Разведка и разработка нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе морей и океанов
|
Скачать 3.87 Mb.
|
Северное море Северное море, которое занимает значительную часть площади Северо-Европейского мегабассейна, почти в целом (если не иметь в виду Норвежский желоб) представляет собой шельф Атлантического океана. Первое собственно морское месторождение было обнаружено в 1965 г., а к 1975 г. их число увеличилось до 101, причем более 70 месторождений выявлено в период 1970 - 1974 гг. В составе месторождений 48 нефтяных, 7 нефтегазовых и газоконденсатных, 46 газовых. Крупных месторождений 18, в том числе 12 нефтяных и 6 газовых. В промышленную разработку введены только несколько месторождений (Индифатигейбл, Экофиск и др.). Суммарная добыча пока невелика и составляет с 1971 по 1976 г. около 35 млн. т нефти и 125 млрд. м3 газа. Данные о начальных дебетах, запасах и других параметрах опубликованы только по 66 месторождениям (рис. 2.7). Тектоническим и историко-геологическим особенностям нефтегазонакопления в Северо-Европейском мегабассейне, а также закономерностям размещения месторождений нефти и газа посвящено довольно значительное число работ (Нефтегазоносные..., 1965; Корреляция ..., 1969; Левин, 1970-, Левин. Фельдман, 1974; Успенская, Таусон, 1972; Dunn е. а., 1973; King, 1972;и др.). Основными структурными элементами рассматриваемого мегабассейна являются Балтийская и Североморская синеклизы, Датско-Польский авлакоген и поднятие Рингке-бинг-Фюн. Характер соотношений этих элементов между собой, а также особенности их строения определяются подвижками блоков фундамента по разломам различных систем: субмеридиональной, субширотной, северо-западной и северо-восточной. Современный структурный план фундамента и осадочного чехла в Балтийской синеклизе и Датско-Польском авлакогене контролируется главным образом разломами субширотной и северо-западной систем, а в Североморской  Рисунок 2.7 - Схема строения и нефтегазоносности осадочной толщи в Северном и Балтийском морях. Составил Л, Э. Левин (1975 г.) Обозначения: 1 — протерозойские складчатые комплексы Балтийского щита и Гебридской платформы; 2 — разновозрастные палеозойские складчатые комплексы на поверхности и на морском дне; 3 — то же, под осадочным чехлом; 4 — надвиги; 5 — грабены; 6 — разломы установленные (а), предполагаемые (б); 7—изопахиты подошвы осадочной толщи (в км); 8 — месторождения нефтяные (а), газонефтяные и газоконденсатные (б), газовые (в); 9 — верхняя бровка континентального склона. синеклизе, напротив, разломами субмеридиональной и северо-восточной ориентировки. Максимальные глубины погружения фундамента в Балтийской синеклизе 4 - 6 км, в Датско-Польском авлакогене 10 - 12 км, в Североморской синеклизе 12-14 км (Левин, 1970). Результаты геолого-геофизических работ 1970 - 1974 гг. не только подтвердили высказанные ранее представления, но и в значительной степени уточнили природу, пространственное положение и относительное значение субмеридиональной и северовосточной систем разломов. Первые наряду с разломами северо-западной системы возникли в связи с раздвиговыми деформациями на стадии дробления и разрушения древнего Североморского массива. Они контролируют границы двух крупных рифтогенных грабенов - Большого Нидерландского и Центрально-Североморского (Викинг). Вторые, по отношению к первым, занимают секущее положение и определяют сдвиговое смещение Центрально-Североморского рифта к востоку от Большого Нидерландского, а также небольшие горизонтальные смещения отдельных блоков Центрально-Североморского рифта. С Большим Нидерландским грабеном и его продолжением в Северном море трогом Сол-Пит, а также Центрально-Североморским рифтом и связаны почти все зоны нефтегазонакопления, выявленные в Северном море. Если иметь в виду Северо-Европейский мегабассейн в целом, то промышленные залежи в 268 месторождениях на континенте и в море приурочены ко многим горизонтам от кембрия до палеогена включительно. Из 17 крупных и уникальных месторождений три (вместе со Слохтерном) связаны с отложениями раннепермского возраста, одно - позднепермского, семь - юрского, три - позднемелового, три - палеоценового. Нефтегазоносная осадочная толща рассматриваемого мегабассейна на основании особенностей строения и размещения залежей была подразделена на три нефтегазоносных этажа - подцехштейновый, цехштейновый и надцехштейновый. В этих этажах было выделено одиннадцать нефтегазоносных и вероятно нефтегазоносных комплексов (Левин, Фельдман, 1974). Основные различия между комплексами определяются периодической сменой континентальных, прибрежно-лагунных и морских обстановок осадконакопления и неравномерным прогибанием трех основных структурных элементов: Датско-Польского авлакогена, Балтийской и Североморской синеклиз. Все это привело к неравномерному распространению по площади каждого из комплексов и значительным изменениям литолого-фациального состава в латеральных направлениях. В подцехштейновом этаже нефтегазонакопления были выделены следующие основные комплексы: кембрийский терригенный, ордовик-силурийский карбонатно-терригенный, девонский преимущественно терригенный, нижнекаменноугольный карбонатный, верхнекаменноугольный терригенный и нижнепермский преимущественно терригенный. В кембрийском комплексе промышленные месторождения обнаружены на восточном борту Балтийской синеклизы в Советской Прибалтике. В нижнекаменноугольном и верхнекаменно-угольном комплексах известны нефтяные и газовые месторождения в межгорных впадинах каледонид и краевых прогибах варисцид (Англия, ФРГ и др.). Нижнепермский преимущественно терригенный нефтегазоносный комплекс широко распространен в пределах Североморской синеклизы, а также в северо-западной и юго-восточной частях Датско-Польского авлакогена. Газовые залежи содержатся в песчаниках красного лежня. Гранулярный коллектор обладает хорошими физическими свойствами: пористость 18 - 24 %, проницаемость 3000 мД. Мощность продуктивного пласта варьирует от 60 до 240 м, непроницаемой покрышкой служат верхнепермские соли (Bungener, 1969). Уникальное месторождение Слохтерн, расположенное в Гронингенской тектонической зоне, приурочено к антиклинальной складке, длина которой 24 км. Мощность продуктивного пласта здесь 150 м, запасы составляют от 1,6 до 2 трлн. м3 газа. В составе газа установлено повышенное (до 15 %) содержание азота (Cooper, Gaskell, 1966). Промышленные скопления газа обнаружены также в Северном море на продолжении Большого Нидерландского грабена. Песчаники обладают здесь пористостью до 30%. Дебиты в отдельных скважинах достигают 1,2 - 1,6 млн. м3/сут. На месторождении Индифатигейбл мощность резервуара 60 - 90 м, а размеры складки 16x8 км. Глубина залегания залежи 2400 - 2700 м, а запасы 225 млрд. м3 Месторождение Леман в структурном отношении приурочено к широкому пологому куполу, осложненному нарушениями. Глубина залежи 2300 - 1830 м, а запасы 330 млрд. m3. Месторождение Вест-Сол связано с тектонически экранированной ловушкой. Размеры куполовидной складки 10x5 км. Мощность продуктивного горизонта 120 м, а запасы 30 млрд. м3. Условия седиментации раннепермской эпохи были исключительно благоприятными для последующих процессов аккумуляции и консервации залежей нефти и газа, ибо в конечном итоге привели к формированию горизонтов с хорошими коллекторскими свойствами, залегающих между продуцирующими слоями каменноугольного возраста и непроницаемыми соленосными толщами в более молодых слоях. Газовые месторождения, среди которых есть крупные и уникальные, располагаются либо на склонах поднятий, находящихся в зонах пересечения нарушений различных направлений (Слохтерн), либо в условиях сочетания зон выклинивания раннепермских отложений с линзами песчаников, являющихся хорошими гранулярными коллекторами. Эти линзы являются одним из объектов поисков в Северном море, поскольку с ними связаны уже обнаруженные промышленные месторождения (Леман, Вест-Сол и др.). Предполагается, что они возникли в результате субаэральной переработки песчаных дюн. В нефтегазоносности подцехштейнового этажа удается подметить ряд особенностей, которые имеют прямое отношение к вопросам размещения скоплений углеводородов. К главнейшим из них следует отнести: 1) связь установленных зон нефтегазонакопления с областями максимального прогибания или сокращения мощностей этажа в целом от 2000 - 1500 до 1000 м вверх по восстанию слоев при наличии всех остальных условий, необходимых для аккумуляции и консервации скоплений нефти и газа; 2) смену регионального газонакопления нефтяным от наиболее погруженных структурных элементов Северо-Европейского мегабассейна к приподнятым. Цехштейновый этаж нефтегазонакопления включает в себя один нефтегазоносный комплекс - верхнепермский, преимущественно галогенный. Он широко распространен в Североморской синеклизе и Датско-Польском авлакогене, в Балтийской синеклизе известен только в ее южной части. В Североморской синеклизе месторождения газа обнаружены на склонах крупных приразломных поднятий в ее южной части, а также на морском продолжении Большого Нидерландского грабена (Локтон, Ральф, Кросс, Хьюитт и нефтяная залежь блока 48 22) . Дебиты скважин относительно невелики, однако на Локтоне они достигают 14,5 млн. м  /сут. Продуктивными горизонтами являются главный доломит серии Стассфурт и плитчатый доломит серии Лейне, коллекторские свойства которых невысоки: пористость 4 -10 %, проницаемость до 5 мД. Соли служат для них непроницаемыми покрышками. Характерная черта нефтегазонакопления - аномально высокие пластовые давления. В плитчатом доломите, они превышают гидростатические в 1,95 - 2,34 раза, а в главном доломите в 2,26 (Rehm, 1969; Thomeer, 1961). Залежи порой приурочены к брахиантиклиналям осложненным сбросами, однако зависимость скоплении от структуры наблюдается не всегда. Часто они контролируются литологическим фактором - наличием трещиноватых коллекторов с весьма изменчивыми физическими свойствами и идеальных непроницаемых горизонтов - эвапоритов.Вторичная доломитизация вызвала повышенную кавернозность карбонатных пород, а подвижки по зонам разломов усилили трещиноватость. В наилучших сочетаниях эти процессы происходили в участках пересечения разломов разных направлений, а также в зонах наиболее интенсивных вертикальных движений блоков, получивших отражение в резких градиентах мощностей от 1000 - 800 м до 400 - 200 вверх по восстанию слоев. Как правило, здесь же росли рифовые массивы, выраженные ныне плитчатым доломитом серии Лейке и главным доломитом серии Стассфург. Именно к таким участкам приурочены известные в цехштейне скопления нефти и газа (см. рис. 2.7) Надцехштейновый этаж нефтегазонакопления делится на триасовый карбонатно-терригенный, юрско-нижнемеловой карбонатно-терригенный, верхнемеловой - палеоценовый, преимущественно карбонатный и эоцен-неогеновый терригенный комплексы. Именно с этим этажом связана основная промышленная нефтегазоносность в Северном море, поскольку из 18 крупных морских месторождений 15 связаны с юрско-нижнемеловым и верхнемеловым - палеоценовым комплексами. Триасовый комплекс характеризуется преимущественной газоносностью. Эта особенность сохраняется вне зависимости от глубин залегания продуктивного горизонта, которая изменяется от 900 до 4270 м. Скопления газа содержатся в гранулярных коллекторах «пестрого песчаника», имеющих пористость до 20-25 % и проницаемость около 1000 мД. Незначительные залежи нефти имеются в песчаниках верхнего триаса, хотя в целом глинисто-мергельная толща кейпера служит непроницаемой покрышкой для залежей в нижележащих горизонтах. На континенте месторождения газа располагаются на склонах «вала Помпецкого» (Реден, Дюсте и др.), на юге Гронингенской зоны (группа Эмсланда), а на шельфе на продолжении Большого Нидерландского грабена (Хьюитт, Сев. Хьюитт, Дотри и др.). Запасы газа в двух триасовых залежах Хьюитта 100 млрд. М3. Семь месторождений, обнаруженных на шельфе, находятся в зонах сочетания резких градиентов мощности вверх по восстанию слоев от 1500 до 500 м с присутствием глинисто-песчаной формации раннего триаса. Юрско-нижнемеловой карбонатно-терригенный комплекс, напротив, преимущественно нефтеносен. Значение этого комплекса в общем балансе ресурсов углеводородов в Северо-Европейском мегабассейне выявилось только за 1971- 1974 г., поскольку из 18 морских месторождений в отложениях юрско-мелового возраста, семь крупных. Морские месторождения располагаются главным образом в Центрально-Североморском грабене, где намечается весьма своеобразное соотношение зон нефтегазонакопления. Наряду с основной субмеридиональной зоной нефтегазонакопления, тяготеющей к западному борту этого грабена, имеют место секущие зоны или, точнее, субзоны, связанные с поднятиями, сформировавшимися вдоль разломов северо-восточной ориентировки. В южной части Североморской синеклизы месторождения располагаются по существу в аналогичных структурных условиях. Залежи нефти и газа приурочены к нескольким горизонтам песчаников юры и нижнего мела, среди которых наиболее продуктивны среднеюрские. Последние обладают хорошими физическими свойствами: пористость 10 - 30%, проницаемость 3000 мД. Историко-геологическая обстановка определила основные особенности распределения залежей по площади и в разрезе. Вдоль Большого Нидерландского и Центрально-Североморского грабенов в юрскую эпоху протягивались дельты рек, впадавших в морской бассейн на крайнем юге Североморской синеклизы. Именно с дельтовыми фациями и связаны залежи в морских месторождениях. Крупные скопления (Брент, Берил, Ниниан и др.) тяготеют к бортам Центрально-Североморского грабена, где мощность рассматриваемого комплекса сокращается от 2000 - 1500 м до 100 - 500 м вверх по восстанию слоев. В южной части Североморской синеклизы, где дельтовые фации сменяются прибрежно-морскими, месторождения также тяготеют к конседиментационным трогам. Однако залежи, которые обнаружены по всему разрезу юрско-меловых отложений, относительно невелики по запасам. Здесь распространены главным образом литологические ловушки, а покрышками являются позднеюрские соли. Обращает внимание, что вне контуров распространения позднеюрской соли встречается лишь небольшое число залежей. В нижнем мелу скопления углеводородов приурочены к погребенным барам (месторождение Схонебек) и песчаным телам других типов, сформировавшихся у береговых линий раннемелового моря вблизи варисцид. Прогибание Большого Нидерландского грабена между приподнятыми блоками, являющимися источниками сноса, способствовало, по-видимому, повышенному поступлению галечного материала, что привело к формированию в его пределах большинства известных в Североморской синеклизе залежей в раннемеловых отложениях. Таким образом, формирование крупных месторождений в юрско-нижнемеловом комплексе обусловлено наличием мощной толщи дельтовых отложений и локальных поднятий, тяготеющих к зонам разломов древнего заложения и длительного развития. Размещение месторождений в пределах Североморской синеклизы контролируется следующими предпосылками, литологической экранизацией ловушек, подъемом слоев от наиболее глубоких частей трогов к их бортам, в результате чего происходит миграция углеводородов, а также региональным сокращением мощностей комплекса в целом по направлению к приподнятым блокам варисцид. С верхнемеловым - палеоценовым карбонатно-терригенным комплексом связаны 15 месторождений, обнаруженных в Северном море. Среди них пять крупных нефтяных -Фортис, Верил, Экофиск, Торфельт. Эльдфиск. начальные дебиты в скважинах, которых весьма высоки и достигают 500 - 1400 т/сут. Месторождения образуют две группы: одну на юге Центрально-Североморского грабена, вторую на западном склоне Центрально-Североморского поднятия, Отдельные залежи обнаружены и в северной части Центрально-Североморского грабена (Верил, блок 16/18). Таким образом, наиболее благоприятная для нефтегазонакопления обстановка имеет место там, где мощность комплекса свыше 1500 - 2000 м. Глубины залегания продуктивных горизонтов изменяются от 1980 до 2530 м. На большей глубине (3900 м) вскрыто пока единичное в данном комплексе, но довольно существенное по запасам месторождение Код. Литологический состав коллекторских пластов и пачек в рассматриваемом комплексе неоднозначен. На месторождениях Экофиск, Западный Экофиск и Торфельт, приуроченных к сводовым ловушкам,- это трещиноватые карбонаты верхнего мела, а на газоконденсатном месторождении Код - турбидиты верхнего палеоцена. Характерно, что и другие газовые залежи связаны с песчаными линзами в глинисто-алевритовой толще. Турбидиты прослеживаются почти повсеместно в осевой области позднепалеоценового седиментационного бассейна, свидетельствуя об осадконакоплении в глубоководной среде. Источником обломочного материала для накопления турбидитов служили, по-видимому, мезозойские и более древние породы, которые подвергались эрозии на внутренних областях сноса в пределах Североморской синеклизы. В надцехштейновом этаже основные продуктивные горизонты приурочены к гранулярным коллекторам средней юры и трещиноватым коллекторам дания. Залежи трех основных типов: сводовые, тектонически-экранированные и статиграфически экранированные поверхностью предпалеоценового размыва. Месторождения располагаются либо вдоль структурных линий внутри крупных впадин, либо вдоль склонов тектонических зон, погружающихся во впадины в поперечном направлении, а также на склонах крупных поднятий при условии регионального сокращения мощности толщи вверх по восстанию слоев. Однако уникальные и крупные скопления тяготеют к наиболее прогнутой части Центрально-Североморского грабена. Основное отличие надцехштейнового этажа от подцехштейнового заключается в том, что в первом зоны нефтенакопления тяготеют к области, испытавшей максимальное прогибание в триас-четвертичное время, а зоны нефтегазонакопления - к структурным элементам обрамления, отстававшим при нисходящих движениях. Для нефтегазоносной осадочной толщи Северо-Европейского мегабассейна устанавливаются четыре важнейших фактора, обусловившие возможность формирования и сохранения крупнейших залежей: 1) наличие в ряде литолого-страгаграфических комплексов пластов и пачек с хорошими коллекторскими свойствами; 2) присутствие совершенно-непроницаемых экранов; 3) длительное время существования унаследование развивающихся тектонических зон и локальных поднятий; 4) наличие в разрезе благоприятных условий для вертикальной и латеральной миграции углеводородов. Соответственно плотности разведанных и прогнозных геологических запасов достаточно высоки. В Центрально-Североморском грабене, площадью около 72 тыс. км2, разведано свыше 3 млрд. т. условного топлива и плотность запасов достигает 40 тыс. т/км2. В Большом Нидерландском грабене на площади 22 тыс. км2 разведано около 730 млн. т условного топлива при плотности запасов 33 тыс. т/км2. Прогнозные геологические запасы в экваториальной части Североморской синеклизы оцениваются в 25 - 28 млрд. т условного топлива, что отвечает среднему значению в 50 тыс. т/км2 или около 16 тыс. т/км2 извлекаемых геологических запасов. Проведенный анализ не только подтверждает ряд известных ранее закономерностей размещения месторождений нефти и газа, но дает также основание подметить некоторые новые черты, наиболее отчетливо проявившиеся в специфической обстановке перикратонного Северо-Европейского мегабассейна 1. Размещение скоплений углеводородов по вертикали контролируется тремя крупными этажами нефтегазонакопления: подцехштейновым, цехштейновым и надцехштейновым, каждый из которых обладает присущими только ему специфическими особенностями. 2. В подцехштейновом этаже зоны нефтегазонакопления приурочены главным образом к линейным дислокациям платформы и склонам сводовых поднятий в том случае, если в их пределах происходит резкое сокращение мощностей коллекторских пластов и пачек вверх по восстанию слоев. 3. В цехштейновом этаже крупные месторождения связаны с теми рифовыми массивами, которые располагаются в участках пересечения разломов разных направлений, а также в зонах наиболее интенсивных вертикальных движений блоков, получивших отражение в резких градиентах мощностей от 1000 - 800 м до 400 - 200 м вверх по восстанию слоев. 4. В надцехштейновом этаже крупные зоны нефтегазонакопления приурочены главным образом к Центрально-Североморскому грабену. Формирование залежей связано как со структурными, так и с литологаческими ловушками. Коллекторами являются породы различного генезиса - континентального, дельтового, мелководно-морского и глубоководно-морского (турбидиты). Крупные скопления углеводородов содержатся преимущественно в дельтовых отложениях среднеюрского возраста и трещиноватых карбонатах верхнего мела. 5. Специфической чертой нефтегазонакопления следует считать формирование залежей с АВПД (аномально высокими пластовыми давлениями) не только в молодых кайнозойских слоях, но также в древних подсолевых и межсолевых горизонтах. 2.5. ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В АКВАТОРИИ МЕКСИКАНСКОГО ЗАЛИВА Мексиканский залив занимает третье место в мире по морской нефтедобыче после Персидского залива и лагуны Маракаибо. К начал 1974 г. здесь открыто свыше 320 морских месторождений, а нефтедобыча, достигла 38,8 млн. т/год, в том числе на шельфе США - 37 млн. т и на шельфе Мексики - 1,8 млн. т. Суммарная нефтедобыча, составила 450 и 15 млн. т. Характерно, что эти результаты достигнуты главным образом за счет разведки и эксплуатации, небольших по запасам залежей. Месторождения, которые могут быть отнесены к категории крупных, здесь весьма немногочисленны это Шип Шоул, блок 204 с начальными извлекаемыми запасами 116 млн. т, нефти, Бей-Марчанд, блок 2 -86.0 млн. т, Аренке - 137 млн. т и Атун - 121,2 млн. т (рис. 2.8). Геологические особенности строения Мексиканского мегабассейна во многом определяют размещение морских месторождений. В пределах северного шельфа протягивается относительно узкий рифтогенный прогиб, выполненный осадочной толщей мощностью 12 - 14 км. Именно к этому прогибу приурочено около 300 морских месторождений. Поднятием, находящимся в зоне континентального склона, указанный прогиб отделяется от следующего прогиба, также ориентированного субширотно и расположенного в северной части глубоководной котловины Сигсби. Западный и северный борта прогиба Сигсби относительно крутые, а южный, напротив, весьма пологий. На наиболее приподнятой ступени западного борта мощность осадочной толщи 2-5 км. В пределах впадины Тампико-Тукспан находится группа крупных месторождений шельфа Мексики, а на аналогичной ступени юго-западного борта (Кампече-Юкатан) еще одна группа морских месторождений. В составе осадочной толщи принимают участие платформенные и орогенные формации от позднекаменноугольного до плейстоценового возраста включительно. Верхнекаменноугольные слои континентального происхождения обнаружены в кепроке соляного купола «холм Челленджера» при глубоководном бурении. Выше залегают эвапориты триас-юрского возраста, которые совместно с терригенными, преимущественно красноцветными породами образуют молассоидную формацию, Глубина залегания соленосного комплекса 9100 - 12200 м (Johnson, Bredeson. 1971). Меловые песчано-глинистые и карбонатные, местами рифовые отложения относятся к платформенным формациям. Кайнозойские, преимущественно терригенные породы имеют прибрежно-морское и дельтовое происхождение. На шельфе установлена промышленная нефтегазоносности отложений мелового и кайнозойского возраста, причем характерной чертой нефтегазонакопления на северном шельфе является связь залежей с солянокупольными структурами, а на западном шельфе - с рифовыми массивами. Терригенный комплекс кайнозоя уменьшается в мощности и замещается карбонатными платформенными образованиями по направлению к западному побережью п-ова Флорида, где скопления углеводородов не обнаружены. В пределах прибрежной равнины и прилегающего шельфа выделяются три зоны: северная, центральная и южная, которые различаются по количеству и размерам локальных поднятий; по соотношению солей и терригенного материала по площади на глубине 3660 м; по интенсивности тектонических движений и стратиграфическому диапазону доказанной промышленной нефтегазоносности (рис. 2.8). Северная зона шириной 32 - 80 км характеризуется горизонтальным залеганием миоцен-плейстоценовой осадочной толщи средней мощностью 3000 м, наличием одиночных, небольших по размерам соляных диапиров и многочисленных разломов, затухающих в отложениях плиоцен-плейстоцена. На глубине 3660 м эвапориты составляют 1 % от общей площади распространения осадков. Продуктивны горизонты миоцен-плиоценового возраста. В центральной зоне толща плиоцена мощностью до 4250 м смята в складки и рассечена нарушениями. Известно большое количество изолированных крупных соляных куполов (Бей-Марчанд, Тембалье-Бей и др.), сопровождаемых сетью активных разломов. На глубине 3660 м эвапориты занимают 7 - 8% площади. Залежи нефти и газа приурочены преимущественно к отложениям плиоцена плейстоцена. Южная зона характеризуется мощностью плейстоценовых осадков в 3300 м и их промышленной нефтегазоносностью, сокращением мощности более древних отложений, развитием соляных куполов и глинистых диапиров в сочетании с нарушениями и складчатостью. На глубже 3660 м эвапориты занимают 15 % площади, а на 7600 м - 50 %.  Рисунок 2.8 - Зоны распространения продуктивных отложений в морских и прибрежных районах северной части Мексиканского мегабассейна (по материалам Л, К. Поцелла и Г, О. Вудберги (Powell, Woodbury, 1971) Обозначения: 1—3 — зона промышленных скоплений нефти и газа; 1 — в миоценовых отложениях, 2 — в плиоценовых отложениях, 3 — в плейстоценовых отложениях; 4 — граница области развития диапировых структур; 5 — уступы верхней бровки континентального склока; 6 - выходы на поверхность миоценовых пород; 7 — верхняя бровка континентального склона Размещение месторождений контролируется солянокупольными структурами различного типа, нарушенными сбросами. Структуры объединяются в ундулирующие линейные гряды субширотного простирания (гряда Бей-Марчанд - Тембалье-Бей - Кейллу -Айленд и др.). Диаметр соляных куполов 0,8 - 6,0 км (Vidrine, 1973). С соляными куполами связаны месторождения Бей-Марчанд 2, Вест-Дельта 64, 117, 133, Юджин Айленд 126, 276 и др.; к антиклинальным складкам приурочены – Гранд Айленд 47, Саут Марч Айленд 78, Саут-Пасс 24; Вест-Дельта 73 и др.; к структурным носам - Майн-Пасс 35, Саут Тембалье 135 и др., к межкупольным структурам - Вермильон 250, Шип Шоул 207 и др. Большинство залежей обнаружено в структурных ловушках - сводовых тектонически экранированных, а также в литологических (выклинивание пористых горизонтов к сводам диапиров, линзы песчаника) и стратиграфических, связанных с размывом в сводах куполов в процессе их роста. Примерами пластовых сводовых залежей являются площади Вермильон ЗА Вест Дельта 30, Майн-Пасс 69 и др., пластовых тектонически-экранированных - Юджин Айленд 129, Бей-Марчанд 2 и др., тектонически-экранированных соляным штоком - Юджин Айленд 32, ХайАйленд, Саут-Пасс 24, 27 и др., литологических - Бей-Марчанд, Темба-лье-Бей и др. Коллекторами служат пески и песчаники как континентального, так и мелководно-морского генезиса. Известны скопления углеводородов, приуроченные к линзам и пластам песчаников в толще глубоководных глинистых сланцев. Бурением доказано наличие коллекторов на глубине более 5500м. В нижней части миоцен-плейстоценового разреза песчаники характеризуются пористостью 13 - 35 % и проницаемостью от 25 мД до 15 Д. Во впадине Тампико-Тукспан в составе осадочной толщи участвуют преимущественно глинисто-карбонатные и карбонатные породы верхнеюрского кайнозойского возраста. Соляной диалиризм здесь отсутствует, а вместо соляных штоков в ядрах структур находятся биогенные известняки. Основная часть скоплений углеводородов сосредоточена в трещиноватых рифовых известняках мелового возраста, отдельные залежи обнаружены в верхнеюрских карбонатных коллекторах. Морские месторождения образуют две зоны нефтегазонакопления: Эбано-Пануко на севере и Голден Лейн - на юге. Зона Эбано-Пануко связана с южным погружением крупного субмеридионального поднятия Тамаулипас. Локальные структуры представляют собой брахиантиклинали. нарушенные многочисленными сбросами в основном северо-восточного простирания. Ориентировка складок изменяется от северо-восточной до широтной. Длина структуры Арен-ке 7 км, амплитуда - 100 м. В зоне Голден Лейн (месторождение Эль-Абра) рифовые массивы альб - сеноманского возраста высотой порядка 1000 м образуют ядра антиклинальных структур, которые перекрыты глинисто-карбонатными отложениями коньяк-маастрихта или известняками олигоцена. Известно большое количество дизъюнктивных нарушений и базальтовых интрузий. Месторождения многопластовые площадью до 22,5x1,8 км (Атун), содержат залежи сводовые и стратиграфически экранированные. Во впадине Кампече-Юкатан в составе осадочной толщи принимают участие отложения от верхнеюрских до плейстоценовых, суммарной мощностью до 5000 м. В основании разреза залегает горизонт соли (средний - верхний Оксфорд), перекрытый красноцве-тами (оксфорд - кимеридж) и известняками (титон неоком). Отложения от апта до сан-тона присутствуют в разрезе только на отдельных участках, где представлены эвапоритами альб-сеномана. Образования кампан-маастрихтского и. кайнозойского возраста преимущественно глинистые, с прослоями и линзами песчаников и известняков. Впадина Кампече-Юкатан характеризуется широким проявлением соляного диапиризма. Известны многочисленные диапировые купола и соляные гряды. Соляные штоки прорываются на поверхность или находятся на глубине до 3250 м. Немногочисленные морские месторождения, одно из которых Санта-Ана, располагаются в сводах диапировых куполов и линейных складок. Залежи приурочены главным образом к песчаным линзам в миоцене, иногда к горизонтам песчаников в олигоцене и плиоцене, а также к трещиноватым известнякам верхнего мела. Особенности геологического строения шельфа Мексиканского залива нашли отражение в значениях плотности разведанных и прогнозных запасов углеводородов. Суммарные разведанные запасы на северном шельфе составляют около 2 млрд. т условного топлива; прогнозные оцениваются в 8,63 млрд. т. Плотность разведанных запасов на площади в 65 тыс. км2 около 30 тыс. т/км2, прогнозных запасов в пределах всего шельфа (130 тыс. км2) - до 66 тыс. т/км2. Средняя плотность разведанных запасов на западном шельфе около 70 тыс. т/км2, а в контурах залежей от 2,3 млн. т/км2 (Аренке) до 3,36 млн. т/км2 (Голден Лейн). Различия в значениях плотностей запасов определяются основными закономерностями размещения и формирования месторождений. 1. На северном шельфе, во впадине Галф-Кост, формирование многопластовых месторождений определяется наличием ряда горизонтов с высокими коллекторскими свойствами в отложениях палеодельты р. Миссисипи. Размещение месторождений по площади контролируется солянокупольной тектоникой. 2. На западном шельфе, во впадине Тампико-Тукспан, главенствующая роль также принадлежит литологическому фактору, поскольку залежи связаны главным образом с трещиноватыми коллекторами в рифовых массивах и горизонтах известняков. 3. Крупные месторождения приурочены преимущественно к рифовым массивам, тогда как в области широкого проявления солянокупольной тектоники происходит формирование главным образом мелких и средних скоплений. |
Похожие:
 |
Федеральный горный и промышленный надзор россии постановление Утвердить "Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе" |
 |
Госгортехнадзор СССР согласованы При разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе СССР |
|
1. Являются ли обязательными для исполнения "Правила безопасности... Б аттестация руководителей и специалистов организаций, осуществляющих разработку нефтяных и газовых месторождений |
|
Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых... Связь и сигнализация. Автоматизированные системы безопасности, контроля и оповещения на мнгс |
|
Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых... Настоящие Правила разработаны в соответствии с Положением о Госгортехнадзоре России, утвержденным Указом Президента Российской Федерации... |
|
Методические указания по комплексированию и этапности выполнения... О введении в действие Методических указаний по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических... |
|
I. Экстремальные условия с психологических позиций Двадцатый век характеризуется интенсивным освоением человечеством глубин морей и океанов, воздушного и космического пространства,... |
|
Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Госгортехнадзора и других организаций при проведении работ, связанных с разведкой, подсчетом запасов нефти и газа, проектированием... |
|
Рабочая программа дисциплины Специализации: Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений полезных ископаемых |
|
Рабочая программа учебной геодезической практики «Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых» |
|
Исследование качества воды. Тема Водная оболочка Земли – гидросфера включает в себя совокупность всех водных объектов земного шара: океанов, морей, рек, озер, водохранилищ,... |
|
Оценки воздействия на окружающую среду (овос) «Получения смесей грунтошламовых отвержденных и их применения на территории нефтегазовых месторождений Западной Сибири» |
|
Рабочая программа геологосъемочная практика направление подготовки (специальность) 130101 «Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых» |
|
Программа учебной практики по бурению Специализации: Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых; Геология нефти и газа |
|
Рабочая программа дисциплины Компьютерные технологии в геологии Специализации: Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых; Геология нефти и газа |
|
Реферат по дисциплине “Геология, поиск и разведка нгм” на тему: «Залежи... Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов в России |