К оглавлению

Перспективы нефтегазоносности Бразилии

(Статья написана по материалам иностранных журналов: Bull of the Americ. Assoc, of Petrol. Geologists № 7, 1950-1956 гг. № 8, 1952 г., World Oil, 1955 r. 140 № 6, № 7, J. Oil and Gas 5/1 1949 r„ 28/III 1955 r„ 30/VII 1956 r., Techniques of Applications du Petrol., 1955 г. IV № 111, Petrol. Press service № 2, 1956 г. и др.)

Г.Т. ЮДИН, Я.П. МАЛОВИЦКИЙ

В 1955 г. в Бразилии доказана промышленная нефтегазоносность нового крупного осадочного бассейна. Богатые перспективы нефтегазоносности этой страны могут в недалеком будущем выдвинуть ее в число стран с крупной добычей нефти и газа, пока же Бразилия испытывает острый недостаток в разведанных запасах нефти и газа. Добыча нефти страны (табл. 1) не компенсирует ее потребности.

В последнее время в Бразилии усилились поиски новых нефтеносных районов в различных частях страны и разведка старого нефтеносного района Ренонкаво.

Геология Бразилии изучена недостаточно. В геологическом отношении Бразилия занимает большую часть Южно-Американской докембрийской платформы, которая в пределах страны расчленяется на ряд крупных кристаллических массивов и впадин (рис. 1). Север страны занят южным склоном Гвианского массива, в центральной части выделяется Центральный кристаллический массив. Восточную часть страны занимает Восточно-Бразильский массив. Между указанными массивами выделяется ряд впадин, являющихся крупными седиментационными бассейнами. В бассейне р. Амазонки выделяется крупная впадина с глубоким залеганием пород фундамента. В устье р. Амазонки расположена впадина Маражо мезокайнозойского возраста. К юго-востоку от этой впадины, отделяясь от последней докембрийским погруженным хребтом, располагается впадина Мараньян-Пиауи. В юго-западной части страны выделяется крупная Паранская впадина, которая простирается как на юг, в пределы Уругвая, так и на запад, в пределы Аргентины и Парагвая. На северо-востоке Паранская впадина, по- видимому, переходит в узкий Арагуайский прогиб, которым разделяются Центральный и Восточно-Бразильский кристаллические массивы. Кроме того, на восточном побережье Бразилии вдоль Восточно-Бразильского массива выделяются северо-восточная и восточная сбросовые ступени, которые представляют собой опущенные по сбросам узкие прибрежные участки с глубиной погружения фундамента до 3500-4000 м. Довольно глубоко вдаваясь в пределы Восточно-Бразильского массива, располагается узкий и глубокий грабен Байя.

В настоящее время промышленная нефтеносность в Бразилии известна только в пределах двух бассейнов - в грабене Байя и Амазонском бассейне. Остальные впадины являются потенциально перспективными.

Грабен Байя

В этом районе в 1939 г. было открыто первое нефтяное месторождение в Бразилии, названное Лобато (В честь Монтейро Лобато, разоблачившего происки американских компаний, преднамеренно скрывавших благоприятные результаты разведки нефти в стране.). До сих пор этот район остается единственной нефтедобывающей областью страны.

По геологическому строению этот район площадью 43 700 км² представляет собой грабен. Подземным выступом метаморфических пород грабен разделен на две небольшие впадины - Северная Байя и Реконкаво. Грабен выполнен в основном терригенными отложениями мелового возраста мощностью около 2400-3200 м; ниже залегают красноцветы, возраст которых не установлен. Меловые отложения несогласно перекрыты, возможно, третичными отложениями, также представленными терригенной серией. Общая мощность отложений, выполняющих грабен, превышает 4000 м.

Грабен с западной и восточной сторон ограничен крупными сбросовыми нарушениями. Восточный сброс, называемый Сальвадорским, имеет амплитуду порядка 4000 м; амплитуда западного сброса (сброс Марагажипе) в 12-13 раз меньше. Кроме двух главных нарушений выделяется ряд более мелких ступенчатых сбросов. Осадочный покров представляет в общем моноклиналь с восточным падением, на фоне которой выявлен ряд резко выраженных антиклинальных складок, ориентированных преимущественно в меридиональном направлении, часто осложненных дизъюнктивными нарушениями. В настоящее время все известные нефтяные месторождения этой области располагаются только в пределах района Реконкаво. Здесь разведано и эксплуатируется 10 нефтяных и газовых месторождений, краткие сведения о которых приведены в табл. 2, а их расположение показано на рис. 2.

Месторождение Лобато-Жоанес является самым старым нефтяным месторождением Бразилии. Здесь разведана одна тектонически экранированная залежь, экраном которой служит поверхность Сальвадорского сброса. Продуктивный горизонт приурочен к меловым отложениям и имеет мощность 18-20 м. Залежь узкой полосой (ширина 240 м) вытянута параллельно сбросу. На площади было пробурено всего 18 скважин. Все они давали небольшой дебит и были насосными.

Месторождение Кандейяс является крупнейшим по добыче месторождением Бразилии. В 1952 г. здесь было около 60 продуктивных скважин. В структурном отношении месторождение представляет собой резко асимметричную складку с крутым восточным крылом почти меридионального простирания, разбитую рядом нарушений. Нефть добывается из тонкозернистых линзовидных песков мелового возраста в интервале 600-1500 м. Максимальный дебит нефтяных скважин достигал 320 м³ в сутки.

В 1955 г. на юго-восточном погружении структуры были открыты новые богатые залежи нефти, в результате чего добыча здесь значительно увеличилась.

Месторождение Дом Джон располагается на крайнем западе грабена Реконкаво, является одним из крупнейших месторождений Бразилии, по строению сходно с месторождением Кандейяс и отличается от последнего большей мощностью и выдержанностью продуктивных горизонтов. Нефть здесь в отличие от других месторождений менее парафинистая. В 1954-1955 гг. продуктивная площадь была расширена за счет бурения в южной части складки, погруженной под воды залива Тодос ос Сантос. В 1955 г. на месторождении начато законтурное заводнение и добыча значительно возросла.

Месторождение Итапарика находится на северо-западном окончании о. Итапарика и приурочено к небольшой осложненной нарушениями антиклинали северо-западного простирания. Продуктивные горизонты залегают на глубине свыше 1200 м, средний дебит скважин 8-11 м³ в сутки.

К тектонической линии Агуа Гранде - Мата де Сан Джон, вытянутой в северо-западном направлении, приурочены три небольших нефтяных месторождения - Мата де Сан Джон, Поджука и Агуа Гранде. Поджука является чисто нефтяным месторождением, а остальные - газонефтяными. Максимальный дебит нефти в этой группе получен в Поджука и равен 81 м³ в сутки. Продуктивными горизонтами являются те же песчаные пласты, что и в Дом Джон. На юго-восточном продолжении этой линии предполагается открытие четвертого месторождения.

Небольшое месторождение Педрас расположено в 65 км к северо-востоку от Агуа Гранде. Оно интересно тем, что находится в некотором удалении от основной южной группы месторождений и здесь Появляются новые продуктивные горизонты, стратиграфически расположенные между продуктивными зонами месторождений Дом Джон и Кандейяс.

Амазонский бассейн

Этот бассейн является вторым районом Бразилии с доказанной промышленной нефтеносностью. Площадь бассейна 1 196 000 км². Район труднодоступен для проведения разведочных работ. Впервые бурение было начато здесь в 1925 г. в районе Бом Жардим на р. Тапож, где были получены горючий газ и признаки нефти, по-видимому, из девонских отложений. В последние годы был проведен значительный объем геолого-геофизических работ и пробурен ряд глубоких скважин.

В тектоническом отношении Амазонский бассейн представляет собой палеозойскую впадину широтного простирания, выполненную мощной толщей осадочных образований. Фундамент в центральной части бассейна, как установлено бурением, по-видимому, погружен на глубины 4-5 тыс. м, в то время как ранее по геофизическим данным предполагалось, что глубина залегания фундамента всего 1000 м. Возраст выполняющих впадину осадков охватывает интервал от кембрия до третичных включительно. Кембрий представлен метаморфическими породами, несогласно залегающими на фундаменте. Выше залегают обнажающиеся на северном борту впадины песчаники и сланцы силура. Девонские отложения обнажаются по бортам впадины, они вскрыты рядом глубоких скважин и представлены песчаниками и сланцами, мощность их в центре впадины более 500 м. Выше залегают богатые фауной известняки и соленосные отложения карбона с прослоями песчаников и сланцев максимальной мощностью свыше 1400 м. Отложения карбона в центральной части впадины перекрыты диабазовой формацией, мощность которой примерно 50 м. Резко несогласно залегают послепалеозойские формации, видимо, третичного возраста мощностью до 800 м.

В пределах Амазонского бассейна по имеющимся данным можно выделить две более мелкие структурные впадины. В западной части выделяется слабо изученный Верхне-Амазонский бассейн. В последние годы здесь были проведены сейсмические работы, установившие глубину залегания фундамента до 2,5 тыс. м. Данных о возрасте и типах осадков, выполняющих центральную часть Верхне-Амазонской впадины, не имеется. Полностью отсутствуют данные о западном продолжении бассейна, вследствие чего неясна его взаимосвязь с Предандийским прогибом. Далее к востоку, отделяясь от Верхне-Амазонского бассейна сравнительно узкой седловиной, расположен Манаусский бассейн (Термин «Нижне-Амазонский бассейн», применяемый рядом авторов, следует считать неудачным, поскольку в нижнем течении р. Амазонки выявлен бассейн Маражо, имеющий самостоятельное значение (см. дальше).), в котором проведен значительный объем поисковых работ и к концу 1955 г. пробурены две глубокие скважины в Нова Олинда и Алтер до Чан. Эти работы показали, что фундамент залегает на гораздо больших глубинах, чем предполагалось ранее (скважина в Алтер до Чан на глубине более 3500 м не вышла из девона), и что бассейн протягивается гораздо дальше на восток, чем представлялось по данным геофизики всего 2- 3 года назад (см. рис. 1). Все это, несомненно, значительно расширяет общую перспективность бассейна.

Немногочисленные сведения о нефтегазопроявлениях в этом регионе были известны давно. Крупные газопроявления были отмечены в 1955 г. в районе городов Манаус и Итакуатиара. Однако промышленная нефть впервые в бассейне была открыта в марте 1955 г. в скважине на структуре Нова Олинда. Месторождение приурочено к антиклинальной складке, осложненной сбросом. Структура открыта в 1950 г. сейсмикой. Размер складки по этим данным 9X3 км. Нефть получена из песчаников девонского возраста в интервале 2715-2744 м (мощность 29 м). Первоначальный дебит скважины 40 м³ в сутки. Нефть легкая, с содержанием газолина 35-40 %.

Бассейн Маражо

Расположен в нижнем течении и устье, р. Амазонки и имеет площадь 98 020 км². Впадина представляет собой крупный бассейн мезокайнозойского возраста. Фундамент вскрыт в двух скважинах - на о. Маражо на глубине 3858 м и в Бадажосе на глубине 2108 м. Самыми древними отложениями, выполняющими впадину и вскрытыми скважиной на о. Маражо, являются осадки, вероятно, мелового возраста, залегающие на докембрийском (?) фундаменте. Их мощность примерно 1000 м. Выше залегают глинистые сланцы эоцена мощностью более 830 м. Между эоценом и миоценом залегает 330-метровая толща кремнистых пород неопределенного возраста. Мощность миоцена 1450 м. Все отложения, вскрытые скважиной, представлены терригенными породами, главным образом песчаниками. Современные и плейстоценовые осадки имеют мощность около 250 м. Таким образом, общая мощность третичного комплекса превышает 2600 м.

Тектоника бассейна Маражо известна только в самых общих чертах. Сейсмикой в центральной части его выявлен грабен шириной более 100 км, вытянутый в меридиональном направлении. О нефтеносности бассейна сведений не имеется, если не считать слабые нефтепроявления в скважине, пробуренной на о. Маражо.

Бассейн Мараньян-Пиауи

Расположен в северо-восточной части Бразилии и занимает площадь 612 300 км². Изучен по сравнению с другими бассейнами гораздо лучше.

Бассейн выполнен мощной толщей верхнепалеозойских пород, мощность которых по бортам составляет 1200 м, а в центральной части увеличивается, по-видимому, до 2000-2500 м. Палеозойские отложения представлены преимущественно терригенными отложениями с прослоями доломитов, гипсов и соли. В отличие от описанных выше районов здесь присутствуют пермские отложения, с которыми, как полагают, связаны основные перспективы нефтеносности. Палеозойские осадки имеют мелководное морское происхождение, тогда как вышележащие меловые и третичные осадки, общая мощность которых 400-500 м, являются континентальными.

В структурном отношении этот район представляет собой платформенную впадину с углами падения в осадочном чехле не более 1° и с глубиной погружения фундамента в центре бассейна, по-видимому, до 3,5 тыс. м. Характер сочленения со смежными структурными элементами на севере не вполне ясен. Возможно, что выделяемый на севере по сейсмическим данным палеозойский (?) бассейн Сан Луис является продолжением бассейна Мараньян - Пиауи на север. Во впадине отмечается ряд локальных сбросов; закартировано несколько антиклинальных структур. Местами наблюдаются интрузии диабазов, прорывающих толщу пермо-карбона.

Никаких нефтепроявлений в бассейне не отмечалось. Однако в разрезе известны битуминозные сланцы, которые считаются благоприятными нефтематеринскими слоями. Две глубокие скважины, пробуренные на антиклинальных структурах, оказались сухими.

Паранский бассейн

Эта впадина представляет собой крупный осадочный бассейн, ограниченный выходами изверженных и метаморфических пород. Площадь его примерно 827 000 км². В пределах Бразилии расположены только его северная и северо-восточная части. Впадина выполнена толщей палеозойских и мезозойских отложений. Разрез осадочного комплекса начинается пачкой конгломератов (14 м), относимых к готланду (?). Выше с размывом залегает нижний девон, представленный в нижней части песчаниками, в верхней - глинистыми сланцами. Девонские породы имеют морское происхождение; их мощность 130-600 м. Непосредственно выше залегают отложения верхнего карбона, представленные терригенными породами с прослоями углей в нижней части. В верхах разреза карбона расположена довольно мощная (40-90 м) пачка битуминозных сланцев. Общая мощность верхнего карбона колеблется от 300 до 2000 м. На карбоне согласно лежат осадки нижней перми, представленные терригенными породами с прослоями известняков. Мощность 120-700 м. На нижнюю пермь с размывом ложится верхний триас, выраженный обломочными фациями. Мощность 130-350 м. Происхождение каменноугольных, пермских и триасовых осадков в основном континентально-озерное, реже - морское. Выше залегает эффузивная серия Серра Герал, покрывающая всю центральную часть впадины. Ее возраст определяется как лейас или верхний триас. Мощность этой серии 200-1000 м. Венчают разрез песчаники верхнего мела мощностью 40 м.

В структурном отношении Паранский бассейн представляет платформенную впадину, по бортам которой слои с незначительными углами (порядка 1°) падают к центру. В ее пределах картированием выявлен ряд локальных структур, на которых производилось мелкое бурение. В последнее время пробурены две глубокие скважины. Одна из них вскрыла фундамент на глубине 1521 м, другая, расположенная в более погруженной части бассейна, при забое 2643 м не вышла из девона. Обе скважины оказались сухими.

Нефтепроявления в этой области отмечались в ряде неглубоких скважин, бурившихся с целью поисков нефти, угля и воды. Небольшие притоки нефти хорошего качества получены из песков, относимых к триасу.

Северо-восточная сбросовая ступень

Этот район представляет узкую вытянутую полосу площадью около 4800 км². Его строение слабо изучено, так как детальные работы были проведены только в южной части. Самые древние отложения, известные в районе и обнаженные вдоль р. Сан-Франциско, представлены богатыми фауной известняками, переслаивающимися со сланцами и песчаниками. Их возраст, вероятно, триасовый, мощность небольшая. Триас перекрыт песчаниками и сланцами мелового возраста, в которых встречаются прослои известняков с фауной. Мощность этой серии 900-1800 м. Эта толща перекрыта известняками мощностью около 750 м, относимыми к верхнему мелу.

Меловые отложения перекрываются грубыми песками и гравелитами третичного возраста (мощность 100 м и более). Таким образом, максимальная мощность осадков в этой области, по-видимому, достигает 3500-4000 м.

В тектоническом отношении эта область представляет сбросовую ступень, образовавшуюся в результате раскола фундамента и резкого опускания прибрежной полосы. В региональном плане осадочные слои имеют моноклинальное залегание с падением на восток. Угол падения слоев 5-20°. Моноклиналь осложнена рядом локальных сбросов, которые особенно часто встречаются вблизи контакта осадочных пород с фундаментом. Отмечен также ряд антиклинальных складок.

Нефть в этом районе не добывается. Было пробурено около 20 глубоких скважин; почти во всех из них отмечались нефтепроявления. В одной скважине был встречен тонкий прослой песчаника, насыщенный нефтью. Однако хороших коллекторов обнаружено не было, и скважина оставлена как непромышленная.

Общие перспективы нефтегазоносности Бразилии

Из рассмотрения геологического строения Бразилии видно, что она обладает большими возможностями для открытия в ближайшем будущем новых крупных нефтяных месторождений. Эти возможности вытекают из наличия на ее территории крупных осадочных бассейнов, общая площадь которых превышает 2800 тыс. км². Открытие нефти в Нова Олинда, установление гораздо большей мощности осадочного покрова и расширения бассейна на восток резко повысили перспективы Амазонской впадины, которая сейчас является первоочередным объектом разведки. Перспективными здесь являются девонские и отчасти каменноугольные отложения. Весьма большими перспективами обладают бассейны Мараньян-Пиауи и Паранский. В первом из них перспективы связывают главным образом с отложениями перми, а также девона и карбона, которые имеют морское происхождение. В Паранском бассейне интересен в нефтегазоносном отношении крупный стратиграфический интервал от девона до триаса. В бассейне Маражо в нефтеносном отношении перспективны верхнемеловые и третичные отложения. Северо-восточная и почти не изученная восточная прибрежные зоны сбросовых ступеней, несомненно, также обладают известными перспективами. Некоторое расширение добычи может быть достигнуто за счет доразведки старого нефтеносного района Байя.

Таблица 1 Добыча нефти и газа в Бразилии

Год	Добыча нефти, тыс. м^3	Добыча газа, тыс. м^3	Потребление** нефтепродуктов, тыс. м^3
1939-1950	156,5	22 416	Данных не имеется
1951	110,5	7 072	6 096
1952	120,0	6 494	7 104
1953	146,5	25 859	8 032
1954	158,6	60 393	9 200
1955	323,5	59 922	10 512
Первое полугодие 1956	203,9*	Нет данных
Всего добыто на 1 /VII 1956 г.	1219,5	182 156

* Получено пересчетным путем по данным среднесуточной добычи на 30/VII 1956 г.

** По данным World Oil, 1955, VI, vol, 140, №7; Petroleum Press Service, 1956, vol. 23, №2.

Таблица 2 Нефтяные месторождения Бразилии

Наименование месторождения	Год открытия	Возраст продуктивных горизонтов	Средняя глубина залегания продуктивных горизонтов, м	Средний дебит, м^3/сутки	Качество нефти	Примечание
Нефтяной район Реконкаво
Лобато-Жоанес	1939	Мел		Небольшой, все скважины насосные	Парафинистая, уд. вес 0,865
Итапарика	1942	»	1300	8-11	Парафинистая, уд. вес. 0,876
Кандейяс	1941		600-1500	Начальный дебит 320	Парафинистая, уд. вес. 0,865	С 1954 г. для поддержания давления применяется закачка газа
Дом Джон	1947	”	240-330		Малопарафинистая, легкая	С 1954 г. применяется закачка воды
Парамирим	1951		Сведений нет
Агуа Гранде	1952	„	200	45	Уд. вес 0,82
Мата де Сан Джон	1952		420	16	Уд. вес 0,82
Педрас	1952		Данных пока нет			Получен газ
Поджука Централ	1953	Мел (формация Санта Атага)	1370	81	Уд. вес 0,82
Арату	Небольшое газовое месторождение; сведений не имеется
Амазонский бассейн
Нова Олинда	1955	Девон (?)	2715-2744	40	Уд. вес 0,82

Рис. 1. Тектоническая схема Бразилии.

1-докембрийские кристаллические массивы: I-Гвианский; II-Центральный; III-Восточно-Бразильский; 2-изогипсы по поверхности докембрийского фундамента (по данным геофизики и бурения на 1954 г.); 3 - глубокие скважины, пробуренные в 1952-1956 г.: 1-Ново Олинда, глубина 2718 м, забой в отложениях девона; 2-Алмердо Чан, глубина 3623 м, забой в отложениях девона; 3-Куруру на о. Маражо, вскрыла фундамент на абс. отм. -3858 м; 4- Бадажос, вскрыла фундамент на абс. отм. -2108 м; 5-Лимоэйро I, глубина 4027 м, забой в отложениях эоцена; 6-Каролина I, вскрыла фундамент на абс. отм. -963 м; 7-Риачан I, вскрыла фундамент на абс. отм. -1600 м; 8-Жакарезиньо I, глубина 2643 м, забой в отложениях девона (?); 9-Карлота Пренц I, вскрыла фундамент на абс. отм.-865 м (общая глубина 1521 м); 10-Сан Педро, вскрыла фундамент на абс. отм. около -900 м.

Палеозойские осадочные бассейны:

IV - Верхне-Амазонский; V - Манаусский; VI - Сан Луис; палеозойско-мезозойские осадочные бассейны: VII - Мараньян Пиауи; VIII - Паранский; мезозойские осадочные бассейны: IX – грабен Байя; X-северо-восточная сбросовая ступень; третичные осадочные бассейны: XI-Маражо; XII - Восточная сбросовая степень.

Рис. 2. Обзорная карта нефтяных месторождений района Реконкаво.

1-сброс Марагажипе; 2 - Сальвадорский сброс; нефтяные месторождения; 3-Лобато-Жоанес; 4 - Итапарика; 5 -Капдейас; 6-Дом Джон; 7 -Парамиром; 8-Агуа-Гранде; 9-Мата де Сан-Джон; 10-Поджука Централ; 11 - Арату; 12- Педрас.