, представленных соленосной красноцветной терригенной толщей мощностью до 1 км; разрез неогена сложен терригенными породами мощностью от 1700 до 3500 м; завершается кайнозой мощной (до 1100 м) толщей преимущественно конгломератов антропогенового возраста.
Палеозойские образования, развитые в пределах Ойхартского свода и в обрамлении бассейна, сложены внизу (кембрий ——девон) терригенно- карбонатными породами, а вверху (карбон — пермь) карбонатно-терригенными. Мощность отложений палеозойской группы свыше 5 км.
Периферийные прогибы Таримского НГБ осложнены линейной складчатостью. Антиклинали крутые, обычно наклонены к центру бассейна и нарушены взбросами. В Кучарском прогибе прослеживаются пять протяженных антиклинальных линий —— две на севере (Кумгеремско-Ичке- лнкская, Косаптокайская) и три на юге (Чультагская, Гумбезская, Яккинская), разделенные глубокой Байской впадиной. Для Кучарского прогиба характерен диапиризм, связанный с соленосными глинами палеогена.
Ойхартский свод вытянут в широтном направлении и осложнен тремя вершинами： Западной, Восточной и Южной, или Ниясской. На вершинах мощность осадочных отложений, преимущественно палеозойского возраста, не превышает 1 км и резко увеличивается на склонах свода с приближением к прогибам, где происходит сочленение докембрийского фундамента с эпигерцинским.
В бассейне выявлено пять нефтяных и пять газовых месторождений, из которых три нефтяных (Ичкелик, Косаптокай, Егээр) и два газовых (Кумгерем, Кан) расположены в Кучарском прогибе, два месторожде- 324
ния — на севере Кашгарского прогиба и наиболее крупные нефтеконденсатногазовые месторождения Кекея и Кэлато — в Яркендском прогибе. Продуктивны миоценовые песчаники в Кашгарском и Яркендском прогибах, верхнемеловые, триас-среднеюрские и миоценовые отложения в Кашгарском прогибе, а в Кучарском прогибе также и олигоценовые песчаники.
На западной вершине Ойхартского свода в скважинах получены промышленные притоки нефти из доломитов ордовика и кембрия.
Цайдамский нефтегазоносный бассейн
Цайдамский НГБ расположен в высокогорной впадине между Нань- шаньским горным сооружением (Южно-Циляньшаньский синклинорий) на северо-востоке, Чиментагом (ветвь Куньлуня) на юго-западе и Алтынтагом на северо-западе. Алтынтаг представляет собой древний горст- антиклинорий, поднятый по разломам в конце неогенового времени. От Наньшаня и Куньлуня бассейн отделен крутыми надвигами, возникшими в неогеновое (первые) и меловое (вторые) время. Длина бассейна около 850 км, ширина до 350 км.
В строении бассейна принимают участие каменноугольные, пермские, мезозойские и кайнозойские отложения с максимальной мощностью около 10 км. Большая часть кайнозойских образований (свыше 6 км) представлена соленосными терригенными породами плиоценового и позднемиоценового возраста. Ниже в миоцене появляются прослои известняков пресноводного происхождения и красноцветных пород. Палеогеновые отложения мощностью до 1800 м состоят из карбонатно-терригенных пород и несогласно залегают на меловых отложениях. Разрез меловых, а также юрских, пермских и каменноугольных образований представлен пестроцветными угленосными породами суммарной мощностью до 7500 м. Породы триасовой системы не установлены.
В бассейне четко выделяются два периферийных прогиба: широкий и наиболее глубокий (10 км) Предкуньлуньский на юге и узкий Пред- циляньшаньский на севере, разделенные приподнятым (с глубиной до 5 км) залеганием фундамента. В обоих прогибах на северо-западе породы дислоцированы в системы узких антиклинальных зон, опрокинутых в сторону центральной части бассейна. Наиболее резко складчатость выражена в южном прогибе, который приобретает облик синклинория. В юго-восточном направлении складки выползживаются, переходя на срединное поднятие.
Срединное поднятие по ширине занимает почти половину бассейна на западе и значительно меньшую ее часть на востоке (рис. 118). На западе оно осложнено четырьмя валообразными зонами, в том числе крупными Лэнху и Обол ян.
В бассейне выявлено свыше 15 нефтяных месторождений, три газовых (Махайгоу, Яньху, Сяоляншань), а также семь непромышленных месторождений нефти. Месторождения расположены в двух ареалах зон нефтегазонакопления ——юго-западном и северо-восточном.
-qHefnqHHBHem — 8 -qHefnqHEH ——Z ，HOX G.-WJOduQMHdxdQU — ％
.^§XK§5 ( 9 -HiN^%〕^訂 q 寞葬!'證％雪厶芸翡 — r fN w£f —。二 g 艺——6.FH^BH n—^ -Hl ^諄抬工尸 qqeHHFHH-H: a ^XHXXf OJOHHHBX。^
-g」H ^s^os^4^^^ ^z -s^
Юго-западный ареал зон нефтегазонакопления состоит из шести антиклинальных зон (свыше 30 локальных антиклиналей), которые на юго-востоке погружаются под мощный покров антропогеновых отложений восточной части бассейна. В пределах ареала выявлено 10 преимущественно нефтяных месторождений. Структура последних представ- лена протяженными крутыми антиклиналями, нарушенными взбросами, с приподнятыми юго-западными крыльями. Нефтеносны песчаники плиоцена, верхнего и нижнего миоцена (основная продуктивная толща — свита Хунсяогао), олигоцена и мела. На месторождении Сяоляншань газ содержится в приоценовых и миоценовых песчаниках.
Северо-восточный ареал зон нефтегазонакопления состоит из двух основных зон —— Лэнху и Оболян. В зоне Лэнху открыты три нефтяных месторождения, приуроченных к брахиантиклиналям, более крупным и пологим по сравнению с брахиантиклиналями юго-западного ареала зон. Запасы нефти всех трех месторождений около 150 млн. т. Нефтеносны миоценовые и олигоценовые песчаники на глубине до 3 км.
На крайнем юго-востоке зоны Оболян известно относительно крупное (40 млрд, м3) газовое месторождение Яньху, где газ заключен в плиоценовых песчаниках на глубине 120—1700 м.
В Предциляньшаньском прогибе на северо-восточном крыле пред- надвиговой синклинали находятся месторождения газовое Махайгоу (43 млрд, м3) и нефтегазовое Юйка с залежами в свите Хунсяогао (нижний миоцен). Залежи нефти и газа на всех месторождениях находятся в интервале глубин 100—3000 м.
Ордосский (Шаньсийский) нефтегазоносный бассейн
Ордосский НГБ заключен в крупной (600X400 км2) пологой впадине типа синеклизы, вытянутой в меридиональном направлении, со слабо всхолмленной поверхностью, приподнятой на высоту от 800 до 1300 м (рис. 119). Впадина обрамлена на большом протяжении горными глыбо- выми сооружениями, сложенными палеозойскими и более древними породами, на востоке перекрытыми отложениями мезозойского и кайнозойского возраста. От расположенных на севере Внутреннемонгольского антиклинория (массив Иншань) и на юге Циньлинского синклинория впадина отделена широтно вытянутыми глубинными разломами. На западе она граничит с Алашаньской складчатой зоной также через глубинные разломы, на востоке ——с антеклизой Шаньси, в сводовой части которой на поверхность выходят отложения нижнего палеозоя.
С поверхности бассейн образован преимущественно мезозойскими породами, слагающими моноклиналь, наклоненную на запад, в пределах которой с востока на запад обнажаются породы континентального образования триасового, юрского и раннемелового возраста. Отложения раннемелового, юрского и триасового возраста представлены терригенными породами, красноцветными в верхнем и среднем отделах юрской системы, угленосными в нижнем ее отделе и пестроцветными в триасе. Мощность нижнемеловых отложений 600——2000 м, юрских 327
Рис. 119. Ордос- ский НГБ:
а — Шаньсийская анте- клнза и массив Холан- шань； 6 — Внутреннемонгольский антиклинорий; 8 — Циньлинский синклинорий; г — раз- ломы; d — границы бассейна; е — прогибы и впадины (/ — Предаю- паньшаньский прогиб); ж — Дуншэнское поднятие; з — грабены： 〃一 Ваотоу. 〃/ — Иньчуань- скнй; 〃 一 валы:—
Тунсинский, V — хр. Дзо- цзыш; к — схематические изогипсы кровли докембрийского фундамента, км： л — нефтяные месторождения. Месторождения:/ —
Мацзянтань; 2 — Ша- тннизы; 3 ― Юипин; 4 — Яньчан; 5 — Цаоюань;
6 — Сыланмяо； 7 — Чзньцын
1300—3500 м, триасовых 2300——3100 м. Перекрываются породы мезозоя толщей красноцветных гипсоноснык терригенных образований кайнозойского возраста мощностью в периферийных прогибах более 3 км. Отложения палеозойского возраста представлены терригенно-карбонат- ными породами мощностью свыше 4 км. Максимальная мощность фанеро- зоя, достигающая 10 км, смещена к западу. В пределах большой восточной части бассейна мощность этих отложений сокращается до 3500 м в результате значительного уменьшения мощности нижне- и среднепалеозойских пород.
На северной окраине бассейна находится крупное Дуншэнское поднятие, в пределах которого древний фундамент вскрывается на глубине менее 1 км, однако в северной его части, примыкающей к массиву Ин- шань и осложненной грабеном Баотоу, фундамент погружен на глубину уже 3 км. На севере западной периферии бассейна расположен Иньчуань- ский грабен, южнее его узкий Предлюпаньшаньский прогиб. Грабен и прогиб опоясываются с востока валом хр. Дзоцзыш на севере и Тунсин- ским на юге.
В большой средней части бассейн осложнен небольшими, слабо выраженными в мезозойских и более молодых отложениях пологими полузамкнутыми поднятиями типа структурных носов и террас. В краевых западной и южной частях бассейна имеются небольшие сравнительно крутые, осложненные разрывами антиклинали.
В бассейне установлена нефтегазоносность верхнетриасовых песчаников (нефтяные месторождения Яньчан, Юнпин, Мацзянтань, газовое Сыланмяо), меловых (Шатинцзы, Чаньцын) и нижнеюрских. Мощность 328
продуктивных горизонтов песчаников триасового возраста меняется от 2 до 30 м, количество их достигает 40 (месторождение Мацзянтань).
Месторождения Яньчан, Юнпин, Цаоюань расположены на востоке бассейна и связаны со структурными носами, месторождение Шатин- цзы ——в Предлюпаньшаньском прогибе и приурочено к небольшой брахиантиклинали; месторождение Мацзянтань находится на северо- западе бассейна, вблизи Иньчуаньского грабена, и также связано с небольшой брахиантиклиналью, нарушенной разрывами.
Все месторождения бассейна характеризуются небольшими запасами нефти и дебитами скважин. Залежи находятся на глубине до 1 км.
Северо-Китайский ( Бохайвань-Кайфынский) нефтегазоносный бассейн
Северо-Китайский НГБ занимает крупный прогиб, протягивающийся в северо-восточном направлении от выступа докембрийских пород Хуайянского массива (Циньлинская ось) на юге до выступа этих же пород в Яньшаньском массиве на севере. На западе бассейн обрамляется выходами древних пород восточного склона Шаньсийской антеклизы, на востоке примыкает к Шаньдунскому (на юге) и Ляодунскому (на севере) щитам (рис. 120). Северо-восточная суженная часть бассейна занята водами заливов Бохайвань и Ляодунским.
Бассейн сложен мощной (до 14 км) толщей фанерозойских преимущественно терригенных пород с выпадением из разреза отложений силурийской, девонской систем и нижнего отдела карбона. Палеозойские отложения образованы внизу (кембрий, ордовик, карбон) терри- генно-карбонатньши породами, вверху (пермь)——красноцветными терригенными общей мощностью более 2 км. Нижнепалеозойские известняки залегают без перерыва на известняках верхнего протерозоя.
Мезозойские отложения представлены преимущественно терригенными, часто красноцветными угленосными породами с включениями пластовых тел андезито-базальтов и развиты лишь в наиболее погруженных частях бассейна — грабенах, где их мощность превышает 5 км (триасовые отложения — до 3 км).
В кайнозое наиболее полно представлена палеогеновая система. Максимальная мощность ее отложений достигает 6500 м, образованы они терригенными породами, часто красноцветными, с пластами каменной соли в олигоцене и битуминозными сланцами в олигоцене и эоцене. Неогеновые отложения залегают несогласно на палеогеновых и образованы терригенными, в нижней части красноцветными породами мощностью 1200——2500 м. В целом разрез кайнозойских отложений преимущественно контитентального происхождения.
Нефтегазоносный бассейн четко делится на две впадины ——синеклизы： северную ——Бохайваньскую и южную ——Ка 访中 нн-Ха^зйскую, разделенную разломом северо-восточного простирания, в общем совпадающим с долиной р. Хуанхэ. Бохайваньская впадина имеет рифтовую природу. Рифтовая зона протягивается от нижнего течения р. Ляохэ,
329
Рис. /20. НГБ Северо-Китайский (/), Желтоморский (//), Дунтннху ПНГБ Сянфань (/V) и Юаньшуй (V):
а — выступы докембрийского фундамента на понерхнасгь; б ——горноглыбоаые сооружения ского орогенеза; в - границы бассейнов; г — разломы; д — валы, своды； е - впадины,
4 -- Предтайхамшаньская, 5 — Лнньцинскин, 8 — Кайфынский, Г — Тзхэйский, Д ■— Хэфэйский; ж — нефтяные и газовые месторождения; з — ареалы зон и зоны нефтегазонакопления.
Ареал зон нефтегазонаколлекия Даган — месторождения: / — Даган, 2 — Женьцю; зоны неМегазо- накопления： 3 —• 1Вен叫 4 — Ляньцин, 5 — Ляохэ, 6 - Чиень-Чань, 8 — Ханнжоуань; 7 — газовое месторождение Чуаньша
(〃/) и
яньшань-
прогибы：
через Лаодунский залив и дельту р. Хуанхэ на район г. Линьцин. С востока рифт ограничен в северной экваториальной части разломом (сдвиговым) Танлу. В рифте выделяются впадины Саляо (Ляо- хз), Бошань (Бохайвань), Цзиян и Линьцин, последние две субширотного простирания. Все впадины состоят из системы грабенов и горстов с глубиной фундамента от 9 км (Бошань) до 4——6 км (Цзиян, Линьцин) .
На западе северной синеклизы на контакте впадин Бошань и Цзиян находится крупное горстовое поднятие Уди (100 км X 60 км). Здесь же протягивается вторая рифтовая система горстов и грабенов северо- восточного направления. Она начинается крупной Предтайханшаньской (Изичжунской) впадиной с глубиной фундамента до 10 км, состоящей из нескольких горстов и полуграбенов. Восточнее впадины находится крупный горст ——вал Цаосянь (длина около 200 км, ширина 50—— 70 км), окаймленный с востока узкой впадиной Хуанхул, которая восточнее сливается с впадиной Бошань-Цзиян. Южное продолжение вала Цаосянь пересекается впадиной Линьцин, южнее которой находится небольто访 горст-выступ Нуйхуан. В пределах этого горста и вала Цаосянь неогеновые образования местами залегают непосредственно на выступах, сложенных палеозойскими породами.
Кайфан-Хэфэйская синеклиза протягивается в северо-западном направлении и сложена фанерозойскими породами мощностью свыше 10 км.
В Северо-Китайском НГБ, начиная с 1964 г., выявлено более 95 нефтяных месторождений, сконцентрированных в нескольких ареалах зон нефтегазонакопления весьма различной степени изученности.
Зона не 巾 тее азанакопаени 父 Паныианъ (Ляохэ) расположена во впадине Ляохэ и приурочена к срединному горстовому поднятию. В ареале известно свыше 10 газонефтяных месторождений (Шугуан, Хуансилин, Шуантайцзы и др.). Нефтеносны песчаники олигоценового возраста свиты Шахэцзы, газоносна залегающая выше свита Дуньин. Всего в продуктивной толще насчитывается до восьми пластов.
Зона Бошань находится на месте одноименной впадины, содержит четыре небольших месторождения (Хэси, Чэнбей и др.) с залежами в миоценовых песчаниках.
Зона Шенли, расположенная в пределах сводового поднятия Уди, объединяет свыше 40 нефтяных месторождений, связанных с неболь- шими брахиантиклиналями. Продуктивны палеогеновые и неогеновые песчаники дельтового и озерного происхождения. В ареале находится крупнейшее месторождение Китая ——Шенли. Характерным является месторождение Гудао, залежь нефти которого занимает почти горизонтально залегающие миоценовые отложения верхушки погребенного горста, высота нефтенасыщенной части которых достигает 110 м.
Цансяньский (Даганский) ареал зон нефтегазонакопления расположен на северо-восточной периклинали Цансяньского вала и заключает 10 месторождений нефти (одно в акватории). Структуры месторождений ——брахиантиклинали и структурные носы. Продуктивны мио-
Рас. /2/. Схематический поперечный геологический разрез нефтяного месторождения Жэньцю:
а — сброс; 6 — известняки и доломиты верхнего протерозоя и нижнего палеозоя; в — нефтяные залежи
三q ^^夕Hb
ценовые песчаники дельтового происхождения (13 пластов) и три пласта известняков, возможно, палеозойского возраста. Глубина зале- жей 2——3 км. На западном склоне Цансяньского вала выявлено второе в бассейне (после Шенли) по запасам нефти месторождение Жэнъцю с залежью в эрозионном выступе, обрубленном сбросами, сложенном известняками и доломитами позднепротерозойского и раннепалеозойского возраста. Выступ перекрыт палеогеновнмн отложениями (рис. 121). Залежь нефти массивного типа, максимальная высота ее 875 м, глубина залегания 2750—3500 м.
Небольшая зона (пять месторождений) намечается на месте впадины Линьцин. Продуктивны палеоген-неогеновые континентальные отложения.
Ареал зон Чжуньюань, расположенный на юго-заладе северной синеклизы (северо-восток провинции Хэнань), включает шесть нефтегазовых месторождений (Доньпю, Пучень, Веньлю и др.). Нефтегазоносны палеогеновые и неогеновые песчаники, а также известняки нижнего палеозоя.
В Хэфэйской впадине южной синеклизы бассейна открыто одно нефтяное месторождение.
ЮЖНО-КИТАЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ
Сычуаньский нефтегазоносный бассейн
Сычуаньский НГБ представляет собой пример значительного воздействия на первично конседиментационный структурный план глыбовых движений мезозойского времени.
Центральная часть бассейна (плита) сложена с поверхности горизонтально залегающими пестроцветными (внизу угленосными) терригенными отложениями юрского возраста мощностью свыше 6 км. Они участвуют в образовании двух пологих сводов: Луннюйсыйского — почти в центре бассейна, и высоко приподнятого Вэйюаньского ——на юго-западе. В пределах последнего на глубине 2300 м вскрыты кембрийские известняки. Своды разделены пологим прогибом Дацэу, в пределах которого докембрийский фундамент находится на глубине 332
ХаньнаньскийнХаньнаньскийнШ ЕНШ ЕНбб№Ш1№Ш166ккггддХ^зХ^з◎ и◎ ирис. 122. Сычуаньский НГБ:рис. 122. Сычуаньский НГБ:а горноскладчатые сооружения палеозойского возраста; 6 — глыбовые горы мезозойского орогенеза; в - разломы； 2 Центральная плита; д—периферийные прогибы： /—Предлунмыньшаньский, 〃 —— Преддаба шаньский, Ш — Чунцинский, /V — Цзиллюцзинский, V——Предлоушаньский, VI — Южно- Сычуаньский; е — с коды: А — Луннюйсыйский, Б _• Вэйюаньский： ж ——разрывы; з — антиклинальные зоны； а синклинали; месторождения: к — нефтяные： л — газовые,Месторождения： / - Иншань； 2 -- Наньчун; 3 — Луннюйсы; 4 — Пэнлайчжен; 5 ——Хэчуань; 6 — Лоу- дуси; 7 — Вэйюань; S — Хуаньцзягань; 9 — Шындыншань; 10 — Дэньцзингуань; И — Хуангуаньшань; /2 — Шиюгоу； 13 — Дунси： /4 — Янгаосы； /5 — Наси； /6 — Чаньюаньба； /7 — Гаомудиньа горноскладчатые сооружения палеозойского возраста; 6 — глыбовые горы мезозойского орогенеза; в - разломы； 2 Центральная плита; д—периферийные прогибы： /—Предлунмыньшаньский, 〃 —— Преддаба шаньский, Ш — Чунцинский, /V — Цзиллюцзинский, V——Предлоушаньский, VI — Южно- Сычуаньский; е — с коды: А — Луннюйсыйский, Б _• Вэйюаньский： ж ——разрывы; з — антиклинальные зоны； а синклинали; месторождения: к — нефтяные： л — газовые,Месторождения： / - Иншань； 2 -- Наньчун; 3 — Луннюйсы; 4 — Пэнлайчжен; 5 ——Хэчуань; 6 — Лоу- дуси; 7 — Вэйюань; S — Хуаньцзягань; 9 — Шындыншань; 10 — Дэньцзингуань; И — Хуангуаньшань; /2 — Шиюгоу； 13 — Дунси： /4 — Янгаосы； /5 — Наси； /6 — Чаньюаньба； /7 — Гаомудинь小冋"小冋"
Ханьнаньскийн
Ханьнаньскийн
Ш ЕН
Ш ЕН
б
б
№Ш1
№Ш1
6
6
к
к
г
г
д
д
Х^з
Х^з
◎ и
◎ и
рис. 122. Сычуаньский НГБ:
рис. 122. Сычуаньский НГБ:
а горноскладчатые сооружения палеозойского возраста; 6 — глыбовые горы мезозойского орогенеза; в - разломы； 2 Центральная плита; д—периферийные прогибы： /—Предлунмыньшаньский, 〃 —— Преддаба шаньский, Ш — Чунцинский, /V — Цзиллюцзинский, V——Предлоушаньский, VI — Южно- Сычуаньский; е — с коды: А — Луннюйсыйский, Б _• Вэйюаньский： ж ——разрывы; з — антиклинальные зоны； а синклинали; месторождения: к — нефтяные： л — газовые,
Месторождения： / - Иншань； 2 -- Наньчун; 3 — Луннюйсы; 4 — Пэнлайчжен; 5 ——Хэчуань; 6 — Лоу- дуси; 7 — Вэйюань; S — Хуаньцзягань; 9 — Шындыншань; 10 — Дэньцзингуань; И — Хуангуаньшань; /2 — Шиюгоу； 13 — Дунси： /4 — Янгаосы； /5 — Наси； /6 — Чаньюаньба； /7 — Гаомудинь
а горноскладчатые сооружения палеозойского возраста; 6 — глыбовые горы мезозойского орогенеза; в - разломы； 2 Центральная плита; д—периферийные прогибы： /—Предлунмыньшаньский, 〃 —— Преддаба шаньский, Ш — Чунцинский, /V — Цзиллюцзинский, V——Предлоушаньский, VI — Южно- Сычуаньский; е — с коды: А — Луннюйсыйский, Б _• Вэйюаньский： ж ——разрывы; з — антиклинальные зоны； а синклинали; месторождения: к — нефтяные： л — газовые,
Месторождения： / - Иншань； 2 -- Наньчун; 3 — Луннюйсы; 4 — Пэнлайчжен; 5 ——Хэчуань; 6 — Лоу- дуси; 7 — Вэйюань; S — Хуаньцзягань; 9 — Шындыншань; 10 — Дэньцзингуань; И — Хуангуаньшань; /2 — Шиюгоу； 13 — Дунси： /4 — Янгаосы； /5 — Наси； /6 — Чаньюаньба； /7 — Гаомудинь
小冋"
小冋"
4 км, и осложнены крупными пологими (углы падения слоев до 3°) поднятиями, ориентированными в широтном направлении.
С северо-запада, севера и юго-востока Центральная плита окаймлена глубокими, сильно дислоцированными прогибами, расположенными перед ограничивающими их глыбовыми горными сооружениями. На юго-западе бассейна периферийный прогиб отсутствует. Расположенный здесь относительно приподнятый блок выносит на поверхность дислоцированные пермские и нижпемезозойские отложения. Граница бассейна фиксируется выходами древних пород в массивах гор Омэншань и Лоушань (рис. 122).
Наиболее погруженный северо-западный Предлунмыньшаньский периферийный прогиб отделен от горного массива Лунмыньшань надвигом. Обнажающиеся на востоке гребневидные сундучные антиклинали обычно нарушены разрывами и наклонены в сторону плиты. В наиболее прогнутой части (синклиналь Чэнду) фундамент прогиба находится на глубине около 12 км.
Юго-восточный 一 Чунцинский прогиб образовался перед Цзяннаньским горным массивом, от которого он отделен рядом сбросов. С севера (от массива Дабашань Циньлинского синклинория) прогиб отделен разломом.
Прогиб сложен с поверхности юрскими и триасовыми породами. Последние представлены терригенно-карбонатными отложениями с прослоями ангидритов и каменной соли в нижнем отделе. Мощность триасовых образований сильно меняется, достигая 5 км.
Северная большая часть юго-восточного прогиба дислоцирована в систему крупных протяженных складок, ориентированных в северо- восточном направлении. Антиклинальные части складок имеют греб- невидный профиль с углами падения пластов в своде до 70°, нару- ? шенн разрывами. Разделяющие их синклинали широкие и менее деформированные. Южнее складки расходятся, антиклинали превраща- ются в брахиантиклинали и, наконец, на юге бассейна брахиантикли- нали сменяются небольшими куполами (3+5 км X 10+20 км) с угла- ми падения крыльев менее 20°, причем купола объединяются в широтно вытянутые системы.
На крайнем юге бассейна выделяется Южно-Сычуаньский прогиб. В его пределах развиты куполовидные структуры небольшого размера (3+5 км X 104-20 км) с углами падения крыльев менее 20° северо- восточного простирания. С поверхности эта часть прогиба в наиболее погруженной части сложена меловыми породами, образованными красноцветными песчаниками и глинами максимальной мощностью 1700 м.
На крайнем юге выделяется Предлоушаньский блок с широтно вытянутыми антиклинальными зонами. Менее ярко выражен (и изучен) северный прогиб, расположенный перед Ханьнаньским массивом Циньлинского синклинория и отделенный от него разломом.
На юго-западе Восточно-Сычуаньского (Чунцинского) прогиба (на юго-восточном склоне свода Вэйюань) обособляется Цзиллюцзин- ски济 прогиб, структурный план которого определен тремя антиклинальными линиями северо-восточного простирания с узкими сводами, крутыми крыльями (до 50°) и амплитудами, измеряемыми в отдельных брахиантиклиналях сотнями метров.
В прогибе вскрыты пермские отложения мощностью свыше 1600 м, представленные угленосными терригенно-карбонатными породами. В подошве бассейна известны протерозойские (синийские), кембрийские, ордовикские и силурийские терригенно-карбонатные породы мощностью более 5 км. В целом мощность фанерозойских отложений бассейна достигает 12 км. Для верхней большой части разреза до низов верхнего триаса характерно развитие пестроцветных песчано-глинистых образований континентального происхождения, ниже в разрезе появляются известняки.
.В бассейне выявлено 12 нефтяных и более 60 газовых месторождений. Нефтяные месторождения расположены на Луннюйсыйском своде с залежами в отложениях юры и триаса на глубине 1400一 1800 м. Структуры месторождений выражены пологими платформен- 334
ными поднятиями с углами падения крыльев 1—5°. Наиболее крупное месторождение бассейна Луннюйсы с запасами 82 млн. т приурочено к отложениям нижней и средней юры.
Газовые месторождения находятся в прогибах. Газоносны известняки и доломиты среднего и нижнего триаса, песчаники средней и нижней юры, нижне- и среднепермские отложения. На месторождении Вэйюань установлена промышленная газоносность верхнепротерозойских синийских песчаников. Газовые месторождения бассейна группируются в четыре основных ареала зон газонакопления: Цзиллю- цзинский, Чунцинский, Предлоушаньский, Южно-Сычуаньский.
В Чунцинском ареале наиболее крупным является месторождение Шиюгоу, приуроченное к узкой (ширина 20 км) протяженной (70 км) антиклинали с углами падения крыльев от 60° на западе до 20° на востоке. Массивная газовая залежь (газ сухой) заключена в известняках нижнего и среднего триаса на глубине 1500一2000 м. Запасы газа месторождения Шиюгоу вместе с запасами южнее расположенного (в одной антиклинальной зоне) месторождения Дунси оцениваются в 200 млрд. м3. На месторождении Хуангуаньшань в отложениях нижнего —среднего триаса содержится залежь газа с нефтяной оторочкой, запасы которой 86 млрд. м3.
В пределах Цзиллюцзинского ареала запасы газовых месторождений изменяются от 26 млрд, м3 (месторождение Хуаньцзягань) до 60 млрд, м3 (Дэньцзингуань), в пределах Южно-Сычуаньского ареала —от 20 до 30 млрд, м3, Предлоушаньского — от 20 до 23 млрд. м3. Газовые залежи находятся в интервале глубин 200—3200 м.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ ИНДОСТАНСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Камбейский нефтегазоносный бассейн
Камбейский НГБ расположен на севере западной периферии Индо- станской платформы. Он протягивается в субмеридиональном направлении на 800 км при ширине от 150 до 400 км. Значительная его часть находится под водами Камбейского залива и Аравийского моря.
Бассейн состоит из двух структурных элементов: на севере — Камбейского внутриплатформенного сквозного грабена, расположенного на суше и на месте Камбейского залива, на юге — периконтиненталь- ного прогиба. На месте сочленения этих элементов находится Нармад- ский рифт, заполненный отложениями гондванской серии. Продольными ступенчато расположенными сбросами грабеновая часть бассейна рассечена на несколько различно приподнятых блоков.
Наиболее крупный нефтегазоносный блок — Мехсана-Ахмадабад- ский, южнее находятся небольшие Брочский и Олпад-Анклешварский блоки. Последний наиболее приподнятый—кровля эоцена на глубине 500 м. В периконтинентальной части бассейна выделяется Бомбейский свод, ограниченный с севера на юг впадинами и рассеченный 335
圧 +1。Р^]е巨^三р
FgHWHOX-au
江 №39509
Р〃с 123. Камбейский НГБ: а - - докембрийский фундамент- л .на- а —разрывные нарушение. 匿:;£А“еннн： 0 —не®тя黑е,* ления. ' 宛—зоны нефтегазонакоп-
Структурные элементы； А — впап… 圾 РМ科 блоки：сан 牌既Т
Мба^М产岁，| — Мехсана£ма： :ад*常山Крек讚4c墨J。小 впадина 方-Агрияновская 麗1叽，〃一 грабен Ратнагнри Месторождения； / Мехсана
旣館:沙事^Лхма'даба! о^крол, Баола; 12 — Няняг^»
^俨а； /乃 к，на£ад；；.樓ая ^- Джаган^ 戰此…卩，Матван; самба" А Санаукура； 2/ — К。- 紀方事叩岁第需
“幫；30 — TapanypI 3/ — ；3；НН%ее 関二把^恥；37
й 1 7 n^.
Бом- В 55； 34 -
продольными сбросами. На юге сбросы образуют грабен Ратнагири (рис. 123).
В контуре выявленных нефтяных и газовых месторождений бассейн выполнен кайнозойскими отложениями. Последние залегают на декканских траппах, излившихся в позднемеловое время. Под траппами находятся меловые и юрские терригенные породы мощностью на севере 400一700 м, на юге в экваториальной части до 3 км.
Мощность траппов (базальты, долериты) 0,3—2 км. Кайнозойские породы представлены чередующимися песчаниками, глинами, реже известняками. Мощность неогеновых отложений до 1500 м на суше увеличивается до 2600 м в субаквальной части бассейна. Мощность палеогеновых пород около 2800 м.
В бассейне, начиная с 1958 г., выявлено 46 нефтяных и 14 газовых месторождений, в том числе 15 нефтяных и девять газовых в акватории. Нефтяные и газовые месторождения бассейна связаны с брахиантиклиналями, обычно пологими и сравнительно слабо нарушенными разрывами. Соответственно залежи нефти и газа преимущественно пластовые сводовые, нарушенные разрывами.
Нефтеносны песчаники калолской свиты эоценового возраста (месторождения Калол, Анклешвар, Навагам, Северное Кади, Сананд и др.), навагамской свиты палеоценового и раннеэоценового возраста (Мехсана, Навагам, Анклешвар, Долка и др.), олигоцена (Камбей) и песчаники и известняки миоцена (Камбей, Олп ад, Бомбей-Хай и др.). В целом в разрезе кайнозойских отложений выделяется до 15 продуктивных пластов. Оси антиклиналей, к которым приурочены месторождения, характеризуются северо-северо-западным простиранием. В пределах Мехсана-Ахмадабадского блока может быть выделено несколько параллельных антиклинальных зон нефтенакопления. Здесь выявлено 30 месторождений нефти.
Южнее в пределах Брочского блока открыто только два нефтяных месторождения.
На крайнем южном Олпад-Анклешварском блоке выявлено восемь месторождений нефти и газа. Здесь находится крупное месторождение—Анклешварское (открыто в 1960 г.). Структура его представляет собой антиклиналь с крутым южным крылом высотой до 240 м. Размеры антиклинали 3 км X 12 км. Миоценовые отложения на глубине 440一490 м содержат газовую залежь; в калолской свите выявлено 11 нефтяных пластов, в навагамской — один (в интервале 1340— 1590 м).
Залежи пластовые сводовые, нарушенные разрывами. Нижняя залежь литологически экранированная.
На Бомбейском своде и в прилегающих впадинах выявлено свыше 13 месторождений, в том числе два в грабене Ратнагири. Бомбейский свод содержит наиболее крупное в бассейне газонефтяное месторождение (запасы нефти 150—200 млн. т) Бомбей-Хай. Оно находится в 160 км к западу от Бомбея и приурочено к поднятию с размерами 100 км X 60 км. Основной продуктивный пласт — известняки нижнего
миоцена на глубине 1280一1370 м. В средне- и верхнемиоценовых известняках выявлены две газонефтяные залежи.
Для камбейского бассейна характерен высокий геотермический градиент — 40—60° С/км.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ КРАЕВЫХ ПРОГИБОВ ИНДОСТАНСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Нижнеиндский и Среднеиндский нефтегазоносные бассейны
Нижнеиндский и Среднеиндский пограничные НГБ расположены в краевой западной части Индостанской древней платформы, на контакте ее с альпийской Киртар-Сулейманской горноскладчатой системой (рис. 124). Выделяются два передовых прогиба, входящие в состав НГБ: Предкиртарский на юге и Предсулейманский на севере. Оба прогиба и прилегающий склон Индостанской платформы сложены кайнозойскими и мезозойскими породами, а на севере платформенной части бассейнов ——еще кембрийскими и пермскими породами общей мощностью около 10 км. Разрез венчается мощной (до 5 км) неогеновой грубообломочной молассой (серия Сивалик), подстилаемой карбонатнотерригенной толщей, охватывающей отложения олигоцена и нижнего миоцена. Последняя толща выклинивается в платформенной части бассейна.
Палеоценовые и эоценовые отложения представлены терригенно- карбонатными породами мощностью до 3 км, меловые — преимущественно известняками на западе и терригенными породами на востоке максимальной мощностью до 2 км. Меловые образования залегают с несогласием на юрско-триасовых морских карбонатно-терригенных отложениях, ниже которых находятся пермские породы ледникового происхождения, перекрывающие на севере кембрийские соленосные отложения.
Для палеогеновых, нижнемеловых и юрских отложений характерно развитие относительно мощных толщ глин.
Современный геотермический градиент пород сильно меняется, но не превышает 50° С/км.
Бассейны имеют асимметричный профиль и разделены небольшим поперечным поднятием Мари-Бугти и Мари-Кандхотским валом. Поднятия эти расположены на продолжении Саккарского выступа (структурного носа) Тарской платформы. Поднятие Мари-Бугти осложнено локальными поднятиями, вытянутыми в субширотном направлении, с которыми связаны газовые месторождения Суи, Уч, Запад-^Син. Мари- Кандхотское валообразное поднятие заключает локальные поднятия с субмеридиональным простиранием. Имеющиеся здесь газовые месторождения (Мари, Кандхот и др.) образуют антиклинальную зону газонакопления.
Межбассейновое поднятие Мари-Бугти ——Кандхот отделяет Пред- сулейманский (Среднеиндский) НГБ от Предкиртарского (Нижнеиндс- 338
宜“宜“曰曰
宜“
宜“
曰
曰
Рис. 124* НГБ Нижнеиндский, Среднейндский, Кохат-Потварский: а - альпийские горноскладчатые сооружения; б — границы бассейнов; в — складчатые борта бассейнов； г ——поднятия, разделяющие бассейны: / — Мари-Бугти, I!——Бадра-Санбак, /// — Пезу-Манг- линское; d — аконсервационная зона; е——платформенные борта бассейнов; ж — валы: Л межбас сеймовый Мари-Кандхотский, Б — платформенный Джейкобабад-Хайрпурский, В — платформенный Котринско-Хайдарабадский; з —— блоковые поднятия в краевой части Кохат-Потварского бассейна (Соляной кряж. Трансиндская дуга); и склон Индостанской платформы; к— выступы фундамента Индостанской платформы; месторождения: лнефтяные, м — газовые.
Месторождения: / — Хаур； 2 — Мейал; 3 — Лупнан; 4 — Тут; 6 — ^от-Саранг; 6 — Карсал; 7 — Вап- кассар; 8 — Джойя-Мейр； 9—Запад-Сив;仞一Сун： // — Уч; 12—Мазаранн; 13—Канд .хот; 14 - Мари; J5 — Хайрпур; /6 — Сари-Синг; /7 — Хунди; 18 — Лахра; /9 — Джейкобабад； 20 — Родо; 21 —
Додак
кого) НГБ. На севере Среднеиндский НГБ отделяется от однотипного Кохат-Потварского поперечным Мезу-Манглинским поднятием, на юге Нижнеиндский НГБ открывается в Аравийское море. Для Среднеиндского бассейна характерны соляные купола.
Складчатые борта обоих бассейнов узкие и осложнены на западе надвигами горных сооружений. Складчатый борт Нижнеиндского бассейна выклинивается на юге н на севере, на юге ——перед небольшим поднятием Бадра-Санбак, прижатым к горному сооружению. На поднятии выявлено газовое месторождение Хунди. На севере складчатый борт скрывается под грабенообразным прогибом Сиби, вытянутым в северо-западном направлении. На складчатом борту известно единственное месторождение Мазарани (конденсатногазовое).
Платформенный склон Нижнеиндского бассейна осложнен валооб- разными поднятиями Джейкобабад-Хайрпурским на севере и Котрин- ско-Хайдарабадским на юге. Оба вала ориентированы в субмеридиональном направлении. Первый более крупный, ширина его 60—70 км, длина 200 км, высота по юрским отложениям достигает 2 км. В его пределах известны газовые месторождения Джейкобабад и Хайрпур. На южном поднятии открыто газовое месторождение Лахра. Восточнее Котринско- Хайдарабадского вала известны нефтяные месторождения Хасхели и Тандо-Аллам. Всего в Нижнеиндском НГБ выявлено 24 газовых и два нефтяных месторождения.
В Среднеиндском НГБ открыты четыре газовых месторождения, наиболее крупные из которых Родо и Дода к (конденсатногазовое) расположены в приплатформенной части (на востоке) складчатого борта бассейна.
Основным газоносным резервуаром обоих бассейнов является Главный известняк Суи в отложениях свиты Лаки (нижний эоцен ——верхний палеоцен) с кровлей, образованной глинами. С Главным известняком Суи связана крупная конденсатногазовая залежь месторождений Суи (запасы газа 220 млрд, м3), открытая в 1952 г. Месторождение расположено на межбассейновом поднятии Мари-Бугти и приурочено к локальному поднятию с размерами 50 км X 25 км и высотой 350 м, осложненному рифом и разрывом с амплитудой 40 м. Мощность Главного известняка достигает 660 м, глубина залегания 1240——1550 м. С этим же природным резервуаром связаны газовые месторождения Запад-Син, Уч, Хайрпур, Джейкобабад, Мазарини, Кандхот. Над Главным известняком Суи выделяется Верхний известняк Суи мощностью до 60 м, также газоносный на месторождении Суи.
Вторым по значению резервуаром является известняк Хабиб-Рахи среднеэоценового возраста мощностью до 100 м, С ним связано крупное газовое месторождение Мари, открытое в 1957 г., с запасами газа 140 млрд. м3. Газоносны также песчаники, заключенные в отложениях нижнего палеоцена ——верхнего мела.
С палеогеновыми известняками и верхнемеловыми песчаниками связаны также залежи газа месторождений Родо и Додак Средн^индс- кого бассейна.
На нефтяных месторождениях Хасхели и Тандо-Аллам залежи нефти заключены в песчаниках альб-сеноманского возраста.
Газовые залежи Средне- и Нижнеиндского бассейнов находятся на глубине 600—2300 м. Для состава газа характерно высокое содержание углекислого газа. Например, на месторождении Хайрпур оно составляет 70,6% (метан 12,2%), Запад-Син — 44,7%, (метан 46,1%), Джейкобабад — 37% (метан 25%). Содержание тяжелых углеводородов меняется от 0,3 до 4%, увеличиваясь с глубиной.
Кохат-Потварский нефтегазоносный бассейн
Пограничный Кохат-Потварский НГБ расположен на северо-западе Индостанской платформы. Его горным обрамлением служат северная часть антиклинория Сулейман и западное окончание Гималайского горного сооружения (Хазарские горы). От смежных Среднеиндского НГБ и Гангского ВНГБ Кохат-Потварский нефтегазоносный бассейн отделяется поперечными поднятиями, расположенными на продолжениях выступов платформ. На востоке это меридионально вытянутое Джеламское поднятие, на западе Пезу-Манглинское.
На юге платформенный борт бассейна ограничивается линейной зоной поднятий Соляного кряжа и Трансиндской дуги, надвинутых на юг. Соляной кряж представляет собой взброшенный моноклинальный блок, выносящий на поверхность дислоцированные палеозойские и палеогеновые отложения. На востоке (Трансиндская дуга) зона сужается и круто изгибается на север. Здесь она слагается кайнозойскими и мезозойскими отложениями (рис. 124).
Кохат-Потварский НГБ выполнен фанерозойскими отложениями мощностью более 6 км, из которых свыше 4 км занимают грубообломочные и красноцветные (внизу) породы неогеновой и антропогеновой молассы. Неогеновые отложения с размывом покрывают терригенно- карбонатные породы эоценового и палеоценового возраста мощностью 300—550 м.
Мощность мезозойских отложений не более 1 км. Образованы они карбонатно-терригенными породами триаса и юры и залегают несогласно на терригенно-карбонатных (верхний отдел) и терригенных (нижний отдел) отложениях пермского возраста мощностью до 800 м. Пермскне породы подстилаются непосредственно терригенно-карбонатными образованиями позднекаменноугольного, девонского и силурийского возраста мощностью до 700 м. Ниже находятся терригенные породы —- красноцветные вверху и соленосные внизу ——мощностью до 1400 м кембрийского, а возможно, и позднепротерозойского возраста (венд).
Складчатый борт бассейна на западе (Кохатская зона) представлен системой узких антиклиналей, нарушенных разрывами и осложненных внедрением соли кембрийского возраста. Восточнее интенсивность дислокаций увеличивается и складчатость приобретает изоклинальный характер, часто с почти вертикальными пластами. Еще восточнее (Ра- валпиндская зона) изоклинальные складки на юге сменяются зоной 341
развития гребневидной складчатости. В средней части эта зона известна под названием Мейал-Хаурской.
Платформенный борт бассейна представлен на востоке Западно- Соанской впадиной, примыкающей на севере к Мейал-Хаурской системе складок, на востоке к Джеламской системе складок, а на западе к Кала- багской седловине, отделяющей Западно-Соанскую впадину от моноклинали Банну. Последняя наклонена на северо-запад и представляет собой западную часть платформенного борта бассейна. Западно-Соанская впадина имеет крутой северный борт, пологий южный и осложнена пологими (1——5°) куполовидными поднятиями. С юга впадина обрамлена зоной поднятий Соляного кряжа и Трансиндской дуги.
Средний геотермический градиент в бассейне 30° С/1 км.
В Крхат-Потварском НГБ выявлено 11 нефтяных месторождений, расположенных в Западно-Соанской впадине (месторождения Джойя- Мейр, Кот-Саранг, Балкассар и др.) и в Мейал-Хаурской зоне гребневидных складок (Хаур, Дулиан, Мейал и др.).
Большая часть залежей нефти сконцентрирована в известняках нижнего эоцена. Нефтеносны также среднеэоценовые и палеоценовые известняки и юрские песчаники (солянокупольные структуры месторождений Дулиан и Тут). Небольшие скопления нефти, выявленные в подошве нижнемиоценовых отложений (месторождения Дулиан, Хаур), явно вторичного залегания, Притоки нефти получены также из кембрийских песчаников (Джойя-Мейер). Нефтяные залежи вскрыты на глубине от 1700 м (Хаур) до 4500 м (Тут, юра).
Нефтяные месторождения Кохат-Потварского НГБ характеризуются небольшими запасами нефти, наиболее крупные месторождения Дулиан и Балкассар, причем первое в значительной степени выработано.
Ассамский нефтегазоносный бассейн
Ассамский НГБ заключен в небольшой межгорной впадине, расположенной в долине Брахмапутры. С севера обрамление бассейна образовано Гималайским горным сооружением, южный край которого по системе покровов надвинут на северный борт бассейна. На юго-востоке ограничением бассейна служит антиклинорий Нага, состоящий из серии изоклинальных складок, сложенных преимущественно породами палеогенового возраста и надвинутых на юго-восточный склон бассейна. На северо-востоке Гималаи и Нага смыкаются. Юго-западная граница бассейна следует по склону горного массива Микир-Шиллонг, сложенного докембрийскими образованиями и представляющему собой выступ Индостанского щита.
Восточное продолжение массива Микир-Шиллонг, погребенное под мощной (свыше 5——6 км) толщей полого залегающих кайнозойских отложений, слагает центральную часть бассейна. На северо-западе и юго-востоке центральная часть бассейна ограничивается глубокими прогибами, осложненными надвигами и взбросами (рис. 125). По молодым отложениям центральная часть бассейна представляет собой пологую 342
Рис. /25. Ассамский НГБ:
а 〜一палеогеновые отложения горной системы Нага; б - докембрийские и палеозойские породы Восточных Гималаев; в — докембрийский фундамент Шиллонгского (Л) и Микирского (5) выступов; а ——надвиги: / ——Пр ед гималайский, II ——Нага, 1! 1 - - Дисанг; месторождения： О — нефтяные, е — газо- нефтяные, ж — конденсатногазовые.
Месторождения; / — Дум-Дум; 2 — Дигбой; 3 — Кэзиджан; 4 - Нахоркатня； 5 — Моран; 6 — Лаква;
7 — Рудрасагар; 8 — барснппа; 9 — бархоппа
моноклиналь, слабо наклоненную на северо-запад и осложненную небольшим Нахоркатским сводом, Джорхатским структурным носом, а также рядом пологих поднятий.
Бассейн выполнен мошной толщей кайнозойских пород, в разрезе которых преобладают терригенные морские и аллювиально-дельтовые отложения. Мощность неогеновых образований достигает 7 км. Для разреза палеогена характерно появление внизу угленосных, а вверху карбонатных пород. Мощность палеогеновых отложений изменяется от 2,5 км в средней части бассейна до 6 км в прогибах. Мощность антропогена 650 м.
В Ассамском НГБ открыто 19 нефтяных и газонефтяных месторождений и два конденсатногазовых. Наиболее крупные нефтяные месторождения Нахоркатия и Лаква с запасами нефти 20——40 млн. т расположены в средней платформенной части бассейна и связаны с пологими поднятиями, рассеченными разрывами на блоки. Разрывы обычно не выходят из миоцена. Нефтеносны песчаники олигоцена, среднего и нижнего миоцена на глубине 2800—3400 м. Два месторождения Дигбой и Казиджан расположены в юго-восточной складчатой части бассейна,
Сравнительно крупное нефтяное месторождение Дигбой (открыто в 1899 г.) приурочено к крутой брахиантиклинали, северное крыло которой подсечено надвигом Нага. Нефтеносны 24 пласта миоценовых песчаников Типам и Сурма, залегающие в интервале глубин 50—2500 м.
343
Небольшое месторождение нефти Макум-Намдаг расположено между надвигами Нага и Дисанг. Продуктивны песчаники олигоцена. На севе- ре средней части бассейна выявлено конденсатногазовое месторождение Дум-Дум.
Геометрический градиент в бассейне меняется от 5——15° С/км в верхней части разреза до 20—30° С/км в продуктивных толщах.
Бенгальский нефтегазоносный бассейн
Бенгальский пограничный НГБ расположен в северо-восточной части Индостанского полуострова на территории Индии (штаты Западная Бенгалия и Трипура), Бангладеш и Мьянма (несколько островов в Бенгальском заливе). С запада и севера он ограничивается склоном Индостанского щита и Шиллонгским выступом фундамента, на востоке кайнозойским горноскладчатым сооружением Аракан-Йома (рис. 126). В южном направлении бассейн продолжается в Бенгальском заливе, где его естественным ограничением является северный край Центральноиндоокеанской плиты, проходящей примерно в 500 км от южного сухопутного края бассейна. Ширина бассейна в его субаквальной части достигает 1 км.
В составе отложений, выполняющих бассейн, выделяется мощная толща (до 8 км) олигоцен-неогеновых прибрежно-морских, дельтовых терригенных образований с большой долей глин. Ниже залегает карбонатно-терригенная толща преимущественно морских отложений мощностью до 1700 м, охватывающая возрастной интервал мел — эоцен. На севере бассейна в этих отложениях известны рифогенные образования. Местами под верхнемеловыми породами вскрываются базальтовые траппы мощностью до 600 м (юра — нижний мел). В подошве разреза находятся отложения гондванской серии мощностью до 2 км, включающие породы от верхнего карбона до юры. Фундамент бассейна образован гранитогнейсовыми образованиями архейского возраста. Для отложений бассейна характерно значительное изменение современного геотермического градиента — от 20 до 40° С/км.
В бассейне отчетливо выделяется широкий платформенный и узкий складчатый борта. Последний отделен от горного сооружения Аракан- Йома системой чешуйчатых надвигов. На юге в Бенгальском заливе складчатый борт бассейна выклинивается, будучи зажатым между Зондским глубоководным желобом и расположенными на продолжении горного сооружения Аракан-Йома выступами современной геоантиклинали на Андаманских островах.
Платформенный борт бассейна имеет двухъярусное строение. По поверхности фундамента и эоценовым отложениям он имеет моноклинальное строение, образуя Западно-Бенгальскую моноклиналь. Глубина погружения фундамента от 1 до 5—6 км. С востока эта моноклиналь ограничивается Пабна-Майманскингхской зоной разломов. Амплитуда сбросов в этой зоне достигает 2——3 км. Крупной зоной разломов северо- западно ——юго-восточного простирания платформенный борт по поверх- 344
ЧиттагонгЧиттагонг3 а л и 63 а л и 6R—Яа ^Щ^ ^^6 ^^г 屮"
Читтагонг
Читтагонг
3 а л и 6
3 а л и 6
^^з ^^u Ix~>k [^й ^Ф I 句"I 日。
Рис. /26. Бенгальский НГБ:
а — границы бассейна (разломы); 6 ——докембрий Индостанского щита (Шиллонгский Массив); в —— аконсерваинонная зона； г—горное сооружение Аракан-Йома, платформенный борт бассейна; d — Багринский склон； е——Падминский ск〃он, складчатый борт бассейна； зоны: ж——внутренняя, з—- центральная, у ——внешняя; к — погребенные выступы фундамента: / ——Мздхупурскнй, // ——Барисаль- ский; а — Силхетский прогиб, м ——флексура Пабна-Маймансингхскэя； w — газовые месторождения;
о — антиклинали.
Месторождения; / ——Чхатак; 2 — Силхет; 3 — Кзйлас-Тила； 4 ——Размдпур; 5 — Хабигандж； 6 ——Титас;
— Бахрабад； 8 — Семутанг； 9 — Джалди
ности фундамента делится на два блока： западный Силхетско-Фаридпур- ский и восточный Хатийский.
В СилхетскО'Фаридпурском блоке в осадочном чехле выделяются на севере Силхетская впадина, на юге Фаридпурско-Даккская, разделенные Мадхупурским выступом юго-восточного простирания. В приразломной зоне между Фаридпурско-Даккской и Хатийской впадинами по гравимагнитным данным намечается Барисальский выступ северо- западного простирания.
пределах платформенного склона в миоцен-плиоценовых отложениях выделяются пологие брахиантиклинали. Силхетский (Предшил- 345
лонгский) прогиб, выполненный молодыми отложениями, наложен на северную часть складчатого борта бассейна. Последний в этой части дислоцирован в систему сравнительно пологих крупных складок, из которых наиболее северные имеют широтное, шиллонгское простирание.
В наиболее типичном для пограничных бассейнов виде складчатый борт представлен в южной читтагонгской половине его. Здесь он сложен с поверхности неогеновой молассой, смятой в систему линейных складок, интенсивность которой закономерно изменяется с запада на восток: на западе — это коробчатые антиклинали с широким плоским сводом, восточнее — гребневидные антиклинали с выжатым сводом и крутыми крыльями и на крайнем востоке —— складки чешуйчатого строения, смещенные на восток.
Средняя часть складчатого борта, расположенная южнее Мадху- пурского выступа, имеет наибольшую ширину и характеризуется в общем пологими спокойными формами складок на западе и усложнением их строения на востоке, где они приобретают изоклинальную форму.
В Бенгальском НГБ с начала XX в. выявлено 18 газовых и шесть нефтегазовых месторождений, большая часть которых расположена в крайней северной и северо-западной частях складчатого борта. Месторождения газа приурочены к сравнительно крупным (20 км X 7 км) асимметричным антиклиналям с углами падения крыльев до 35°. Месторождения Чхатак и Силхет приурочены к северо-восточному борту Силхетской впадины. Здесь структуры месторождений ориентированы в широтном направлении. Месторождения Кайлас-Тила, Разидпур, Хабигандж, Бахрабад и Титас расположены во внешней части складчатого борта. Структурные формы их простираются в меридиональном направлении. На юге складчатого борта в зоне коробчатых антиклиналей открыты газовые месторождения Семутанг, Джалди и др.
Газоносны в бассейне пласты песчаников, заключенные в отложениях нижнего и среднего миоцена. Мощность песчаников до 60 м. Залежи сводовые. Глубина их залегания от 360 м (Джалди) до 3400 м (Кайлас-Тила). Газ преимущественно метановый с незначительным (до 3%) содержанием тяжелых углеводородов. Наиболее крупное газовое месторождение Титас приурочено к брахиантиклинали с размерами 20 км X 15 км и высотой до 300 м. В интервале 2 530一2400 м газоносны 10 песчаных пластов среднего миоцена. Начальные запасы газа составляли 68 млрд. м3.
Нефтеносность бассейна установлена в восточной части складчатого борта прогиба на территории Индии (месторождения Бадарпур, Масим- пур) и Мьянмы (на островах Бороунга, Янбье, Монаун и др.). Нефтеносность связана с песчаниками миоцена и эоцена. Все нефтяные месторождения небольшие по запасам и почти полностью выработаны.
МАЛАЙСКАЯ МЕЗОЗОЙСКАЯ СКЛАДЧАТАЯ нефтегазогеологическая провинция
Сиамский нефтегазоносный бассейн
Сиамский НГБ занимает акваторию одноименного залива и протягивается в северо-западном направлении на 1500 км при ширине до 250 км на юге. Структурный план его определяется грабеном (рифтом), простирающимся от дельты р. Менам на севере до островов Анамбас на юго-востоке при ширине до 80 км и глубине кровли фундамента 6— 10 км. Рядом разломов северо-восточного простирания грабен расчленен на отдельные блоки (рис. 127).
Сиамский НГБ выполнен отложениями кайнозойского возраста, залегающими на дислоцированных породах мезозоя. Собственно грабен заполнен преимущественно нижнемиоценовыми и палеогеновыми терригенными породами мощностью свыше 1 км. Неогеновая система представлена терригенными породами мощностью около 2,5 км с большой ролью в разрезе угленосных свит. Наиболее широко по площади Сиамского залива распространены плиоценовые и верхнемиоценовые отложения, образующие надграбеновую синеклизу. В их разрезе основное место занимают дельтовые и мелководно-морские породы. Кайнозойские отложения дислоцированы в сравнительно пологие поднятия субмеридионального простирания, нарушенные разрывами, иногда со следами диапиризма.
Рис. 127. Сиамский НГБ: а—установленные и предполагаемые границы бассейна; 6 — разломы; в—центральный грабен; е — месторождения.Месторождения: / —Сурат; 2 — Кафонг; 3 — Эраван, 4 — Пн- лонг, 5 — Вннтанг; 6 — Инас; 7 — Лионг; 8 — Тэпис; 9 — Бе- кок; 10—Пулак; / / — Сотонг; 12 — Дбюонг； /3 — Терубук; 14 — Какап; /5 — УдангРис. 127. Сиамский НГБ: а—установленные и предполагаемые границы бассейна; 6 — разломы; в—центральный грабен; е — месторождения.Месторождения: / —Сурат; 2 — Кафонг; 3 — Эраван, 4 — Пн- лонг, 5 — Вннтанг; 6 — Инас; 7 — Лионг; 8 — Тэпис; 9 — Бе- кок; 10—Пулак; / / — Сотонг; 12 — Дбюонг； /3 — Терубук; 14 — Какап; /5 — Уданг
Рис. 127. Сиамский НГБ: а—установленные и предполагаемые границы бассейна; 6 — разломы; в—центральный грабен; е — месторождения.
Месторождения: / —Сурат; 2 — Кафонг; 3 — Эраван, 4 — Пн- лонг, 5 — Вннтанг; 6 — Инас; 7 — Лионг; 8 — Тэпис; 9 — Бе- кок; 10—Пулак; / / — Сотонг; 12 — Дбюонг； /3 — Терубук; 14 — Какап; /5 — Уданг
Рис. 127. Сиамский НГБ: а—установленные и предполагаемые границы бассейна; 6 — разломы; в—центральный грабен; е — месторождения.
Месторождения: / —Сурат; 2 — Кафонг; 3 — Эраван, 4 — Пн- лонг, 5 — Вннтанг; 6 — Инас; 7 — Лионг; 8 — Тэпис; 9 — Бе- кок; 10—Пулак; / / — Сотонг; 12 — Дбюонг； /3 — Терубук; 14 — Какап; /5 — Уданг
В Сиамском НГБ выявлено более 35 нефтяных и 30 газовых и конденсатногазовых месторождений, причем первые месторождения в бассейне — Тэпис (газовое) и Бинтанг (нефтяное) — были открыты лишь в 1970 г. Большая часть месторождений расположена в юго- восточной части грабена в пределах шельфа Таиланда и Малайзии. В менамской части бассейна выявлено четыре нефтяных месторождения. Нефтегазоносны песчаники миоцена и олигоцена. Газовые и нефтяные залежи находятся на глубине 600—2800 м, конденсатногазовые —— в интервале 2040—3350 м. Залежи наиболее крупного газового месторождения Эраван с запасами газа 57 млрд, м3 расположены на глубине 1500—2600 м.
СКЛАДЧАТАЯ ИРАВАДИЙСКО-ЗОНДСКАЯ (ОСТРОВОДУЖНАЯ) НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ провинция
Иравадийско-Андаманский нефтегазоносный бассейн
Иравадийско-Андаманский НГБ протягивается в меридиональном направлении на 2500 км при ширине до 225 км. Средняя его часть занята геосинклинальной котловиной Андаманского моря, северная расположена на месте долины Иравади в Мьянме, южная занимает северо- восточное побережье о-ва Суматра. Западное горное обрамление на севере представлено молодым хр. Аракан-Иома-Нага, на юге — северо-западным погружением Суматрийского антиклинория. Оба горных сооружения продолжаются в цепи Андаманских и Никобарских островов. Восточное обрамление бассейна образовано мезозойской складчатостью. На севере оно начинается плоскогорьем Шань (Шаньский массив) и продолжается далее на юге в западных хребтах п-ова Малак- ка (рис. 128).
На крайнем юге Иравадийско-Андаманский бассейн отделен от смежного Центральносуматринского пологим поперечным поднятием, расположенным южнее г. Медан.
Иравадийская центриклиналь бассейна представляет собой синклинорий, смещенный на запад. В этой части бассейн расчленяется поперечными поднятиями на три прогиба (впадины)——Чиндвинский (наиболее северный), Минбу и Дельтовый, в пределах которых расположена большая часть нефтяных месторождений.
Средняя по простиранию часть бассейна осложнена цепью лавовых покровов молодых вулканов. Юго-восточное крыло синклинория ограничено антиклинорием Пегу-Йома.
Иравадийский синклинорий сложен кайнозойскими породами, мощность которых превышает 15 км. Значительная по мощности часть разреза (6—9 км) принадлежит образованиям эоценового возраста, представленным преимущественно угленосными терригенными породами с большой долей (свыше 50%) глин в их составе.
В подошве палеогеновых отложений залегает толща конгломератов
Рис. 128. Иравадийско-Андаманский НГБ:
а — границы бассейна； 6 — разпомн; в — кайнозойские горные сооружения; г — область мезозойской складчатости; ° — впадины: / — Чиндвинская, // — Минбу, III ~ Дельтовая, IV — Ситганг, V — Аче; е― Ан- даманская геосинклинальная котловина; месторождения: ж — нефтяные, з — газовые; и ~ изобата, м； к — антиклинорий Пегу-Йо- ма.“
Месторождения: / — Индоу; 2 — Сейб; 3 — Енангьян; 4 Манн； 5 — Ланива； 6 — Чаук; 7 — Енангьяунг; 8 — Минбу; 9 一 Паланьян; /0 — Етхайя; // — Енанма; 12 — Пьяйя; 13— Проме; 14 — Таунгьигве; /5 Мьянаунг; /6 — Хензада; /7 — Пайягон; 18 — Пасех; 19 — Иди; 20 —- Джулу-Раджеу； 21 - Пер- лак; 22 — Джедонгдонг; 23 — Рантау; 24 — 30 — Серанг-Джаджа, Тенанг, Телага-Саид, Дамар, Пулау-Панджанг, Пангкапан-Сусу, Джулу-Раджеу
и песчаников мощностью 600— 1200 м, включающая палеоценовые породы. Для олигоценового отдела характерно развитие в кровле терригенной толщи прослоев известняков, а в подошве —засолоненность и загипсо- ванность пород.
Мощность отложений неогеновой системы превышает 6 км. В подошве миоценовых образований известны небольшие прослои известняков. Основная часть разреза (свыше 3 км) состоит из плиоценовых и верхнемиоценовых крупно- и грубозернистых отложений с косой слоистостью, а вверху — и из эффу- зивов. Породы олигоцена, нижнего и среднего миоцена выделяются в нефтегазоносную серию Пегу.
Известные в Иравадийском синклинории месторождения нефти и газа (свыше 45) размещены преимущественно в прогибе Минбу, шесть нефтяных и два газовых месторождения (Швепьита, Пайягон) находятся в Дельтовом прогибе, три нефтяных — в Чиндвинском.
E3°4H+WW бE3°4H+WW бegodl。。£工UHBWPa-egodl。。£工UHBWPa-0 Q X ьхвхгчх 70 Q X ьхвхгчх 7Месторождения приурочены
E3°
4H+WW б
E3°
4H+WW б
egodl。。£工UHBWPa-
egodl。。£工UHBWPa-
0 Q X ьхвхгчх 7
0 Q X ьхвхгчх 7
к асимметричным резко выраженным антиклиналям, нарушенным продольными и поперечными сбросами. В Дельтовом прогибе они связаны с более пологими брахиантиклиналями.
Залежи нефти пластовые сводовые, тектонически и литологически экранированные. На некоторых месторождениях выделяется по нескольку десятков нефтяных пластое. Так, на наиболее крупном нефтяном месторождении Енангьяунг (открыто в 1887 г.) известно 50 продуктивных пластов мощностью 3—46 м, заключенных в интервале глубин 200—1800 м; на месторождениях Чаук и Ланива — 35 пластов мощностью 3—15 м в интервале глубин 360—2500 м; на месторождении Енангьян (открыто в 1891 г.) — 35 нефтеносных пластов в интервале глубин 350—1150 м.
Во впадине Минбу нефтяные месторождения хорошо группируются в две антиклинальные зоны, расположенные преимущественно на правобережье Иравади.
Начало добычи нефти в Мьянме относится к 1891 г.
Суматринская часть бассейна известна под названием впадины Аче. Большая ее часть располагается в субаквальной части Малакского пролива. На суше находится сравнительно узкая прибрежная часть, в пределах которой выявлено свыше 30 нефтяных и восемь газовых месторождений. Одно месторождение (Иди) находится в проливе вблизи берега.
Во впадине Аче разрез мощностью свыше 7 км начинается с эоценовых отложений с базальными конгломератами. Эоценовые, олигоцено- вые и миоценовые образования сложены карбонатно-терригенными породами, для палеогеновых характерна угленосность, для миоценовых —развитие рифовых известняков. Мощность отложений палеогена 1500 м, миоцена 一 4 км. Плиоценовый отдел представлен терригенными породами, в средней части угленосными и туфоносными. Мощность плиоценовых отложений 3500 м.
Впадина Аче имеет асимметричное строение. Ее крутое крыло прижато к Суматрийскому антиклинорию, восточное пологое погружается под воды пролива. Выявленные месторождения расположены на крутом крыле впадины. Структуры их представлены сравнительно пологими антиклиналями, нарушенными сбросами и группирующимися в несколько сравнительно коротких антиклинальных зон нефтегазонакопления.
Продуктивны песчаники неогенового возраста на глубине от нескольких десятков метров (месторождение Перлак) до 3500 м (месторождение Иди). В продуктивной толще насчитывается от 10 до 14 (месторождение Рантау) нефтеносных пластов. В 1971 г. открыто конденсатногазовое месторождение Арун с залежью в рифовом массиве миоцена на глубине 3170—3625 м. Запасы газа оценены в 386 млрд. м3.
Для месторождений Северной Суматры характерна малая плотность нефтей на небольшой глубине. Так, на месторождениях Перлак, Дже- донгдонг, Рантау и других в интервале глубин 48—1000 м плотность нефти 0,75—0,78 г/см3.
Центральносуматринский нефтегазоносный бассейн
Центральносуматринский НГБ (рис. 129) расположен в прогибе Индерагцри-Рокан средней части о. Суматра. От юго-восточнее расположенного Южно-Суматринского НГБ прогиб отделен небольшим поперечным поднятием, приподнятая часть которого выражена хр. Сапулух. Ширина поднятия около 150 км. Значительная часть его поверхности покрыта молодыми эффузивными образованиями.
Центральносуматринский бассейн характеризуется асимметричным строением: юго-западный его борт, примыкающий к молодому Барисан- скому антиклинорию, крутой, северо-восточный, ограниченный областью развития мезозойской складчатости, пологий.
Мощность разреза кайнозойских отложений, выполняющих бассейн, более 5 км; он расчленяется (снизу вверх) на серию Пематанг, свиты Батураджа и Телиса и серию Палембанг. Отложения серии Пематанг мощностью около 1 км представлены терригенными угленосными породами эоценового и олигоценового отделов и нижней части нижнего миоцена. Они подстилаются дислоцированными сланцами мезозойского возраста. Свита Батураджа занимает верхнюю часть разреза нижнего миоцена и образована (сверху вниз) песчаниками, мергелями и рифогенными известняками. Последние отличаются нефтеносностью. Мощность свиты 300—600 м. Свита Телиса (средний миоцен), сложенная терригенными туфоносными породами мощностью до 2 км, также нефтеносная. Серия Палембанг охватывает отложения верхнего миоцена и плиоцена мощностью 1800 м, представлена вулканогенно-осадочными породами, угленосными вверху. Серия нефтеносна и газоносна в нижней части (Нижний Палембанг). Основная нефтеносность бассейна связана с отложениями свит Телиса и Батураджа.
Рис. 129. Центральносуматринский НГБ：
а — границы бассейна; 6 — Барисанский антиклинорий; е — мезозойская складчатость; а — нефтяные месторождения.
Месторождения： / — Южный Балам; 2 — Бангко; 3 — Менггала; 4 — Семунаи; 5 -- Пематанг： 6 — Бекасап; 7 — Пунгут； 8 — Котабатак； 9 一 Себан- га, 10 — Дури； / / — Северная Себанга; /2 — Минас; /3 — Северное Пулан; 14 — Южное Пулам; /5 — Андан； /6 — Лирик; /7 — Саго； /8— Мо：чек
^^а ^^^ ^^8 |~Ч |г
Кайнозойские отложения смяты в систему асимметричных складок с короткими антиклинальными частями. Начиная с 1938 г. в бассейне открыто 140 нефтяных и два газовых месторождения, в том числе одно из крупнейших по запасам нефти в Азии месторождение Минас (открыто в 1944 г.), начальные извлекаемые запасы нефти которого оцениваются в 990 млн. т. Залежи нефти месторождения заключены в песчаниках свит Телиса и Батураджа на глубине 732——800 м.
Крупным является также месторождение Дури (запасы 275 млн. т) с залежами на глубине 183—1538 м.
Нефтяные месторождения связаны с асимметричными брахиантикли- налями, как правило рассеченными разрывами на блоки и хорошо группирующимися в антиклинальные зоны нефтегазонакопления. Большая часть залежей нефти пластовые сводовые, нарушенные разрывами, иногда тектонически экранированные. Залежи нефти находятся на глубине 183—2500 м.
Южно-Суматринский нефтегазоносный бассейн
Южно-Суматринский НГБ заключен в прогибе Палембанг юго- восточного окончания о-ва Суматра (рис. 130). С юго-востока он ограничивается поперечным Лямпунгским поднятием, протягивающимся от о-ва Банка на юго-запад. В пределах поднятия мощность кайнозойских отложений сокращается до 300 м.
миоцен) —измиоцен) —иззалегает толща, вклю- сложенная терригенно-залегает толща, вклю- сложенная терригенно-Разрез кайнозойских отложений бассейна близок к разрезу смежного Центральносуматринского НГБ. Отложения серии Палембанг (плиоцен — верхний миоцен) мощностью свыше 2 км сложены терригенными угленосными и туфоносньши породами с редкими прослоями известняков и отделены от отложений свиты Телиса несогласием. Свита Телиса (средний миоцен) состоит из терригенно-карбонатных пород мощностью до 1 км, свита Батураджа (нижний известняков и туфов мощностью 300 м. Ниже
миоцен) —из
миоцен) —из
залегает толща, вклю- сложенная терригенно-
залегает толща, вклю- сложенная терригенно-
чающая низы нижнего миоцена и олигоцен и карбонатными породами. Она перекрывает сильно дислоцированные породы мезозойского возраста.
Основная продуктивная толща бассейна ——нижняя часть серии Палембанг с залежами нефти на глубине 40—1900 м и газа на глубине 1670—2440 м, а также свиты Телиса и Батураджа.
Первое нефтяное месторождение Кампонг-Миджак открыто в бассейне в 1896 г. В настоящее время в бассейне известно более 90 нефтяных и 10 газовых месторождений, приуроченных к асимметричным сравнительно крупным хорошо выраженным антиклиналям, осложненным на крутых крыльях взбросами. Большая часть месторождений группируется в ареалы зон нефтегазонакопления: Муараэним, расположенное на юго-западе, Пендапо-Бенакай ——в центральной части бассейна и Джамби ——на северо-востоке бассейна. Для последнего ареала характерна выдержанность простирания антиклиналей и соответственно возможность выделения ряда антиклинальных зон нефтегазонакопления; 352
к。 rw萼6曰2
Рис. 130. Южно-Суматринский НГБ:
л — границы бассейна; б — Барисанский антиклинорий; в—мезозойская складчатость; г—ареалы зон нефтегааонакапления; д — нефтяные месторождения.
Ареалы зон нефтегазонакопления: / — Джамби; 〃一 Пендапо-Бенакай; /〃一 Муараэним.
Месторождения： / — Тубауби; 2—Кенали-Асам; 3 — Темпино； 4―Бенджубанг； 5 — бетунг： 6 — Грнсмк; 7—Западное берау; 8—Бентаджан; 9—Керкаи; 10—Серала-Лодан-Раит; U — Берау; /2 — Леко; /3—-Сампал-Ребонгаро； 14—Калнберау; /5—Кенаванг; /6—Лилин; 17—Субан-Бу- рунг; /8 — Еабат; 19 — Мангунжаджа； 2〃 一 Керанг-Рнн「хн; 21 — Клуанг； 22—Кебан, 23 — Таним; 5彳一Село; 25 — Ка^жа; 26 — Крух; 27 — Буду; 28 — Джирак； 29 — Бенакат; 30 — Таланг-Акар-Пен- дого； 31 — Дерас; 32 — Ниру; 33 — Маннс; 34 — Западное Лимау; 35 — Гунунг-Кемала; 36 — Лимау; 37—Кампонг-Миджак; 38 - Каранган; 39 — Западный Прабумпнх; 40 — Танджунг (Рамок); 41 — Лангу; 42 — Тахам; 43 — Субан-Джериги; 44 — Ьатукрас; 45 Аба
в ареале зон нефтегазонакопления Муараэним большая часть антикли-_ налей имеет субширотное простирание.
Наиболее крупное месторождение бассейна — Таланг Акар-Пендого открытое еще в 1906 г. и имевшее начальные извлекаемые запасы нефти 81 млн. т. Большая часть залежей нефти находится на глубине, не превышающей 1 км.
Западно- и Восточно-Яванский нефтегазоносные бассейны
Оба бассейна расположены вдоль северного побережья о-ва Ява и в прилегающем шельфе Сунду. Южное обрамление его представлено Южно-Яванским антиклинорием, западное ——Лямпунгским поперечным поднятием.
В средней части острова между городами Черибон и Семаранг располагается крупный Каримунджавский свод с мощностью осадочных 353
23-105
0. Бали0. Бали只в а н只в а нQ эс н ° -Q эс н ° -Я в а кЯ в а к丑 0. m叱绥7丑 0. m叱绥7G к И И ПНГБG к И И ПНГБмореморе31323132Джакарта/Джакарта/
0. Бали
0. Бали
只в а н
只в а н
Q эс н ° -
Q эс н ° -
Я в а к
Я в а к
丑 0. m叱绥7
丑 0. m叱绥7
G к И И ПНГБ
G к И И ПНГБ
море
море
31
32
31
32
Джакарта/
Джакарта/
I口巨宣6 0lFe，
Рис. 131. Западно-Яванский (/) и Восточно-Яванский (〃)НГБ:
а — границы бассейнов; б — Южно-Яванский антиклинорий; в — Каримунджавский свод; а — Восточ- но-Каримунджавский прогиб; месторождения： д — нефтяные, е—газовые.
Месторождения1 / - Джанти; 2 — Банувати； 3 — Зелла; 4 — Ивонна; 5 - Синта; 6 — Китту； 7 — Гита; 8 — Арджуна； 9 — «Е»; 10 — Синданг; // — Индраманджу： /2 — Джатибаранг； 13 — Тжиребон; /4 — Тжанди; /5 一 Нгапус; 16 — Нглобо, Сеаманги； /7 — Метес; /8 — Тунггул, Габус, Трембес; /9 — Нгноно; 20 — Планттунган； 2/ — Бэнджубанг; 22 一 Кавенган; 23 — Тавун； 24 — Гегунунг； 25 — Воно- _д*арн; 26 — Трембул; 27 - Лузи； 28 — Петак; 29 — Ледок； 30 — Кинданган； 3! — Секарконг, Метату; 32 — Лидах-Килдон; 33 — Кути-Крука； 34 — Кертеган
отложений не более 1 км. Свод близко подходит к антиклинорию, отделяясь от него узким прогибом. Западнее свода находится Западно- Яванский бассейн, восточнее — Восточно-Яванский (рис. 131).
Западный бассейн представляет собой грабен глубиной до 2 км, расположенный в теле складчатых мезозойских отложений. Грабен сложен эоценовыми терригенными и олигоценовыми и нижнемиоценовыми карбонатно-терригенными породами. Олигоценовые и нижнемиоценовые отложения выделяются в свиту Таланг-Акар. Выше залегает свита Батураджа (нижний миоцен) мощностью до 800 м, образованная тер- ригенно-карбонатными породами с рифогенными известняками и угленосными пластами внизу. Отложения этой свиты образуют подошву впадины, перекрывающей грабен. Весь остальной разрез миоцена представ- лен карбонатно-терригенными породами мощностью до 2800 м, в средней части которых выделяется свита Бодженгманик мощностью около 800 м (рис. 132).
Отложения плиоценового отдела мощностью 2500 м состоят из терригенных пород, угленосных и туфоносных вверху, с редкими прослоями мелководных известняков. Нижний плиоцен и верхний миоцен объединяются в свиту Калибенг. Обращает на себя внимание большая мощность антропогеновых отложений (до 850 м).
Восточно-Яванский бассейн представляет собой узкий дислоцированный прогиб, возможно, также грабен. С Каримунджавским сводом бассейн граничит через узкий прогиб северо-восточного простирания (возможно, расположенный на продолжении бассейна Барито). В восточном направлении бассейн расширяется и протягивается до меридиана о-ва Флорес, где мощность осадочных отложений сильно сокращает- 354
EdcA MleHBgAАн至▲EdcA MleHBgAАн至▲Puc. 132. Схематический поперечный разрез субаквальиой части Западно-Яванского НГБ.Puc. 132. Схематический поперечный разрез субаквальиой части Западно-Яванского НГБ.A |gт}б ш»A |gт}б ш»
EdcA MleHBgA
Ан至▲
EdcA MleHBgA
Ан至▲
Puc. 132. Схематический поперечный разрез субаквальиой части Западно-Яванского НГБ.
Puc. 132. Схематический поперечный разрез субаквальиой части Западно-Яванского НГБ.
A |gт}б ш»
A |gт}б ш»
Скважины на месторождениях: а — газовых, 6— нефтяных; в - разломы-
Отложения: / - плиоценовые верхнемиоценовые; 2 — среднемиоценовые; 3 - средне- и нижнемиоценовые; 4 — нижнемиоценовые (свита Батураджа) ； 5 — нижнемиоценовые — олигоценовые (свита Талант Акар); 6 — олигоценовые (свита Таланг^Акар); 1 — складчатого мезозоя
ся. Разрез отложений, выполняющих Восточно-Явзнский НГБ, близок к разрезу Западно-Яванского НГБ.
В обоих бассейнах выявлено свыше 155 нефтяных и газовых месторождений. Нефтегазоносны свиты Таланг-Акар, Батураджа, Бодженг- маник и Калибенг. К песчаникам и туфопесчаникам свиты Таланг- Акар приурочены залежи нефти, заключенные в наиболее погруженной центральной части Западно-Яванского бассейна на глубине 2200— 3300 м (месторождения Джанти, Банувати и др.), преимущественно в субаквальиой его части. С неогеновыми отложениями (песчаниками и известняками) связана большая часть открытых в Западно-Яванском бассейне залежей нефти и газа, причем значительная часть находится на небольшой глубине ——до 1500——2000 м.
Наиболее крупное нефтяное месторождение Джатибаранг (запасы 90 млн. т) расположено в Западно-Яванском НГБ, там же расположены месторождения Синта, Китту, Арджуна с запасами более 20 млн. т.
Залежи месторождений находятся на глубине 700—3300 м.
ПРИКАЛИМАНТАНСКАЯ СКЛАДЧАТАЯ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ
Саравак-Палаванский нефтегазоносный бассейн
Саравак-Палаванский НГБ занимает узкую северо-западную предгорную окраину о-ва Калимантан и южную половину о-ва Палаван. На
355
северо-западе он ограничивается поднятием на месте погруженного под воду внутригеосинклинального массива Наньшанцюньдао (Наньта), на западе сочленяется с Меконгским НГБ (рис. 133).
Бассейн сложен весьма мощной толщей кайнозойских преимущественно терригенных отложений, В средней наиболее погруженной части бассейна, между массивом Наньша и о-вом Калимантан мощность только молодых отложений превышает 15 км, из которых на долю миоценовых образований приходится более 10 км. Вверху (от среднего миоцена и выше) разрез в периферийной (калимантанской) части сложен континентальными образованиями (дельтовые, эстуариевые), внизу ——морскими, причем в верхнем эоцене известны рифовые известняки.
В плиоцен-верхнемиоценовых отложениях выделяются четыре свиты (сверху вниз): Лумат, Лианг, Сериа и Мири, из которых три последние мощностью около 3500 м нефтегазоносные, с обильным развитием коллекторов. Остальная часть кайнозойских образований сложена терригенно-карбонатными породами с угленосными прослоями наверху (миоцен) и туфоносными породами внизу. В пределах развития выявленных месторождений мощность кайнозойских отложений не превы- шает 10 км.
Разломом Тинджар северо-западного простирания с амплитудой около 2 км бассейн делится на два блока: крупный северо-восточный (Бруней-Палаванский) приподнятый и западный опущенный. На последнем блоке разрез сокращен в мощности, причем на юге содержит много песчаных толщ, а на севере в нем появляются соленосные породы и известняки. От разлома Тинджар отходят на юг три разлома.
Кайнозойские отложения краевой калимантанской части бассейна дислоцированы в систему антиклиналей, обычно асимметричных, сильно нарушенных взбросами и сбросами с преобладанием северо-восточного простирания. В северо-западном направлении от о-ва Калимантан в сторону субаквальной части бассейна интенсивность складчатости уменьшается.
Нефтегазоносность бассейна установлена в 1910 г., в 1928 г. открыто нефтяное месторождение Сериа (Бруней) с начальными запасами нефти 259 млн. т. Нефтеносны отложения свит Лианг, Мири и Сериа на глубине 250——2700 м, содержащие 24 нефтенасыщенных пласта. Позднее на шельфе (напротив месторождения Сериа) было открыто (1962 г.) второе крупное месторождение бассейна——Юго-Западная Ампа (начальные запасы 147 млн. т) с залежами в отложениях свит Лиаиг и Сериа на глубине 2350—2718 м.
Рис. 133. Саравак-Палаванский (/) и Меконгский (//) НГБ：
а —— кайнозойские горные сооружения Калимантана; б — современные геосинклннальные сооружения； в ——границы бассейнов; 2 ——изопахиты осадочных толш, км; 3 ——разломы; месторождения: е ——нефтяные, ж — газовые, з — нефтегазовые; и — граница шельфа.
Месторождения： / — Миа-1Х; 2 — Диа-IX; 3 — Паус; 4 — Лемиданг; 5 — Бинтулу; 6 — 13-3; 7 — Те- мана; 8 — Бокор; 9 — Бетти; 10 — Тукау; // — Бакау; /2 ——Западный Лутонг; [3 ——Мири; 14 — Барам; /5 — Барониа; 76 — Фарлей; /7 — Нетрем; 18 — Юго-Западная Ампа; /9 -— Сериа： 20 — Джеру- донг； 21 — Чампион; 22 — Керамая; 23 — Самаранг; 24 — Западный Эрб; 25 — Тембунго; 26—Джозеф; 27 — Южный Фуриус; 28 — Бангау-J; 29 — Кетам； 30 — Данаи; 31 — Фулмар; 32 — Пеликан; 33 — Егрет
В калимантанской субаквальной части бассейна (северо-восточнее разлома Тинджар, впадина Барам) открыто более 20 месторождений, образующих крупный Западно-Калимантанский ареал с зонами нефте- накопления, ориентированными в северо-восточном направлении. Здесь известны крупные нефтяные месторождения Тембунго (с запасами 109 млн. т) и Самаранг.
Юго-западнее разлома Танджар выделяется второй ареал с зонами нефтегазонакопления, ориентированными в субмеридиональном направлении в соответствии с направлением развитых здесь разломов.
В северо-восточной (палаванской) части бассейна мощность оли- гоцен-миоценовых терригенно-карбонатных отложений сокращается до 5 км. Здесь открыто шесть небольших нефтяных и четыре газовых месторождения с залежами в рифовых известняках нижнего миоцена и одно конденсатногазовое месторождение с залежью в песчаниках олигоцена.
Всего в бассейне выявлено более 80 месторождений. Большая часть нефтяных месторождений многопластовые. Глубина залегания скоплений нефти и газа 90—3600 м, увеличивается в субаквальной части бассейна.
Калимантан-Сулавесский нефтегазоносный бассейн
Крупный (более 600 тыс. км2) Калимантан-Сулавесский НГБ включает юго-восточную окраину о-ва Калимантан, западное побережье о-ва Сулавеси в районе Лоранга и небольшой юго-западный край о-ва Минданао, обрамленный грядой молодых вулканов. Центральная его часть занята геосинклинальной котловиной моря Сулавеси и грабеном Макасарского пролива. Горное обрамление бассейна в пределах островов образовано раннекайнозойской (о-в Калимантан) и позднекайнозойской (о-в Сулавеси, п-ов Минахаса) складчатостью. Южная граница бассейна, отделяющая его от смежного Восточно-Яванского, скрыта под водами Яванского моря, где намечается резкое сокращение мощности кайнозойских отложений (рис. 134).
В структуре бассейна выделяются четыре впадины： Сулавеси (море) ,Таракан-Бунью (западная окраина моря Сулавеси), Баликпапан (Кутей) на востоке Макасарского пролива и Южно-Макасарская. Нефтегазоносность бассейна установлена во впадинах Таракан-Бунью и Баликпапан. Они сложены мощными (до 8 км) кайнозойскими преимущественно терригенными породами с большой ролью в их составе дельтовых лагунных и мелководно-морских отложений, а в миоцене —— угленосных. Карбонатные отложения составляют заметную долю лишь в олигоценовой и эоценовой частях разреза.
Нефтегазоносны отложения среднего и нижнего миоцена (свиты Баликпапан и Полубанг мощностью соответственно 1200 и 500 м) и верхней части плиоцена, выделяемой как свита Таракан-Бунью (мощность свыше 1 км), Коллекторы всюду представлены песчаниками. Месторождения нефти и газа группируются в антиклинальные зоны 358
Рис. 134. Саравак-Палаванекий (/), Калимантан-Сулавесский (//) и Барито (///)Рис. 134. Саравак-Палаванекий (/), Калимантан-Сулавесский (//) и Барито (///)НГБ.к乃Складчатость; а — мезозойская, б — позднекайнозойская; в — разломы; г — границы бассейнов, дНГБ.к乃Складчатость; а — мезозойская, б — позднекайнозойская; в — разломы; г — границы бассейнов, д
Рис. 134. Саравак-Палаванекий (/), Калимантан-Сулавесский (//) и Барито (///)
Рис. 134. Саравак-Палаванекий (/), Калимантан-Сулавесский (//) и Барито (///)
НГБ.к乃
Складчатость; а — мезозойская, б — позднекайнозойская; в — разломы; г — границы бассейнов, д
НГБ.к乃
Складчатость; а — мезозойская, б — позднекайнозойская; в — разломы; г — границы бассейнов, д
изобаты, м； месторождения: е — нефтяные, ж — газовые.
Саравак-Палаване кий НГБ — месторождения： /— Серна： 2 — Юго-Западная Ампа; 3—Варам； 4 —— Западный Лутонг; 5 — Мири; 6 — Джерудонг; 7 — Керамая; 8 — Самаранг; 9 — Темана； 10 — Бинтулу. Калимантан-Сулавесский НГБ — месторождения： / — Бунью; 2~4 ——Памузиан. Джуата, Сесаннт; 5 —— Сангатта; 6 — Семсерам; 7 — Мумус; 8 — Пеларанг; 9 — Ангана-Муара； /0 — Санга-Санга; // — Сам- боджа； 12 — Баликпапан； 13 -- Аттака; 14 - Сантан. НГБ Барито - месторождения： / — Танджунг- Байор; 2 — Диди; 3 — Камбитин. 4 — Южный Вар\кнн; 5 — Тутупан; 6 — Мартапура
нефтегазонакопления, образующие ареалы ——крупный Баликпапанский и меньший 一 Таракан-Бунью.
В Баликпапанском ареале зон нефтегазонакопления известно свыше 50 месторождений нефти и газа, большая часть которых связана с двумя протяженными антиклиналями, простирающимися вдоль побережья о-ва Калимантан и прилегающей субаквальной территории. Нефтегазоносны песчаники свит Баликпапан и Полубанг на глубине 67—— 3200 м.
Для нефтеносных антиклиналей Баликпапанского ареала характерны крутые западные крылья, подсеченные взбросами, часто с ядрами, осложненными внедрением глинистых масс олигоценового возраста. Залежи нефти пластовые сводовые, нарушенные разрывами, иногда тек-
тонически экранированные. Наиболее крупное нефтяное месторождение Аттака (запасы 52 млн. т) расположено в Макасарском проливе, в 104 км к северо-востоку от г. Баликпапан, в восточной антиклинальной зоне нефтегазонакопления.
В ареале зон нефтегазонакопления Таракан-Б унью выявлено 13 месторождений нефти, также приуроченных к двум антиклинальным зонам, но уже северо-западного простирания. В частности, на антиклинальной линии, пересекающей о-в Таракан, известно три нефтяных месторождения： Памузиан, Джуата и Сесанит. Структурные формы месторождений антиклинальных зон выражены сравнительно пологими брахиантиклиналями. Преимущественно пластовые сводовые залежи заключены в песчаниках свиты Таракан-Бунью на глубине 50——3200 м. Некоторые месторождения многопластовые (на месторождении Паму- зиан 15 нефтеносных пластов).
Всего в бассейне открыто 84 месторождения нефти и газа, из которых 31 находится в море. Газовых месторождений 9.
Нефтегазоносный бассейн Барито
Небольшой НГБ Барито, расположенный на крайнем юге о-ва Калимантан, относится к типу пограничных бассейнов. Его горное обрамление образовано хр. Мератус, вытянутым в северо-восточном направлении и сформировавшимся в позднекайнозойское время. Складчатый борт бассейна представлен круто наклоненными складками, подсеченными надвигами, платформенный борт образован полого залегающими маломощными кайнозойскими отложениями, выклинивающимися в западном направлении и подстилающимися дислоцированными мезозойскими породами (см. рис. 134).
Южная центриклиналь бассейна находится на шельфе Яванского моря и ограничивается поднятием, выраженным в системе островов Каримунджава ——Белитунг —— Банка.
Кайнозойские отложения, выполняющие бассейн, четко делятся на две толщи: терригенную неогенового возраста с угленосными отложениями миоцена и палеогеновую терригенно-карбонатную. Мощность палеогеновой толщи не превышает 1,5 км, неогеновой ——свыше 2 км.
На складчатом борту бассейна выявлено свыше 10 нефтяных месторождений (Диди, Камбитин, Танджунг-Байор, Варукин и др.) с залежами в песчаниках эоценового возраста на глубине 800—2500 м. Месторождения группируются в зоны, характерные для складчатых бортов пограничных бассейнов.
ВНУТРИГЕОСИНКЛИНАЛЬНАЯ ФИЛИППИНО- МОЛУККСКО-НОВОГВИНЕЙСКАЯ
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ
Нефтегазоносный бассейн Вогелкоп
НГБ Вогелкоп занимает территорию южной части одноименного п-ова Чендравасих, центральную часть п-ова Бомбарай, северную окраину о-ва Мисоол и расположенную между ними субаквальную территорию (рис. 135).
На северо-востоке и востоке бассейн обрамляется молодым антиклинорием Аргоени, на юге ——небольшими горноскладчатыми сооружениями, опоясывающими с юго-запада п-ов Бомбарай и с юга о-в Ми- соол. Возраст обрамляющей складчатости позднекайнозойский. На северо-западе бассейн обрезан глубинным разломом Соронг.
В строении бассейна принимают участие кайнозойские отложения, начинающиеся с эоценовых мощностью свыше 6 км. Весь разрез рас-
三a日G皿呻噩"三/ Ze匿处
позднекайнозойского возраста; г — ：0 — нефтяные, е — газовые; ж —позднекайнозойского возраста; г — ：0 — нефтяные, е — газовые; ж —Рис. /35. НГБ Вогелкоп (/) и Серамский (〃)：
позднекайнозойского возраста; г — ：0 — нефтяные, е — газовые; ж —
позднекайнозойского возраста; г — ：0 — нефтяные, е — газовые; ж —
а — границы бассейнов： б — разломы; в горные сооружения краевые поднятия современных геосинклиналей； месторождения
М；ХХниГ7-ВаЛИО； Касим; З-Джоя; 4 一 К“ама“ук; 5 — К“аман。； 6 — М。^; 7 —
Васиан; 8 一 Б ул а
членяется на две различные по литологическому составу толщи: верхнюю ——плиоценового возраста мощностью свыше 3,5 км, образованную угленосными терригенными породами, и нижнюю —— миоцен-палео- геновую, сложенную терригенно-карбонатными породами мощностью около 2,5 км. Кровля верхнего миоцена осложнена рифовыми постройками, наиболее развитыми на западе бассейна. Высота отдельных рифовых массивов достигает 490 м.
Фундамент бассейна представлен метаморфизованными породами мезозойского возраста.
Обширным поперечным плоским поднятием Аджамарое, расположенным в средней части бассейна, последний разделяется на две впадины: западную ——Салавати и восточную ——Бинтоени.
Нефтегазоносность бассейна связана с рифогенными образованиями миоценового возраста. Последние опоясывают западный склон впадины Салавати на глубине 800—2000 м. Ниже по падению рифы замещаются глинами.
В бассейне выявлено свыше 25 нефтяных месторождений, из которых только два (Васиан и Могой) расположены во впадине Бинтоенн, а остальные —— на западе впадины Салавати.
СКЛАДЧАТАЯ ВОСТОЧНОАЗИАТСКАЯ (ОСТРОВОДУЖНАЯ) НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ
Татарско-Япономорский нефтегазоносный бассейн
Татарско-Япономорский НГБ протягивается от Татарского пролива на севере через Японское море до о-ва Чеджудо на юге. Значительная часть его занята Япономорской геосинклинальной котловиной с корой океанического типа. В южной части котловины находятся поднятия Ямато и Уллындо с мощностью осадочных пород, не превышающей 1 км. Восточная наземная часть бассейна слагается краевыми частями островов Сахалин, Хоккайдо и Хонсю, образующими внутреннюю зону складчатого борта бассейна; западная наземная часть его представляет собой горноскладчатое обрамление платформенного борта. Обрамление имеет гетерогенный состав. На севере это мезозойский окраинный вулканогенный пояс, на юге ——древние северно- и южно-корейская складчатые зоны, отделенные от бассейна разломами. Соответственно возраст фундамента платформы мезозойский на севере и палеозойский на юге.
Северная часть бассейна (рис. 136), занятая в значительной части водами Татарского пролива, представляет собой асимметричный грабен с крутым восточным бортом, сложенный кайнозойскими осадочными породами мощностью до 7 км.
Складчатый борт бассейна состоит из трех складчатых зон ——синклинориев (с севера на юг): Иссикари-Сахалинского, Уэцу и Синдзи (рис. 137). Зоны расположены кулисообразно и разделены диагонально расположенными поднятиями.
362
о. Сахалино. СахалинО-КюскО-КюскРис. 136. Татарско-Япономорский НГБ (/), Преднансейский ПНГБ (//) и ВНГБ Восточного Хонсю j〃丿)и Курильский (/V): а—границы бассейнов; б—края бассейнов, открывающихся в глубоководные желобаРис. 136. Татарско-Япономорский НГБ (/), Преднансейский ПНГБ (//) и ВНГБ Восточного Хонсю j〃丿)и Курильский (/V): а—границы бассейнов; б—края бассейнов, открывающихся в глубоководные желоба人乂Хонсю人乂Хонсю尚 массиэЦентральногоХонсю尚 массиэЦентральногоХонсюТокиоТокиоРис. 137. Основные ареалы зон нефтегазонакопления складчатого борта Татарско-Япономорского НГБ:
о. Сахалин
о. Сахалин
О-Кюск
О-Кюск
Рис. 136. Татарско-Япономорский НГБ (/), Преднансейский ПНГБ (//) и ВНГБ Восточного Хонсю j〃丿)и Курильский (/V): а—границы бассейнов; б—края бассейнов, открывающихся в глубоководные желоба
Рис. 136. Татарско-Япономорский НГБ (/), Преднансейский ПНГБ (//) и ВНГБ Восточного Хонсю j〃丿)и Курильский (/V): а—границы бассейнов; б—края бассейнов, открывающихся в глубоководные желоба
人乂
Хонсю
人乂
Хонсю
尚 массиэ
Центрального
Хонсю
尚 массиэ
Центрального
Хонсю
Токио
Токио
п восточная граница бассейна; 6 — сбросы; в — поднятие Ното-Садо； месторождения; г — нефтяные и газонефтяные,。- газовые； е — ареалы зон нефтегазонакопления: / — Вакканай- Менамн, 〃- Иссикари. /// — Акита. /У — Со- кайдзан, U - Ниигата
Иссикари-Сахалинский синклинорий протягивается вдоль западного побережья Сахалина и через среднюю часть о-ва Хоккайдо. На юге он разделен продольным поднятием Рисири-Монерон на две части, из которых западная, продолжающаяся на севере в Татарский грабен, имеет подошву кайнозойских отложений на глубине 6 км, а восточная с подошвой кайнозоя, погружающейся на юг до 8 км, продолжается в среднюю часть о-ва Хоккайдо. Здесь она выделяется под названием
занимает прибрежнуюзанимает прибрежнуюсинклинория Иссикари.
занимает прибрежную
занимает прибрежную
часть северной (меридио-часть северной (меридио-Хонсю. В средней части онХонсю. В средней части оносложнен попереч-363осложнен попереч-363нальной) половины о-ванальной) половины о-ваСинклинорий Уэцу ：
часть северной (меридио-
часть северной (меридио-
Хонсю. В средней части он
Хонсю. В средней части он
осложнен попереч-
363
осложнен попереч-
363
нальной) половины о-ва
нальной) половины о-ва
ным выступом массива Абукума, который делит его на две части —— Акита на севере и Ниигата на юге. На западе в субаквальной части синклинорий Уэцу осложнен продольным поднятием Ното-Садо. Для рассматриваемого синклинория характерно выпадение из разреза отложений палеогеновой системы.
Синклинорий Синдзи занимает северное побережье южной половины о-ва Хонсю, от п-ова Ното на юго-запад до широты о-ва Цусима.
Синклинории Иссикари-Сахалинский и Уэцу разделены поперечным массивом Осима-Китаками. Синклинорий Уэцу отделен от синклинория Синдзи поперечным массивом Ното и поперечным разломом грабена Фоса-Магна, пересекающим о-в Хонсю.
Восточная граница складчатого борта имеет сложный извилистый контур, обусловленный диагональным простиранием поднятий, разделяющих элементы складчэтого борта прогиба.
Складчатый борт бассейна сложен терригенными породами со значительной примесью вулканогенного материала, континентальными, угленосными и реже морскими отложениями неогеновой и палеогеновой систем с максимальной мощностью около 15 км на севере, в пределах сахалинской части Иссикари-Сахалинского синклинария. На юге в синклинории Иссикари мощность кайнозойских отложений сокращается до 6200 м, в синклинории Узцу——вновь увеличивается, превышая 10 км. Большая по мощности часть кайнозоя приходится на породы миоценового возраста, для состава которых характерно сравнительно большое развитие аргиллитов. С возрастом в разрезе увеличивается роль вулканогенных пород. Миоценовые отложения залегают с размывом на палеогеновых. Мощность последних не превышает 4 км, они отличаются повышенной угленосностью.
Кайнозойские породы складчатого борта бассейна дислоцированы в узкие линейные асимметричные складки. Антиклинальные части их обычно имеют более крутые западные крылья, иногда нарушенные взбросами. В синклинории Иссикари антиклинали нарушены надвигами. Углы падения слоев не превышают 20° в плиоценовых отложениях и значительно увеличиваются в миоценовых. В субаквальной части бассейна углы падения слоев уменьшаются.
Нефтегазоносность бассейна установлена уже давно 一 первое месторождение нефти Арацу выявлено в 1870 г,
В Иссикари-Сахалинском синклинории нефтяные и газовые месторождения сосредоточены в двух небольших ареалах зон нефтегазо- накопления: Вакканай-Менами. расположенном на северо-востоке о-ва Хоккайдо, и Иссикари ——в средней части западного побережья этого острова. В обоих ареалах известно свыше 30 нефтяных и более 10 газовых месторождений.
В синклинории Уэцу выделяются три ареала зон нефтегазонакоп- ления: крупные Акита и Ниигата и небольшой Сокайдзан. Ареал зон нефтегазонакопления Акита насчитывает свыше 50 нефтяных и более 15 газовых месторождений. Юго-восточнее находится небольшой ареал зон нефтегазонакопления Сокайдзан, прижатый к массиву Абукума. 364
Южнее ареала Акита, отделяясь от него массивом Абукума, располагается наиболее крупный ареал зон нефтегазонакопления Ниигата, который содержит свыше 60 нефтяных и более 20 газовых месторождений.
Во всех ареалах нефтегазоносны песчаники плейстоцена, пл иоцена, миоцена, а в ареале Иссикари ——также отложения верхнего олигоцена и верхнего эоцена. Образования плейстоцена и пл иоцена преимущественно газоносны, миоцена и палеогена — нефтеносны. Залежи нефти и газа в основном пластовые сводовые, тектонически и реже литологически экранированные; они находятся в интервале глубин 20—3100 м, чаще до 2000 м.
Запасы большей части нефтяных месторождений бассейна не превышают 5 млн. т, обычно менее 1 млн. т, а газа ——несколько миллиардов кубометров. Наиболее крупное нефтяное месторождение Ябасе с запасами нефти 20 млн. т расположено в северной части ареала зон Акита. Структура месторождения представлена узкой антиклиналью длиной до 10 км с углами наклона крыльев от 25——30° (восточное крыло) до 50—60° (западное). С глубиной углы наклона увеличиваются. Структура нарушена рядом разрывов. На месторождении насчитывается 12 нефтяных пластов (сводовых залежей) в неогеновых отложениях в интервале глубин 20——2500 м.
Тайваньский нефтегазоносный бассейн
Тайваньский НГБ занимает краевую северо-западную часть одноименного острова, представляющую здесь складчатый борт пограничного бассейна. Платформенный борт его скрыт под водами Тайваньского пролива. Горное обрамление бассейна выражено антиклинорием Центрального хребта острова (рис. 138). Антиклинорий сложен метаморфическими породами палеозойского и мезозойского возраста. Фундамент бассейна образован слабометаморфизованными и дислоцированными породами палеогенового и мелового возраста.
Бассейн осложнен поперечным поднятием, расположенным на восточном продолжении о-вов Пэнхуледао. Поднятие делит бассейн на две впадины ——северную, в которой мощность неогеновых отложений не превышает 5,5 км, и южную с мощностью этих отложений свыше 8 км. На месте поднятия их мощность сокращается до 2 км.
Неогеновые отложения бассейна представлены терригенными породами с явным преобладанием песчаных разностей. В северной впадине миоценовые образования прослоены большим количеством угольных пластов. Мощность миоценовых отложений 3 км, они являются основной нефтегазоносной толщей бассейна. Здесь выявлено шесть нефтяных и три газовых месторождения. Они группируются в три антиклинальные зоны нефтегазонакопления. В южной впадине открыто четыре газовых месторождения с залежами, заключенными в песчаниках верхнего плиоцена.
Часть месторождений нефти и газа многопластовые. Так, на место- 365
а — Центральный б — нефтяные, в - речное поднятие.а — Центральный б — нефтяные, в - речное поднятие.
а — Центральный б — нефтяные, в - речное поднятие.
а — Центральный б — нефтяные, в - речное поднятие.
P〃C・ 138. Тайваньский НГБ:
Тайваньский хребет; месторождения: газонефтяные, е — газовые; 8 — попе-
Месторождения: / — Шангзечиано; 2 — Чутунг; 3 —只н「- хошан; 4 Чиншуи； 5 — Чингсоху; 6 — Читинг; 7 — Пай- шатун; 8 — Чухуангкенг; 9 - Тихченшан; 10—Тунгзечи- ано; // -- Чутоучу; /2 -- Лючжунли; 13 — Нюшань
рождении Чутунг более пяти на месторождении Тихченшан залежи на глубине 2651—2906
Месторождения нефти и газа приурочены к крыльев до 60° антиклиналям, наклоненным взбросами.
продуктивных пластов (700—4538 м), выявлено четыре конденсатногазовые м.
узким с углами падения на запад, подсеченным
Запасы нефти и рождения Тихченшан
газа всех месторождений
за исключением место- (запасы газа 13 млрд, м3) небольшие.
Глава VIII
АВСТРАЛИЯ, ВОСТОЧНАЯ ЧАСТЬ НОВОЙ ГВИНЕИ Н НОВА只 ЗЕЛАНДНЯ
ТЕКТОНИЧЕСКОЕ И НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ
РАЙОНИРОВАНИЕ
Западная и центральная части Австралии и смежные области шельфа представляют собой древнюю платформу (рис. 139).
Наиболее крупные выступы фундамента древней платформы ——Западно-Австралийский и Севере-Австралийский щиты. Первый разделяется на две архейские глыбы: южную ——Йорк-Калгурли и значительно меньшую по площади северную —— Пилбара. Севере-Австралийский щит в значительной части покрыт осадочным чехлом из позднепротерозойских и раннепалеозойских отложений, выполняющих впадины типа синеклиз. Крайним южным элементом этого щита является архей-
ский массив Эранта. На юго-востоке платформы выделяются крупные массивы Масгрейв и Гоулер, сформированные метаморфическими породами архея.
Выступы фундамента разграничены или обрамлены погруженными элементами платформы. Во внутренней части платформы эти элементы выполнены в основном верхнепротерозойскими —— палеозойскими толщами, а на окраине в них широко развиты или значительно преобладают отложения мезозоя и кайнозоя.
На севере платформа граничит с Новогвинейской зоной кайнозойской складчатости, на северо-западе — с современными геосинклиналь- ными зонами.
Восточная часть континента находится в Восточно-Австралийском складчатом поясе, где с запада на восток обособляются области раннекаледонской, позднекаледонской и герцинской складчатости.
В зоне сочленения эпикаледонской платформы с герцинским складчатым горным сооружением расположена впадина Боуэн-Сурат. В гер- цинском складчатом поясе выделяется несколько внутренних прогибов.
На юге Австралийского континента и о-ве Тасмания выделяется крупный блок эпикаледонской платформы, центральная часть которого занята впадиной Марри, сложенной маломощной толщей (до 1 км) пород нижнего мела и кайнозоя. На западе блока выделяется складчатая зона Аделаида, на стыке которой с докембрийской платформой образовались прогибы Пири-Торренс и Сент-Винсент. В средней части и по периферии блок осложнен несколькими грабенами (Отуэй, Ренмарк, Гипсленд, Басс).
Новая Зеландия расположена в области кайнозойской складчатости, занимая группу островов, главным образом крупные острова Северный и Южный. Юго-восточнее этих двух островов, включая и окраину первого из них, проходит современная геосинклинальная зона, а
южнее и западнее ственно Кемпбелл иВ средней части ный антиклинорий,южнее и западнее ственно Кемпбелл иВ средней части ный антиклинорий,находятся обширные подводные плато ——соответ- Челленджер.
южнее и западнее ственно Кемпбелл и
В средней части ный антиклинорий,
южнее и западнее ственно Кемпбелл и
В средней части ный антиклинорий,
островов Северный и Южный проходит Централь- сформированный метаморфическими и извержен-
ными породами палеозоя и мезозоя. С юго-востока, запада и северо- запада к Центральному антиклинорию примыкает несколько крупных впадин, выполненных главным образом кайнозойскими отложениями. Эти впадины занимают узкие прибрежные полосы суши и распространяются, причем некоторые довольно значительно, в область шельфа. Внутри Центрального антиклинория выделяется ряд небольших межгорных впадин.
В пределах рассмотренной территории нефтегазоносные и потенциально нефтегазоносные бассейны объединяются в следующие нефте- газогеологические провинции.
Провинция предгорных и межгорных впадин герцинид Хантер-Боуэн охватывает зону сочленения Восточно-Австралийского складчатого пояса Хантер-Боуэн с эпикаледонской платформой, внутреннюю часть складчатого пояса Хантер-Боуэн и восточную подводную его часть.
367
1++++1。— 〃 ^^6 ^Ш-
I一 -_J~jd pminiiHiuijg р_ [T咒 卜 ‘ *」]3互" 理"ee3» 宜" 互"
b Тасмания
Рис. 139. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Австралии и восточной части Новой Гвинеи.
Складчатость: а — докембрийская, 6——каледонская, в - герцинская, е——кайнозойская; д— аконсер- вацнонная зона; границы бассейнов: е — со смежными бассейнами,賓——с внебассейновымн пространствами; з—разломы; и—поднятия; к — прогибы; а — нзспахнты осадочного чехла, км; л — мощность отложений, формирующих бассейн в данной его части, км; к——подводное плато.
Структурные элементы, Выступы фундамента: / — Йорк-Калгурлн； // — блок Пилбара； массивы: /" 一 Эранта, /V — Масгрейв, V — Гоулер, VI — Каан-Крмк; своды： VI/ — Кейп-Иорк Ориомо, VHI — Полуостровной, [X —— блок Кимберли; X — складчатая система Аделаида; прогибы： X/ — Купер, Х〃 —
Эйдавейл, Л7" — Драммонд, XIV—Педирка; валы: ЛV—Вессел, XVI—Нибайн； поднятия: XVН — Юло, XVIII — Юрока, XIX — Левек； подводные плато： XX — Эксмут, XXI — Натуралист, ХХП — Скотт. НГБ： / ——Боуэн-Сурат, 6 ——Карпентария-Папуа, 8 — Внутренний Восточно-Австралийский, 9 — Амадн- ес, 2/—Гипслекд, 25—Бонапарт-Галф-Броуз, 26—Северный Карнарвон, 27—Перт; ПНГБ, ВНГБ: 2 ——Сидней, 3 ——Кларенс-Мортон, 4 - Мэриборо, 5 - Кэприкорн, 7 ——Арафурский, /0 — Джорджина, 〃一Орд, >2 — У“зо, 13—Дейли-Ривер, /4 — Нэлия, /5 — Оффиеер, /6 — Польда, /7 — Пнрн-Тор- ренс, /8 — Сент-Винсент, /9 — Отуэй, 20—Ренмарк, 22 — Васс, 23 — Дантрун, 24 - Юкла, 28 — Кэннилг, 29 — Южный Карн^рчс-
В первой зоне находятся крупный (400 кмХ1400 км) латерально-гетерогенный бассейн Боуэн-Сурат и небольшой (150 кмX400 км) возможно нефтегазоносный бассейн Сидней, При бурении в этом бассейне неоднократно отмечались небольшие притоки газа из триасовых отложений.
Внутри горного сооружения выделяется возможно нефтегазоносный бассейн Кларенс-Мортон, в приморской части ——перспективный в нефтегазоносном отношении бассейн Мэриборо, в восточной подводной части которого присутствуют морские и континентальные терригенные породы среднеюрского——раннемелового возраста. Максимальная их мощность достигает примерно 5 км. В западной части бассейна Мэриборо выявлен целый ряд приразрывных асимметричных складок. В бассейне при бурении получены небольшие притоки газа.
В морской части оконтурен возможно нефтегазоносный бассейн Кэприкорн. -
В провинции северных краевых прогибов (Австралийско-Новогвинейская) находятся два латерально-гетерогенных бассейна: нефтегазоносный Карпентария-Папуа и перспективный в нефтегазоносном отношении Арафурский. В обоих бассейнах складчатые борта образованы кайнозойской складчатостью восточной части Новой Гвинеи, платформенные ——склоном докембрийской платформы. В Арафурском бассейне максимальная мощность юрских, меловых и кайнозойских отложений оценивается примерно в 6 км.
Провинция докембрийской платформы и востока эпикаледонской платформы объединяет большую группу нефтегазоносных и потенциально нефтегазоносных бассейнов. К первым относятся Внутренний Восточно-Австралийский и Амадиес. Внутренний Восточно-Австралийский НГБ ——внутриплатформенный составной (грабены внизу, синеклиза наверху) содержит свыше 25 нефтяных и газовых месторождений.
Бассейн Амадиес расположен в средней части Австралии между щитами Масгрейв на юге и Эранта на севере, от которых он отделен разломами. Структура бассейна представляет собой инверсированный авлакоген. Бассейн выполнен мощной толщей карбонатно-терригенных, внизу соленосных пород верхнего протерозоя (мощность до 7,5 км), карбонатно-терригенных, также внизу (кембрий) соленосных пород палеозоя (мощность до 9 км) и относительно маломощных (570 м) карбонатно-терригенных пород кайнозоя. Осадочные породы бассейна смяты в складки, степень дислоцированности которых уменьшается в направлении от краевых его частей к средней части. В периферийных прогибах складки сильно пережаты, иногда опрокинуты и часто разорваны взбросами и надвигами. По мере удаления от прогибов в средней части бассейна развиты антиклинали, сначала крутые слабоасимметричные, а затем и сравнительно пологие, разделенные плоскими синклиналями. Некоторые складки осложнены соляным диапиризмом.
В северной части бассейна открыты два промышленных месторождения——в 1954 г. газонефтяное месторождение Марини и в 1965 г. 370
газовое месторождение Палм-Валли. Структуры обоих месторождений представлены симметричными крутыми антиклиналями северо-западного простирания. На месторождении Марини пять газовых залежей и одна нефтяная находятся в сводовой ловушке в песчаниках ордовика на глубине 900——1500 м. Запасы нефти оценены в 39 млн, т. Газовое месторождение Палм-Валли имеет аналогичное строение, газоносны также песчаники ордовика на глубине 1557—1735 м. Запасы газа 283 млрд. м3. Непромышленный приток углеводородного газа получен также из отложений верхнего протерозоя (интервал 1128——1170 м) в скважине, расположенной восточнее месторождения Палм-Валли (Оорамина).
В провинции известны возможно нефтегазоносные бассейны ——сравнительно крупные Джорджина и Оффисер и небольшие Орд, У изо, Дейли-Ривер, Нэлия, Польда (см. рис. 139), выполненные верхнепротерозойскими, палеозойскими, в меньшей степени мезозойским отложениями мощностью около 5 км. Нефтегазопроявления в бассейнах неизвестны.
Провинция эпикаледонской платформы юга Австралии заключает один нефтегазоносный бассейн Гипсленд (составной), расположенный юго-восточнее Мельбурна, и не менее пяти потенциально и возможно нефтегазоносных. В их числе два латерально-гетерогенных пограничных бассейна — ВНГБ Пири-Торренс и ПНГБ Сент-Винсент, один — ПНГБ Отуэй, подобный НГБ Гипсленд, и два — ПНГБ Ренмарк и Басс ——грабены. Бассейны выполнены верхнепротерозойскими и фанерозойскими отложениями мощностью от 3 до 10 км (бассейн Сент- Винсент) .В ПНГБ Сент-Винсент, Отуэй и Басс в скважинах получены притоки нефти или газа.
В провинции южных периконтиненталъных впадин выявлен потенциально нефтегазоносный бассейн Дантрун и возможно нефтегазоносный Юкла. Первый расположен на южном погружении докембрийского массива Гоул ер, второй ——на погружении массива Йорк-Кал гурли в Большой Австралийский залив. На юге бассейны примыкают к Южно- Австралийской океанической плите. Сформированы они мезозойскими и кайнозойскими отложениями мощностью свыше 5 км.
Провинция северо-западных и западных периконтинентальных впадин протягивается от п-ова Арнемленд (островов Батерст и Мелвилл) вдоль окраины (пассивной) материка до юго-западной оконечности его — плато Натуралист. Слабо выраженными поперечными поднятиями вся провинция разделяется на несколько впадин, заключающих нефтегазоносные бассейны Бонапарт-Галф-Броуз, Северный Карнарвон и Перт, между которыми расположены потенциально нефтегазоносные бассейны Кэннинг на севере и Южный Карнарвон на юге. Все бассейны осложнены разрывами, погребенными грабенами или прогибами палеозойского заложения, несогласно перекрытыми кайнозойскими, меловыми и верхнеюрскими, иногда среднеюрскими, а в некоторых случаях (бассейн Перт) нижнетриасовыми отложениями.
Крупный по размерам (500 кмХ 1000 км) бассейн Кэннинг образо-
371
ван мощной толщей протерозойских (мощность свыше 5 км), палеозойских (до 9 км) и мезозойских (до 5 км) пород. Для палеозойских отложений характерно присутствие в породах каменноугольного возраста каменной соли, с которой связано образование солянокупольных структур. При поисках нефти в бассейне в одной из скважин (Неда) получен незначительный приток нефти из песчаников нижнего карбона.
Бассейн Южный Карнарвон по составу и мощности слагающих его отложений и структурной расчлененности наиболее близок к бассейну Северный Карнарвон, однако нефтегазоносность его не установлена.
Все бассейны провинции на западе ограничиваются континентальным склоном на стыке с океанической плитой Индийского океана.
Новозеландская провинция включает Западно-Новозеландский нефтегазоносный бассейн и несколько возможно нефтегазоносных бассейнов, из которых в первую очередь следует отметить Восточный Прибрежный (Ист-Кост), Кентербюри, Мурчисон и Вайкато. Наиболее крупные из них Восточный Прибрежный и Кентербюри приурочены к крупным синклинориям в пределах области кайнозойской складчатости и современной геосинклинальной зоны. Оба бассейна образованы мощными интенсивно дислоцированными толщами верхнего мела —— кайнозоя. К бассейнам такого же типа относится небольшой бассейн Мурчисон в северной части о-ва Южный. Структурно он выражен гра- бен-синклинорием, сформированным мощными (до 4 км) отложениями эоцена ——миоцена. В этом бассейне при бурении скважины, заложенной на крутой, осложненной разрывами складке (Блэкуотер), было выявлено непромышленное скопление газа в миоценовых песчаниках. Возможно нефтегазоносный бассейн Вайкато (на севере о-ва Северный) приурочен к наложенной впадине синклинального строения, выполненной слоями плиоцена ——плейстоцена.
НЕФТЕГЛЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ ПРЕДГОРНЫХ И МЕЖГОРНЫХ ВПЛДИН ГЕРЦИНИД ХАНТЕР-БОУЭН
Нефтегазоносный бассейн Боуэн-Сурат
НГБ Боуэн-Сурат ограничен на западе меридионально простирающимися поднятием Юло и валом Нибайн эпикаледонской платформы, а на юге и северо-западе ——выступами складчатого основания этой платформы (рис. 140). На протяжении большей части восточной границы бассейн обрамлен герцинской горноскладчатой системой Хантер-Боуэн. От находящихся восточнее и юго-восточнее возможно нефтегазоносных бассейнов Кларенс-Мортон и Сидней бассейн Боуэн-Сурат отделен пологими сводами, на которых значительно сокращается мощность осадочного чехла. Почти во всей остальной части бассейн ограничен аконсер- вационной зоной, узкой на востоке и заметно расширяющейся на юге и юго-западе.
就就Рис. 140. НГБ Боуэн-Сурат:。一гераинский складчатый пояс Хантер-Боуэн; б—выступ складчатого основания эпикаледонской платформы； е ——аконсервационная зона； г—границы нефтегазоносных бассейнов； d—поднятия； е—прогибы; ж -- разломы； з — изопахиты осадочного чехла, км： и—ось синклинали Маймоза; границы： к — ареалов зон нефтегазонакопления, л — зон нефтегазонакопления; месторождения: м — нефтяные и газонефтяные, н газовые и конденсатные.Ареалы зон нефтегазонакопления; / ― Рома; 〃 一 Радлстон-Инджун.Зоны нефтегазонакопления: /// -- Восточная; /V — Роллстон; V — ИнджунРис. 140. НГБ Боуэн-Сурат:。一гераинский складчатый пояс Хантер-Боуэн; б—выступ складчатого основания эпикаледонской платформы； е ——аконсервационная зона； г—границы нефтегазоносных бассейнов； d—поднятия； е—прогибы; ж -- разломы； з — изопахиты осадочного чехла, км： и—ось синклинали Маймоза; границы： к — ареалов зон нефтегазонакопления, л — зон нефтегазонакопления; месторождения: м — нефтяные и газонефтяные, н газовые и конденсатные.Ареалы зон нефтегазонакопления; / ― Рома; 〃 一 Радлстон-Инджун.Зоны нефтегазонакопления: /// -- Восточная; /V — Роллстон; V — Инджун鲁昌鲁昌" К 刀" К 刀JH:1JH:1-ОС-ОС二二••.А尸父••.А尸父
就
就
Рис. 140. НГБ Боуэн-Сурат:
。一гераинский складчатый пояс Хантер-Боуэн; б—выступ складчатого основания эпикаледонской платформы； е ——аконсервационная зона； г—границы нефтегазоносных бассейнов； d—поднятия； е—прогибы; ж -- разломы； з — изопахиты осадочного чехла, км： и—ось синклинали Маймоза; границы： к — ареалов зон нефтегазонакопления, л — зон нефтегазонакопления; месторождения: м — нефтяные и газонефтяные, н газовые и конденсатные.
Ареалы зон нефтегазонакопления; / ― Рома; 〃 一 Радлстон-Инджун.
Зоны нефтегазонакопления: /// -- Восточная; /V — Роллстон; V — Инджун
Рис. 140. НГБ Боуэн-Сурат:
。一гераинский складчатый пояс Хантер-Боуэн; б—выступ складчатого основания эпикаледонской платформы； е ——аконсервационная зона； г—границы нефтегазоносных бассейнов； d—поднятия； е—прогибы; ж -- разломы； з — изопахиты осадочного чехла, км： и—ось синклинали Маймоза; границы： к — ареалов зон нефтегазонакопления, л — зон нефтегазонакопления; месторождения: м — нефтяные и газонефтяные, н газовые и конденсатные.
Ареалы зон нефтегазонакопления; / ― Рома; 〃 一 Радлстон-Инджун.
Зоны нефтегазонакопления: /// -- Восточная; /V — Роллстон; V — Инджун
鲁昌
鲁昌
" К 刀
" К 刀
JH:1
JH:1
-ОС
-ОС
二
二
••.А尸父
••.А尸父
Фундаментом бассейна Боуэн-Сурат служит метаморфический комплекс палеозоя (включая средний девон), прорванный интрузиями и перекрытый осадочными отложениями перми, триаса, юры, нижнего мела и кайнозоя. На северной периферии бассейна развиты породы пермского и триасового возраста. Над ними в центральной и южной частях залегают слои юры и мела. Кайнозойские отложения образуют маломощный прерывистый чехол, распространенный по всей плошади
бассейна.
В разрезе нижней и верхней перми выделяются три литолого-стратиграфических комплекса: 1) континентальные и вулканогенные образования ——песчаники, аргиллиты с пластами угля, прослоями туфов и покровами лав； 2) морские и континентальные песчаники, аргиллиты и известняки с редкими пластами угля; 3) континентальные песчаники и глины с частыми прослоями углей. Мощность этих комплексов соответственна ° 2 и 2 км.
Отложения триасового возраста образованы речными или озерными песчаниками и аргиллитами, пестроцветными в нижней части, общей мощностью до 1300 м. Юрская система представлена, за редким исключением, континентальными песчаниками, алевролитами и глинами общей мощностью 1 км, в отдельных интервалах разреза содержатся прослои угля.
Выше залегает нижнемеловой песчано-глинистый комплекс преимущественно континентальных осадков мощностью до 400 м. Значительная верхняя часть пород нижнего мела и покрывающие ее грубообломочные отложения кайнозоя входят в аконсервационную зону.
Стратиграфический диапазон установленной нефтегазоносности довольно обширен — девон, пермь, триас, юра. Залежи газа открыты в породах перми и среднего триаса. Слои нижнего триаса нефтеносны. В нижнеюрских и девонских отложениях обнаружены как нефтяные, так и газовые залежи. Коллекторами в бассейне служат песчаники и алевролиты.
В бассейне открыто более 10 нефтяных и 30 газовых месторождений.
Бассейн Боуэн-Сурат по оси наиболее погруженной его части —— прогиба (синклинали) Маймоза ——разделяется на два борта. Восточный борт крутой, западный — значительно обширнее и очень пологий. Мощность осадочных отложений в прогибе Маймоза не менее 8 км.
Отложения перми ——нижнего мела образуют два структурных этажа. На западном платформенном борту слои нижнего этажа (пермь —— триас) слагают слабо наклоненную моноклиналь, а на восточном складчатом борту они смяты в линейные складки и разбиты разрывами. Верхний этаж (юра ——мел) несогласно залегает на нижнем и образует синклиналь, мощность которой постепенно возрастает в направлении к оси прогиба Маймоза.
Вдающееся внутрь бассейна восточное ответвление вала Нибайн называется местными геологами «шторой» Рома. Части бассейна, расположенные севернее и южнее этого элемента, обособляются в качестве прогибов Боуэн и Сурат.
Ареал зон газонакопления Роллстон-Инджун в прогибе Боуэн объединяет зоны газонакопления на пологом валу Комет-Ридж, простирающемся с юга на север. Месторождения представлены платформенными брахиантиклиналями с углами падения на крыльях, увеличивающимися с глубиной до 5—10°. Ловушки сводового типа или сводовые, частично выклинивающиеся, расположены на глубине около 500 м. Коллекторами служат маломощные пермские песчаники.
Ареал зон газонефтенакопления Рома приурочен к одноименному восточному ответвлению вала Нибайн. В ареале выявлено несколько десятков главным образом газовых месторождений. Все они заключены в зонах газонефтенакопления, выраженных очень пологими параллельными валами (рис. 141). Эти валы возникли в результате облекайия поднятий фундамента или подвижек его блоков по разломам.
Все месторождения ареала приурочены к пологим брахиантикли- на〃ям с углами наклона крыльев обычно не свыше нескольких градусов. 374
Рис. 141. Ареал зон газонефте- накопления Рома.
Границы: а—ареала зон газонефтена- копления, б — зон газонефтенакопления; месторождений' е — газовые, г — нефтяные. Зоны газонефтенакоплений： А — Пайн-Ридж-Вольюмбилла; 6 — Янала- Ламен; В — Рома-Т 冲 равонга; Г — Прингл-Даунс-Тринидад.
Месторождения: / -- Пикэнджини; 2 — Хоспитал-Хилл; 3 — Ричмонд; 4 — Бони- Крик; 5 — Тэрравонга; 6 — Прингл-Да-
匕＞ Q^巨？ Иг
Основные нефтегазосодержащие отложения — нижнеюрские песчаники на глубине около 900 м. Небольшие залежи газа и нефти открыты также в песчаниках триаса и перми. В зависимости от степени распространения песчаных горизонтов-коллекторов на локальных поднятиях в последних присутствуют сводовые ловушки (например, на месторождении Бони-Крик), выклинивающиеся (месторождение Ричмонд и др.), а также ловушки переходных видов (например, на месторождениях Пи- кэнджини, Тэрравонга). Небольшая залежь газа выявлена на месторождении Прингл-Даунс в выступе складчатого основания, сложенном трещиноватыми метаморфическими породами девона, в линзовидной ловушке.
Восточная антиклинальная зона нефтегазонакопления расположена на складчатом борту. Здесь известно несколько нефтяных и конденсатногазовых месторождений, приуроченных к линейным антиклиналям с углами наклона крыльев до 20° и боя ее. Нефтяные залежи закл ючены в песчаниках нижней юры на глубине 1500——1700 м. Скопление газоконденсата открыто в песчаном горизонте верхней перми на глубине примерно 3 км.
Все месторождения бассейна Боуэн-Сурат невелики.
В бассейне отчетливо выделяются верхний газоносный этаж (до глубины 500—600 м) и подстилающий его нефтегазоносный этаж (до 1100——1200 м). Ниже отмечаются нефтеносный этаж на глубине около 1500——1700 м и этаж конденсатногазовых залежей ——глубже 3 км.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ провинция северных КРАЕВЫХ ПРОГИБОВ (АВСТРАЛИЙСКО-НОВОГВИНЕЙСКАЯ)
Нефтегазоносный бассейн Карпентария-Папуа
НГБ Карпентария-Папуа находится в пределах территорий и акваторий двух стран: Австралийского Союза и Папуа-Новой Гвинеи. Он простирается от северо-восточной окраины Австралии через зал. Кар-
375
пентария и Торресов пролив в юго-восточную часть о-ва Новая Гвинея, распространяется на восток в зал. Папуа и под воды Кораллового моря.
В этом латерально-гетерогенном бассейне отчетливо выделяются два борта: один с «платформенным» и второй со «складчатыми онтогенезом нефти и газа. Первый соответствует южной большей части бассейна и располагается в основном на северо-восточном склоне докембрийской платформы, а его крайний юго-восточный элемент ——на герцинском складчатом основании. Меридионально вытянутые выступы докембрийского фундамента (своды Кейп-Йорк-Ориомо и Полуостровной) разобщают в рассматриваемой части бассейна две ее области: Западную и Восточную (см. рис. 139). Западная область расположена главным образом под водами зал. Карпентария, Восточная — в Коралловом море. Резко извилистая в плане южная граница бассейна почти на всем протяжении отделяет его от аконсервационной зоны. Крайний юго-восточный отрезок этой границы проводится по изопахите 1000 м на подводном юго-восточном продолжении Пред новогвинейского прогиба в пределах уже глубоководной геосинклинальной котловины (впадина Лори) Кораллового моря.
Обширная аконсервационная зона, ограничивающая рассматриваемый бассейн с юга, выражена главным образом маломощным чехлом мезозойских пород, залегающих преимущественно на докембрийском фундаменте, а в небольшой юго-восточной части ——на герцинском основании.
Внутренний борт бассейна выражен узкой полосой развития передовых антиклиналей на территории Новой Гвинеи и в зал. Папуа (рис. 142). Этот борт примыкает по крупным разрывам к зоне покровных складок, входящей в состав северо-восточного обрамления бассейна —молодого Новогвинейского антиклинория.
На северо-западе бассейн Карпентария-Папуа имеет общую границу с Арафурским ПНГБ. Эта граница следует под водами моря по погребенному валу Вессел и далее на юге Новой Гвинеи продолжается в субмеридиональном направлении по группе поднятий до Новогвинейского антиклинория.
На южном борту бассейна докембрийский фундамент перекрыт в основном меловыми, преимущественно морскими терригенными отложениями. Они подстилаются маломощными угленосными породами юрского возраста и покрыты также маломощными песчаниками и глинами кайнозоя. Общая мощность осадочного чехла в наиболее погруженной части платформенного борта 3——4 км. В полосе передовых складок Новой Гвинеи она возрастает до 6—7 км. Здесь развиты переслаивающиеся песчаники и аргиллиты юры——мела (около 3 км) и покрывающая их толща (до 4 км) преимущественно карбонатных отложений эоцена и миоцена и терригенных, часто угленосных слоев плиоцена.
На юго-восточной окраине бассейна мощность формирующих его отложений превышает 4 км.
376
Торресов проливТорресов проливРис. 142. Схема строения и разрез северной части НГБ Карпентария-Папуа: а—илатформенный борт； б — складчатый борт; е ——обрамление бассейна; а — границы бассейна; месторождения： д — газовые, е — нефтегазовые; ж — разрывные нарушения.Месторождения： / — Варнкева; 2 — Пури; 3 — Юраму; 4 — Паска; 5 — ЯмараРис. 142. Схема строения и разрез северной части НГБ Карпентария-Папуа: а—илатформенный борт； б — складчатый борт; е ——обрамление бассейна; а — границы бассейна; месторождения： д — газовые, е — нефтегазовые; ж — разрывные нарушения.Месторождения： / — Варнкева; 2 — Пури; 3 — Юраму; 4 — Паска; 5 — Ямара
Торресов пролив
Торресов пролив
Рис. 142. Схема строения и разрез северной части НГБ Карпентария-Папуа: а—илатформенный борт； б — складчатый борт; е ——обрамление бассейна; а — границы бассейна; месторождения： д — газовые, е — нефтегазовые; ж — разрывные нарушения.
Месторождения： / — Варнкева; 2 — Пури; 3 — Юраму; 4 — Паска; 5 — Ямара
Рис. 142. Схема строения и разрез северной части НГБ Карпентария-Папуа: а—илатформенный борт； б — складчатый борт; е ——обрамление бассейна; а — границы бассейна; месторождения： д — газовые, е — нефтегазовые; ж — разрывные нарушения.
Месторождения： / — Варнкева; 2 — Пури; 3 — Юраму; 4 — Паска; 5 — Ямара
В бассейне Карпентария-Папуа месторождения '(почти все газовые) открыты на территории о-ва Новая Гвинея и под водами зал. Папуа. По запасам месторождения относятся к категории средних или малых. Одно из новогвинейских месторождений (Барикева) расположено в глубокой части платформенного борта. Оно приурочено к сравнительно пологой складке и содержит газовые залежи в меловых песчаниках в сводовых ловушках. Остальные месторождения Новой Гвинеи связаны с антиклиналями, нарушенными разрывами в зоне передовых складок. Залежи заключены в песчаниках мела и известняках миоцена, главным образом в ловушках экранирования по поверхности разрыва, а также в сводовых. На одном из этих месторождений (Пури) помимо газа была получена нефть.
Газовые месторождения, открытые под водами зал. Папуа (Юра- му, Паска, Ямара), расположены в глубокой краевой части платформенного борта бассейна. Они приурочены к миоценовым рифовым мае-
сивам и содержат залежи в биогенных выступах.
Всего в бассейне открыто восемь газовых и одно нефтяное месторождение.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ ДОКЕМБРИЙСКОЙ ПЛАТФОРМЫ И ВОСТОКА ЭПИКАЛЕДОНСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Внутренний Восточно-Австралийский нефтегазоносный бассейн
Внутренний Восточно-Австралийский НГБ — один из крупнейших в Австралии как по площади, так и по объему. Сложно построенная впадина, в которой он располагается, на севере ограничена поднятием Юрока, на северо-востоке и юге обрамлена областями каледонской складчатости. На востоке граница впадины проходит по валу Нибайн н поднятию Юло, на юго-западе и западе структурным ограничением ее служат платформенные поднятия, в большинстве своем не выражен- нне на земной поверхности и намечаемые по геофизическим данным. На северо-западе впадина обрамлена областями докембрийской склад- чатости, а между ними отделяется от впадины Джорджина группой погребенных поднятий фундамента (см. рис. 139).
Внутренний Восточно-Австралийский бассейн в основном ограничен различной по ширине аконсервационной зоной. На западе он имеет общую границу с НГБ Амадиес, а на юго-западе с возможно нефтегазоносным бассейном Пири-Торренс.
Докембрийский фундамент на западе бассейна сменяется в его центральных областях раннепалеозойским, а в восточных — среднепалеозойским.
Осадочный чехол бассейна разделяется на два структурных этажа. Верхний» развитый на всей площади бассейна, образован отложениями пермн, мезозоя и кайнозоя. Кровельная грубообломочная часть этого этажа мощностью 200—500 м относится к аконсервационной зоне. Весь объем подстилающих ее отложений верхнего этажа представлен песчано-глинистыми континентальными фациями. Широко распространены, особенно в пермских слоях, угленосные отложения. Мощность этого этажа свыше 5 км. Слагающие его породы образуют обширную сине- клнзу, в которой выделяются различные по размерам поднятия и прогибы с углами падения слоев на крыльях, обычно не превышающими нескольких градусов.
Нижний структурный этаж отделен от верхнего региональным угловым несогласием и в различных частях бассейна характеризуется неодинаковым возрастным объемом. Образования нижнего этажа отмечаются в отдельных изолированных погребенных грабеновидных про гнбах. Наиболее крупные и хорошо изученные грабены Купер, Эйда- ве访』и Драммонд находятся соответственно в юго-западной, восточной н северо-восточной частях бассейна. Слои, выполняющие эти прогибы, разбиты разрывами и характеризуются углами падения до 30—50°.
В прогибе Купер отложения нижнего этажа образованы красно- цветным терригенным комплексом девона — нижнего карбона. Под этим комплексом, отделяясь от него поверхностью размыва, залегают слои 378
Рис. 143. Ареал зон газо- нефтенакопления Купер: а — шарниры валов; б — осн прогибов, границы： в — зоны нефтегазонакопления, а — распространения пермских отложений; месторождения: d — газовые, е — нефтяные; ж — участки размыва пермских отложений； з — сбросы-Месторождения: / — Тирраваря; 2 — Гиджелпа; 3 — Муумба; 4 — Далла; 5 — ТулахиРис. 143. Ареал зон газо- нефтенакопления Купер: а — шарниры валов; б — осн прогибов, границы： в — зоны нефтегазонакопления, а — распространения пермских отложений; месторождения: d — газовые, е — нефтяные; ж — участки размыва пермских отложений； з — сбросы-Месторождения: / — Тирраваря; 2 — Гиджелпа; 3 — Муумба; 4 — Далла; 5 — Тулахи^Rq 卜*Тб^Rq 卜*Тб
Рис. 143. Ареал зон газо- нефтенакопления Купер: а — шарниры валов; б — осн прогибов, границы： в — зоны нефтегазонакопления, а — распространения пермских отложений; месторождения: d — газовые, е — нефтяные; ж — участки размыва пермских отложений； з — сбросы-
Месторождения: / — Тирраваря; 2 — Гиджелпа; 3 — Муумба; 4 — Далла; 5 — Тулахи
Рис. 143. Ареал зон газо- нефтенакопления Купер: а — шарниры валов; б — осн прогибов, границы： в — зоны нефтегазонакопления, а — распространения пермских отложений; месторождения: d — газовые, е — нефтяные; ж — участки размыва пермских отложений； з — сбросы-
Месторождения: / — Тирраваря; 2 — Гиджелпа; 3 — Муумба; 4 — Далла; 5 — Тулахи
^Rq 卜*Тб
^Rq 卜*Тб
предположительно кембрийского — ордовикского возраста. В основном это морские терригенные и карбонатные породы, в меньшей степени —— континентальные песчаники и аргиллиты. Мощность нижнего этажа в прогибе Купер примерно 3 км. В прогибе Драммонд нижний этаж представлен толщей (до 3 км) девонских ——нижнекаменноугольных красноцветных песчаников и глин с прослоями вулканогенных пород. В прогибе Эйдавейл нижний этаж (около 6 км) выражен нижнедевонскими —-нижнекаменноугольными морскими терригенными и карбонатными разностями, а также континентальными, иногда красноцветными отложениями. В разрезе среднего девона здесь присутствует толща эвапоритов (0,6 км). Еще несколько значительно менее изученных прогибов установлено на крайнем западе и юго-западе бассейна.
Максимальная мощность отложений, формирующих бассейн, достигает 8—8,5 км.
В бассейне выделяется крупный ареал зон газонефтенакопления в юго-западной части прогиба Купер.
Ареал Купер объединяет ряд зон газонефтенакопления, структурно представленных валообразными поднятиями в основном северо-восточного простирания (рис. 143). Эти зоны преимущественного газонакопле- ния объединяют ряд месторождений, в том числе крупнейшие по запасам газа месторождения Муумба и Гиджелпа (более 130 млрд, м3 в каждом).
Все месторождения приурочены к пологим куполовидным поднятиям или брахиантиклиналям, иногда слабо нарушенным разрывами. Залежи заключены главным образом в сводовых, реже в выклинивающихся ловушках. Нефтегазоносные горизонты представлены в основном озерными, аллювиальными и дельтовыми песчаниками ранне- и позднепермского возраста. Наличие нефти установлено также в песчаниках юры. Залежи находятся на глубине 1800—2200 м.
Кроме месторождений в ареале зон нефтегазонакопления Купер в бассейне открыто среднее по запасам газовое месторождение Гилмор, приуроченное к локальному поднятию в прогибе Эйдавейл. Продуктивны среднедевонские песчаники. Притоки нефти получены из юрских песчаников в прогибе Педирка. Всего в бассейне выявлено шесть нефтяных и свыше 20 газовых месторождений.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ ЭПИКАЛЕДОНСКОЙ ПЛАТФОРМЫ ЮГА АВСТРАЛИИ
Нефтегазоносный бассейн Гипсленд
Основная часть НГБ Гипсленд находится под водами Тасманова моря. Лишь его северо-западная окраина расположена на побережье Австралии в штате Виктория. На севере и юго-западе бассейн обрамлен выступами складчатого основания эпикаледонской платформы. Юго-западный выступ ——поднятие Басс ——образует в плане неширокую полосу, простирающуюся от северо-западной оконечности о-ва Тасмания к мысу Вильсон на юго-западном побережье Австралии.
В плане бассейн разделяется на три крупных структурных элемента: два окраинных устойчивых ——Северную и Южную «платформы» (по терминологии австралийских геологов) и заключенный между ними Центральный грабен (рис. 144).
Фундамент бассейна образован палеозойскими (девонскими) метаморфическими толщами. Отложения, формирующие бассейн, участвуют в строении двух структурных этажей. Нижний этаж развит только в Центральном грабене, ограниченном с юга, севера и запада крупными сбросами. Этаж представлен двумя литолого-стратиграфическими комплексами: нижнемеловым и верхнемеловым — эоценовым (толща Лэт- роуб). Первый слагается континентальными песчаниками и аргиллитами мощностью более 3 км, в составе второго (мощностью до 3 км) резко преобладают терригенные континентальные отложения. В разрезе присутствуют многочисленные пласты угля, прослой базальтов. Морские мелководные прибрежные фации образуют редкие относительно маломощные горизонты. Нижний этаж разбит сериями сбросов на блоки, ступенчато погружающиеся к средней части бассейна. У разрывов слои нижнего этажа образуют довольно крутые складки.
Верхний этаж залегает на размытой, неровной поверхности нижнего этажа и сформирован терригенно-карбонатными морскими отло- 380
日 0S日 0SРис. 144. Схема строения и разрез НГБ Гипсленд:а — граница бассейна; месторождения: б — газовые, в — нефтегазовые, г — нефтяные.Месторождения; / — Снапиэр; 2 — барракута; 3 — Марлин; 4 — Флаундер; 5 — Фортескью; 6 — Ха- либут; 7 — Кобия н Макрель; 8 一 Вест-Кингфиш; 9 — КингфишРис. 144. Схема строения и разрез НГБ Гипсленд:а — граница бассейна; месторождения: б — газовые, в — нефтегазовые, г — нефтяные.Месторождения; / — Снапиэр; 2 — барракута; 3 — Марлин; 4 — Флаундер; 5 — Фортескью; 6 — Ха- либут; 7 — Кобия н Макрель; 8 一 Вест-Кингфиш; 9 — Кингфиш
日 0S
日 0S
Рис. 144. Схема строения и разрез НГБ Гипсленд:
а — граница бассейна; месторождения: б — газовые, в — нефтегазовые, г — нефтяные.
Месторождения; / — Снапиэр; 2 — барракута; 3 — Марлин; 4 — Флаундер; 5 — Фортескью; 6 — Ха- либут; 7 — Кобия н Макрель; 8 一 Вест-Кингфиш; 9 — Кингфиш
Рис. 144. Схема строения и разрез НГБ Гипсленд:
а — граница бассейна; месторождения: б — газовые, в — нефтегазовые, г — нефтяные.
Месторождения; / — Снапиэр; 2 — барракута; 3 — Марлин; 4 — Флаундер; 5 — Фортескью; 6 — Ха- либут; 7 — Кобия н Макрель; 8 一 Вест-Кингфиш; 9 — Кингфиш
жениями олигоцена — антропогена (2,2 км). Верхний этаж развит на всей площади бассейна и почти не затронут разрывами. Образующие его слои залегают в общем более полого, чем пласты нижнего этажа, с максимальной мощностью в средней части бассейна. Локальные поднятия в верхнем этаже являются отраженными складками или складками облекания выступов погребенной размытой поверхности нижнего этажа.
Общая мощность отложений, формирующих бассейн, возрастает от его границ к средней части, где она, видимо, превышает 8 км.
НГБ Гипсленд, структурно представленный синеклизой и подстилающим ее грабеном, относится к вертикально-составным бассейнам. В нем выявлено более 20 нефтяных и газовых месторождений. Одно очень небольшое месторождение Лейкс-Энтранс (нефтяное) расположено на Северной «платформе», остальные ——в Центральном прогибе, где они в структурном отношении объединяются в две группы. Месторождения одной из иих приурочены к брахиантиклиналям. Таковы,
например, месторождения нефтегазовое Барракута и газовое Снаппэр. Основные залежи месторождения этой группы заключены в песчаных породах эоцена под поверхностью несогласия с верхним структурным этажом в сводовых ловушках, осложненных размывом. На месторождении Барракута ниже основной газовой залежи содержится еще нефтяная—также в песчаниках эоцена в сводовой ловушке.
Месторождения второй группы приурочены к погребенным возвышенностям палеорельефа. Основные залежи расположены непосредственно под поверхностью несогласия, разделяющей нижний и верхний структурные этажи. Ловушками служат эрозионные выступы, сформированные песчаными коллекторами эоцена, несогласно перекрытыми аргиллитами олигоценового возраста. К этой группе принадлежат наиболее значительные месторождения бассейна — крупнейшие нефтяное Кингфиш и нефтегазовое Марлин, а также крупное нефтяное Ха- либут.
Запасы месторождений Кингфиш и Халибут составляли соответственно 150 млн. и 70 млн. т нефти, запасы нефтегазового месторождения Марлин — 100 млрд, м3 газа и 27 млн. т нефти.
Глубина залежей нефти и газа 1000—2600 м.
нефтегазогеологическая провинция
СЕВЕРО-ЗАПАДНЫХ И ЗАПАДНЫХ ПЕРИКОНТИНЕНТАЛЬНЫХ ВПАДИН
Нефтегазоносный бассейн Бон ап арт- Гал ф- Броуз
НГБ Бонапарт-Галф-Броуз в основном покрыт водами Тиморского моря. На суше находится лишь очень небольшая его юго-восточная окраина, на побережье зал. Жозеф-Бонапарт. В этой части бассейн ограничен протерозойскими складчатыми сооружениями. На северо- востоке и юго-западе он имеет общие подводные границы с бассейнами Арафурским и Кэннинг (рис. 145). В связи со слабой изученностью Тиморского шел ьфа эти границы проводятся условно. На северо-востоке предполагается подводное продолжение структурной террасы Батерст-Мелвилл (острова) на северо-запад через прилегающую группу банок и отмелей (Гудрич, Пэрри и др.), юго-западная граница намечается от выступа фундамента Левек (мыс) на северо- запад через поднятия Скотт-риф и Серин ran атам-Риф Тиморского моря.
Северо-западная граница проводится в пределах континентального склона по внешним окраинам поднятий краевых плато шельфа Сахул, Эшмор-Сахул, Серингапатам-Риф. Северо-западнее находится Тиморский глубоководный желоб.
Бассейн отчетливо делится на две части: северо-восточную, или Бонапарт-Галф, заключенную между выступом древней платформы — блоком Кимберли и массивом Пайн-Крик (п-ов Арнемленд), и юго- западную, или Броуз, расположенную на северо-западном склоне блока 382
Рис. 145. НГБ Бонапарт-Галф- Броуз:
а — докембрийская складчатость; б — аконсервацнонная зона; границы бассейна： в — со смежными бассейнами, а — с внебассейновыми пространствами; d — область установленного распространения соляных куполов; е — поднятия; ж -- основные разрывы; месторождения: з — газовые и газоконденсатные, и — нефтяные.
Структурные элементы. Поднятия: / — Эшмор-Сахул, И — Сахул, /〃 一 Норт- Ист-Лондондерри, IV — Лондондерри; V — грабен Малита; У/ — структурная терраса Батерст-Мелвилл; VII — грабен Петрел; VilI -■ выступ фундамента Пайн-Крик.
d 中＞ е I ■ ■ ■ ■ т |ж о з I .仅d 中＞ е I ■ ■ ■ ■ т |ж о з I .仅Месторождения： / — Пуффин; 2—Трубадур; 3 — Санрайз; 4 — Петрел; 5 — Терн
d 中＞ е I ■ ■ ■ ■ т |ж о з I .仅
d 中＞ е I ■ ■ ■ ■ т |ж о з I .仅
Кимберли. Для броузской части бассейна характерна большая мощность кайнозойских карбонатно-терригенных отложений (до 3 км), отсутствующих в северо-восточной части (Бонапарт-Галф). Мощность мезозойских и пермских терригенных пород в пределах юго-западной части бассейна около 8 км, в северо-восточной ——не более 4500 м. Однако в последней установлены каменноугольные, девонские и силурийские карбонатно-терригенные отложения мощностью более 2300 м, заключающие в породах каменноугольного возраста рифогенные образования, а в силур-девонских—соляные толщи. Здесь же известны ордовикские и кембрийские карбонатно-терригенные отложения мощностью около 1200 м. В броузской части бассейна палеозойские отложения не изучены.
Для структуры всего бассейна характерно двухэтажное строение. Нижний этаж образован палеозойскими, триасовыми и среднеюрскими отложениями, заполняющими грабены. Верхний этаж сложен кайнозойскими (Броуз), меловыми и верхнеюрскими породами. В части бассейна Бонапарт-Галф известны два грабена — Петрел и Малита. Грабен Петрел вытянут в северо-западном направлении и состоит из серии блоков, ступенчато погружающихся по разрывам к центру грабена (рис. 146).
Северо-западным продолжением грабена Петрел служит узкий прогиб между возникшим в конце среднеюрского времени поднятиями Норт-Ист-Лондондерри и Сахул. В это же время образовался грабен Малита, протягивающийся в северо-восточном направлении между грабеном Петрел более древнего заложения и поднятием Сахул. В прогибе Петрел установлены многочисленные соляные диапиры.
В НГБ Бонапарт-Галф-Броуз открыты- газовые месторождения Пет-.
Рас. 146. Схематические геологические разрезы НГБ Бон апарт-Галф-Броуз (см рис. 145).
/ — соль; 2 — фундамент
Рел н Терн в грабене Петрел, газоконденсатные месторождения Трубадур и Санрайз на поднятии Сахул, нефтяное Пуффин на поднятии Эшмор-Сахул, газовое на поднятии Скотт-Риф. Все они приурочены 久 пологим брахиантиклиналям. На месторождениях Петрел и Терн иридуктивны пермские песчаники, на месторождениях Пуффин и Трубадур ——песчаники соответственно позднемелового и среднеюрского возраста, на месторождении Скотт-Риф песчаники юры и триаса.
Месторождение Скотт-Риф открыто в 1971 г. под современным рифо- вмм сооружением, расположенным на пологом склоне плато Скотт- Риф на протяженном валу. Последний представляет собой структуру облекания, образованную отложениями верхней юры ——кайнозоя и возникшую над узким ступенчатым горстом, формирование которого завершилось к началу позднеюрского времени. Месторождение заклю- чает крупные газовые залежи в осложненном размывом выступе, а также в сводовых ловушках структуры облекания этого выступа. В нижней ловушке продуктивны песчаные и карбонатные породы верхнего триаса, а в расположенных выше ловушках — песчаники ранне-среднеюрского возраста. Все четыре залежи месторождения находятся в интервале глубин 4294—4387 м.
Нефтегазоносный бассейн Северный Карнарвон
Н「В Северный Карнарвон почти полностью располагается под водами Индийского океана и разделяется на ряд относительно подня- 384
必必aaССзсзспрогиб Биглпрогиб Биглга 亘га 亘бассейн Кэннингбассейн Кэннинг|hiiiinnii| В|hiiiinnii| В《•.•加：••二•三《•.•加：••二•三Рис. 147. НГБ Северный Карнарвон:а ——докембрийская складчатость; б — аконсервационная зона; границы бассейнов: в — со смежными бассейнами, г — с в небассейновыми пространствами; д — разломы； месторождения: е - нефтяные и газонефтяные, ж — газовые; з — зоны нефтегазонакопления.Структурные элементы： А - горст 只нрн; 6 — поднятие Кейп-Рэндж.Месторождения: / — Раф-Рэндж; 2 — Иглхаук; 3 — Барроу; 4 — Рэнкин; 5 — Гудвин; 6 ― Норт-Рэн кин; 1 — ЭнджелРис. 147. НГБ Северный Карнарвон:а ——докембрийская складчатость; б — аконсервационная зона; границы бассейнов: в — со смежными бассейнами, г — с в небассейновыми пространствами; д — разломы； месторождения: е - нефтяные и газонефтяные, ж — газовые; з — зоны нефтегазонакопления.Структурные элементы： А - горст 只нрн; 6 — поднятие Кейп-Рэндж.Месторождения: / — Раф-Рэндж; 2 — Иглхаук; 3 — Барроу; 4 — Рэнкин; 5 — Гудвин; 6 ― Норт-Рэн кин; 1 — Энджел/$°Дампьер/$°Дампьер+ +
必
必
a
a
С
С
зс
зс
прогиб Бигл
прогиб Бигл
га 亘
га 亘
бассейн Кэннинг
бассейн Кэннинг
|hiiiinnii| В
|hiiiinnii| В
《•.•加：••二•三
《•.•加：••二•三
Рис. 147. НГБ Северный Карнарвон:
а ——докембрийская складчатость; б — аконсервационная зона; границы бассейнов: в — со смежными бассейнами, г — с в небассейновыми пространствами; д — разломы； месторождения: е - нефтяные и газонефтяные, ж — газовые; з — зоны нефтегазонакопления.
Структурные элементы： А - горст 只нрн; 6 — поднятие Кейп-Рэндж.
Месторождения: / — Раф-Рэндж; 2 — Иглхаук; 3 — Барроу; 4 — Рэнкин; 5 — Гудвин; 6 ― Норт-Рэн кин; 1 — Энджел
Рис. 147. НГБ Северный Карнарвон:
а ——докембрийская складчатость; б — аконсервационная зона; границы бассейнов: в — со смежными бассейнами, г — с в небассейновыми пространствами; д — разломы； месторождения: е - нефтяные и газонефтяные, ж — газовые; з — зоны нефтегазонакопления.
Структурные элементы： А - горст 只нрн; 6 — поднятие Кейп-Рэндж.
Месторождения: / — Раф-Рэндж; 2 — Иглхаук; 3 — Барроу; 4 — Рэнкин; 5 — Гудвин; 6 ― Норт-Рэн кин; 1 — Энджел
/$°Дампьер
/$°Дампьер
+ + + + + +
+ + + +
тых и погруженных элементов. В его юго-восточной части с юго-запада на северо-восток выделяются прогибы Эксмут, Барроу, Дампьер и Бигл с глубиной залегания фундамента в первых трех до 15 км. Эти прогибы разделены поперечными поднятиями с менее мощным осадочным чехлом. В северо-западном направлении от прогибов Барроу и Дампьер последовательно располагаются поднятие Рэнкин, прогиб Кенгуру и плато Эксмут. Эти три элемента протягиваются параллельно друг другу с юго-запада на северо-восток (рис. 147). Поднятие Рэнкин сформировано отложениями верхней юры — кайнозоя, несогласно перекрывающими сложный горст, образованный породами пермского —среднеюрского возраста (рис. 148).
На северо-востоке и юго-западе бассейн имеет общие границы с бассейнами Кэннинг и Южный Карнарвон. С первым граница проходит по подводному погребенному валообразному поднятию Норт-Тертл.
горст Янригорст Янри//■4км■4км皿我小茗皿我小茗-2-2"一2"一2поднятие Кейп^Рэндх *^б~ З^ТЭ^ J「—поднятие Кейп^Рэндх *^б~ З^ТЭ^ J「—Р о оО OKZ о оР о оО OKZ о о：?Г-С ■■:</■<■：?Г-С ■■:</■<■• р• р+ р^+ 卜++++++ р^+ 卜+++++P •P •Рис. 148. Схематические поперечные геологические разрезы прогибов Барроу и Эксмут и временной сейсмогеологический разрез центральной части НГБ Северный Карнарвон (см. рис. 147).Рис. 148. Схематические поперечные геологические разрезы прогибов Барроу и Эксмут и временной сейсмогеологический разрез центральной части НГБ Северный Карнарвон (см. рис. 147).сз1 3 5 7 E」adu anadg йх^^ю^.сз1 3 5 7 E」adu anadg йх^^ю^.
горст Янри
горст Янри
/
/
■4
км
■4
км
皿我小茗
皿我小茗
-2
-2
"一2
"一2
поднятие Кейп^Рэндх *^б~ З^ТЭ^ J「—
поднятие Кейп^Рэндх *^б~ З^ТЭ^ J「—
Р о о
О OKZ о о
Р о о
О OKZ о о
：?Г-С ■■:</■<■
：?Г-С ■■:</■<■
• р
• р
+ р^+ 卜+++++
+ р^+ 卜+++++
P •
P •
Рис. 148. Схематические поперечные геологические разрезы прогибов Барроу и Эксмут и временной сейсмогеологический разрез центральной части НГБ Северный Карнарвон (см. рис. 147).
Рис. 148. Схематические поперечные геологические разрезы прогибов Барроу и Эксмут и временной сейсмогеологический разрез центральной части НГБ Северный Карнарвон (см. рис. 147).
сз1 3 5 7 E」adu anadg йх^^ю^.
сз1 3 5 7 E」adu anadg йх^^ю^.
Граница с бассейном Южный Карнарвон на севере идет по поперечному субширотному поднятию, затем, круто поворачивая на юго-юго- запад, по узкой зоне горстов, в северной части которой находится выступ фундамента Янри, и далее следует в широтном направлении под водами Индийского океана к плато Уоллаби. С юго-востока бассейн ограничен аконсервационной зоной, развитой на подводном продолжении архейской глыбы Пилбара. Северная и западная границы предположительно протягиваются от плато Эксмут по верхней части континентального склона,
НГБ Северный Карнарвон слагается мощной толщей фанерозоя. В максимально погруженной части бассейна (юг) общая ее мощность свыше 13 км, в том числе на долю карбонатно-терригенных отложений палеозойского возраста приходится свыше 8,5 км. В палеозойских по- 386
родах установлена большая мощность пермских (более 4 км) и нижнепалеозойских (2 км) терригенных образований. Мощность юрских угленосных терригенных пород 3,5 км при общей мощности отложений мезозоя более 4 км. В кайнозойских отложениях мощностью около 800 м миоцен-олигоценовые породы (400 м) образованы рифовыми известняками. На севере (прогиб Дампьер) резко увеличивается мощность кайнозойских (более 1500 м) и мезозойских (до 7800 м) отложений, но уменьшается мощность палеозойских пород (до 2 км).
Все охарактеризованные выше отложения отчетливо разделяются на два структурных этажа. Возрастной объем этих этажей устанавливается разными исследователями неодинаково. Одни относят к нижнему этажу породы палеозойского — юрского возраста, к верхнему — все более молодые отложения; другие включают верхнеюрские породы в состав верхнего этажа.
Нижний этаж в НГБ Северный Карнарвон разбит многочисленными разрывами на блоки, поднятые или погруженные относительно друг друга. Верхний этаж, за исключением отдельных участков, затронут разрывами незначительно. Слои этого этажа в общем залегают очень полого, местами образуя складки облекания поднятых блоков нижнего этажа и отраженные складки, возникшие вследствие подвижек этих блоков.
На юго-восточной окраине поднятия Рэнкин открыт ряд месторождений, приуроченных к погребенным горстам и структурам облекания этих горстов. Поверхность последних осложнена размывом. Эти месторождения составляют единую узкую зону нефтегазонакопления Рзнкин, структурно выраженную системой горстов северо-восточного простирания.
Месторождения зоны Рэнкин заключают залежи в ловушках двух основных видов: в осложненных размывом выступах, возникших по ограничивающим их сбросам и приуроченных к погребенным поднятым блокам; в сводовых ловушках ——в структурах облекания этих блоков. В ловушках первого вида содержатся наиболее крупные, в основном конденсатногазовые залежи в речных и дельтовых песчаниках верхнего триаса — нижней юры на глубине около 3 км. В сводовых ловушках, расположенных на глубине 2,4—2,5 км, коллекторами служат верхнеюрские песчаники, заключающие главным образом нефтяные залежи. В зоне Рэнкин выделяются крупнейшие конденсатногазовые месторождения Норт-Рэнкин и Гудвин (150 и 140 млрд, м3).
Аналогично месторождениям зоны Рэнкин построено крупное месторождение Энджел, расположенное в северо-восточной части бассейна в прогибе Дампьер, с залежью газоконденсата в верхнеюрских песчаниках.
В прогибе Барроу на одноименном острове открыто среднее по запасам газоконденсатнонефтяное месторождение Барроу. Оно представлено пологой платформенной брахиантиклиналью, у которой наклон крыльев несколько возрастает с глубиной. Здесь разведаны нефтяные залежи в нижнемеловых и верхнеюрских песчаниках на глубине
до 2 км, конденсатногазовые — в песчаниках средней юры на глубине около 3,5 км, а еще глубже ——одна (или несколько) газовых залежей в песчаных горизонтах среднеюрского возраста. Все залежи находятся в сводовых ловушках.
На поднятии Кейп-Рэндж обнаружено нефтяное месторождение Раф-Рэндж, приуроченное к приразрывной складке. Залежь в нижнемеловых песчаниках оказалась очень незначительной.
В НГБ Северный Карнарвон отчетливо выделяются этажи: газонефтеносный до глубин 2——2,5 км; преимущественно с залежами газоконденсата на глубине 3——3,5 км; нижний газоносный, первые залежи которого выявлены на месторождении Барроу. В бассейне разведаны крупные запасы газа и газоконденсата. Наряду с бассейном Бонапарт- Галф-Броуз он относится к наиболее перспективным для поисков нефти и газа в Австралии.
Нефтегазоносный бассейн Перт
НГБ Перт занимает узкую западную окраину на юге Австралийского континента и распространяется в пределы смежной области шельфа. Он приурочен к платформе с архейским фундаментом. Бассейн разбит сбросами меридионального и субмеридионального простирания на блоки. Над участками сочленения блоков фундамента в осадочном чехле развиты приразрывные, иногда крутые складки.
Бассейн Перт на востоке отделяется от архейского Западно-Австралийского щита (блока Йорк-Калгурли) разломом Дарлинг. Граница с бассейном Южный Карнарвон проходит по валу Тертл-Доув на юго-востоке, далее, круто изменяя направление на северное,— по оси поднятого блока Бигл-Ридж к выступу фундамента Нортхэмптон, а затем следует в восток-юго-восточном направлении по погруженному продолжению этого выступа (рис. 149). Западная граница бассейна предположительно проводится в пределах плато Натуралист и севернее —— по верхней части континентального склона.
В разрезе бассейна выделяются два крупных комплекса — кайнозойско-мезозойский с максимальной мощностью 5700 м и палеозойский мощностью до 5600 м, разделенные резким угловым несогласием. Верхний комплекс преимущественно терригенный с прослоями известняков в антропогене и верхнем мелу и угленосными пластами в нижней юре. Кайнозойские отложения (мощность свыше 1100 м) отделены от меловых (1870 м) перерывом. Нижний комплекс сложен породами пермского, силурийского и ордовикского возраста. Нижнепалеозойские отложения состоят из песчаников, алевролитов и конгломератов мощностью до 3 км. Пермская система образована в основном терригенными породами с редкими прослоями известняков, угленосных и гипсоносных пластов в нижнем отделе.
На востоке бассейна обособляются прогибы — на севере протяженный узкий Дэндараган и на юге 一 меньших размеров Банбюри. Небольшой вал Гарвей ограничивает на западе впадину Вламинг. 388
iiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiii土土华华g皆匾g皆匾+ ++ + ++ ++ + +
iiiiiiiiiiii
iiiiiiiiiiii
土
土
华
华
g皆匾
g皆匾
+ ++ + +
+ ++ + +
Рис. 149. НГБ Перт (/) и южная часть ВНГБ Южный Карнарвон (〃)： « - выступы кристаллического фундамента; б — шарниры выступов фундамента; 6 — условные изогипсы поверхности фундамента; г — сбросы; d — прогибы; е — границы бас сеймов; ж — газовые месторождения. Структурные элементы: / — блок Нортхэмптон; 2 — прогиб Эбролхос; 3 — структурное седло Донгара; 4 — сброс Урэлла; 5 — поднятие Муллинджара; 6 — прогиб Дэндара- ган; 7 — блок Бигл-Ридж; 8 — вал Тертл-Доув; 9 — блок о-ва Эдвард; 10 — впадина Вламннг; // — блок Лювин; /2 — структурный шельф Яллингап; /3 — прогиб Банбюри; /4——вал Гарвей; /5 — структурный шельф Уосс
Большинство открытых месторождений бассейна располагаются на западном борту прогиба Дэндараган. Это месторождения преимущественно пологих брахиантикли- налей, рассеченных разрывами. Таково, в частности, строение среднего по запасам газового месторождения Донгара, наиболее значительного в бассейне.
Все выявленные месторождения с залежами в песчаниках нижней перми, нижнего триаса и юры заключены в сводовых ловушках, разбитых на блоки. Основным газоносным горизонтом служат базальные песчаники триаса. На месторождении Мондарра залежь газа заключена в песчаном баре нижнего триаса.
Всего в бассейне выявлено два нефтяных и восемь газовых месторождений с глубиной залежей до 4100 м.
§7. НОВОЗЕЛАНДСКАЯ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОВИНЦИЯ
Западно-Новозеландский нефтегазоносный бассейн
В Западно-Новозеландском НГБ заключены практически все выявленные к настоящему времени сравнительно небольшие запасы нефти и газа Новой Зеландии.
В формировании бассейна участвуют отложения верхнего мела —— плейстоцена. Разрез верхнего мела ——неогена слагается песчаниками, аргиллитами, алевролитами и редкими карбонатными прослоями. В толщах палеогена и неогена отмечаются многочисленные угольные пласты. Плейстоцен представлен чередующимися пачками песчаников и глин. Меловые породы характеризуются прерывистым распространением.
Фундамент восточной окраины бассейна слагается метаморфическими прорванными интрузиями породами триасового —— юрского возраста. На плато Челленджер фундамент бассейна допозднемеловой, предположительно палеозойский.
В резко преобладающей подводной части бассейна границы его проводятся в известной степени условно. Обрамлением бассейна на востоке служит Новозеландская складчатая зона, на юго-западе —— плато Челленджер.
Развитые в бассейне осадочные отложения на крайнем юго-востоке и северо-востоке смяты в линейные складки, осложненные разрывами, в остальной его части дислоцированы значительно слабее.
Наиболее изучена центральная, широтная, область бассейна, где с запада на восток выделяются плато Челленджер, сложно построенный грабен Таранаки и прогиб Вангануи. В первом из них мощность верхнемелового ■— антропогенового (главным образом миоценового) осадочного чехла возрастает на юго-восток до 5 км. Мелководные отло- жения верхнего мела отмечаются в изолированных грабенах, возник- ших по сбросам, проникающим в разрез палеогена.
В сложном грабене Таранаки мощность осадочных пород верхнемелового —эоценового и миоценового ——антропогенового возраста увеличивается в восточном направлении до 8 км, главным образом за счет отложений миоценового комплекса.
Грабен Таранаки отделен от плато Челенджер зоной сбросов Кейп- Эгмонт, а от прогиба Вангануи — узким протяженным горстом Патеа- Тонгапоруту. Западная граница последнего выражена зоной сбросов Таранаки. На плато Челенджер и в грабене Таранаки слои осадочного чехла характеризуются в общем пологим моноклинальным залеганием, осложненным иногда крутыми приразломными и надразломными складками субмеридионального простирания. Прогиб Вангануи представляет собой впадину синклинального строения с пологими бортами, нарушенными сбросами, у которых сформировались приразрывные складки.
~ плато-Челлендхер~ плато-Челлендхер88匝/匝/ЛИНГТОНЛИНГТОН111,1 l,K “ I I 1 %|z"*"а111,1 l,K “ I I 1 %|z"*"ажныйжный/ р/ р“ Нью-Плимут“ Нью-ПлимутттППI ij'i 0K2 ан巾4卜I ij'i 0K2 ан巾4卜f Оf ОRdЕЕЗ?RdЕЕЗ?二 плато- Кэмпбелл二 плато- Кэмпбелл步步口口XX33
~ плато
-Челлендхер
~ плато
-Челлендхер
8
8
匝/
匝/
ЛИНГТОН
ЛИНГТОН
111,1 l,K “ I I 1 %|z"*"а
111,1 l,K “ I I 1 %|z"*"а
жный
жный
/ р
/ р
“ Нью-Плимут
“ Нью-Плимут
т
т
П
П
I ij'i 0K2 ан
巾4卜
I ij'i 0K2 ан
巾4卜
f О
f О
Rd
ЕЕЗ?
Rd
ЕЕЗ?
二 плато- Кэмпбелл
二 плато- Кэмпбелл
步
步
口
口
X
X
3
3
puc 150. Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Новой Зеландии:
а кайнозойская складчатость; б — современная геосинклинальная зона; в подводные плато; г — аконсервационная зона; d - границы бассейнов; е - зоны сбросов (КЭ — Kcwii Эгмонт, Т — 1арана- ки) ■ месторождения: ж—конденсатногазовые, з — газонефтяные.„
/ - Западно-Новозеландский НГБ; ВНГБ; II - Мурчисон, ///- Вайкато, /V - Восточный Прибреж
ный (Ист-Кост), V — Кентербюри. Месторождения: / — Маун; 2 — Капуни; 3 — Мотуроа
Мощность осадочного чехла ——олигоценовые, миоценовые (главным образом) и маломощные плиоценовые отложения — достигает 5 км.
Запад но- Новозел андс ки й НГБ относится к типу простых латерально-гетерогенных бассейнов (рис. 150). Месторождения открыты в
391
центральной части бассейна. Два конденсатногазовых месторождения приурочены к крутым приразрывным складкам: среднее по запасам месторождение Капунн располагается в грабене Таранаки у разрыва Манаиа, крупнейшее месторождение Мауи находится под водами Тасманова моря в зоне сбросов Кейп-Эгмонт. Оба месторождения содержат залежи в сводовых ловушках. На месторождении Мауи продуктивны два песчаных горизонта эоцена на глубине 2,9——3,5 км, а на месторождении Капунн ——песчаники эоцена и олигоцена в интервале 3,1—3,7 км.
Добыча нефти и газа в бассейне ведется с 1865 г., когда около г. Нью-Плимут по поверхностным выходам нефти было открыто газонефтяное месторождение Мотуроа, приуроченное к куполовидному поднятию, заключающему сводовые ловушки. Продуктивные горизонты —— песчаники миоцена ——залегают на глубине 20——700 м.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В настоящее время в мире выявлено более 200 нефтегазоносных бассейнов. По мере расширения фронта поисковых работ количество таких бассейнов будет возрастать за счет обнаружения промышленных скоплений нефти и газа в бассейнах, которые пока оцениваются в качестве потенциально или возможно нефтегазоносных и составляют не менее 250. Соответственно общее количество новых месторождений должно превысить количество уже открытых. Однако открытые месторождения позволяют установить основные закономерности их пространственного размещения, так как вряд ли в новых бассейнах возможны принципиально иные условия распространения нефтегазоносности.
Основное свойство нефтегазоносности осадочной оболочки Земли — ее неоднородность (гетерогенность) на различных уровнях. Эта неоднородность проявляется в разнообразии типов бассейнов, зон нефте- газонакопления, месторождений, залежей, типов коллекторов, фазовых состояний скоплений углеводородов и распределения запасов, что делает весьма трудным создание единой модели нефтегазоносного бассейна, а также в целом нефтегазоносности осадочной оболочки Земли. Однако статистический анализ позволяет выделить некоторые закономерности в размещении нефтегазоносных бассейнов и месторождений, имеющие теоретический и практический интерес.
Распределение нефтегазоносных бассейнов в пределах платформ, эпиплатформенных орогенов и элементов бассейнов с платформенным режимом развития контролируется мощностью осадочных отложений, а в эпигеосинклинальных областях ——прежде всего степенью метаморфизма пород и насыщенностью их интрузиями.
В пределах отдельных материков размещение бассейнов различных генетических типов определяется соотношением площадей раз- 392
вития платформенных областей (плит), рифтовых зон, континентальных склонов, складчато-глыбовых сооружений разного происхождения. Наибольшая плотность размещения бассейнов свойственна платформенным областям, периконтинентальным впадинам и эпиплатформенным орогенам, наименьшая ——эпи геосин клин альным складчатым областям.
Размещение месторождений нефти и газа определяется плотностью размещения структур, прежде всего локальных поднятий, и их способностью группироваться в структурные зоны. Наибольшая плотность размещения антиклинальных структур и их группирование в зоны свойственны внутригеосинклинальным синклинориям, краевым частям складчатых областей, активным окраинам материков, а также грабенам и пассивным окраинам материков. Наименьшая плотность размещения антиклинальных структур месторождений характерна для пологих элементарных синеклиз (Парижский, Мичиганский бассейны), в которых обычно развиты скрытые структуры литологического ограничения типа погребенных баров, русел рек, заливов, зон выклинивания, а также рифов.
В бассейнах платформенных областей максимальная плотность размещения структур месторождений характерна для структурно расчлененных синеклиз, т. е. осложненных впадинами, поднятиями (Пермский, Алжиро-Ливийский бассейны), а также флексурами, с которыми связываются зоны-тренды (бассейн Мексиканского залива).
В бассейнах платформенных областей и элементах бассейнов с платформенным режимом развития месторождения известны лишь примерно в I /3 имеющихся локальных структур, в бассейнах синклинориев и складчатых бортов пограничных бассейнов месторождения открыты в более чем половине известных антиклиналей.
Складчатые борта пограничных бассейнов и синклинориев являются местом развития преимущественно нефтяных месторождений (на больших глубинах — конденсатногазовых), платформенные склоны пограничных бассейнов —— преимущественно газовых месторождений, если склоны не сильно нарушены разрывами, которые обусловливают преимущественное развитие тектонически экранированных ловушек (бассейн Ориноко). Для последних не характерны газовые залежи.
Межбассейновые поднятия являются местом преимущественного развития газовых месторождений.
Разломы платформенных областей, рассекающие в целом бассейны, являются местом концентрации локальных поднятий (приразломных) .Однако, как правило, месторождения нефти при этом имеют небольшие запасы часто при большом стратиграфическом (или по мощности) объеме нефтегазоносности. Большие запасы нефти сконцентрированы обычно в структурах, расположенных между разломами.
В вертикальном распределении скоплений нефти и газа в бассейнах с большой мощностью отложений наблюдается смена сверху вниз скоплений: газовые ——нефтяные (газонефтяные, нефтегазовые) — конденсатногазовые ——чисто газовые, если в разрезе нет соляных толщ общебассейнового распространения. Последние обусловливают раз- 393 26-105
витне в подсолевых отложениях конденсатногазовых и газовых скоплений, а в надсолевых — обычно нефтяных.
Основные запасы нефти зарубежных стран (свыше 80%) сосредоточены в шести бассейнах: Персидского залива (платформенный склон), Мексиканского залива, Восточноприсредиземноморском, Алжиро-Ливийском, Гвинейского залива, Маракайбском, т. е. в бассейнах с платформенным онтогенезом нефти.
Из общего числа выявленных за рубежом нефтяных и газовых месторождений (45 112) основные запасы нефти (70%) сконцентрирова- ни в 300 месторождениях с запасами нефти в каждом от 30 млн. до 1° мдрд. т, а газа (80%) —в 130 месторождениях с запасами от 30 млрд, до 8 трлн. м. Большая часть таких месторождений нефти и газа находится в перечисленных выше бассейнах.
Максимальное количество нефти (пластовые запасы), обнаруженное в месторождении, составляет 30 млрд, т (месторождение Гха- вар), в то время как запасы перерожденной нефти (битумы) измеряются сотнями миллиардов тонн (месторождения Атабаска, Ориноко). Максимальные запасы газа в месторождении составляют 8 трлн. м3.
В перечень основных закономерностей не включены такие параметры, определяющие размещение месторождений, как время образования структурных форм месторождений, объем пород, слагающих бао се宓н, скорость накопления осадков, соотношение коллекторских и нефте- материнских толщ, степень превращенности рассеянного органического вещества в объеме пород бассейна и другие генетические показатели, анализ которых не входил в задачу учебника.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
Особенности строения и нефтегазоносность пограничных НГБ зарубежной Европы.
Особенности строения и нефтегазоносность пограничных НГБ Африки, Южной Азии и Австралии.
Особенности строения и нефтегазоносность периконтиненталь- ных НГБ Северной и Южной Америки.
Особенности строения и нефтегазоносность НГБ Африки и Южной Азии.
Особенности строения и нефтегазоносность НГБ срединных массивов Южной Америки и зарубежной Европы.
Особенности строения и нефтегазоносность НГБ внутриплатфор- менных грабенов зарубежной Европы и Африки.
Особенности строения и нефтегазоносность вертикально-гетерогенных НГБ Северной Америки, Южной Америки и зарубежной Европы.
Особенности строения и нефтегазоносность НГБ синклинориев Северной Америки.
Особенности строения и нефтегазоносность НГБ синклинориев Юго-Восточной Азии и Океании.
Особенности строения и нефтегазоносность НГБ эпиплатформенного орогена Скалистых гор США.
Особенности строения и нефтегазоносность НГБ Центральной Азии.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений Западного Внутреннего НГБ США.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений Пермского НГБ.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений Пред аппалачского НГБ.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений Западно-Канадского НГБ.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений НГБ Мексиканского залива.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений НГБ Свердруп.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений Оринокского НГБ.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений НГБ Маракайбо.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений Центральнопредандийского НГБ.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений Ал жиро-Ливийского НГБ.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений Восточно-Присредиземноморского НГБ.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений НГБ Гвинейского залива.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений Кванза-Камерунского НГБ.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений НГБ Персидского залива.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений Северо-Китайского (Бохайвань-Кайфынского) НГБ.
Основы геологического строения и закономерности размещения месторождений Калимантан-Сулавесского НГБ.
НГБ с месторождениями солянокупольных структур.
НГБ с месторождениями рифовых массивов.
Крупнейшие и гигантские месторождения нефти и газа: распространение, структурные формы и возраст продуктивных толщ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Высоцкий И. В., Оленин В. £, Высоцкий В. И. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран.— М.: Недра, 1981.
Нефтегазоносные бассейны социалистических стран Европы и республики Кубы.— М.: Изд. Секретариата СЭВ, 1981.
Несмеянов Д. В., Высоцкий В. И. Месторождения нефти и газа развивающихся стран.— М/. Изд. УДН, 1988.
Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. В 2-х кн.— М.: Недра, 1976.
Бакиров А. А., Баренцев М. И., Бакиров Э. А. Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран.— М.: Недра, 1971.
Бека К., Высоцкий И. Геология нефти и газа.— М.: Недра, 1976.
Бурштар М. С., Львов М. С География и геология нефти и газа СССР и зарубежных стран.— М.： Недра, 1979.
Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник.— М.: Недра, 1983.
Нефтегазоносность Мирового океана.— М.: Изд. Секретариата СЭВ, 1984.
УКАЗАТЕЛЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ, ПОТЕНЦИАЛЬНО И ВОЗМОЖНО НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ (М)УКАЗАТЕЛЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ, ПОТЕНЦИАЛЬНО И ВОЗМОЖНО НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ (М)Абкайк м 301Агульяс (Южно-Капский) 263Аденского залива 295Адерклаа м 251Адриатический 240Аквитанский 226Алжиро-Ливийский 268Альтиплано-Пуно 128Амадиес 370Анклешвар м 337Арагонский 175Арафурский 370Ассамский 342Атабаска м 64Атрато 128Аюнский 260Баия 158Байкой-Цинтя м 210Балтимор-Блейк 31Барбадос-Тобаго 124Барикева м 377Баринас-Апуре 138Барито 360Барроу м 387Басс 371Белаим м 283Бенгальский 344Бетел 30Бигхорн 73Бланко-Месаверде м 86Блэк-Меса-Кейпаровиц 28Богота 128Боливар м 148Большой Бурган м 302Бомбей-Хай м 337БонапартТалф-Броуз 382Бонайре-Карьяко 33Бристольский 30Боуэн-Сурат 372Бури м 267Валенсийский 202Вайкато -372Вогелкоп 361Вентура-Санта-Барбара 92Венский 247Верхнеамазонский 140Абкайк м 301Агульяс (Южно-Капский) 263Аденского залива 295Адерклаа м 251Адриатический 240Аквитанский 226Алжиро-Ливийский 268Альтиплано-Пуно 128Амадиес 370Анклешвар м 337Арагонский 175Арафурский 370Ассамский 342Атабаска м 64Атрато 128Аюнский 260Баия 158Байкой-Цинтя м 210Балтимор-Блейк 31Барбадос-Тобаго 124Барикева м 377Баринас-Апуре 138Барито 360Барроу м 387Басс 371Белаим м 283Бенгальский 344Бетел 30Бигхорн 73Бланко-Месаверде м 86Блэк-Меса-Кейпаровиц 28Богота 128Боливар м 148Большой Бурган м 302Бомбей-Хай м 337БонапартТалф-Броуз 382Бонайре-Карьяко 33Бристольский 30Боуэн-Сурат 372Бури м 267Валенсийский 202Вайкато -372Вогелкоп 361Вентура-Санта-Барбара 92Венский 247Верхнеамазонский 140«Лонг-Бич м 92«Лос-Анджелес 89«Лофонтенский 171, 173Лузита некий 172Магелланова пролива 164Маджунга 262Маккензи 29Маккензи-Бофорта 102Малосса м 242Маражо-Баррейриньяс 131Макаэгуа 128Мали-Нигерский 259Маракайбский 146Мараньяо 129Матцен м 251Межатласский 258Меконгский 316Марини м 370Мексиканского залива 107Мендоса 129, 156Менамский 316Ментавайский 316Мерен м 286Минас м 352Минхэ 308Мичиганский 33Мозамбикский 262Мобуто-Сесе-Секо 259Морондава 262Моря Баффина 27Мурзук 259Мурчисонский 372Мэриборо 370Намибийский 261Неукен 160Нижнем агдаленский 149Нижнеиндский 338Новошотл андский 107Норт-Мидл-Парк 29Нортон 30Ньяса 259Нэлия 371Окан м 286Окованго 259Орд 371Ордосский (Шаньсийский) 327Оринокский 132Осорно 128Отуэй 371Оффисер 371Палм-Валли м 371Пампанга 317Парадокс 84Паранский 129Парижский 196«Лонг-Бич м 92«Лос-Анджелес 89«Лофонтенский 171, 173Лузита некий 172Магелланова пролива 164Маджунга 262Маккензи 29Маккензи-Бофорта 102Малосса м 242Маражо-Баррейриньяс 131Макаэгуа 128Мали-Нигерский 259Маракайбский 146Мараньяо 129Матцен м 251Межатласский 258Меконгский 316Марини м 370Мексиканского залива 107Мендоса 129, 156Менамский 316Ментавайский 316Мерен м 286Минас м 352Минхэ 308Мичиганский 33Мозамбикский 262Мобуто-Сесе-Секо 259Морондава 262Моря Баффина 27Мурзук 259Мурчисонский 372Мэриборо 370Намибийский 261Неукен 160Нижнем агдаленский 149Нижнеиндский 338Новошотл андский 107Норт-Мидл-Парк 29Нортон 30Ньяса 259Нэлия 371Окан м 286Окованго 259Орд 371Ордосский (Шаньсийский) 327Оринокский 132Осорно 128Отуэй 371Оффисер 371Палм-Валли м 371Пампанга 317Парадокс 84Паранский 129Парижский 196
УКАЗАТЕЛЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ, ПОТЕНЦИАЛЬНО И ВОЗМОЖНО НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ (М)
УКАЗАТЕЛЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ, ПОТЕНЦИАЛЬНО И ВОЗМОЖНО НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ (М)
Абкайк м 301
Агульяс (Южно-Капский) 263
Аденского залива 295
Адерклаа м 251
Адриатический 240
Аквитанский 226
Алжиро-Ливийский 268
Альтиплано-Пуно 128
Амадиес 370
Анклешвар м 337
Арагонский 175
Арафурский 370
Ассамский 342
Атабаска м 64
Атрато 128
Аюнский 260
Баия 158
Байкой-Цинтя м 210
Балтимор-Блейк 31
Барбадос-Тобаго 124
Барикева м 377
Баринас-Апуре 138
Барито 360
Барроу м 387
Басс 371
Белаим м 283
Бенгальский 344
Бетел 30
Бигхорн 73
Бланко-Месаверде м 86
Блэк-Меса-Кейпаровиц 28
Богота 128
Боливар м 148
Большой Бурган м 302
Бомбей-Хай м 337
БонапартТалф-Броуз 382
Бонайре-Карьяко 33
Бристольский 30
Боуэн-Сурат 372
Бури м 267
Валенсийский 202
Вайкато -372
Вогелкоп 361
Вентура-Санта-Барбара 92
Венский 247
Верхнеамазонский 140
Абкайк м 301
Агульяс (Южно-Капский) 263
Аденского залива 295
Адерклаа м 251
Адриатический 240
Аквитанский 226
Алжиро-Ливийский 268
Альтиплано-Пуно 128
Амадиес 370
Анклешвар м 337
Арагонский 175
Арафурский 370
Ассамский 342
Атабаска м 64
Атрато 128
Аюнский 260
Баия 158
Байкой-Цинтя м 210
Балтимор-Блейк 31
Барбадос-Тобаго 124
Барикева м 377
Баринас-Апуре 138
Барито 360
Барроу м 387
Басс 371
Белаим м 283
Бенгальский 344
Бетел 30
Бигхорн 73
Бланко-Месаверде м 86
Блэк-Меса-Кейпаровиц 28
Богота 128
Боливар м 148
Большой Бурган м 302
Бомбей-Хай м 337
БонапартТалф-Броуз 382
Бонайре-Карьяко 33
Бристольский 30
Боуэн-Сурат 372
Бури м 267
Валенсийский 202
Вайкато -372
Вогелкоп 361
Вентура-Санта-Барбара 92
Венский 247
Верхнеамазонский 140
«Лонг-Бич м 92
«Лос-Анджелес 89
«Лофонтенский 171, 173
Лузита некий 172
Магелланова пролива 164
Маджунга 262
Маккензи 29
Маккензи-Бофорта 102
Малосса м 242
Маражо-Баррейриньяс 131
Макаэгуа 128
Мали-Нигерский 259
Маракайбский 146
Мараньяо 129
Матцен м 251
Межатласский 258
Меконгский 316
Марини м 370
Мексиканского залива 107
Мендоса 129, 156
Менамский 316
Ментавайский 316
Мерен м 286
Минас м 352
Минхэ 308
Мичиганский 33
Мозамбикский 262
Мобуто-Сесе-Секо 259
Морондава 262
Моря Баффина 27
Мурзук 259
Мурчисонский 372
Мэриборо 370
Намибийский 261
Неукен 160
Нижнем агдаленский 149
Нижнеиндский 338
Новошотл андский 107
Норт-Мидл-Парк 29
Нортон 30
Ньяса 259
Нэлия 371
Окан м 286
Окованго 259
Орд 371
Ордосский (Шаньсийский) 327
Оринокский 132
Осорно 128
Отуэй 371
Оффисер 371
Палм-Валли м 371
Пампанга 317
Парадокс 84
Паранский 129
Парижский 196
«Лонг-Бич м 92
«Лос-Анджелес 89
«Лофонтенский 171, 173
Лузита некий 172
Магелланова пролива 164
Маджунга 262
Маккензи 29
Маккензи-Бофорта 102
Малосса м 242
Маражо-Баррейриньяс 131
Макаэгуа 128
Мали-Нигерский 259
Маракайбский 146
Мараньяо 129
Матцен м 251
Межатласский 258
Меконгский 316
Марини м 370
Мексиканского залива 107
Мендоса 129, 156
Менамский 316
Ментавайский 316
Мерен м 286
Минас м 352
Минхэ 308
Мичиганский 33
Мозамбикский 262
Мобуто-Сесе-Секо 259
Морондава 262
Моря Баффина 27
Мурзук 259
Мурчисонский 372
Мэриборо 370
Намибийский 261
Неукен 160
Нижнем агдаленский 149
Нижнеиндский 338
Новошотл андский 107
Норт-Мидл-Парк 29
Нортон 30
Ньяса 259
Нэлия 371
Окан м 286
Окованго 259
Орд 371
Ордосский (Шаньсийский) 327
Оринокский 132
Осорно 128
Отуэй 371
Оффисер 371
Палм-Валли м 371
Пампанга 317
Парадокс 84
Паранский 129
Парижский 196
Верхненильский 256, 259
Виктория 259
Внутренний Восточно-Австралийский
378
Волластон 27
Восточно-Атласский 256, 258
Восточно-Африка некий 262
Восточно-Канадский 27
Восточно-Китайский (Желтоморский)
310
Восточно-Норвежскомо реки й 173
Восточный Прибрежный 372
Восточно-Присредиземноморский275
Восточно-Яванский 353, 354
Гаити-Пуэрториканский 33
Гвинейского залива 283
Гемпширский 174
Гилмор м 380.
Гипсленд 380
Грейт-Валли 96
Грин-Ривер 77
Гронинген м 189
Гуанси-Гуйчжоу 311
Гудао м 331
Гудзонова залива 27
Гавар м 301
Гуаякильский 151
Даммам м 301
Дантрун 371
Дацин м 323
Дейли-Ривер 371
Денвер 70
Деште-Кевир 294
Джебель-Берга м 272
Джибисса м 302
Джиир м 260
Джорджина 371
Джунгарский 318
Дзунбаинский 306
Дигбой м 343
Долины р. Св. Лаврентия 27
Дунтиху 311
Жэньцю м 332
Западно-Английский (Ливерпульский)
173
Западный Внутренний 39
Западно-Канадский 59
ЗападнО'Марокканский (Дуккала-
Сусский) 260
Западно-Новозеландский 390
Западно-Тельский 256, 258
Западно-Шетландско-Северо-Минчский 171, 173
Западно-Черноморский 175
Западно-Яванский 353, 354
Зарзайтин м 274
Игл-Плейн 29
Иллинойский 37, 38
Ил-Ривер 30
Индо-Ланкийский 313
Интизар «А» м 280
Инфантас м 156
Иравадийско-Андаманский 348
Ирианский 317
Ист-Тексас м 118
Кагаянский 317
Калахари 259
Калимантан-Сулавесский 358
Калифорнийского залива 30
Камбейский 335
Кампус 169
Карамай 丸 320
Кармополис м 168
Карпентария-Папуа 375
Кастильский 172
Карру 263
Кванза-Камерунский 286
Кейти м 119
Кельтский (Бристольский) 174
Кентербюри 372
Кирикири 丸 135
Киркук м 304
Кешула м 260
Кларенс-Мортон 370
Конго 259
Копер-Ривер 30
Корат-Тонлесапский 316
Кохат-Потварский 341
Красного моря 259
Крейзи-Бул-Маунтинс 65
Каука-Патия 128
Кук-Инлет (зал. Кука) 88
Куфра 259
Кэнинг 371
Лак м 228
Ла-Пас м 148
Ла-Риоха 129
Ла-Сира м 156
Лебу-Араука 129
Леоне-Либерийский 261
Лионский 172, 174
Лонг 30
Патагонский (Сан-Хорхе) 162
: Панхэндл-Хьюготон м 43
Паннонский 233
I Пелотас 131
Паудер-Ривер 67
Пембина м 62
Пермский 46
Перт 388
Пинар-Пиносский 32
Персидского залива 296
Пири-Торренс 371
Пири-Элсмир 31
Прадхо-Бей м 101
Предальпийский 223
Предаппалачский 55
Предкарпатско-Балканский 203
Преднансейский 317
Преднаньшаньский 308
Прибрежно-Колумбийский 33
Прибрежно-Гвианский 131
ПредрифскоТвадалквивирский 175, 264
Прилабрадорский 27
Польда 371
Ратон 28
Регган 259
Рейнский 197 ■'
Ренмарк 371 '
Рио-Колорадо 131
Рио-Саладо 129
Родесса м 118
Ронский 172, 174
Руква 259 '
Салавери-Писко. 128
Санта-Мария 95
Сантус 131.
Сан-Хуан 86
Саравак-Палаванский 355
Сарир м 279
Свердруп 105
Сеара-Потигуар 166
Себу-Калимантанекий 316
Северной Продольной долины 129
Северный Карнарвон 384
Севере-Ал яскинский 99-
Северо-Китайский (Бохайвань-Кайфын- ский) 329.
Северо-Мал ьвинасский 131
Севере-Предкарпатский 219
Сейшельских островов 263
Сенегальский 261
Сент-Винсент 371
Сент-Элиас 30
Серамский 317
Середже м 294
Сержипи-Алагоас 167
Сериа м 357
Сиамский 347
Сиди-Рхалем м 260
Сидней 370
Сипио м 36
Скотт-Риф м 384
Солт-Крик м 69
Соном а-Орин да-Ливермор 30
Среднеамазонский 129
Среднеиндский 338
Среднемагдаленский 154
Суи м 340
Сунляо 320
Суэцкого залива 281
Сянфань- (Суньфын) 310
Сычуаньский 332
Тайваньский 365
Такула 処 293
Такуту 129
Тамцакско-Хайларский (Хннган-Мон- польский) 306
Танганьика 259
Таримский 323
Татарско-Япономорский 362
Таудени 259
Тиморский 316
Тиндуф 259
Титас л< 346
Трансильванский 230
Тунисско-Сицилийский 265.
Турфанский 306
Тушандзы м 319，
Тюрингский 201
Уизо 371
Уиллистонский 51
Уилмингтон м 91
Уинд-Ривер 75
Уинта-Пайсенс 81
Укаяли-Маморе 142
Умм-Шайф 300
Унгава 27
Урхо 320
Фанг 316
Фахуд 300
Фессалийский 176
Фокс 27
Фрейзер 29
Фусиньский 310
Ханна-Ларами 80
Ханойский 311
Хасси-Месауд м 273
Хасси-Рмель м 272
Хаф-М.ун-Салинас-Кайама 96
Хенгирен м 295
Хуан-де-Фука 30
441
7644Й 135 М1^ ^.^ 2 й с к п а а т ларт^-едма з^вару 兑е к ”н к ь ь ь ь ь л л л л л м а а а а а ^ рр叩叩叩
Чадский 256。
Чжаошуйский 309
Чиигу м 319
Чиконтепек м 122
Шабва 295
Шари 255
Шенли м 331
Шиюгоу м 335
Штокштадт м 200
Эгейский 175
Эльбурс м 294
Эмерод м 293
Эспириту-Санту 168
Южно-Мальвинасгкий 131
Южно-Кубинский 33 匚
(Южно-Суматринскии 352
Юж но-Тел ьский 256
Южно-Яванский 316
Южный Карнарвон 372
Юкла 371
Юкон-Плейн 30
Юта-Невадийский 29
Нбасе X 365
Яньху х 327
Яэрся л 309
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие 3
Глава I. Нефтегеологическое районирование. Я. В. Высоцкий 5
Региональное районирование 6
Зональноерайонирование 22
Локальноерайонирование 23
Глава II. Северная и Центральная Америка
Тектоническое и нефтегеологическое районирование. В. 6. Оленин, И. 8. Высоцкий 24
Нефтегазогеологическая провинция плиты Мидленда и Великих Рав
нин. В. Б. Оленин 33
Мичиганский нефтегазоносный бассейн 33
Иллинойский нефтегазоносный бассейн 37
Западный Внутренний нефтегазоносный бассейн 39
Пермский нефтегазоносный бассейн 46
Уиллистонский нефтегазоносный бассейн 51
Аппалачская нефтегазогеологическая провинция предгорных и межгорных впадин. В. Б. Оленин 55
Предаппалачский нефтегазоносный бассейн 55
Нефтегазогеологическая провинция западных краевых прогибов докембрийской платформы 59
Западно-Канадский нефтегазоносный бассейн. В. Б. Оленин 59
Нефтегазоносный бассейн Крейзи-Бул-Маунтине.И. В. Высоцкий65
Нефтегазоносный бассейн Паудер-Ривер. И. В. Высоцкий 67
Нефтегазоносный бассейн Денвер. И. В. Высоцкий 70
Нефтегазогеологическая провинция орогена Скалистых гор США.
И.В. Высоцкий 73
Нефтегазоносный бассейн Бигхорн 73
НефтегазоносныйбассейнУинд-Ривер 75
НефтегазоносныйбассейнГрин-Ривер 77
Нефтегазоносныебассейны Ханна-Ларами и Норт-Парк 80
НефтегазоносныйбассейнУинта^Пайсенс 81
НефтегазоносныйбассейнПарадокс 84
НефтегазоносныйбассейнСан-Хуан 86
Краевая Притихоокеанекая нефтегазогеологическая провинция.
. Оленин 88
НефтегазоносныйбассейнКук-Инлет (зал. Кука) 88
НефтегазоносныйбассейнЛос-Анджелес 89
НефтегазоносныйбассейнВентура-Санта-Барбар а 92
НефтегазоносныйбассейнСанта-Мария 95
НефтегазоносныйбассейнХаф-Мун-Салинас-Кайама 96
НефтегазоносныйбассейнГрейт-Валли 96
Арктическая нефтегазогеологическая провинция 99
Северо-Аляскинский нефтегазоносный бассейн. И. В. Высоцкий, В. Б. Оленин.. 99
Нефтегазоносный бассейн Маккензи-Бофорта. И. В. Высоцкий102
Нефтегазоносный бассейн Свердруп. И. В. Высоцкий, В. Б. Оленин.….105
Приатлантическая нефтегазогеологическая провинция 107
Новошотландский нефтегазоносный бассейн. В. Б. Оленин 107
Нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива. 8. 5. Оленин, И. В. Высоцкий
Антильско-Карибская нефтегазогеологическая провинция. И. В. Высоцкий
Глава III. Южная Америка. И. В. ВысоцкийТектоническое и нефтегеологическое районированиеНефтегазогеологическая провинция краевых прогибов Бразильской платформыОринокский нефтегазоносный бассейнНефтегазоносный бассейн Баринас-Апуре Верхнеамазонский нефтегазоносный бассейнНефтегазоносныйбассейнУкаяли-МамореЦентральнопред андийский нефтегазоносный бассейнНефтегазогеологическая провинция андийских межгорных впадин. Маракайбский нефтегазоносный бассейн Нижнем агдаленский (Картахенский) нефтегазоносный бассейнГлава III. Южная Америка. И. В. ВысоцкийТектоническое и нефтегеологическое районированиеНефтегазогеологическая провинция краевых прогибов Бразильской платформыОринокский нефтегазоносный бассейнНефтегазоносный бассейн Баринас-Апуре Верхнеамазонский нефтегазоносный бассейнНефтегазоносныйбассейнУкаяли-МамореЦентральнопред андийский нефтегазоносный бассейнНефтегазогеологическая провинция андийских межгорных впадин. Маракайбский нефтегазоносный бассейн Нижнем агдаленский (Картахенский) нефтегазоносный бассейнГуаякильский нефтегазоносный бассейнСреднемагдален ский нефтегазоносный бассейнНефтегазогеологическая провинция эпиплатформенного орогена Серра-Пампа БразильскойплатформыНефтегазоносный бассейн МендосаНефтегазогеологическая провинция Бразильской платформы НефтегазоносныйбассейнБаияНефтегазогеологическая провинция Пампо-Патагонской плиты Нефтегазоносный бассейнНеукенПатагонский (Сан-Хорхе) нефтегазоносный бассейн Нефтегазоносный бассейн Магелланова проливаНефтегазогеологическая провинция восточных периконтиненталь- ных прогибов Южной АмерикиГуаякильский нефтегазоносный бассейнСреднемагдален ский нефтегазоносный бассейнНефтегазогеологическая провинция эпиплатформенного орогена Серра-Пампа БразильскойплатформыНефтегазоносный бассейн МендосаНефтегазогеологическая провинция Бразильской платформы НефтегазоносныйбассейнБаияНефтегазогеологическая провинция Пампо-Патагонской плиты Нефтегазоносный бассейнНеукенПатагонский (Сан-Хорхе) нефтегазоносный бассейн Нефтегазоносный бассейн Магелланова проливаНефтегазогеологическая провинция восточных периконтиненталь- ных прогибов Южной Америки55 2280246691422 3334444445555 2280246691422 333444444556688002455556^ш^ш^6688002455556^ш^ш^НефтегазоносныйНефтегазоносныйбассейнбассейнНефтегазоносный бассейн Нефтегазоносный бассейн ―一 “ бассейнНефтегазоносный бассейн Нефтегазоносный бассейн ―一 “ бассейнНефтегазоносныйНефтегазоносныйСеара-Потигуар... Сержипи-Алагоас. Эспириту-Санту.... КампусСеара-Потигуар... Сержипи-Алагоас. Эспириту-Санту.... Кампус6 6 7 8 96 6 6 6 66 6 7 8 96 6 6 6 6Нефтегазоносный бассейн Барбадос-Тобаго
Глава III. Южная Америка. И. В. Высоцкий
Тектоническое и нефтегеологическое районирование
Нефтегазогеологическая провинция краевых прогибов Бразильской платформы
Оринокский нефтегазоносный бассейн
Нефтегазоносный бассейн Баринас-Апуре Верхнеамазонский нефтегазоносный бассейн
НефтегазоносныйбассейнУкаяли-Маморе
Центральнопред андийский нефтегазоносный бассейн
Нефтегазогеологическая провинция андийских межгорных впадин. Маракайбский нефтегазоносный бассейн Нижнем агдаленский (Картахенский) нефтегазоносный бассейн
Глава III. Южная Америка. И. В. Высоцкий
Тектоническое и нефтегеологическое районирование
Нефтегазогеологическая провинция краевых прогибов Бразильской платформы
Оринокский нефтегазоносный бассейн
Нефтегазоносный бассейн Баринас-Апуре Верхнеамазонский нефтегазоносный бассейн
НефтегазоносныйбассейнУкаяли-Маморе
Центральнопред андийский нефтегазоносный бассейн
Нефтегазогеологическая провинция андийских межгорных впадин. Маракайбский нефтегазоносный бассейн Нижнем агдаленский (Картахенский) нефтегазоносный бассейн
Гуаякильский нефтегазоносный бассейн
Среднемагдален ский нефтегазоносный бассейн
Нефтегазогеологическая провинция эпиплатформенного орогена Серра-Пампа Бразильскойплатформы
Нефтегазоносный бассейн Мендоса
Нефтегазогеологическая провинция Бразильской платформы НефтегазоносныйбассейнБаия
Нефтегазогеологическая провинция Пампо-Патагонской плиты Нефтегазоносный бассейнНеукен
Патагонский (Сан-Хорхе) нефтегазоносный бассейн Нефтегазоносный бассейн Магелланова пролива
Нефтегазогеологическая провинция восточных периконтиненталь- ных прогибов Южной Америки
Гуаякильский нефтегазоносный бассейн
Среднемагдален ский нефтегазоносный бассейн
Нефтегазогеологическая провинция эпиплатформенного орогена Серра-Пампа Бразильскойплатформы
Нефтегазоносный бассейн Мендоса
Нефтегазогеологическая провинция Бразильской платформы НефтегазоносныйбассейнБаия
Нефтегазогеологическая провинция Пампо-Патагонской плиты Нефтегазоносный бассейнНеукен
Патагонский (Сан-Хорхе) нефтегазоносный бассейн Нефтегазоносный бассейн Магелланова пролива
Нефтегазогеологическая провинция восточных периконтиненталь- ных прогибов Южной Америки
55 22802466914
22 33344444455
55 22802466914
22 33344444455
66880024
55556^ш^ш^
66880024
55556^ш^ш^
Нефтегазоносный
Нефтегазоносный
бассейн
бассейн
Нефтегазоносный бассейн Нефтегазоносный бассейн ―一 “ бассейн
Нефтегазоносный бассейн Нефтегазоносный бассейн ―一 “ бассейн
Нефтегазоносный
Нефтегазоносный
Сеара-Потигуар... Сержипи-Алагоас. Эспириту-Санту.... Кампус
Сеара-Потигуар... Сержипи-Алагоас. Эспириту-Санту.... Кампус
6 6 7 8 9
6 6 6 6 6
6 6 7 8 9
6 6 6 6 6
1761761761766 6 7—2 ,11226 6 7—2 ,11223 3 9 3 60 0 12 22 2 2 2 23 3 9 3 60 0 12 22 2 2 2 20 0 3 0 4 33 3 3 4 4 о2222240 0 3 0 4 33 3 3 4 4 о222224
176176
176176
6 6 7—2 ,1122
6 6 7—2 ,1122
3 3 9 3 6
0 0 12 2
2 2 2 2 2
3 3 9 3 6
0 0 12 2
2 2 2 2 2
0 0 3 0 4 33 3 3 4 4 о
222224
0 0 3 0 4 33 3 3 4 4 о
222224
Глава IV. Зарубежная Европа. И. В. Высоцкий
Тектоническое и нефтегеологическое районирование
Нефтегазогеологическая провинция Среднеевропейской и Восточно- Европейской докембрийских платформ
Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн
Нефтегазогеологическая провинция Западно-Европейской молодой платформы
Парижский нефтегазоносный бассейн
Рейнский нефтегазоносный бассейн
Тюрингский нефтегазоносный бассейн
Валенсийский нефтегазоносный бассейн
Нефтегазогеологическая провинция предгорных прогибов альпийских горноскладчатых сооружений Южной Европы
Предкарпатско-Балканский нефтегазоносный бассейн
Северо-Предкарпатский нефтегазоносный бассейн
Предальпийский нефтегазоносный бассейн
Аквитанский нефтегазоносный бассейн
Нефтегазогеологическая провинция межгорных впадин альпийской складчатости Южной Европы и Средиземноморья
Трансильванский газоносный бассейн
Паннонский нефтегазоносный бассейн
Адриатический нефтегазоносный бассейн
Центральнокарпатский нефтегазоносный бассейн
Венский нефтегазоносный бассейн 247
Глава V. Африка. 8. И. Высоцкий 252
Тектоническое и нефтегеологическое районирование 252
Тельско-Атласская нефтегазогеологическая провинция 264
Предрифско-Гвадалквивирский нефтегазоносный бассейн 264
Тунисско-Сицилийский нефтегазоносный бассейн 265
Нефтегазогеологическая провинция докембрийской платформы268
Алжире-Ливийский нефтегазоносный бассейн 268
Восточно-Присредиземноморский нефтегазоносный бассейн 275
Нефтегазогеологическая провинция рифтовой системы эпиплатформен- ного орогена Восточной Африки 281
Нефтегазоносный бассейн Суэцкого залива 281
Нефтегазогеологическая провинция западных периконтинентальных прогибов Африканской платформы 283
Нефтегазоносный бассейн Гвинейского залива 283
Кванза-Камерунский нефтегазоносный бассейн 286
Глава VI. Ближний и Средний Восток. В. Б. Оленин, И. В. Высоцкий294
Тектоническое и нефтегеологическое районирование 294
Нефтегазоносный бассейн Персидского залива 296
Глава VII. Центральная, Восточная, Южная, Юго-Восточная Азия и
Океания. И. В. Высоцкий. 306
Тектоническое и нефтегеологическое районирование 306
Джунгарско-Гоби-Дунбейская нефтегазогеологическая провинция318
Джунгарский нефтегазоносный бассейн 318
Нефтегазоносный бассейн Сунляо 320
Китайско-Корейская нефтегазогеологическая провинция 323
Таримский нефтегазоносный бассейн 323
Цайдамский нефтегазоносный бассейн: ■ 325
Ордосский (Шаньсийский) нефтегазоносный бассейн 327
Севере-Китайский (Бохайвань-Кайфынский) нефтегазоносный бассейн 329
Южно-Кита искан нефтегазогеологическая провинция 332
Сычуаньский нефтегазоносный бассейн 332
Нефтегазогеологическая провинция Индостанской платформы 335
Камбейский нефтегазоносный бассейн 335
Нефтегазогеологическая провинция краевых прогибов Индостанской платформы 338
Нижненндский и Среднеиндский нефтегазоносные бассейны 338
Кохат-Потварский нефтегазоносный бассейн 341
Ассамский нефтегазоносный бассейн 342
Бенгальский нефтегазоносный бассейн 344
Малайская мезозойская складчатая нефтегазогеологическая провинция 347
Сиамский нефтегазоносный бассейн 347
Складчатая Иравадийско-Зондская (островодужная) нефтегазогеологическая провинция 348
Иравадийско-Андаманский нефтегазоносный бассейн 348
Центр ал ьносуматринский нефтегазоносный бассейн 351
Южно-Суматринский нефтегазоносный бассейн 352
Западно- и Восточно-Ява некий нефтегазоносные бассейны 353
Прикалимантанская складчатая нефтегазогеологическая провинция... 355
Саравак-Палаванекий нефтегазоносный бассейн 355
Калимантан-Сулавесский нефтегазоносный бассейн 358
Нефтегазоносный бассейн Барито 360
Внутригеосинклинальная Филиппино-Молуккско-Новогвинейская нефтегазогеологическая провинция 361
Нефтегазоносный бассейн Вогелкоп 361
Складчатая Восточноазиатская (островодужная) нефтегазогеологическая провинция 362
Татарско-Япономорский нефтегазоносный бассейн 362
Тайваньский нефтегазоносный бассейн 365
Глава VIII. Австралия, восточная часть Новой Гвинеи и Новая Зеландия.
. Оленин 366
Тектоническое и нефтегеологическоерайонирование 366
Нефтегазогеологическая провинция предгорных и межгорных впадин герцинид Хантер-Боуэн 372
Нефтегазоносный бассейнБоуэн-Сурат 372
Нефтегазогеологическая провинция северных краевых прогибов (Австралийско-Новогвинейская) 375
Нефтегазоносный бассейн Карпентария-Папуа 375
Нефтегазогеологическая провинция докембрийской платформы и востока эпикаледонской платформы 378
Внутренний Восточно-Австралийский нефтегазоносный бассейн378
Нефтегазогеологическая провинция эпикаледонской платформы юга
Австралии 38°
Нефтегазоносный бассейн Гипсленд 38°
Нефтегазогеологическая провинция северо-западных и западных периконтинентальных впадин 382
Нефтегазоносный бассейн Бонапарт-Галф-Броуз 382
Нефтегазоносный бассейн Северный Карнарвон 384
Нефтегазоносный бассейн Перт 388
Новозеландская нефтегазогеологическая провинция 390
Западно-Новозеландский нефтегазоносный бассейн 390
Заключение, И. В. Высоцкий. 392
Контрольные вопросы 394
Список литературы 397
Указатель нефтегазоносных, потенциально и возможно нефтегазоносных бассейнов и месторождений! 398
4. Провинция западных краевых fПредкордильерских) прогибов (пограничных), в которой находятся крупный НГБ Западно-Канадский и менее значител ьные НГБ Крейзи-Булл-Маунтинс, Паудер-Ривер, Денвер, Ратон. Последние четыре бассейна располагаются перед фронтом эпиплатформенного орогена Скалистых гор США.
I - |ц I о к I Q M
Рис. /6 НГБ Крейзи-Бул-Маунтинс:
а — кристаллические породы докембрия; б — межбассейновые поднятия; в — сбросы, разломы; а
своды; d— интрузивный массив; е - - антиклинальные зоны нефтегазонаколления; ж — зона нарушений Лейк-Бейсин — Хантлей； з ——впадины： / — Рид-Маунтинс, // — Вуп-Маунтннс, /// — Уитленд; месторождения; и — нефтяные, к — газовые, л — газонефтяные.
Антиклинальные зоны (цифры в кружках): / — Биг-Сноуи, 2 - Ноул-Крик, 3— Юман-Покек, 4 — Шоумат, 5 — Биг-Кули, 6 — Девис-Бейсин, 7 — Кэт-Крик, 8 — Хоук; 9 — ареал зон нефтегазонакопле- ния Суматра.
Кэт-Крик. Купол Биг-Сноуи сочленяется со сводом Литл-Белт узкой седловиной, купол Поркьюпайн ——через седловину с зоной сбросов Фромберг (рис. 16).
В этих границах бассейн Крейзи-Бул-Маунтинс сложен с поверхности маломощной толщей (до 150 м) палеоценовых отложений, подстилаемых андезитами и туфами. Меловые отложения мощностью свыше 2100 м сложены песчаниками и аргиллитами. Нижезалегающие юрские (240 м), триасовые (120 м) и палеозойские породы (до 1600 м) представлены чередующимися песчаниками, аргиллитами, известняками, реже доломитами. Палеозойские отложения залегают на слабометамор- физованных карбонатно-терригенных породах протерозоя.
В структуре НГБ выделяются следующие основные элементы.
1. Впадина Бул-Маунтинс, расположенная на северо-востоке бассейна. Она имеет крутое внешнее крыло, осложненное узкой антиклинальной зоной Кэт-Крик. Южная граница впадины рассечена серией разрывов, образующих зону Лейк-Бейсин, пересекающую в субширотном направлении почти весь бассейн.
66
1 Известные в аргентинской части месторождения в литературе объединяются
в нефтегазоносный район Сальто.
1 Теоретические основы нефтегеологического районирования материков. Типы НГБ и нефтегазогеологических провинций. Классификация НГБ.
2. Ареалы зон и зоны нефтегазонакопления различных типов НГБ.
4. Типы нефтегазогеологических провинций и НГБ Южной Америки.
5. Типы нефтегазогеологических провинций и НГБ Африки.
6. Типы нефтегазогеологических провинций и НГБ зарубежной Азии.
7. Типы нефтегазогеологических провинций и НГБ Австралии.
8. Особенности геологического строения и нефтегазоносность НГБ синеклиз Северной Америки.
9. Особенности строения и нефтегазоносность пограничных НГБ Северной Америки.
10. Особенности строения и нефтегазоносность пограничных НГБ Южной Америки.
394
'ЯНСТ( ' р [ОС 但 4 С ИТ ус ве letк i е eq нирер 頰 лк卜5Н ге :тIH ГФ 1Я с'ЯНСТ( ' р [ОС 但 4 С ИТ ус ве letк i е eq нирер 頰 лк卜5Н ге :тIH ГФ 1Я с
'ЯН
СТ( ' р [ОС 但 4 С ИТ ус ве let
к i е eq ни
р
ер 頰 лк
卜5
Н ге :т
IH Г
Ф 1Я с
'ЯН
СТ( ' р [ОС 但 4 С ИТ ус ве let
к i е eq ни
р
ер 頰 лк
卜5
Н ге :т
IH Г
Ф 1Я с
и. в. ВЫСОЦКИЙ В. И. ВЫСОЦКИЙ
В. Б. ОЛЕНИН
НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ ЗАРУБЕЖНЫХ СТЕШ
2-е издание, переработанное и дополненное
Допущено
Государственным комитетом СССР
по народному образованию
6 качестве учебника для студентов вузов, обучающихся по специальности
«Геология нефти и газа».
к и К е
с
МОСКВА "НЕДРА" 1990
В-92-г Л
УДК [550.8:553.9801/46+54/56+61/69+71/89+91/96] (071.1)
Рецензент проф. Д. С. Коробов
Высоцкий И. В., Высоцкий В. М., Оленин В. Б.
В 92 Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран: Учеб, для вузов.— 2-е изд., перераб. и доп.——М.: Недра, 1990.—— 405 с.: ил.
ISBN 5-247-01051-5
Рассмотрены основы нефтегазогеологического районирования материков и Мирового океана, нефтегазоносные бассейны (НГБ) Северной и Южной Америки, Африки, Австралии, зарубежных стран Европы и Азии. По каждому нефтегазоносному бассейну приведены сведения о тектоническом строении, распределении месторождений нефти и газа, запасах и добыче их, перспективах развития. Во втором издании (1-е изд.— 1981) учтены данные о строении и нефтегазоносности НГБ, пол ученные после выхода в свет первого издания.
Для студентов вузов по специальности «Геология нефти и газа».
в 1804060200—261
3一^0产90"一0ББК 26.325.3
© Издательство «Недра», 1981
ISBN 5-247-01051-5ISBN 5-247-01051-5© И. В. Высоцкий, В. И. Высоцкий, В. В. Оленин, 1990, с изменениями и дополнениями
ISBN 5-247-01051-5
ISBN 5-247-01051-5