Нефтегазогеологическое районирование

В соответствии с современным структурным планом Северной и Центральной Америки И.В. Высоцкий с соавторами [2] выделяют 12 нефтегазогеологических провинций: 1. Провинция плиты Мидконтинента и Великих равнин. 2. Центрально-канадско-Гренландская провинция. 3. Аппалачская провинция. 4. Провинция западных краевых (Предкордильерских) прогибов. 5. Провинция эпиплатформенного орогена Скалистых гор США. 6. Провинция северного эпиплатформенного орогена Канады (Макензи-Франклинская) 7. Внутрикордильерская провинция. 8. Юконская провинция. 9. Краевая Притихоокеанская провинция. 11. Приатлантическая провинция. 12. Антильско-Карибская провинция.

Провинция плиты Мидконтинента и Великих равнин включает НГБ синеклиз: элементарные Мичиганский, Иллинойский, Уиллистонский, сложный Пермский и внутриплатформенный латерально-гетерогенный Западный Внутренний. Наиболее важные из них - Пермский и Западный Внутренний.

Мичиганский НГБ приурочен к одноименной синеклизе, осложненной серией протяженных пологих валов, отражающих древние разломы в фундаменте. Разрез представлен допермскими терригенно-карбонатными породами мощностью около 4 км. В силуре и нижнем карбоне присутствуют соли. Заканчивается разрез терригенными породами юры и антропогена

(500 м). Основные залежи нефти связаны с карбонатными породами среднего девона. Нефтеносны также песчаники миссисипия, известняки силура и ордовика. Газоносны песчаники миссисипия и в меньшей степени карбонатные породы девона и силура. В бассейне более 500 нефтяных и более 200 газовых месторождений, образующих несколько ареалов зон нефтегазонакопления: Центральный, Гурон-Эрийский, Албион-Сипио и др.

Иллинойский нефтегазоносный бассейн приурочен к одноименной синеклизе, расположенной юго-западнее Мичиганского НГБ. Иллинойская синеклиза имеет пологие борта, наиболее погруженная часть представлена прогибом Фейрфилд, прогиб и борта осложнены валами, южная часть синеклизы осложнена зоной сбросов. Разрез сложен переслаивающимися карбонатными, в меньшей степени терригенными породами кембрия-миссисипия мощностью до 3,3 км и терригенными угленосными породами пенсильвания мощностью до 850 м. Максимальная мощность (4 км) в прогибе Фейрфилд. Основные залежи нефти связаны с песчаниками и известняками миссисипия, значительно меньше в песчаниках пенсильвания. Кроме этого, продуктивны силурийские, девонские, ордовикские отложения. В бассейне среди месторождений преобладают нефтяные (около 1000), газовые (200) уступают не только по количеству, но и по запасам.

Наиболее крупные и богатые нефтью ареал ЗНГН Фейрфилд, зоны нефтегазонакопления Ла-Саль (связана с валом) и Раф-Крик (связана с зоной сбросов).

Западный Внутренний нефтегазоносный бассейн расположен в средней части Северной Америки, приурочен к одноименной синеклизе, осложняющей плиту Мидконтинента. Бассейн с запада, северо-запада, севера, востока, юго-востока ограничен положительными элементами (сводами, поднятиями, антеклизами и др.) Северо-Американской платформы. С юго-запада бассейн ограничен системой Уичито-Амарилла. Эта система представляет собой внутриплатформенную подвижную зону - авлакоген. Состоит она из линейно вытянутых узких сводово-горстовых поднятий (с запада на восток): Амарилло, Уичито, Крайнер-Хилс и Арбокл.

В северной половине бассейна выделются (с запада на восток) Центральноканзасское поднятие, впадина Салайна, вал Эбилин, мегавал Немаха и впадина Форест-Сити (рис. 6.2). Наиболее крупными элементами южной половины бассейна являются полувпадина Хьюготон и глубокая впадина Анадарко. Восточная окраина южной части бассейна расположена на склонах сводов Чотоква, Семинол и включает район, расположенный между горст-антиклиналью Хантон и фронтом погребенного, надвинутого на северо-запад, герцинского складчатого пояса Южной Оклахомы. Последний объединяет ряд узких горст-антиклиналей и разграничивающих их глубоких грабенообразных прогибов (Ардмор). Осадочный чехол здесь интенсивно дислоцирован, смят в складки, иногда опрокинутые, осложненные взбросо-надвигами и перекрытые пологозалегающими пенсильванскими отложениями.

Докембрийский фундамент бассейна в верхней части иногда слагается выветрелыми породами. Максимальная мощность разреза во впадине Анадарко около 12 км. Разрез здесь разделяется на 4 литолого-стратиграфических комплекса: кембрийский-нижнедевонский преимущественно карбонатный, верхнедевонский-миссисипский терригенно-карбонатный, пенсильванский карбонатно-терригенный (мощность более 6 км), пермский терригенный, красноцветный, соленосный мощностью до 1 км. Состав и особенно мощность этих комплексов на остальной площади бассейна существенно изменяются. Общая мощность в прогибе Ардмор 7 км, во впадинах Салайна и Форест-Сити – 1,2 км, на наиболее поднятых участках мегавала Немаха – несколько сотен метров. Для разреза характерны несогласия. Наибольшую роль в нефтегазонакоплении сыграло региональное несогласие в основании пенсильвания. Менее выражены несогласия в основании верхнего девона и внутри ордовика.

В бассейне нефтегазоносны отложения от докембрия до перми включительно. Выделаяется до 40 продуктивных пластов. К основным продуктивным отложениям относятся доломиты Арбокл (верхи кембрия-низы ордовика), песчаники среднего ордовика, известняки верхнего ордовика, верхов силура-низов девона, песчаные тела среднего пенсильвания, известняки верхнего пенсильвания; известняки и доломиты нижней перми (до 45 горизонтов) преимущественно газоносные.

К 1990 г. в бассейне известно более 5000 нефтяных и около 1500 газовых месторождений, которые образуют несколько ареалов зон и отдельных зон нефтегазонакопления (рис. 6.3).

Ареал зон нефтегазонакопления Хьюготон-Амарилло объединяет зоны преимущественного газонакопления. Он приурочен к обширной моноклинали в пределах полувпадины Хьюготон и западного борта впадины Анадарко, а также к части системы Уичито-Амарилло. Месторождения связаны с участками выклинивания по восстанию песчаных и карбонатных горизонтов-коллекторов пенсильванского-пермского возраста.

Крупнейшим в ареале является уникальное нефтегазовое месторождение Панхэндл-Хьюготон, запасы которого составляли 2 трлн. м³ газа и 190 млн.т нефти [2]. Длина и ширина залежи этого месторождения, распространяющегося в соседний Пермский НГБ, соответственно 450 и 90 км. Содержащая ее ловушка комбинированная: сводовая в южной части и выклинивающаяся в средней и северной ее частях. Южная окраина залежи заключена в структурно-эрозионном поднятии Амарилло (на северо-восточном склоне которого нефть образует оторочку) в едином мощном комплексе коллекторов, представленных карбонатными породами пенсильвания-перми и подстилающей их коры выветривания гранитов докембрийского фундамента. Нефтенасыщенная часть залежи пересекает доломиты, коры выветривания и экранируется с юго-запада гранитами (Шустер и др., 1997) (рис. 6.4). ВНК наклонный, со смещением по вертикали на 375 м. В моноклинальной части ловушки коллекторами служат пермские доломиты, замещающиеся по восстанию глинами (рис. 6.5). Открытое еще в 1910 г. месторождение эксплуатируется до сих пор. На нем пробурено 20 тыс. скважин (Шустер и др., 1997). Дебиты нефти достигали 127 т/сут. В газе содержится гелий (0,2-1,8%). Запасы его оценивались в 10 млрд. м³.

Ареал зон нефтегазонакопления Анадарко располагается в одноименной впадине, частично под ареалом Хьюготон-Амарилло. Ареал объединяет зоны газонакопления, связанные с региональным несогласием в основании пенсильвания и в основании верхнедевонско-миссисипского комплекса. Месторождения связаны с моноклиналями, срезанными поверхностью углового несогласия. На севере ареала продуктивны песчаники миссисипия. На юге, во впадине Анадарко, газоносны известняки нижнего девона. Залежи здесь на глубине 4-7 км и более. В 1977 г. на месторождении Милс-Ранч в доломитах кембрия-ордовика выявлена одна из самых глубоких газовых залежей (8088 м) (Горная энциклопедия под ред. Козловского, 1984).

Центральноканзасский ареал зон НГН расположен на месте одноименного поднятия. Наиболее распространены и богаты нефтью и газом ловушки, связанные со сводово-эрозионными или эрозионными выступами, с карбонатными коллекторами кембрия-ордовика. Другой вид ловушек – сводовые в пенсильванском комплексе, коллекторами служат песчаники. Месторождения средние по запасам (Холл-Гарней, Трапп и др.).

Зона нефтегазонакопления Эбилин и ареал зон нефтегазонакопления Немаха приурочены к одноименным валу и мегавалу, сформировавшихся над выступами фундамента, разбитыми на отдельные блоки. Зоны нефтегазонакопления связаны с пологими валами субмеридионального простирания. Месторождения локальных поднятий характеризуются двухэтажным строением, обусловленным резким угловым несогласием в основании пенсильвания. В нижнем (допенсильванском) этаже складки часто разбиты разрывами на блоки, иногда глубоко эродированы. Залежи связаны с ловушками экранирования по поверхности несогласия и сводовыми. В первых газоносны известняки, доломиты и песчаники ордовика, девона, миссисипия, во вторых – карбонатные породы кембрия-ордовика. Верхний этаж образован породами пенсильвания, ловушки здесь сводовые, коллекторы – песчаники. В ареале Немаха наиболее крупными месторождениями были Оклахома-Сити (101 млн.т), Эльдорадо (39 млн.т). Самые богатые продуктивные отложения в зоне Эбилин и ареале Немаха – ордовикские песчаники, доломиты кембрия-ордовика и песчаники пенсильвания.

В восточной части бассейна нефтегазонакопление контролируется пологими валами, системами локальных песчаных тел, выклиниванием песчаных горизонтов на моноклинали. Важнейшие продуктивные горизонты – пенсильванские песчаники.

С системами локальных песчаных тел связаны ареалы Западный и Восточный баровые, а также ареал Северо-Восточный Оклахомы. Первые два ареала объединяют месторождения баров, образующих зоны в виде цепочек, третий объединяет месторождения русловых песчаных тел длиной до нескольких десятков км при ширине 0,1-0,5 км.

Зона нефтегазонакопления Кэшинг объединяет месторождения локальных поднятий двухэтажного строения, обусловленного предпенсильванским несогласием.

Зона нефтегазонакопления Гленн-Новата объединяет месторождения, связанные с зонами выклинивания песчаников пенсильвания на моноклинали.

В рассмотренных зонах известны крупные месторождения: Кэшинг, Бербанк (73 млн.т), Гленн.

На юго-востоке бассейна выделяется ареал ЗНГН Семинол, приуроченный к одноименному своду. Он объединяет месторождения пологих куполовидных поднятий. Продуктивны породы ордовика, девона, пенсильвания. Наиболее значительные месторождения Семинол, Сент-Луис с запасами 20-30 млн.т

Ареал зон нефтегазонакопления Южной Оклахомы объединяет ряд зон, структурно выраженных горст-антиклиналями северо-западного простирания. Складки, с которыми связаны месторождения, разбиты сбросами на блоки, часто осложнены надвигами и поверхностями углового несогласия. Основные запасы ареала были сосредоточены в группах месторождений Голден-Тренд (60 млн.т) и Шо-Вел-Там (175 млн.т).

В целом в бассейне наибольшие количества нефти выявлены в породах пенсильвания, среднего-верхнего ордовика и кембрия-нижнего ордовика, газа – в отложениях перми и пенсильвания. Начальные извлекаемые запасы нефти бассейна составляли 3,4 млрд. т, газа – более 4 трлн. м³ [2]. По М.Д. Белонину с соавторами (2000) НИР УВ оцениваются в 8,96 млрд. т УТ.

Пермский нефтегазоносный бассейн находится на юго-западной окраине Северо-Американской платформы, в пределах плиты Великих Равнин. На западе он ограничен эпиплатформенным орогеном Скалистых гор, на востоке и юго-востоке бассейн граничит с герцинским складчатым поясом Уошито-Маратон и отделяется от НГБ Мексиканского залива выступом фундамента Ллано. На севере границей служит система Уичито-Амарилло, на северо-востоке – вал Мюнстер.

В современной структуре бассейна выделяется несколько крупных впадин и прогибов, разделенных поднятиями. Среди последних наиболее значительными являются вал Матадор-Ред-Ривер на севере, мегавал Сентрал-Бейсин в центре и свод Бенд на востоке. Впадины Делавэр и Мидленд располагаются к западу и востоку от мегавала Сентрал-Бейсин, прогиб Вал-Верде на юге, прогиб Форт-Уэрс на северо-востоке и прогиб Пало-Дуро на севере.

Бассейн почти полностью сформирован породами палеозоя, залегающими на докембрийском фундаменте. В интервале кембрий-нижний девон преобладают карбонатные породы, в интервале верхний девон-миссисипий известняки чередуются с глинами. Пенсильваний сложен преимущественно песчано-глинистыми отложениями, но в наиболее удаленных от источников сноса участках формируются рифовые сооружения (Хорсшу). В раннепермское время бассейн интенсивно погружается, во впадинах Делавэр и Мидленд накапливались терригенно-карбонатные относительно глубоководные осадки, на поднятиях формировались толщи известняков, а в зонах сочленения поднятий и впадин барьерные рифы (Кэптен). Разрез пермских отложений завершается эвапоритовым комплексом, над которым лежат терригенные красноцветные породы триаса. Палеозойские и локально развитые триасовые отложения перекрыты с угловым несогласием морскими отложениями мела. Основную роль в разрезе играют пермские породы, мощность которых во впадине Делавэр 5 км, во впадине Мидленд – 3,3 км. Мощность терригенно-карбонатных пенсильванских пород изменяется от 800 м во впадине Делавэр до 2600 м во впадине Мидленд. Допенсильванские отложения имеют мощность не более 2,1 км. Мощность триасовых и нижнемеловых отложений изменяется от 400 до 860 м (Мидленд). Суммарная мощность отложений, выполняющих бассейн, не превышает 9 км.

Разрез бассейна осложнен 10 перерывами, из которых 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.

В Пермском бассейне продуктивен практически весь разрез, нефтегазоносными комплексами являются кембрийско-девонский, миссисипско-пенсильванский, пермский и триасово-меловой. Основная продуктивность связана с карбонатными породами, меньшая с песчаниками. Всего выделяется более 40 продуктивных горизонтов в интервале глубин

90-7532 м. Максимальное количество продуктивных свит – 16 - выделяется в пермских подсолевых отложениях (до 75% запасов нефти), второе место по продуктивности занимают пенсильванские известняки.

К 1990 г. в бассейне известно около 5000 нефтяных и 600 газовых месторождений, которые образуют несколько ареалов ЗГНГ и самостоятельных зон (рис. 6.6).

Зона НГН Артижа-Вэкьюм расположена на севере впадины Делавэр и вытянута в широтном направлении. Залежи нефти и газа связаны с биогермными выступами и структурами их облекания. Продуктивны пермские и пенсильванские породы. Наиболее значительные месторождения Эмпайр и Вэкьюм с запасами 30 и 50 млн.т.

Ареалы зон НГН Делавэр и Вал-Верде находятся находятся в юго-западной части бассейна в одноименных впадинах и объединяют зоны, представленные платформенными поднятиями. Залежи пластовые сводовые в песчаных и карбонатных коллекторах. Газовые залежи преобладают над нефтяными как по количеству, так и по размерам. Основным газоносным комплексом служат доломиты ордовика. Второе место по запасам газа занимают пермские отложения. Примерами крупных газовых и газоконденсатных месторождений являются Джалмат-Юмонт (232 млрд. м³), Гомес (280 млрд. м³) в ареале Делавэр и Пакетт (185 млрд. м³) в ареале Вал-Верде. В первом месторождении продуктивны пермские отложения на глубине около 1 км, в остальных ордовикские доломиты на глубинах до 7 км.

Зона НГН Кэптен связана с одноименным пермским барьерным рифом, окаймляющим впадину Делавэр на расстоянии свыше 500 км. Нефтяные месторождения связаны с рифовыми массивами, реже со структурами их облекания.

Главный ареал зон НГН приурочен к средней и восточной частям мегавала Сентрал-Бейсин и поднятию Озона (юго-восточное продолжение мегавала), захватывает западную окраину впадины Мидленд и распространяется на север. В ареале выделяется ряд зон нефтегазонакопления. Многочисленные месторождения связаны с куполовидными и брахиантиклинальными поднятиями. На многих месторождениях допермский комплекс разбит разрывами, разделен поверхностями несогласий. Под поверхностью предпермского углового несогласия ловушки разбиты на блоки, осложнены размывом, экранированы частично разрывами. Реже распространены литологически и стратиграфически экранированные ловушки. Наиболее широко развиты продуктивные горизонты карбонатного состава (пермь, пенсильваний, девон, силур, ордовик). Песчаные продуктивные горизонты присутствуют в мелу, ордовике, а на востоке мегавала Сентрал-Бэйсин в пермских отложениях (зарифовые фации Песчаного пояса, восточнее рифа Кэптен). Главными аккумуляторами УВ в ареале являются пермские отложения. Наиболее крупные по НИЗ месторождения Йейтс (210-264 млн.т), Уоссон

(180-227 млн.т), Слотер (100 млн.т).

Зона НГН Спраберри-Тренд находится в центральной части впадины Мидленд и связана с региональным выклиниванием нижнепермских песчаных горизонтов на восток. Наиболее крупное месторождение – Спраберри (69 млн.т).

Рифовая ЗНГН Хорсшу образует выгнутую на юг дугу протяженностью 250 км, приуроченную к пенсильванскому атоллу и объединяет более 30 нефтяных месторождений с залежами в биогенных выступах и структурах их облекания (в песчаниках пенсильвания и перми). Наиболее крупное месторождение Келли-Снайдер с начальными запасами более 150 млн.т

В ареале ЗНГН свода Бенд (восточная часть бассейна) месторождения приурочены к структурным террасам и носам. Месторождения многочисленные, но мелкие. Продуктивны песчаники и известняки пенсильвания, для которых характерна фациальная изменчивость. Залежи сводовые, литологически экранированные и ограниченные (в линзовидных ловушках).

Зона НГН Ред-Ривер связана с одноименным валом и объединяет месторождения брахиантиклиналей, в которых сводовые залежи в коллекторах пенсильванского и пермского возрастов.

К началу XXI века из недр бассейна извлечено более 2 млрд. т нефти, в основном из пермских и пенсильванских отложений. С этими же породами связана наибольшая часть НИЗ нефти (всего ее по разным источникам

4-5,2 млрд. т [2]; (Козловский, 1984). Более половины начальных доказанных запасов свободного газа (2,3 трлн. м³) заключено в отложениях ордовика.

Сотрудники ВНИГРИ [4] оценивают НИР бассейна в более чем 10 млрд. т условного топлива.

Уиллистонский нефтегазоносный бассейн приурочен к одноименной синеклизе, осложняющей плиту Великих равнин. С востока и юга бассейн ограничен Канадско-Гренландским щитом. На северо-западе от Западно-Канадского бассейна он отделяется сводом Суитграсс, на юго-западе от бассейнов Крейзи-Булл-Маунтинс и Паудер-Ривер отделяется поднятиями. Северная часть бассейна находится в Канаде, южная в США. Сложен бассейн породами от кембрийских до палеогеновых мощностью 4,5 км, из которых 1200 м приходится на меловые терригенные отложения. Наиболее полный разрез характерен для южной части бассейна, для бассейна характерно отсутствие пермских отложений. Палеозойские отложения терригенно-карбонатные, содержат соленосные толщи в миссисипской, девонской и ордовикской системах. Общая мощность палеозойских отложений не превышает 3 км, из них девонские – 700 м. Мощность мезозойских отложений – 1,5 км, в юре развиты соли.

К 90-м годам в бассейне известно около 250 нефтяных и газонефтяных месторождений и свыше 100 чисто газовых месторождений, с запасами нефти, редко превышающими 20 млн.т.

Нефтегазоносны песчаники мела, юры, миссисипия, ордовика и известняки миссисипия, девона, силура и ордовика. Свыше 90% запасов нефти связано с допенсильванскими отложениями.

Большая часть известных нефтяных и газонефтяных месторождений приурочена к хорошо выраженным зонам или ареалам ЗНГН, расположенным преимущественно в наиболее прогнутой части бассейна и его северо-западе.

Зона нефтегазонакопления Нессон приурочена к меридиальному валу и объединяет более 50 нефтяных месторождений, среди них относительно крупные Бивер-Лодж и Тайога. Продуктивны все системы палеозоя.

Ареал ЗН Саурис-Валли расположен на северо-восточном крыле бассейна и объединяет свыше 60 нефтяных месторождений с основными залежами в миссисипских отложениях.

Ареал зон Поплар объединяет несколько зон НГН, где месторождения связаны с брахиантиклиналями и куполами. Продуктивны девонские и миссисипские отложения.

Зона НГН Цедар-Крик приурочена к валу на юге западного борта бассейна и объединяет более 20 нефтяных и 50 газонефтяных и газовых месторождений, приуроченных к небольшим пологим поднятиям. Продуктивны меловые и палеозойские отложения.

Ареал зон нефтенакопления Рапдан-Фостертон объединяет более 15 нефтяных месторождений, на которых продуктивны юрские и нижнемеловые отложения.

На северо-западе бассейна выделяется ареал ЗНГН Колвилл-Смайли, где месторождения связаны с пологими поднятиями и залежи нефти выявлены в миссисипии, а газа в нижнем мелу.

На восточном склоне поднятия Суитграсс выделяется Восточно-Суитграсский ареал зон НГН, в пределах которого известно более 20 газовых и 15 нефтяных месторождений с залежами главным образом в мелу.

Доля запасов свободного газа в бассейне составляет не более 10 % общих запасов УВ, при этом большая часть запасов газа находится на западе бассейна в меловых отложениях. Основные запасы нефти в бассейне связаны с зонами Нессон и Цедар-Крик.

Аппалачская нефтегазогеологическая провинция включает НГБ: пограничный Предаппалачский, Восточно-Канадский и долины р. Св. Лаврентия. В Восточно-Канадском НГБ, который находится на месте залива Св. Лаврентия и представляет собой синклинорий, известно небольшое газовое месторождение Стони-Крик с 12 залежами в песчаниках миссисипия.

НГБ долины реки Св. Лаврентия представляет собой грабен, расположенный на стыке докембрийской платформы с Аппалачами. Известно одно газовое месторождение в кайнозойских отложениях.

Наиболее важным бассейном провинции является Предаппалачский, расположенный в зоне сочленения древней Северо-Американской платформы с Аппалачской складчатой системой. Основная часть бассейна расположена на северо-востоке США, а наибольшая северо-западная его окраина в Канадской провинции Онтарио.

На северо-западе бассейн ограничен протяженным валом, на севере и северо-востоке граничит с Канадско-Гренландским щитом, на юго-востоке он обрамлен Аппалачской складчатой системой (Аппалачским структурным фронтом – крупным пологим надвигом).

Отложения, слагающие Предаппалачский бассейн, представлены тремя литологическими комплексами. Нижний (кембрийско-силурийский) представлен терригенными и карбонатными отложениями мощностью до 2300 м. Средний (девонско-миссисипский) карбонатно-терригенный мощностью до 2300 м. Верхний (пенсильванско-пермский) терригенный угленосный мощностью до 1100 м. В целом мощность разреза около 5500 м. В разрезе известно не менее 5 перерывов.

Для бассейна характерно пологое залегание слоев. Лишь по мере приближения к Аппалачскому структурному фронту степень дислоцированности осадочного чехла постепенно возрастает. На внутреннем (складчатом) борту его южной и особенно северной частях развиты линейные складки аппалачского простирания. Большая по площади северо-западная платформенная часть бассейна представляет собой моноклиналь с падением слоев на юго-восток.

В бассейне нефтегазоносны отложения начиная с кембрия до миссисипия включительно. Наиболее богатые газовые залежи связаны с песчаниками силура и нижнего девона, а нефтяные с песчаниками верхнего девона – среднего миссисипия.

В бассейне к 90-м годам было известно около 600 нефтяных и до 1000 газовых месторождений [2], которые образуют ареалы ЗНГН и самостоятельные зоны.

На внутреннем борту бассейна выделяет Внутренний ареал зон ГН, объединяющий ряд антиклинальных зон. Месторождения газовые с залежами в песчаниках нижнего девона связаны с линейными крутыми складками, на глубине нарушенными разрывами.

Внешний (Орисканский) ареал зон ГН выделяется западнее. Газовые месторождения приурочены к брахиантиклиналям платформенного типа с залежами в песчаниках нижнего девона.

Центральный ареал объединяет многочисленные зоны нефтегазонакопления, представленные очень пологими протяженными складками. Одни продуктивные песчаные горизонты характеризуются непрерывным распространением (нижний миссисипий), другие развиты локально, отличаются резкой фациальной изменчивостью (верхний девон, миссисипий). Залежи пластовые сводовые, литологически экранированные, ограниченные. Типичным месторождением с разнообразными залежами служит самое крупное нефтяное месторождение ареала Брадфорд с запасами около 100 млн.т, открытое в 1871 г. В центральном ареале зон НГН основные залежи связаны с песчаниками верхнего девона – среднего миссисипия, нефтегазоносны также песчаники верхнего силура, трещиноватые аргиллиты верхнего девона и известняки ордовика и миссисипия.

Обширный ареал Клинтон (Северо-западный ареал) объединяет зоны газонакопления, связанные с региональным выклиниванием на внешнем борту бассейна песчаников силура. Местами газоносны песчаники нижнего девона.

На обширном северо-западном борту бассейна многие месторождения содержат залежи в линзовидных или «шнурковых» вердхнедевонско-нижнемиссисипких песчаных телах. Типичным месторождением является месторождение Гей-Спенсер-Ричардсон с нефтегазовой залежью в песчаном извилистом «шнурке» (баре) раннемиссисипского возраста, протягивающимся на десятки километров. Иногда месторождения баров образуют короткие зоны (ареал зон НГН Венанго). Встречаются на внешнем борту зоны НГН, связанные с региональным несогласием (ареал Морро, продуктивны доломиты вернего кембрия) и рифами (Гуронско-Эрийский ареал) в залежами в силуре. На этом же борту известны небольшие месторождения с нефтяными залежами в ядрах синклиналей (Гриффит-Свил, Копли и др.).

До 1900 г. Предаппалачский бассейн обеспечивал около ¾ добычи нефти США.

Нефтегазогеологическая провинция западных краевых (Предкордильерских) прогибов (пограничных) объединяет крупный НГБ Западно-Канадский и менее значительные НГБ Крейзи-Булл-Маунтинс, Паудер-Ривер, Денвер, Ратон.

Западно-Канадский нефтегазоносный бассейн занимает обширную территорию западных провинций Канады, главным образом Альберты. На западе бассейн обрамлен Северными Скалистыми горами, граница проводится по системе надвигов. На востоке он ограничен склоном Канадско-Гренландского щита, на юге от Уиллистонского бассейна он отделен сводом Суитграсс, на севере ограничен поперечным поднятием на широте Большого Медвежьего озера (рис. 6.7).

Основной структурный план бассейна определяется его платформенным бортом, представляющим собой пологую моноклиналь, осложненную крупным пологим сводом Пис-Ривер. Свод наиболее хорошо выражен в девонских отложениях и постепенно выполаживается вверх по разрезу. Складчатый борт бассейна (прогиба Альберта) имеет ширину не более 80 км (при ширине платформенного борта до 450 км), породы кембрия – палеогена здесь смяты в линейные складки, разбитые взбросо-надвигами на чешуи и перемещенные на восток, т.е. образован складчатый борт складчато-покровными дислокациями.

Осадочный чехол в бассейне сформирован мезозойскими и палеозойскими отложениями, и лишь на складчатом борту развиты кайнозойские терригенные породы мощностью до 2 км. Складчатый борт характеризуется развитием максимальных мощностей терригенных меловых (более 3700 м) и юрских (700 м) отложений. На платформенной части бассейна мощность меловых отложений сокращается до 1500-1700 м, а юрских до 40 м в центре бассейна и до 300 м на севере. Триасовые породы наиболее развиты на севере бассейна (1000 м) и на его складчатом борту

(900 м), где они представлены терригенно-карбонатными разностями. В центре и на юге бассейна триас отсутствует. Верхнепалеозойские и девонские преимущественно терригенно-карбонатные породы наиболее полно представлены на севере бассейна, где их мощность достигает 3 км, в центральной части она сокращается до 1350 м, а в остальной части бассейна – до 700 м. Для девона характерно присутствие в разрезе рифовых массивов. Мощность кембрийских терригенных пород изменяется от 150 м (на севре) до 450 м в остальной части бассейна. На юге, на своде Суитграсс отсутствуют пермские, триасовые и юрские отложения, и мощность всех отложений сокращается до 1 км (юго-запад свода). В целом мощность осадочного чехла бассейна с востока на запад возрастает от 300 м до 5 км, а в зоне передовых складок до 8 км [3].

В Западно-Канадском НГБ к 90-м годам выявлено около 1000 месторождений, в том числе более 650 газовых, среди которых 7 сравнительно крупных месторождений.

Продуктивны меловые, юрские, триасовые, пермско-пенсильванские, миссисипские, девонские и кембрийские отложения. В разрезе выделяется более 25 продуктивных пластов. Наибольшее их количество в меловых терригенных отложениях, в палеозойских отложениях продуктивны преимущественно карбонатные породы, в том числе рифовые в девоне.

Нефтегазоносность бассейна контролируется: широким развитием рифовых образований, зон выклинивания и несогласного залегания, и зонами локальных поднятий. С локальными поднятиями чаще связаны газовые месторождения, расположенные на северо-западе и северо-востоке бассейна. Обращает на себя внимание малая насыщенность платформенного борта бассейна локальными поднятиями.

В бассейне выделяются 8 ареалов ЗНГН и несколько относительно изолированных зон НГН.

Ареал рифовых зон НГН Форт-Нельсон расположен на севере бассейна и объединяет несколько зон, представленных цепочками рифов субмеридианального простирания. Западная и средняя зоны этого ареала объединяют газовые месторождения (Кларк-Лейк, Котчо-Лейк и др.). В восточной зоне расположен в основном нефтяные месторождения (Рейнбоу, Зама). Продуктивны известняки среднего девона.

В центральном ареале рифовых зон известно более 30 преимущественно нефтяных месторождений, связанных с крупными одиночными рифами или атоллообразными сооружениями и образующими три зоны. Основным нефтеносным горизонтом служат верхнедевонские известняки. В ареале известны крупные нефтяные месторождения: Суон-Хилс (с запасами 180 млн.т), Суон-Хилс-Саут (54 млн.т) и конденсатнонефтяное Джуди-Крик (80 млн.т).

Юго-восточный ареал рифовых зон расположен южнее Эдмонтона, в пределах которого обособляются зоны – цепочки рифов субмеридианального или северо-восточного простирания, с которыми связаны преимущественно газонефтяные месторождения, в том числе крупнейшее Редуотер (с запасами 110 млн.т). Крупные Ледюк-Вудбенд (80 млн.т) и др. Кроме этого в северо-западной части ареала выявлена группа рифовых месторождений Уэст-Пембина с запасами нефти до 150 млн.т [2]. Залежи связаны с биогенными выступами, сложенными верхнедевонскими известняками и структурами их облекания.

Эдмонтонский ареал зон НГН – один из важнейших в бассейне. Зоны НГН связаны с региональным выклиниванием песчаных горизонтов мела в северо-восточном направлении. Они образуют в плане полосы, простирающиеся параллельно друг другу. В наиболее гипсометрически высокой части ареала выделяются зоны газонакопления. По падению склона на юго-запад они сменяются зонами нефтенакопления. Типичные для ареала месторождения связаны с выклинивающимися ловушками. Самое крупное месторождения ареала и бассейна в целом – Пембина с запасами нефти более 240 млн.т и крупными ресурсами газа. Месторождение многопластовое, залежи литологически экранированные в мелу (основные) и стратиграфически экранированные в трещиноватых аргиллитах юры и известняках миссисипия (рис. 6.8).

Суитграсский ареал зон НГН приурочен к одноименному своду. Зоны НГН связаны с крупными пологими поднятиями. Месторождения приурочены к брахиантиклинальным и куполовидным структурам. Основные залежи (преимущественно газовые) связаны с терригенными меловыми отложениями. Наряду со сводовыми залежами встречаются литологически экранированные и ограниченные. Близкий по строению месторождений и возрасту продуктивных отложений Восточный ареал НГН расположен севернее Эдмонтона.

Ареал зон нефтегазонакопления Форт-Сент-Джон расположен на западе платформенного борта северной части бассейна. Здесь выявлены в основном газовые месторождения, образующие несколько зон, связанных с валообразными поднятиями. Продуктивны известняки девона, песчаники мела, а также песчаники перми-карбона, известняки и песчаники триаса.

Кроме этого в пределах платформенного борта выделяются отдельные зоны: зона нефтегазонакопления Кроссфилд, связанная со срезанием известняков миссисипия, с крупным нефтегазовым месторождением Кроссфилд (запасы газа более 100 млрд.³). С зонами несогласий связаны также зоны НГН Сильвия-Хондо на склонах поднятия Пис-Ривер, продуктивны песчаники среднего девона и зона НГН Харматтан, где залежи, экранированные поверхностью несогласия, известны в миссисипских известняках.

На юге складчатого борта бассейна выделяется Юго-Западный ареал (Тернер-Валли), объединяющий несколько антиклинальных зон преимущественного газонакопления. Здесь находится одно из первых

(1913 г) в Западной Канаде нефтегазовое месторождение Тернер-Валли с запасами 25 млн.т нефти и 85 млрд.м³ газа с залежами в известняках миссисипия, Уотертон (60 млн.м³ газа) и др.

На северо-восточной окраине Западно-Канадского НГБ и за его пределами находятся месторождения (Пис-Ривер, Колд-Лейк, Атабаска и др.) высоковязких и полутвердых битумов. Залежи их заключены в песчаниках мела, верхнего девона и карбона. Самое крупное из них Атабаска, площадью более 30 тыс. км². Мощность битуминозных нижнемеловых песчаников от нескольких метров до 80 м. Песчаники обнажаются в долине Атабаски на расстоянии 160 км, глубина их залегания от 0 до 750 м. Содержание битума в песчаниках достигает 20% массы породы. Плотность нефтей 1,0 – 1,029 г/см³, они высокосернистые (34%), содержат много ванадия (210 - 300г/т) и никеля (80 - 100г/т) (2000г.). Запасы битума в Атабаске оцениваются в 139 млрд.т, а в целом в бассейне (в том числе и в палеозойских породах) – 435 млрд. т [2]. Разведанные запасы оцениваются в 20,6 млрд. т. (Терентьев, 2011) и по другим данным более 24 млрд.т. В 1988 г на месторождении добывалось 6 млн.т нефти (Терентьев, 2011).

На месторождении Пис-Ривер тяжелые вязкие нефти (запасы 8,25 млрд.т) кроме нижнемеловых песчаников встречены в дресвянистых корах выветривания и трещиноватых гранитах выступа докембрийского фундамента. Покрышкой для залежи в фундаменте служат карбонатные породы среднего девона (Шустер и др., 2003).

С Западно-Канадским НГБ территориально частично совпадает каменноугольный бассейн Альберта, в меловых угольных пластах которого ресурсы метана составляют не менее 3 трлн..м³ (Голицын и др., 2002).

И.В. Высоцкий и др. [2] к особенностям Западно-Канадского бассейна относят:

1. невыдержанность стратиграфических подразделений (полное или частичное отсутствие целых систем, обилие перерывов), что обусловило плохую сохранность ранее образовавшихся залежей.

2. слабую расчлененность бассейна, что определило однонаправленную по восстанию миграцию УВ.

3. слабую насыщенность локальными поднятиями при широком развитии неантиклинальных ловушек, в целом небольшую емкость ловушек.

4. преобладание в бассейне газовых месторождений при отсутствии среди них гигантов.

5. широкое развитие в бассейне битуминозных песчаников.

Малая емкость ловушек при однонаправленной (вверх по моноклинали) миграции УВ обусловила большой их вынос к поверхности с последующим образованием (в зоне гипергенеза) огромных скоплений битумов.

Нефтегазоносный бассейн Крейзи-Бул-Маунтинс, расположенный перед фронтом Скалистых гор, в отличие от пограничных бассейнов, расположенных южнее, характеризуется значительной структурной расчлененностью, развитием сбросовых зон, интрузий и разломном ограничении. В разрезе осадочного чехла выделяются палеозойские, мезозойские и палеоценовые отложения общей мощностью более 4 км. Продуктивны в бассейне песчаники мела, юры, перми, пенсильвания, миссисипия и известняки миссисипия. Наибольшие запасы нефти содержатся в пермских и пенсильванских отложениях, основные газовые залежи приурочены к меловым породам.

К 90-м годам в бассейне известно более 25 нефтяных и 15 газовых месторождений, которые образуют отдельные зоны и ареал зон НГН Суматра.

Нефтегазоносный бассейн Паудер-Ривер ограничен с запада элементами Скалистых гор, а с востока, юга и севера крупными поднятиями. Западный борт (складчатый) осложнен системой асимметричных, сильно нарушенных складок, пологий восточный борт представляет собой моноклиналь, нарушенную разрывами. Сложен бассейн терригенными и карбонатными породами палеозоя, мезозоя и палеогена максимальной мощностью около 5 км, из них около 3 км приходится на песчано-глинистые отложения мелового возраста.

Продуктивны отложения от миссисипских до олигоценовых, основные залежи связаны с песчаниками мела и пенсильвания.

К 1990 г в бассейне выявлено 175 нефтяных и 50 газовых месторождений. На складчатом борту достаточно хорошо прослеживаются две зоны НГН: Солт-Крик с крупным месторождением Солт-Крик(80 млн.т) с залежами в миссисипских, пенсильванских, пермских, юрских и меловых отложениях и Сассекс.

В пределах платформенного борта находится большая часть месторождений бассейна. Они связаны с небольшими куполовидными поднятиями, структурными террасами, носами и с участками выклинивания коллекторов на моноклинали. Продуктивны чаще всего меловые отложения.

Нефтегазоносный бассейн Денвер приурочен к крупной асимметричной впадине, ограниченной с запада Передовым хребтом Скалистых гор. Сложен бассейн фанерозойскими отложениями мощностью не более 4,5 км. Палеозойские допермские отложения представлены преимущественно карбонатными породами мощностью до 500 м. Остальная часть разреза преимущественно терригенная, с развитием угленосных пород, с присутствием солей в верхней перми.

В бассейне к 1990 г известно свыше 900 нефтяных и более 120 газовых месторождений с залежами в меловых, пермских, пенсильванских и миссисипских отложениях. Большая их часть связана с нижним мелом и нижнепермскими отложениями. Большая часть месторождений сконцентрирована на платформенном борту, меньшая на складчатом (более 30). Для платформенного борта характерны залежи литогологически экранированные и связанные с песчаными телами (с барами и др.). Все месторождения небольшие. Наиболее крупное Адена (13,5 млн.т).

Нефтегазогеологическая провинция эпиплатформенного орогена Скалистых гор США включает девять сравнительно небольших НГБ: Бигхорн, Уинд-Ривер, Грин-Ривер, Ханна-Ларами, Уинта-Пайсенс, Норт-Мидл-Парк, Сан-Хуан, Парадокс, Блэк-Меса-Кейпарович. Последние два расположены в пределах срединного массива Колорадо, которое не испытало значительных поднятий в позднемеловое-раннепалеогеновое время (рис. 6.9).

В бассейне Блэк-Меса-Кейпарович известно к 1990 году 4 нефтяных и газовых месторождений в пермских отложениях, в бассейне Норт-Мидл-Парк – 8 месторождений, в то время как в остальных НГБ количество месторождений исчисляется десятками (в Грин-Ривер более 150). Кроме нефтегазоносных в провинции выделяется не менее семи ПНГБ – Саут-Парк, Сан-Луи и др.

Нефтегазоносный бассейн Бигхорн выделяется в северной части орогена Скалистых гор и представляет собой впадину округлой формы длиною 190км, шириною 140км, ограниченную горными сооружениями, где обнажены докембрийские, палеозойские и мезозойские отложения.

В центральной части бассейна развиты отложения палеозойского возраста терригенно-карбонатные мощностью не более 1300м, терригенные мезозойские мощностью более 2500м. Верхняя часть разреза сложена терригенными, в том числе грубыми породами с вулканогенными образованиями в кровле палеогенового возраста мощностью до 4500м.

В НГБ к 90м годам выявлено более 100 нефтяных и 15 газовых месторождений, связанных с небольшими поднятиями, осложненными нарушениями, с эрозионными выступами пенсильванских отложений, а также с зонами выклинивания- замещения пермских известняков аргиллитами и ангидритами.

Все месторождения расположены по периферии и местами образуют короткие антиклинальные зоны (Спринг-Крик, Бонанза-Ноувуд и др.)

Нефтегазоносны почти все отделы систем разреза, но основные запасы нефти (более 70%) сосредоточены в известняках перми и пенсильванских песчаниках. С этими резервуарами связаны залежи более 60 месторождений, в том числе такие как Элк-Бейсин (запасы 70 млн.т) и Орегон- Бейсин

(50 млн.т). Значительные запасы сконцентрированы в миссисипских известняках, песчаниках верхнего мела и палеоцена. В целом, в разрезе выделяется более 20 продуктивных пластов.

Нефтегазоносный бассейн Уинд-Ривер расположен южнее предыдущего, приурочен к межгорной впадине, имеющей субширотное простирание. Бассейн асимметричный, осложненный системой надвигов, вдоль взброшенных крыльев которых формируются антиклинальные зоны, объединяющие асимметричные, нарушенные сбросами и взбросами структуры. В разрезе выделяется три комплекса: верхний терригенный мел – палеогеновый, мощностью до 10 км, средний – юрско-триасовый терригенный с ангидритами, мощностью до 900 м, нижний – палеозойский терригенно-карбонатный, мощностью 650-1260 м. Нефтегазоносны все системы фанерозоя, кроме девонских и более древних отложений. Основные залежи нефти и газа в палеоцене, верхнем мелу, нижнем мелу и перми.

Чисто газовые месторождения развиты в пределах средней части, нефтяные вдоль юго-западного и южного бортов, где они образуют несколько ареалов зон НН, связанных с надвиговыми дислокациями. К 90-м годам в бассейне выявлено свыше 70 нефтяных и 50 газовых месторождений. Нефтеносность в бассейне установлена в 1884 г.

Сравнительно крупный НГБ Грин-Ривер расположен южнее предыдущего, приурочен к межгорной впадине, на западе осложнен обширным поясом надвигов и сбросов Вайоминга. Структура бассейна сильно расчленена: выделяются впадины Бриджер, Грейт-Дивайд, Уошоки, Сандоуш и поднятие Рок-Спрингс (рис. 6.10). Максимальная мощность отложений 5700 м, из них на долю палеозойских терригенно-карбонатных отложений приходится 1200 м, мезозойских и палеогеновых преимущественно терригенных с прослоями карбонатов,

ангидритов – 4500 м.

В бассейне к 90-м годам выявлено более 80 нефтяных и 130 газовых месторождений с залежами в эоцене, палеоцене, мелу, юре, триасе, перми, пенсильвании, миссисипии и кембрии. Для палеогена и мела характерна повышенная газоносность, для палеозоя – нефтеносность. Месторождения образуют ареалы ЗНГН и самостоятельные зоны (зоны газонакопления Бакстер, Дезерт, зона нефтенакопления Лост-Солджер с наиболее крупным месторождением Лост - Солджер (22млн.т)).

Особое положение в бассейне занимает сложно дислоцированный пояс надвигов Вайоминга, в пределах которого известно более 40 нефтяных и газовых месторождений. Пояс состоит из шести надвиговых зон, четыре из них нефтегазоносны. Наиболее крупные месторождения Картер-Криг и Уитни-Криг содержат 150 млрд.м³ газа и 16 млн.т нефти.

Залежи нефти и газа, в основном, находятся в аллохтонной части надвигов, но имеются и в автохтоне. Продуктивны отложения от ордовика до юры и мела.

Нефтегазоносные бассейны Ханна-Ларами и Норт-Парк расположены в крайней восточной части орогена и вытянуты в субмеридиональном направлении. Оба бассейна характеризуются значительной дислоцированностью слагающих их отложений. Антиклинальные складки нарушены сбросами. Разрез характеризуется сокращенной (до нескольких сот метров) мощностью палеозоя и большой мощностью верхнемеловых отложений на западе бассейна Ханна-Ларами. В последнем известно более 20 нефтяных и несколько газовых месторождений в породах мела, юры и пенсильвания. Месторождения приурочены к коротким антиклинальным зонам.

Нефтегазоносный бассейн Уинта-Пайсенс расположен южнее бассейна Грин-Ривер и включает две впадины большую на западе Уинта и восточную Пайсенс, разделенные погребенным поднятием Дуглас-Крик (рис. 6.11). Наибольшая мощность разреза до 13 км на севере впадины Уинта. Разрез представлен кембрийскими, миссисипскими, пенсильванскими отложениями мощностью около 1700 м, мезозойскими мощностью от 4200 до 5100 м и кайнозойскими породами мощность которых изменяется от 0 до 6 км. Разрез палеозоя изобилует перерывами.

В бассейне давно известны скопления твердых битумов в палеогене. Запасы сланцевого масла только свиты Грин-Ривер оцениваются в несколько десятков млрд. т [2].

Промышленная нефтегазоносность бассейна установлена в 1902 году. Залежи нефти и газа известны в эоцене, палеоцене, мелу, юре, триасе, перми, пенсильвании. Основные коллекторы - песчаники, часто линзовидные. Перерывы, линзовидный характер коллекторов, колебания мощностей, вплоть до выклинивания пластов в краевых частях бассейна, обусловили широкое развитие в бассейне ловушек литологического типа и зон НГН, связанных с выклиниванием.

Основными являются следующие зоны и ареалы зон: зона нефтенакопления Блубел на севере впадины Уинта, Денфоос-Хилс на севере впадины Пайсенс, ареал зон газонакопления Пайсенс, зона газонакопления Дуглас-Крик и др.

Наиболее крупное месторождение бассейна – Рейнджли (запасы нефти 90 млн.т) находится на северном погружении поднятия Дуглас-Крик. Размеры его 32х12км. В отложениях пенсильвании, триаса, мела пять продуктивных пластов.

Нефтегазоносный бассейн Парадокс расположен к юго-западу от предыдущего и занимает северо-восточную краевую часть массива Колорадо (рис. 6.12). С юга в бассейн вклинивается поднятие Монумент, которое разделяет южную часть бассейна на две впадины: западную – Генри–Маунтин и восточную Бландинг. Бассейн сложен палеозойскими и мезозойскими отложениями мощностью около 6.5 км. Отличается бассейн от рассмотренных выше отсутствием в разрезе палеогена, малой мощностью меловых(300 м) и значительной мощностью соленосных пенсильванских отложений (до 3 км). Соленосная толща выделяется в среднем отделе пенсильванской системы под названием Парадокс и имеет мощность до 2.5 км.

Нефтегазоносность бассейна связана с верхнедевонскими, миссисипскими, пенсильванскими, пермскими и меловыми отложениями. В первых двух системах коллекторами являются известняки, в том числе и рифовые.

Основные месторождения сосредоточены в двух ареалах ЗНГН: Лисбонском и Бландингоском. Лисбонский ареал расположен на моноклинали Пояса Парадокс на северо-востоке бассейна. Залежи в миссисипских и верхнедевонских отложениях.

Ареал Бландинг занимает одноименную впадину на юго-востоке бассейна. Месторождения здесь связаны с выступами известняков – биогермами и биостромами пенсильванского возраста. Наиболее крупное месторождение Грейт-Анет (запасы 50 млн.т) приурочено к антиклинали длиной 17 км, шириной 4.4 км и амплитудой 40 м. Продуктивны известняки пенсильвания.

Всего в бассейне к 90-м годам известно 50 нефтяных и более 20 газовых месторождений.

Нефтегазоносный бассейн Сан-Хуан расположен юго-восточнее предыдущего и приурочен к сравнительно крупной, округлой, асимметричной впадине, сложенной фанерозойскими породами мощностью более 6 км. Для разреза характерен преимущественно терригенный состав. Известняки и доломиты в виде маломощных пачек встречаются в мелу, юре и палеозое. Большей мощностью отличаются палеогеновые и верхнемеловые отложения (более 4 км).

Нефтегазоносность установлена в 1911 г. Залежи выявлены в песчаниках верхнего мела, юры и девона, в известняках пенсильванского и миссисипского возраста. Основные продуктивные толщи в верхнем мелу. К 90м году в бассейне выявлено свыше 80 нефтяных и 50 газовых месторождений.

Для бассейна характерно развитие литологически экранированных и ограниченных залежей. Крупнейшая газовая залежь крупного газового месторождения Бланко-Месаверде, расположенного на севере бассейна, имеет размер 109*54км и связана с мощной (около 1 км) толщей верхнемеловых песчано-глинистых отложений. Газоносные песчаники в юго-западном направлении замещаются слабопроницаемыми породами, а на севере и северо-востоке – глинами. Начальные запасы газа оцениваются в 424 млрд.м³.

Южнее месторождения Бланко-Месаварде выделяется полоса (200*30км) распространения баровых песчаников мелового возраста с которой связано более десятка нефтяных месторождений, наиболее крупными из них является месторождение Бисти, залежи на котором связаны с тремя барами. Наиболее крупный из них бар Мэри (48*3 км, высота 12 м).

Литологически ограниченные залежи известны в линзовидных песчаных телах в нижнем мелу на севере и северо-востоке бассейна.

Нефтегазогеологическая провинция северного эпиплатформенного орогена Канады или Макензи-Франклина включает НГБ Макензи, в котором выявлено одно месторождение Норманн-Уэллс с залежью в среднедевонском рифе.

Внутрикордильерская нефтегазогеологическая провинция объединяет бассейны синклинориев и вертикально-гетерогенных грабенов, расположенных в средней части горноскладчатого сооружения мезозойского возраста – от Аляски до Мексики. Из 12 бассейнов только в трех известны единичные месторождения. В Юта-Невадийском месторождение Игл-Спрингс с залежами в палеогене и пенсильвании. В НГБ Фрейзер выявлено месторождение с залежью газа в плейстоцене. В бассейне Игл-Плейн выявлена залежь газонефтяная в пенсильванских песчаниках.

Юконская нефтегазогеологическая провинция расположена в центральной части Аляски и объединяет несколько ПНГБ: Юкон-Плейн, Нортон и др.

Краевая Притихоокеанская нефтегазогеологическая провинция протягивается вдоль западного края Северо-Американского континента. Она объединяет девять НГБ, из которых семь находятся в Калифорнии (рис. 6.13) и два - Кук-Инлет, Сент-Элиас на юге Аляски. Кроме этого, в провинции выделяются не менее 10 ПНГБ.

В некоторых НГБ открыто по несколько месторождений: Сент-Элиас с залежами в олигоцен-миоценовой толще, в Ип-Ривер 4 месторождения, в НГБ Сонома-Оринда-Ливермор три. На севере крупного по площади НГБ Калифорнийского залива (Мексика) одно газоконденсатное месторождение в плейстоценовых отложениях на глубине более 4 км. В четырех бассейнах получены промышленные притоки нефти и газа.

Нефтегазоносный бассейн Кук-Инлет (залива Кука) расположен на юге Аляски и приурочен к межгорной впадине, около 2/3 его площади покрыто водами залива Кука.

Осадочный чехол включает два структурных этажа, разделенных угловым несогласием - мезозойский, смятый в складки и нарушенный разрывами и кайнозойский с меньшей степенью дислоцированности (особенно на юге бассейна).

Мезозойские отложения преимущественно терригенные мощностью более 5 км, участвуют в строении синклинория, на северо-восточном погружении которого в кайнозое образовался грабен бассейна залива Кука. Кайнозойские терригенные, угленосные отложения мощностью более 6 км дислоцированы в линейные зоны северо-восточного простирания.

Нефтеносны в бассейне отложения олигоцена и нижнего миоцена, газоносны песчаники среднего, верхнего, миоцена и плиоцена. В бассейне к 90м годам выявлено 7 нефтяных и 15 газовых месторождений. Наиболее крупное нефтяное месторождение Макартур-Ривер (74 млн.т) и газовое Кенай (152 млрд. м³). Все месторождения образуют два ареала ЗНГН: Западный и Восточный.

Нефтегазоносный бассейн Лос-Анджелес (рис. 6.14) расположен в Калифорнии (США) у берегов Тихого океана и отличается высокой нефтенасыщенностью. В его пределах начиная с 1890 г к 1990 г выявлено более 90 нефтяных месторождений, из которых 15 с извлекаемыми запасами более 15 млн.т, в том числе месторождение – гигант Уилмингтон с НИЗ 321-400 млн.т (по разным источникам).

Границы бассейна проводятся по разломам, идущим по подножию горных сооружений, обрамляющих бассейн. К нему также относится неширокая полоса шельфа.

В строении бассейна участвуют терригенные породы позднемелового, палеогенового, неогенового (6400 м) и антропогенового (600 м) возраста с максимальной мощностью 14350 м. [2]. Фундамент бассейна образован метаморфическими породами и гранитами юрского и более древнего возраста.

Осадочное выполнение бассейна в среднеплейстоценовое время было смято в систему складок и рассечено рядом продольных сбросов. Антиклинальные зоны развиты на северном и южном бортах бассейна, с которыми и связаны все выявленные месторождения.

Нефтегазоносны песчаники от верхнего мела до нижнего плейстоцена. Скопления нефти выявлены также в юрских трещиноватых сланцах фундамента (Уилмингтон, Эль-Сегундо).

Месторождения образуют два ареала ЗНГН: Юго-западный и Северный. В Юго-Западном ареале выделяются три антиклинальные зоны: наиболее крупная по запасам зона Уилмингтон-Хантингтон-Бич. В этой зоне выделяется запасами месторождение Уилмингтон, приуроченное к антиклинали, расчлененной разрывами на несколько блоков. В плиоценовых, миоценовых и юрских отложениях выявлены 37 залежей. Вторая важная зона Ньюпорт-Инглвуд объединяет 17 месторождений, из которых Лонг-Бич и Хантингтон-Бич имеют запасы более 100 млн.т.

В северном ареале выделяются две зоны, с одной из них связано крупное месторождение Санта-Фе-Спрингс с девятью залежами нефти в плиоценовых и миоценовых отложениях. На месторождениях бассейна преобладают сводовые залежи, встречаются тектонически и литологически экранированные. Бассейн отличается плотностью разведанных запасов (более 200 тыс.т/км²).

Нефтегазоносный бассейн Вентура-Санта-Барбара расположен внутри Поперечных хребтов Калифорнии и ориентирован в широтном направлении. Значительная часть его находится в субаквальной части пролива Санта-Барбара, где его границей является подошва континентального склона. В остальной части контур бассейна определяется разломами. Ряд продольных и диагональных разломов расчленяют бассейн на блоки.

По мнению сотрудников ВНИГРИ [3] в тектоническом отношении бассейн представляет собой внутренний геосинклинальный прогиб, сформировавшийся в палеоген-неогеновое время. О.К. Баженова с соавторами (2004) относит бассейн к периконтинентально-океаническим орогенным. Фундамент бассейна образован метаморфическими породами юрского возраста. Осадочное выполнение начинается с мела, включает палеогеновые, неогеновые и антропогеновые отложения общей мощностью на востоке до 17 км. Наиболее мощными являются палеогеновые (7.5 км) и плиоцен-антропогеновые (5.5 км).

Осадочное выполнение дислоцировано в систему хорошо выраженных протяженных складок, осложненных разрывами.

Нефтегазоносность связана с песчаниками от плейстоцена до верхнего мела. К 1990 году в бассейне выявлено более 100 нефтяных и газовых месторождений (Русский, 2010), большая часть месторождений расположена в пределах прогиба Санта-Клара. Месторождения образуют два ареала зон нефтегазонакопления.

В пределах Восточного ареала (Вентура) выделяется антиклинальная зона, приуроченная к разлому и объединяющая более десяти нефтяных месторождений.

В Западном ареале (Санта-Клара) выделяется зона, объединяющая 12 нефтяных месторождений. Наиболее крупное месторождение в зоне и бассейне в целом – Вентура, открытое в 1916 г. Приурочено к узкой антиклинали, осложненной сбросами. Нефтеносны песчаники среднего плиоцена, содержащие 15 пластовых сводовых, нарушенных разрывами залежей нефти и газа. Запасы нефти оценивались в 119 млн.т нефти и 62 млрд.м³ газа.

Нефтегазоносный бассейн Санта-Мария на суше ограничен элементами Береговых и Поперечных хребтов, западная часть бассейна находится на шельфе Тихого океана (рис. 6.15). По мнению сотрудников ВНИГРИ бассейн приурочен к синклинорию кайнозойского возраста. Бассейн осложнен антиклинальными складками и разрывами преимущественно широтного простирания.

Кайнозойские отложения сложены терригенными породами мощностью более 7800 м, из них 6000 приходится на неоген. Большой мощностью отличается антропоген (1350 м).

Основные запасы нефти выявлены в песчаниках миоцена и плиоцена, а также в трещиноватых аргиллитах свиты Монтерей (средний миоцен).

В бассейне к 1990 году выявлено около 20 нефтяных и одно газовое месторождение, большая их часть сосредоточена в Центральном ареале зон. Самое крупное месторождение в бассейне Пойнт-Аргуэлло-Хуэнсо (67 млн.т) открыто в акваториальной части бассейна. Залежи нефти в трещиноватых кремнистых глинах.

Нефтегазоносный бассейн Хаф-Мун-Салинас-Кайама приурочен к узкому, глубокому, протяженному грабенообразному прогибу в пределах Береговой Кордильеры и сложен 10-километровой толщей терригенных пород неогенового (7 км), палеогенового позднемелового возраста. Бассейн имеет разломное ограничение. По простиранию в бассейне прослеживается три впадины. Для средней впадины (Салинас) характерна сокращенная мощность отложений (5100 м).

Бассейн сильно дислоцирован, осложнен разрывами. К 1990 году выявлено 17 небольших по запасам месторождений. Наиболее крупное из них Сан-Ардо (51млн.т) с залежами в песчаниках плиоцена, миоцена и эоцена.

НГБ Грейт-Валли расположен восточнее рассмотренных бассейнов, вытянут в меридиональном направлении и обрамлен с севера и востока позднеюрско-раннемеловой складчатостью, а с запада Береговыми хребтами - кайнозойским складчатым сооружением.

Бассейн включает впадины Сакраменто (на севере), Сан-Хоакин (на юге) и разделяющее их поперечное поднятие Стоктон. Бассейн асимметричен. Восточный борт более широкий и пологий. Во впадине Сан-Хоакин восточный борт представлен моноклиналью, нарушенной сбросами. На юге и в центре западного борта впадины развиты крутые линейные складки, нарушенные разрывами. Мощность отложений, выполняющих впадину Сан-Хоакин, возрастает к осевой части до 8-10 км.

Разрез представлен породами от верхнего мела до антропогена. Верхнемеловые отложения представлены морскими и континентальными породами максимальной мощностью во впадине Сан-Хоакин (4500 м). Максимальная мощность палеогена в бассейне 3 км, неогена более 6 км, антропогена около 1 км. В целом, максимальная мощность всех отложений более 10 км на крайнем юге бассейна, на севере около 7 км. Весь разрез представлен чередованием песчаников, глин, аргиллитов.

В бассейне к 1990 году выявлено около 120 нефтяных и более 100 газовых месторождений. Газовые месторождения расположены во впадине Сакраменто, приурочены к куполовидным и брахиантиклинальным поднятиям, на западном борту в южной части они образуют антиклинальные зоны. Газоносность связана с песчаниками верхнего мела, палеоцена, эоцена, в меньшей степени плиоцена. Наиболее крупное месторождение Рио-Виста (запасы 99 млрд.м³) с залежами в палеоцен - эоцене.

Во впадине Сан-Хоакин преобладают нефтяные и газонефтяные месторождения, в том числе крупные Мидуэй-Сансет (запасы 218 млн.т), Керн-Ривер (200 млн.т), Элк-Хилс (177 млн.т), четыре газонефтяных месторождения с запасами нефти от 60 до 100 млн.т каждое. Нефтяные месторождения образуют три ареала ЗНГН: Юго-Восточный, Юго-Западный и Средний-Южный.

В Юго-Восточном ареале выделяется несколько зон, связанных с региональными разрывами. Крупнейшее месторождение Керн-Ривер. В Юго-Западном ареале месторождения связаны с брахиантиклиналями, осложненными разрывами и поверхностями несогласий. Крупное месторождение Мидуэй-Сансет с 34 залежами нефти.

Средний-Южный ареал объединяет антиклинальные зоны нефтегазонакопления с месторождениями, связанными с брахиантиклинальными складками, осложненными разрывами. В ареале присутствуют нефтяные, газонефтяные и газовые месторождения. Наиболее крупное Элк-Хилс.

В рассмотренных ареалах ЗНГН нефтеносность связана с неогеновыми, палеогеновыми и в меньшей степени с меловыми отложениями. Максимальные (более 55%) запасы нефти в миоцене, свыше 30% в плиоцене. Залежи нефти во впадине Сан-Хоакин чаще всего пластовые сводовые (45% запасов нефти). Около 35% запасов нефти в ловушках литологического и стратиграфического типа и лишь 20% - в тектонически экранированных.

Арктическая нефтегазогеологическая провинция включает бассейны, расположенные 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 хребет Брукса, возникший в позднемеловое-раннепалеогеновое время, через синеклизу моря Бофорта и дельты Макензи и далее на восток через архипелаг Пари, о. Королевы Елизаветы, Свердруп, на северную и восточную окраины о.Грендлания.

Провинция включает разнотипные бассейны: пограничный НГБ Северо-Аляскинский, НГБ Макензи-Бофорта, расположенный внутри синеклизы, сложный латерально-и вертикально-гетерогенный НГБ Свердруп и ПНГБ Пири-Элсмир, заключенный в узком синклинории иннуитской складчатости на востоке ее развития, где она заходит на север Гренландии.

Северо-Аляскинский нефтегазоносный бассейн расположен на месте Предбрукского (Колвиллского) прогиба и прилегающей с севера Арктической (Гиперборейской) платформы. Южная граница его проходит по зоне надвигов и взбросов, по которым хребет Брукса на 15-20 км надвинут на складчатый борт Колвиллского прогиба. Северная граница проводится по подножию континентального склона (рис. 6.16). Северная часть бассейна расположена в прилегающей к Аляске акватории морей Бофорта и Чукотского.

В пределах Аляски бассейн образован отложениями кайнозойского, мезозойского и палеозойского возраста. Палеозойские отложения представлены преимущественно терригенными породами мощностью более 8 км в Колвиллском прогибе. Карбонаты присутствуют лишь в миссисипии и пенсильвании. Мезозойские, преимущественно, терригенные породы, имеют мощность более 5 км, главным образом за счет меловых отложений. Кайнозойские песчано-глинистые отложения развиты в краевой прибрежной части бассейна мощностью до 3 км.

Узкий складчатый борт Колвиллского прогиба сформирован системой сильно деформированных антиклиналей, осложненных взбросами и сложенных в основном мезозойскими породами. Севернее Колвиллского прогиба структура бассейна представляет собой пологую моноклиналь, поднимающуюся к северу. Она осложнена поднятием (сводом) Мид-Барроу (где фундамент на глубине 750 м), к западу от него выделяется впадина Чукотская, к востоку впадина Умиат, в которых фундамент погружается до глубины 5 км.

Нефтегазоносность Северо-Аляскинского НГБ приурочена к резервуарам палеогенового, мелового, юрского, триасового, пермского, пенсильванского и миссисипского возраста.

В мелу, юре и триасе продуктивны песчаники, в пенсильванско-миссисипских отложениях продуктивны известняки. Верхнемеловые отложения преимущественно газоносны.

В бассейне к 90-м годам выявлено около 40 нефтяных, газонефтяных и газовых месторождений, которые образуют три основных ареала зон нефтегазонакопления: Мид-Барроу, Восточно-Умиатский и Восточно-Колвиллский.

Восточно-Колвиллский ареал объединяет преимущественно газовые месторождения, связанные с линейными антиклиналями, иногда нарушенными. Продуктивные песчаники юры, мела и триаса. В ареале Мид-Барроу небольшие нефтяные и газовые месторождения связаны с локальными платформенными поднятиями с залежами в песчаниках мела, юры и триаса.

Восточно-Умиатский ареал объединяет месторождения впадины Умиат как на суше, так и в прилегающей акватории. Важную роль в образовании скоплений углеводородов в бассейне, в том числе и в рассматриваемом ареале играло угловое несогласие в подошве нижнемеловых отложений. С этим несогласием связано образование гигантского по запасам месторождения Прадхо-Бей, приуроченного к поднятию размером 21*52км [6] на восточном склоне впадины Умиат и в заливе Прадхо моря Бофорта. Структура месторождения рассеченная разрывами на отдельные блоки до валанжинского яруса включительно, отражает пологий выступ фундамента. Залегающие выше меловые и палеогеновые породы образуют моноклиналь. На месторождении выявлено 12 залежей, в том числе 5 промышленных в песчаниках валанжин – берриаса, юры, пермо-триаса и известняках миссисипия (свыше 90% запасов сосредоточено в породах пермо-триаса).

Основная промышленная залежь имеет площадь 607 км². Высота залежи 180м, она имеет газовую шапку (рис. 6.17). Начальные запасы нефти 1.78 млрд.т, газа более 0.7 трлн. м³(Бурлин, Ступакова, 2008).

Поиск по сайту: