Нефтегазогеологическое районирование

В пределах рассмотренной территории нефтегазоносные и потенциально нефтеносные бассейны объединяются в следующие нефтегазогеологические провинции:

1. Провинция предгорных и межгорных впадин герцинид Хантер-Боуэн

2. Провинция северных краевых прогибов (Австралийско-Новогвинейская)

3. Провинция докембрийской платформы и востока эпикаледонской платформы.

4. Провинция эпикаледонской платформы юга Австралии

5. Провинция северо-западных и западных периконтинентальных впадин

6. Провинция южных периконтинентальных впадин

7. Новозеландская провинция

Провинция предгорных и межгорных впадин герцинид Хантер-Боуэн включает бассейны зоны сочленения герцинского складчатого пояса с эпикаледонской платформой, межгорных впадин внутри складчатого пояса и восточной подводной его части (Боуэн-Сурат, Сидней, Кларенс-Мортон, Мериборо, Кэприкон). Нефтегазоносным в рассматриваемой провинции является бассейн Боуэн-Сурат.

Небольшой бассейн Сидней считается, возможно нефтегазоносным при бурении в скважинах отмечались притоки газа из триасовых отложений, получены притоки газа и в бассейне Мэриборо.

Нефтегазоносный бассейн Боуэн-Сурат расположен в зоне сочленения эпикаледонской платформы с герцинским складчатым поясом. На западе он ограничен приподнятыми элементами эпикаледонской платформы (Юло и Нибайн), на юге и северо-западе – выступами складчатого основания этой платформы. На востоке бассейн обрамлен горно-складчатой системой Хантер-Боуэн.

Фундамент бассейна сложен метаморфическими толщами палеозоя (включая средний девон). Выполнен бассейн осадочными отложениями перми, триаса, юры, нижнего мела и кайнозоя. Кайнозойские отложения образуют маломощный прерывистый чехол. В разрезе преобладают терригенные породы, в перми встречаются вулканогенные, в перми и юре развиты угленосные породы, по генезису преобладают континентальные. Максимальная мощность разреза достигает 8-9 км, из них около 7 км приходится на пермские отложения.

Стратиграфический диапазон установленной нефтегазоносности обширен – девон, пермь, триас, юра. В перми и среднем триасе преобладают газовые залежи, в нижнем триасе нефтяные, в юре и девоне встречаются как нефтяные, так и газовые залежи. Коллекторами служат песчаники и алевролиты.

Бассейн Боуэн-Сурат по оси наиболее погруженной его части разделяется на крутой восточный борт и западный более широкий и пологий.

В разрезе перми – нижнего мела выделяются 2 структурных этажа: нижний – пермь-триасовый, который на западном борту представлен моноклиналью, а на восточном борту дислоцирован в линейный складки, осложненные разрывами. Верхний этаж – юрско-меловой несогласно залегает на нижнем этаже и образует обширную синклиналь. Поперечным поднятием «шпорой» Рома бассейн делится на 2 прогиба: Боуэн на севере, Сурат на юге.

В бассейне к 90^м годам открыто 10 нефтяных и 30 газовых месторождений, как на складчатом, так и на платформенном бортах. Месторождения сосредоточены в двух ареалах и одной зоне нефтегазонакопления.

Ареал зон газонакопления Роллстон-Инджун в прогибе Боуэн объединяет зоны, приуроченные к пологим валам. Структуры месторождений – пологие брахиантиклинали. Коллекторами служат пермские песчаники.

Ареал зон газонефтенакопления Рома приурочен к восточному ответвлению вала Нибайн – «шпоре» Рома. В ареале несколько десятков месторождений, преимущественно газовых. Они образуют антиклинальные зоны, связанные с пологими валами, сформированными над поднятиями фундамента как структуры облекания или в результате подвижек его блоков по разломам. Месторождения связаны с пологими брахиантиклиналями. Основные залежи в нижнеюрских песчаниках, небольшие залежи в песчаниках триаса и перми. Залежи пластовые сводовые, литологически экранированные. На месторождении Прингл-Даунс в выступе складчатого фундамента, сложенного трещиноватыми метаморфическими породами девона, в линзовидной ловушке выявлена небольшая залежь газа.

Восточная антиклинальная зона НГН расположена на складчатом борту. Здесь несколько нефтяных и газоконденсатных месторождений приуроченных к линейным антиклиналям. Нефтяные залежи выявлены в песчаниках нижней юры, газоконденсатные - в песчаниках верхней перми. Все месторождения бассейна невелики по запасам.

Относительно наиболее значительными можно назвать газовое месторождение Бони-Крик (ареал Рома) с запасами 1,3-2,5 млрд. м³ и нефтяное Муни в восточной зоне.

Нефтегазогеологическая провинция северных краевых прогибов (Австралийско-Новогвинейская)расположена между Австралией и островом Новая Гвинея и объединяет два латерально-гетерогенных бассейна: нефтегазоносный Карпентария-Папуа и перспективный Арафурский бассейн.

Нефтегазоносный бассейн Карпентария-Папуа находится на территории двух стран: Австралийского союза и Папуа-Новой Гвинеи. Он простирается от северо-восточной окраины Австралии через залив Карпентария и пролив Торреса в юго-восточную часть острова Новая Гвинея, распространяясь на восток в залив Папуа и под воды Кораллового моря.

В этом латерально-гетерогенном бассейне выделяют платформенный и складчатый борт. Платформенный – занимает южную большую часть бассейна и располагается в основном на северо-восточном склоне докембрийской платформы.

Складчатый борт бассейна выражен узкой полосой развития передовых антиклиналей на территории Новой Гвинеи и в заливе Папуа. Крупными разрывами он отделяется от северо-восточного обрамления бассейна – молодого Новогвинейского антиклинория. На северо-западе бассейн граничит с Арафурским ПНГБ под водами моря по погребенному валу. Южная граница бассейна проводится по зоне развития маломощных мезозойских пород на докембрийском фундаменте (аконсервационная зона).

В пределах бассейна на южном борту развиты юрские и меловые отложения преимущественно песчано-глинистые с прослоями углей в юре. Мезозойские отложения перекрыты маломощными терригенными кайнозойскими отложения. Их общая мощность 3-4 км. На складчатом борту она возрастает до 7 км. Здесь на терригенных юрских и меловых отложениях развиты, преимущественно, карбонатные эоцен-миоценовые отложения мощностью до 4 км и терригенные, часто угленосные плиоценовые породы.

В бассейне Карпентария-Папуа почти все месторождения преимущественно газовые открыты на острове Новая Гвинея и под водами залива Папуа. По запасам месторождения мелкие и средние. Одно из Новогвинейских месторождений (Барикева) расположено в погруженной части платформенного борта и приурочено к пологой складке, залежи газовые в меловых песчаниках. Остальные месторождения связаны с нарушенными антиклиналями в зоне передовых складок. Залежи связаны с песчаниками мела и известняками плиоцена, по типу сводовые и тектонически экранированные.

Газовые месторождения открытые под водами залива Папуа (Юраму, Паска, Ямара) расположены в краевой наиболее глубокой части платформенного борта и связаны с миоценовыми рифовыми массивами.

К 90м годам в бассейне открыто 8 газовых и 1 нефтяное месторождение[2]. Перспективный в нефтегазоносном отношении Арафурский бассейн ученые ВНИГРИ по потенциальной ценности ресурсов нефти относят к наиболее богатым НГБ мира[4].

Провинция докембрийской платформы и востока эпикаледонской платформыобъединяет большую группу нефтегазоносных и потенциально нефтегазоносных бассейнов. К первым относят Внутренний Восточно-Австралийский и Амадиес. Ко вторым относят сравнительно крупные - Джорджина и Оффисер и небольшие - Орд, Уизо Дейли-Ривер, Нэлия, Польда, выполненные верхнепротерозойскими, палеозойскими, в меньшей степени мезозойскими отложениями мощностью около 5 км.

Нефтегазоносный бассейн Амадиес расположен в средней части Австралии в пределах древней платформы между массивами Эранта на севере и Махсгрейв на юге и отделяется от них разломами с востока и запада он ограничен погребенными поднятиями. Структура бассейна представляет собой инверсионный авлакоген. На докембрийском фундаменте лежит мощный чехол, который начинается терригенно-карбонатным и соленосным верхним протерозоем мощностью до 7,5 км, выше развиты терригенно-карбонатные с солью в кембрии палеозойские отложения мощностью до 9 км и маломощные (570м) кайнозойские породы. Общая мощность разреза изменяется от 6-7 км в центре до 9 и более по периферии.

Осадочные породы бассейна смяты в складки, степень дислоцированности которых уменьшается от краев к центру. В периферийных прогибах развиты лежачие, опрокинутые складки, часто осложненные надвигами и взбросами. В центральной части складки более пологие. Некоторые структуры осложнены соляным диапиризмом.

Промышленная нефтегазоносность установлена в 1954 году в песчаниках ордовика. На севере центральной части бассейна открыты газонефтяное месторождение Мэрини и газовое Палм-Валли. Структуры месторождений представлены симметричными крупными антиклиналями северо-западного простирания. На месторождении Мэрини 5 газовых и 1 нефтяная залежь в песчаниках ордовика. Залежи пластовые сводовые. Запасы нефти 39 млн.т. На газовом месторождении Палм-Валли в песчаниках ордовика запасы газа составляют 283 млрд. м³. Восточнее месторождения Палм-Валли получен углеводородный газ из отложений верхнего протерозоя.

Внутренний Восточно-Австралийский бассейн один из крупнейших в Австралии как по площади, так и по объему расположен на востоке, в пределах эпикаледонской платформы. Приурочен к сложно-построенной впадине, ограниченной с севера, востока и юга приподнятыми элементами эпикаледонской платформы а с запада поднятиями докембрийской платформы. Фундамент на западе докембрийский, в центре раннепалеозойский, на востоке среднепалеозойский.

Осадочный чехол разделяется на 2 этажа. Верхний этаж – пермско-мезо-кайнозойский развит по всей площади бассейна. Он сложен песчано-глинистыми породами, с грубым материалом в верхней части, преимущественно континентальными, в перми с углями. Мощность от 2,5-3 до 5 и более км. Верхний этаж образует обширную синеклизу, осложненную различными по размеру пологими поднятиями и прогибами.

Нижний структурный этаж отделен от верхнего региональным угловым несогласием и имеет неодинаковый возрастной объем. Он заполняет отдельные изолированные грабенообразные прогибы. В центральных и восточных частях бассейна он сложен в основном девонско-нижнекаменноугольными отложениями, на западе присутствуют и более древние отложения. Сложен нижний этаж терригенными, терригенно-карбонатными как морскими, так и континентальными породами.

Наиболее крупные прогибы (грабены): Купер (на юго-западе) сложен кембрийско-ордовикскими и девонско-нижнекаменноугольными породами мощностью 3 км; Драммонд (на северо-востоке) – девонско-нижнекаменноугольными породами мощностью 3 км; Эйдавел (на востоке) – девонско-нижнекаменноугольными отложениями мощностью 6 км с эвапоритами в среднем девоне.

Максимальная мощность отложений, формирующих бассейн, достигает 8-8,5 км.

К 90^м годам в бассейне выявлено более 25 месторождений, преимущественно газовых, которые образуют ряд ареалов ЗНГН. Наиболее крупный из них выделяется в юго-западной части прогиба Купер, который объединяет ряд зон НГН, приуроченных к валообразным поднятиям в основном северо-восточного простирания (Рис. 8.2).

Рис. 8.2 Ареал зон газонефтенакопления Купер:

Эти зоны объединяют преимущественно газовые месторождения, в том числе крупные по запасам газа месторождения Муумба и Гиджелпа (по 130 млрд. м³). Месторождения связаны с пологими куполовидными или брахиантиклинальными поднятиями, иногда слабо нарушенными. Нефтегазоносные горизонты сложены в основном озерными, аллювиальными и дельтовыми песчаниками перми. Нефтеносны и юрские песчаники.

Кроме этого в прогибе Эйдавел установлена газоносность песчаников среднего девона (газовое месторождение Гилмор). Бассейн является важным по разведанным запасам газа.

Нефтегазогеологическая провинция эпикаледонской платформы юга Австралии объединяет один нефтегазоносный бассейн Гипсленд (составной), два латерально-гетерогенных пограничных бассейна (возможно нефтегазоносный Пири-Торенс и потенциально нефтегазоносный Сент-Винсент), потенциально нефтегазоносный бассейн Отуэй (подобный бассейну Гипсленд) и два потенциально нефтегазоносных бассейна, связанных с грабенами – Ренмарк и Басс. В ПНГБ Сент-Винсент, Отуэй и Басс в скважинах получены притоки нефти и газа.

Нефтегазоносный бассейн Гипсленд находится на юге эпикаледонской платформы, при этом основная его часть расположена под водами Тасманова моря. На севере и юго-западе бассейн ограничен выступами складчатого фундамента эпикаледонской платформы.

В современном плане бассейн разделяется на три крупных структурных элемента: Северную и Южную «платформы» (по терминологии австралийских геологов) и заключенный между ними Центральный грабен (Рис 8.3).

Фундамент бассейна образован метаморфическими толщами девона. Вышележащие отложения образуют два структурных этажа. Нижний этаж развит только в центральном грабене, ограниченном сбросами и представлен двумя литолого-стратиграфическими комплексами: нижнемеловым и верхнемеловым-эоценовым. Нижнемеловой комплекс сложен континентальными песчано-глинистыми отложениями мощностью более 3 км, в верхнем комплексе преобладают континентальные отложения, присутствуют угли, прослои базальтов. Морские мелководные отложения образуют редкие горизонты. Нижний этаж разбит сбросами на блоки, ступенчато погружающиеся к центральной части бассейна. Вдоль сбросов развиты крутые складки.

Рис. 8.3 Схема строения и разрез НГБ Гипсленд

Верхний этаж лежит на размытой неровной поверхности нижнего этажа и сформирован терригенно-карбонатными отложениями морскими олигоцена-антропогена мощностью 2,2 км. Верхний этаж развит по всей площади бассейна и почти не затронут разрывами. Локальные структуры в верхнем этаже являются отраженными складками или структурами облекания выступов погребенной размытой поверхности нижнего этажа.

Общая мощность отложений, формирующих бассейн, возрастает от границ к центральной части, где она превышает 8 км. По типу бассейн представленный синеклизой и подстилающим ее грабеном относится к вертикально-составным бассейнам. К началу 90^х годов в нем выявлено более 20 нефтяных и газовых месторождений, из них одно месторождение (нефтяное) расположено на Северной «платформе», остальные в Центральном прогибе, где они структурно представлены 2 группами. Месторождения одной группы приурочены к брахиантиклиналям (нефтегазовое месторождение Барракута и др.), основные залежи в песчаниках эоцена под поверхностью несогласия в сводовых ловушках, осложненных размывом.

Месторождения второй группы приурочены к погребенным возвышенностям палеорельефа. Ловушками служат эрозионные выступы, сформированные песчаниками эоцена, несогласно перекрытыми аргиллитами олигоцена. К этой группе относятся наиболее значительные месторождения бассейна – крупные нефтяное Кингфиш (150 млн.т) и нефтегазовое Марлин (100 млрд. м³ газа и 27 млн. т нефти), Халибут (70 млн.т). Бассейн – один из важнейших в Австралии.

Провинция северо-западных и западных периконтинентальных впадин (прогибов)протягивается вдоль пассивной окраины Австралийского континента, которая слабо выраженными поперечными поднятиями разделяется на несколько впадин, заключающих нефтегазоносные бассейны Бонапарт-Галф-Броуз, Северный Карнарвон и Перт, между которыми расположены ПНГБ Кэннинг на севере и южный Карнарвон на юге. Все бассейны осложнены разрывами, погребенными грабенами или прогибами палеозойского заложения, несогласно перекрытыми верхнеюрскими (иногда среднеюрскими), меловыми и кайнозойскими отложениями.

Все бассейны на западе ограничены континентальным склоном на стыке с океанической плитой Индийского океана.

Нефтегазоносный бассейн Бонапарт-Галф-Броуз в основном покрыт водами Тиморского моря. На суше находится лишь небольшая его юго-восточная окраина и здесь она ограничена поднятиями фундамента (Рис 8.4). В подводной части бассейна его северо-восточная граница с Арафурским бассейном и юго-западная – с бассейном Кеннинг проводятся условно. Северо-западная граница проводится в пределах континентального склона по внешним окраинам поднятий Сахул, Эшмор-Сахул. Северо-западнее находится Тиморский глубоководный желоб.

Рис. 8.4 НГБ Бонапарт-Галф-Броуз

Бассейн делится на две части: Северо-восточную (Бонапарт-Галф), расположенную между выступом древней платформы Кимберли и массивом (выступом) фундамента Пайн-Крик, и юго-западную (Броуз), расположенную на северо-западном склоне блока Кимберли. Для последней части характерна большая мощность карбонатно-терригенных отложений кайнозоя (до 3 км), почти отсутствующих на северо-востоке (Бонапарт-Галф). Мощность мезозойских и пермских отложений больше на юго-западе до 8 км, на северо-востоке до 4,5 км. На северо-востоке в разрезе палеозоя присутствуют каменноугольные, девонские и силурийские карбонатно-терригенные отложения мощностью более 2,3 км с рифами в карбоне и соляными толщами в силур-девонских отложениях. Здесь же развиты ордовикские и кембрийские карбонатно-терригенные отложения мощностью до 1200 метров. В броузской части бассейна палеозойские отложения не изучены.

Для структуры бассейна характерно двухэтажное строение. Нижний этаж – палеозойско-триасового-среднеюрский заполняет грабены. Верхний этаж сложен кайнозойскими (Броуз), меловыми и верхнеюрскими породами. Он более простой и не затронут разрывами. В Бонапарт-Галф выделяется два грабена – Петрел и Малита. Грабен Петрел вытянут в северо-западном направлении и состоит из серии блоков, ступенчато погружающихся по разрывам к центру. Грабен Малита имеет северо-восточное простирание и расположен к юго-востоку от поднятия Сахул. В прогибе Петрел установлены многочисленные соляные диапиры.

В НГБ Бонапарт-Галф-Броуз к 90^м годам открыты газовые месторождения Петрел и Терн в грабене Петрел, газоконденсатные месторождения Трубадур и Санрайз на поднятии Сахул, нефтяное Пуффин на поднятии Эшмор-Сахул, газовое на поднятии Скот-Риф. Все они приурочены к пологим поднятиям. Продуктивны пермские отложения (Петрел, Терн), средняя юра (Трубадур), верхний мел (Пуффин). На месторождении Скот-Риф газоносны песчаники юры и триаса. Последнее месторождение открыто в юго-западной части (Боуз) бассейна под современным рифовым сооружением на протяженном валу, осложняющем плато Скот-Риф. Вал представляет собой структуру облекания, образованную породами верхней юры – кайнозоя и возникшим над узким ступенчатым горстом, сформированным к началу позднеюрского времени. На месторождении выявлены крупные газовые залежи в выступе (в песчаниках и карбонатных породах триаса), а также в структуре облекания (в песчаниках нижней и средней юры). Все четыре залежи находятся в интервале глубин 4294-4387 метров. НГБ Северный Карнарвон учеными ВНИГРИ относится к наиболее богатым бассейнам мира по прогнозируемым ресурсам[4]. Он почти полностью располагается под водами Индийского океана и охватывает шельф, континентальный склон и плато Эксмут с глубиной моря до 2 км. Бассейн разделяется на ряд поднятых и погруженных элементов (Рис. 8.5). В его юго-восточной части с юго-запада на северо-восток выделяются прогибы Эксмут, Барроу, Дампьер и Бигл с глубиной фундамента от 3 до 15 км. Эти прогибы разделены поперечными поднятиями. Северо-западнее прогибов Барроу и Дампьер последовательно располагаются поднятие Рэнкин, прогиб Кенгуру и плато Эксмут.

Рис. 8.5 Нефтегазоносный бассейн Северный Карнарвон

Поднятие Рэнкин сформировано породами верхней юры – кайнозоя, несогласно перекрывающими сложный горст, образованный пермско-среднеюрскими отложениями. На северо-востоке бассейн граничит с бассейном Кэннинг, на юго-западе - с бассейном Южный Карнарвон. С юго-востока он ограничен выступами фундамента. Северная и западная граница проводятся от плато Эксмут по континентальному склону.

НГБ Северный Карнарвон сложен мощной толщей фанерозоя – более 13 км, в том числе на долю карбонатно-терригенных палеозойских отложений приходится более 8,5 км. В палеозойском разрезе наибольшую мощность имеют пермские (более 4 км) и нижнепалеозойские (2км) терригенные отложения. Основную часть разреза мезозойских отложений составляют юрские породы (3,5 км при общей мощности мезозоя – 4 км). В кайнозойских отложениях мощностью около 800 метров породы миоцен-олигоцена (400 м) представлены рифовыми известняками. На северо-востоке бассейна в прогибе Дампьер резко увеличивается мощность кайнозойских (более 1,5 км) и мезозойских (до 7,8 км) отложений, но сокращается мощность пород палеозоя до 2км.

В разрезе бассейна выделяют два этажа, возрастной объем которых устанавливается разными исследователями неодинаково. Одни исследователи относят к нижнему этажу породы палеозойско-юрского возраста, к верхнему все более молодые, другие включают верхнеюрские отложения в верхний этаж[2].

Нижний этаж разбит многочисленными разрывами на блоки, поднятые или погруженные относительно друг друга. Верхний этаж, за исключением отдельных участков, затронут разрывами незначительно. Породы этого этажа залегают полого, местами образуя складки облекания приподнятых блоков нижнего этажа или структуры, возникшие вследствие подвижек этих блоков.

Поиски месторождений в бассейне начаты с 1951 года, к 90^м успехи были достигнуты на поднятии Рэнкин, в прогибах Дампьер и Барроу.

Ряд месторождений открыт на юго-восточной окраине поднятия Рэнкин, приуроченных к погребенным горстам (блокам) и структурам их облекания. Эти месторождения образуют узкую зону нефтегазонакопления Рэнкин, структурно выраженную системой горстов северо-восточного простирания. Залежи месторождений этой зоны связаны с ловушками двух типов: с выступами, осложненными размывом и приуроченными к погребенным блокам; и сводовыми ловушками в структурах облекания этих блоков. Наиболее крупные, в основном газоконденсатные залежи, содержатся в ловушках первого типа в речных и дельтовых песчаниках верхнего триаса – нижней юры на глубинах около 3км. В сводовых ловушках (на глубинах 2,4-2,5 км) коллекторами служат верхнеюрские песчаники, содержащие главным образом нефтяные залежи. В зоне Рэнкин известны такие крупные газоконденсатные месторождения как Норт-Рэнкин (150 млрд. м³) и Гудвин (140 млрд. м³) [2].

Аналогичное по строению месторождение открыто в прогибе Дампьер, это газоконденсатное месторождение Энджел с залежью в верхней юре.

В прогибе Барроу известно газоконденсатное месторождение Барроу, связанное с пологой брахиантиклинальной складкой. Нефтяные залежи выявлены в нижнемеловых и верхнеюрских песчаниках, газоконденсатные залежи в песчаниках средней юры на глубине 3,5 км, а еще глубже газовые залежи в песчаниках средней юры. Все залежи связаны со сводовыми ловушками. В бассейне разведаны крупные запасы газа и конденсата и вместе с бассейном Бонапарт-Галф-Броуз он относится к наиболее перспектиным для поисков углеводородов в Австралии.

НГБ Перт занимает узкую западную окраину на юге Австралийской древней платформы и распространяется на шельф. На востоке он разломом отделяется от Западно-Австралийского щита. Западная граница условно проводится в акватории в пределах плато Натуралист, на севере от бассейна Южный Карнарвон отделяется приподнятыми элементами (валами, блоком).

В разрезе бассейна выделяется два крупных комплекса: мезозойско-кайнозойский в основном терригенный с известняками в верхнем мелу и углями в нижней юре. Этот комплекс имеет мощность до 5,7 км. Нижний палеозойский комплекс сложен терригенными породами с прослоями известняков, углей и гипсоносных пород в перми. Он включает ордовикские, силурийские и пермские отложения и имеет мощность до 3 км.

Бассейн разбит сбросами на блоки. Над участками сочленения блоков фундамента в осадочном чехле развиты приразломные складки.

На востоке бассейна выделяются два прогиба – протяженный узкий прогиб Дэндарган на севере и меньших размеров прогиб на юге. На западе выделяется впадина Вламинг, между этой впадиной и восточными прогибами в центре бассейна выделяются горсты в фундаменте и вал в осадочном чехле.

Большая часть открытых в бассейне месторождений находится на западном борту прогиба Дэндарган. Месторождения связаны с пологими брахиантиклиналями, рассеченными разрывами. Здесь находится наиболее значительное месторождение бассейна Донгара. Основные залежи на месторождениях заключены в сводовых ловушках, разбитых на блоки. Основным продуктивным горизонтом (газоносным) являются базальные песчаники нижнего триаса. Кроме этого продуктивны песчаники нижней перми и юры. Всего в бассейне к 90^м годам выявлено 10 месторождений в основном газовых.

В НГБ Южный Карнарвон расположен между НГБ Перт и Северный Карнарвон, большей своей частью находится на шельфе и продолжается на запад до континентального склона. В разрезе присутствуют силурийско-девонско-нижнекаменноугольные терригенно-карбонатные отложения с прослоями эвапоритов мощностью 2,5-3 км. Выше с размывом залегает толща песчано-глинистых пермских отложений мощностью до 4 км, которая с размывом перекрыта не повсеместно маломощной континентальной толщей юры. Верхний комплекс представлен морскими отложениями апта-плиоцена мощностью от 0 до 900 метров.

В современной структуре бассейна выделяется зона восточных прогибов и обширный западный прогиб, разделенные крупными сбросами субмериодионального простирания.

Как следует из анализа разреза, для бассейна Южный Карнарвон, в отличие от соседних НГБ Перт и Северный Карнарвон, характерно длительное послепермское осушение и размыв ранее отложившихся пород, незначительная резко меняющаяся мощность более молодых отложений, что делает этот бассейн не благоприятным для сохранения залежей нефти и газа. Поэтому, несмотря на значительный объем проведенных здесь поисковых работ кроме непромышленных притоков, положительных результатов не получено.

В провинции южных периконтинентальных впадин выявлен потенциально нефтегазоносный бассейн Дантрун и возможно нефтегазоносный бассейн Юкла. Первый расположен на южном погружении массива Гоулер, второй – на погружении массива Йорк-Калгурли в Большой Австралийский залив. На юге они примыкают к Южно-Австралийской океанической плите. Сложены они мезозойскими и кайнозойскими отложениями мощностью более 5 км.

По фазовому состоянию углеводородов Австралийский континент можно считать преимущественно газоносным (75%), а с учетом данных по ВНГБ доля прогнозируемого газа может возрасти до 86%. Наибольшая часть ресурсов углеводородов в бассейне связывается с мезозойскими отложениями (48%), на палеозойские и кайнозойские - приходится 36 и 16%. С учетом данных по ВНГБ доля углеводородов в палеозойских отложениях резко возрастает[4]. Значительное внимание в Австралии в последние годы уделяется сланцевому газу.

Новозеландская нефтегазогеологическая провинциявключает Западно-Новозеландский НГБ и несколько ВНГБ (Восточный Прибрежный, Кентербюри, Мурчисон, Вайкато) (Рис. 8.6).

Наиболее крупные из них Восточный Прибрежный и Кентербюри приурочены к крупным синклинориям в пределах кайнозойской складчатости и современной геосинклинальной зоны. Оба бассейна образованы мощными интенсивно дислоцированными толщами верхнего мела – кайнозоя.

В бассейне Мурчисон (грабен-синклинорий) выявлено непромышленное скопление газа в миоценовых песчаниках.

Рис. 8.6 Схема размещения нефтегазоносных бассейнов Новой Зеландии

Все выявленные к 90^м годам сравнительно небольшие запасы углеводородов Новой Зеландии заключены в Западно-Новозеландском НГБ.

Располагается бассейн между Центральным антиклинорием на востоке и плато Челенджер на западе, юго-западе. На востоке бассейна фундамент сложен метаморфическими породами триаса-юры, а на западе в акватории на плато Челленджер фундамент предположительно палеозойский [2]. Осадочный чехол в бассейне сложен преимущественно терригенными с редкими прослоями известняков и многочисленными пластами углей (палеоген, неоген) отложениями верхнего мела-неогена. Максимальная мощность до 8 км. Породы на востоке смяты в линейные складки нарушенные. В других частях бассейна дислоцированность слабее.

Наиболее изучена центральная часть бассейна, где с запада на восток выделяются: плато Челенджер, сложно построенный грабен Таранаки и прогиб Вангануи. Мощность верхнемеловых-миоценовых отложений на плато Челенджер до 5 км, в грабене до 8 км (по последним данным до 10 км) [6].

На плато Челенджер и в грабене Таранаки породы осадочного чехла характеризуются моноклинальным залеганием, осложненным иногда крутыми приразломными или надразломными складками субмериодионального простирания. Грабен отделен от плато зоной сбросов, а от прогиба Вангануи узким горстом. Для прогиба Вангануи характерны пологие борта, нарушенные сбросами, вдоль которых сформировались складки. Мощность кайнозойских отложений до 5км.

Западно-Новозеландский НГБ относится к типу простых латерально-гетерогенных бассейнов. Стратиграфический диапазон нефтегазоносности охватывает весь кайнозойский разрез, но основные запасы (87,8% доказанных запасов) связаны с отложениями палеоцена-эоцена.

Месторождения открыты в центральной части бассейна и приурочены к линейным антиклиналям. Месторождения характеризуются многообразием фазового состава углеводородов (нефть, газ, газоконденсат).

Примером могут служить месторождения Капуни и Мауи. Первое приурочено к крупной приразломной складке в грабене Таранаки с залежами в песчаниках эоцена и олигоцена газоконденсата на глубинах 3,1-3,7 км. Крупное месторождение Мауи (около 121 млн. т) находится под водами Тасманового моря в зоне сбросов. Продуктивны песчаные горизонты эоцена на глубине 2,9-3,5 км. Всего в бассейне открыто начиная с 1865 года 20 месторождений, среди которых 4 крупных[6].

Заключение

К настоящему времени в мире установлено 230 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 количество которых не менее 270-300.

К 2008 году в мире открыто 70000 месторождений из них 957 уникальных и крупных. Уникальные по извлекаемым запасам нефти (превышающими 10 млрд. т) месторождения Гавар и Большой Бурган (около 10 млрд.т) находятся на Среднем и Ближнем востоке, здесь же сегодня и самые крупные по запасам газа месторождения мира – Северное Поле и Южный Парс (с общими запасами газа более 25 трлн. м³).

Для мира характерна неравномерность в размещении запасов углеводородов по площади: более 50% доказанных запасов нефти сосредоточено на Ближнем и Среднем востоке. В Северной Америке большая часть запасов сосредоточена на территории Канады и Мексики (с учетом битуминозных песков). В Африке основная часть запасов приходится на территорию Ливии, Нигерии, Анголы и Алжира.

Неравномерное распределение запасов характерно и для разреза: более 55% запасов сосредоточено в мезозойских, 25% в кайнозойских и 20% в палеозойских отложениях.

В последние годы значительно возросла в производстве нефти и газа роль акваторий, не только мелководных, но и глубоководных (500-2700 м). По оценкам специалистов разведанные запасы нефти в морских месторождениях к 2008 году составили 96 млрд. т, добыча нефти в год более 1 млрд. т, выявлено 2967 месторождений, среди которых 67 гигантских по запасам (Сафания-Хафджи, Кантарель, Марлим, Шенгли, Северное Поле, Южный Парс, Кариока, Тибер и другие). Наибольшее количество глубоководных месторождений открыто в Мексиканском заливе, и в Атлантическом океане в территориальных водах Бразилии.

Из 20 ТОП месторождений по годовой добыче нефти 10 месторождений находятся на Среднем и Ближнем востоке. Среди них Гавар – 250 млн.т, Большой Бурган – 80 млн.т. В Южной Америке – шельф Боливар – 120 млн. т, в восточной Азии – Дацин – 43 млн.т, Шенгли – 27,5 млн. т.

В последние годы в ряде стран подготавливаются к разработке нетрадиционные месторождения газа, связанные со сланцами. Наибольшего успеха достигли в США – добыча составила 138 млрд. м³.

К настоящему времени значительно возросли разведанные запасы нефти в битуминозных песках (Атабаска, Оринокский пояс, Чиконтопек). Они сегодня составляют более 50 млрд. т.

В 2010 году наибольшими разведанными запасами (более 5млрд. т) нефти обладают: Венесуэла, Саудовская Аравия, Канада, Иран, Ирак, Кувейт, ОАЭ, Россия, Ливия, Казахстан, Нигерия. Наибольшими разведанными запасами газа (более 4 трлн. м³) обладают: Россия, Иран, Катар, Туркмения, Саудовская Аравия, США, ОАЭ, Венесуэла, Нигерия, Алжир.

Основными производителями нефти в мире (более 100 млн. т) являются: Россия, Саудовская Аравия, США, Китай, Иран, Канада, Венесуэла, ОАЭ, Ирак, Мексика, Норвегия, Бразилия, Кувейт, Нигерия.

Основными производителями газа (более 100 млрд. м³) являются: Россия, США, Канада, Великобритания, Норвегия, Иран, Катар, Китай.

Список литературы

1. И.В. Высоцкий и другие «Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран» М:Недра,1990.-405с

2. В.И.Русский «Нефтегазоносные провинции России и зарубежных стран» Уральский государственный горный университет. Екатеринбург,2010

3. Горно-минералогическая карта мира. Масштаб 1:15000000. Объяснительная записка. Часть 1. Геология и минерагения континентов, транзиталей и Мирового океана. /Научные редакторы: Л.И. Красный, Б.А. Блюман, С.И. Андреев. СПб: издательство СПб картфабрики ВСЕГЕИ, 2000.295с

4. Горно-минералогическая карта мира. Масштаб 1:15000000. Объяснительная записка. Часть 3. Нефтяные ресурсы континентов и транзиталей. Геолого-экономическая оценка. /Научные редакторы: М.Д. Белонин, В.И. Назаров. СПб: издательство СПб картфабрики ВСЕГЕИ, 2000.73с

5. Нефть и газ. Мировая история /гл. редакторы и составители: профессор Иван Мазур, Александр Лобов. М.: Изд. Дом «Земля и человек 21 век», НЦ «Елима»,2011.896с

6. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. Кн. 1. Европа, Северная и Центральная Америка. М.:Недра,1976. 600с

7. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. Кн. 2. Южная Америка, Африка, Ближний и Средний Восток, Южная Азия, Центральная Азия и Дальний Восток, Юго-восточная Азия и Океания, Австралия и Новая Зеландия. М.:Недра,1976. 584с

Поиск по сайту: