К оглавлению
Некоторые
закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений в районе Голф Коста
и Прикаспийской
впадины
Л. В. КАЛАМКАРОВ
Многими советскими и зарубежными учеными отмечалось сходство
геологического строения Прикаспийской впадины СССР и района Голф Коста
(Примексиканская впадина) США. Район Голф Коста является одним из богатейших
нефтегазоносных районов. В нем сосредоточено 4610 млрд, м3 (66,5% запасов) газа США; ежегодно добывается до 210- 230
млрд, м3 газа и до 70 млн. т нефти. Если учесть, что по своим размерам район Голф Коста
уступает Прикаспийской впадине, сопоставление и совместное сравнительное изучение
этих двух районов представляют большой практический интерес.
Прикаспийская
впадина является обширной депрессией Русской платформы, активно погружавшейся в
течение палеозоя и мезо-кайнозоя. В это же время испытывала погружение и
впадина Голф Коста.
Прикаспийская
впадина и район Голф Коста выполнены огромной толщей мезозойских и кайнозойских
осадков, осложненной соляными куполами. Мощность осадочного комплекса в
обеих впадинах достигает 10-12 км. В отличие от Голф
Коста соляные купола Прикаспия распространены более равномерно по территории
впадины. В обоих районах соляные купола разнообразны по форме и по размерам. В
строении и форме соляных куполов обоих районов, наряду с некоторыми
существенными различиями, имеется много общего.
Как в Голф Косте,
так и в Прикаспии рост соляных куполов связан с подъемом соляных масс пермского
возраста. Сходство проявляется в строении и форме соляных ядер, в структуре
надсолевых пород, в многообразии типов ловушек, приуроченных к соляным куполам,
в распределении сбросовых нарушений и т. д. В отличие от Голф Коста в Прикаспии
дислоцированы как присводовые участки соляных куполов, так и межкупольные зоны.
Кроме того, в Голф Косте размеры верхних частей соляных куполов сравнительно
невелики (0,8-3,5 км в диаметре), в
Прикаспии же, как правило, они составляют от 500 до 1500 км.
Продуктивными
отложениями Прикаспийской впадины и района Голф Коста являются осадки юры, мела
и третичной системы. Однако в Голф Косте, в отличие от Прикаспия, основную роль
в добыче нефти и газа играют третичные, а затем меловые и юрские отложения. В
разрезе нижнего мела Голф Коста преобладают карбонатные породы; для нижнего
мела Прикаспия характерно развитие терригенных образований.
Сходство обоих
районов проявляется в тектоническом строении и в размещении месторождений нефти
и газа на их территориях.
В пределах Голф
Коста нефтяные и газовые месторождения распределены по всей площади впадины -
от внешних границ на суше до континентального шельфа в водах залива (см.
рисунок). Однако большинство месторождений расположено в западной, юго-западной
и центральной частях района. Наибольшее промышленное значение имеют залежи
нефти в неогене и в серии Голф (верхний мел). Кроме того, нефть и газ
встречаются в подстилающих породах от кембрия до карбона. Продуктивные
горизонты залегают на глубинах от нескольких метров до 6500 м.
Нефть и газ
аккумулируются главным образом в песчанистых породах, а также в глинистых
отложениях и известняках кепрока соляных куполов. Наиболее крупные
месторождения нефти и газа связаны с районами, в которых коллектором является
песок (30-50%). Наиболее нефтесодержащими являются песчаники миоцена. Иногда
нефть и газ встречаются в подводных вулканогенных и метаморфизованных
изверженных породах.
Неоднородность
строения впадины Голф Коста и различные осложняющие ее структурные формы
обусловили большое разнообразие зон нефтегазонакопления. Нефтяные и газовые
месторождения в районе Голф Коста связаны со структурами, осложненными
движением соли, зонами структурных поднятий и прогибов, структурными террасами
и нарушенными антиклинальными складками.
Значительное
количество месторождений нефти и газа приурочено к соляным куполам. Последние
протягиваются вдоль побережья Мексиканского залива в штатах Техас, Луизиана и
Миссисипи, продолжаются под водой в прибрежной части континентального шельфа, а
также группируются по бортам впадин Рио-Гранде, северо-восточного Техаса
(прогиб Тайлер) и в юго-восточной части впадины Миссисипского залива. Ловушки в
этих соляных куполах образовались в результате сложной комбинации сбросов,
надвигов, выклинивания, экранирования и т. п.
Наибольшее
количество продуктивных соляных куполов в районе Голф Коста сосредоточено на
побережье и в прибрежной части континентального шельфа Мексиканского залива.
Наряду с месторождениями соляных куполов, большое промышленное значение имеют
газонефтяные и особенно крупные газоконденсатные месторождения, встречающиеся в
межкупольных пространствах и связанные с погребенными структурами.
Строение впадины
Голф Коста осложняют отдельные крупные тектонические элементы - поднятия и
прогибы. К первым относятся поднятие Окала, Полуостровной свод, поднятие
Центральной Джорджии и др.; ко вторым - впадина северо-восточного Техаса,
впадина Северной Луизианы, бассейн Деша и др. Погребенными сводовыми поднятиями
платформенного типа являются поднятия Себин и Монро.
Все эти крупные
тектонические элементы, как правило, осложнены брахиантиклинальными и
куполовидными складками, а в некоторых областях солянокупольными структурами.
Крупнейшие
месторождения нефти и газа в районе Голф Коста приурочены к региональным
погребенным сводовым поднятиям Себин и Монро. На западном борту свода Себин, в
переходной зоне к восточному склону прогиба Тайлер, расположено открытое в 1930
г. крупнейшее в США нефтяное месторождение Ист-Техас с запасами 800 млн. м3 (продуктивен песчаник Вудбайн, верхнего
мела). Ближе к сводовой части поднятия Себин расположено большое газовое
месторождение Картедж, которое занимает почти весь округ Панола (96 000 га) и содержит 140 млрд, м3 природного газа (продуктивны две зоны
известняков Петтет нижнего мела). В этом же районе разрабатывается еще
несколько газовых и газоконденсатных месторождений - Безони, Джоквин,
Хукслей и др.
На северном борту
свода Себин расположены крупные нефтяные месторождения Кадро, Родесса и к
юго-западу от них газонефтяное месторождение Вудлаун и др. На восточном и
юго-восточном борту поднятия Себин находятся газовые и газонефтяные
месторождения Слиго, Елм Гров Де-Сото, Ред Ривер и др.
В сводовой части
поднятия Монро располагается большое газовое месторождение Монро (продуктивны
песчаники верхнего мела, свиты Тайлер и Наварро), а ближе к южному борту
поднятия находятся меньшее по размерам газовое месторождение Ричланд и нефтяное
месторождение Делфи Виг Крик.
К юго-востоку от
поднятия Монро на своде купола Джексон размещается крупное газовое
месторождение Джексон.
Часть нефтяных и
газовых месторождений в районе Голф Коста приурочена к крупным отрицательным
структурам, таким как впадины северо-восточного Техаса и Северной Луизианы.
Особенный интерес представляет впадина северо-восточного Техаса, генетически
связанная с поднятием Себин и осложненная соляными куполами,
брахиантиклинальными и куполовидными поднятиями, к которым приурочены
месторождения нефти и газа Лонг Лейк, Ван, Куитмен, Мериджел, Хоуп, Питсбург и
др.
Значительное
количество нефтяных и газовых месторождений связано с зонами разломов и
флексур. Внешная зона разломов (Балконес, Мексия - Талко, Люлинг, Арканзас,
Пиккенс - Куитмен - Джильбертаун) охватывает дугой с юго- запада, запада и
севера впадину Голф Коста.
Месторождения
приурочены к моноклиналям, экранирующим сбросам и к связанным со сбросами
нарушенным брахиантиклиналям и куполообразным поднятиям. В этой же зоне
расположены месторождения Люлинг, Мексия, Пауэлл, Талко и др.
К внутренней зоне
разломов относятся системы Сэм Фордайс - Бивилл, Батон Рудж и параллельные им
флексуры южной прибрежной полосы, а также система Энтерпрайз, расположенная в
восточном Техасе. С этой зоной связаны нефтегазонакопления, приуроченные к
антиклинальным поднятиям.
Большое значение в
образовании ловушек, а следовательно, и размещении месторождений в Голф Косте,
имеют литологические факторы. Наиболее ярким примером является район южного
Техаса, где нефтяные залежи приурочны к ловушкам, связанным с выклиниванием
песков Иегуа-Джексон (эоцен) и Фрайо-Виксбург (олигоцен). К такому типу
относятся месторождения Армстронг, Говернмент Уэллс, Пиккет-Ридж и др.
Все изложенное
выше позволяет выделить для района Голф Коста следующие зоны
нефтегазонакопления:
1.
связанные с погребенными сводовыми поднятиями
платформенного типа -Себин и Монро;
2.
связанные с солянокупольными структурами;
3.
приуроченные к разломам внешним и внутренним;
4.
связанные с региональным выклиниванием песчаных толщ.
Область
Прикаспийской впадины со всех сторон окружена районами, в которых с давних пор
известны и успешно разрабатываются промышленные месторождения нефти и газа. На
западе и северо-западе располагаются промысловые площади Астраханской,
Волгоградской и Саратовской областей. В прилегающих к Прикаспийской впадине
районах Саратовского Поволжья и Волгоградской области открыты и разрабатываются
Степновское и Коробковское месторождения. Севернее находятся месторождения
Куйбышевской и Оренбургской областей, Башкирии и Татарии. Перспективные площади
Актюбин- ского Приуралья примыкают к Прикаспию с северо-востока. В пределах
самой впадины наряду с обильными нефтегазопроявления- ми имеются
эксплуатируемые нефтяные месторождения Эмбенского нефтеносного района. У юго-восточного
борта Прикаспийской впадины недавно открыты нефтяные месторождения Прорва и
Кенкияк, а в пределах Гурьевской области на Южном Мангышлаке - месторождения
Жетыбай и Узень.
Размещение
нефтяных и газовых месторождений связано с геологическими условиями, влияющими
на образование скоплений нефти и газа. Учитывая сходство геологического
строения районов Голф Коста и Прикаспия, можно предполагать, что условия эти в
Прикаспийской впадине во многом подобны условиям Голф Коста. Например,
промышленные месторождения нефти, приуроченные к соляным куполам, уже давно
разрабатываются на Эмбе (Доссор, Манат, Пекине, Косчагыл, Женгельды, Байчунас,
Алтын- куль и др.).
Значительное число
крупных структурных элементов Прикаспийской впадины и ее обрамлений, как и в
районе Голф Коста, осложнено брахиантиклинальными, куполообразными и
антиклинальными складками, локальными поднятиями платформенного типа, с
которыми во многих случаях связаны или промышленные залежи нефти и газа или
нефтегазопроявления. Примером служат западная и северная бортовые зоны, а также
расположенные за пределами Прикаспийской впадины Промыслово-Бузгинское,
Озек-Суатские поднятия и др.
Соляные купола
распространены по всей территории Прикаспийской впадины, однако наиболее
развиты они в восточной части ее.
М.П. Казаков [4]
на схеме тектонического строения Прикаспийской впадины выделяет крупные
тектонические элементы мезокайнозойского комплекса. К ним относятся поднятия
Аралсорское, Зауральское, Сагизское, Новобогатинское и др., а также прогибы
Новоузенский, Утвинский, Жаксыбайский, Гурьевский, Эмбенско-Сагизский и др.
Именно с этими крупными структурами связаны зоны газонефтенакопления.
Сопоставление
распределения газонефтепроявлений, нефтяных и газовых месторождений
Прикаспийской впадины с региональной тектоникой показало, что почти все
известные газонефтепроявления приурочены, как правило, к крупным поднятиям в
мезо-кайнозойской толще (Аралсорское, Зауральское, Новобогатинское и др.).
Например, в Аралсорской зоне все известные газонефтепроявления располагаются в
краевых частях. То же самое отмечается и для Эмбенской нефтеносной области, где
основные месторождения нефти приурочены к крыльям крупных мезокайнозойских
поднятий типа Жаркамысского и Сагизского.
В районе Голф
Коста газовые месторождения приурочены в основном к более приподнятым частям
сводов Себин и Монро, а нефтяные и газонефтяные месторождения сосредоточены в
краевых частях по бортам этих поднятий. В Прикаспийской впадине можно ожидать
такую же закономерность.
Наличие в районе
Голф Коста высокодебитных газовых и газоконденсатных месторождений позволяет
предполагать, что и в центральных зонах Прикаспийской впадины (Аралсорской,
Зауральской, Новобогатинской), где наблюдаются большая мощность продуктивных
толщ и значительный интервал газонефтеносности (включающий верхний палеозой,
мезозой и кайнозой), будут встречены такие же месторождения.
Таким образом, в
Прикаспийской впадине наиболее перспективными на нефть и газ можно считать
склоны крупных сводовых поднятий платформенного типа в мезозойских и, вероятно,
палеозойских отложениях. К этим зонам приурочены многочисленные
газонефтепроявления в центральных районах Прикаспия.
Путем
сопоставления геологического строения Прикаспийской впадины с районом Голф
Коста и общих геологических закономерностей можно выделить в пределах
Прикаспийской впадины и прилегающих областей следующие зоны
газонефтенакопления:
1.
связанные с пологими поднятиями и прогибами
мезо-кайнозойского комплекса осложненными солянокупольными структурами
(Аралсорское, Зауральское, Новобогатинское и другие поднятия; Гурьевский,
Новоузенский, Эмбенский, Жаксы- байский и другие прогибы);
2.
связанные с локальными поднятиями платформенного типа,
антиклинальными складками, соляными антиклиналями, разрывами и флексурами,
осложняющими бортовые части впадины;
3.
связанные с крупными палеозойскими складками, осложненными
или не осложненными соляной тектоникой (Приэмбенский прогиб, Бузачинская зона и
др.);
4.
связанные с локальными поднятиями платформенного типа
(Астраханское, Прамыслово-Бузгинское, Озек-Суатские).
Все эти зоны можно
объединить в две области.
1.
Область распространения соляных куполов (Сагизское,
Жаркомысское, Новобогатинское, Зауральское и Аралсорское поднятия; Гурьевский,
Эмбенский, Новоузенский, Утвинский, Жаксыбайский, Ментекеский и Приэмбенский
прогибы).
2.
Область распространения антиклинальных складок.
В районе Голф
Коста трудно выделить ясно выраженные пояса преимущественной нефте- или
газоносности, но все же можно отметить, что по периферии, особенно с
юго-запада, запада, северо-запада и севера, впадину обрамляет пояс
преимущественной нефтеносности (см. рисунок). Ближе к центру впадины, на
северном ее склоне, в зоне сводовых поднятий Себин, Монро и др. намечается
область преимущественной газоносности и, наконец, на юге в районе побережья и
прибрежной части континентального шельфа намечается нефтегазоносный пояс.
Вопросам геологии
и нефтегазоносности Прикаспийской впадины посвящены труды многих исследователей
[1, 2, 4, 5, 9, 10]. В работах М.М. Чарыгина, М.П. Казакова, Ю.М. Васильева
неоднократно подчеркивалась зональность распределения месторождений нефти и
газа в Северном Прикаспии.
В пределах склонов
Воронежского и Волго-Уральского сводов, обращенных в сторону Прикаспийской
впадины, четко выявляется зона преимущественной нефтеносности. Эта зона
обеспечивает значительную часть добычи нефти в СССР (месторождения Татарии,
Башкирии, Куйбышевского Заволжья и др.); она в виде дуги обрамляет
территорию Прикаспийской впадины с запада, северо-запада и севера, т. е.
аналогично первому поясу в районе Голф Коста.
К востоку и югу от
зоны преимущественной нефтеносности уже на бортах Прикаспийской впадины
выделяется нефтегазоносная зона. В эту зону входят нефтяные, газонефтяные и
газовые месторождения Саратовского района, Актюбинского Приуралья, Северной и
Южной Эмбы и др.
В центральной
части Прикаспийской впадины, так же как и в районе Голф Коста, по имеющимся
фактическим данным намечается зона преимущественной газоносности, о чем
свидетельствуют многочисленные газопроявления в междуречье Волги и Урала и уже
открытые богатые газом месторождения Степновской зоны в Саратовском Заволжье.
Используя
выведенные общие закономерности; распределения нефти и газа в районах Голф
Коста и Прикаспия, следует особенное внимание уделить разведке и, изучению тех
районов Прикаспийской впадины, которые можно считать наиболее перспективными и
имеющими благоприятные условия для нефтегазонакопления. Помимо изученных
районов, где ведется добыча нефти (Эмба и др.) или где недавно открыты крупные
нефтяные месторождения (Мангышлак), к таким областям в пepвую очередь
относятся Аралсорская, Зауральская, Новобогатинская зоны, расположенные во
внутренних частях Прикаспийской впадины.
Следует отметить
разную степень изученности бортовых и центральных частей Прикаспийской впадины.
Бортовые зоны впадины более или менее изучены и продолжают изучаться, тогда как
центральные зоны Прикаспия и особенно районы междуречья Волги и Урала
исследуются недостаточно. В то же время, как отмечалось выше, в центральных
зонах Голф Коста расположены наиболее крупные по размерам и по добыче
месторождения нефти (Ист Техас, Родесса, Каддо и др.) и газа (Картедж, Монро,
Ричланд, Джексон и др.), приуроченные, как правило, к региональным погребенным
сводовым поднятиям. Полученный за последнее время фактический материал, в том
числе интенсивный выброс газа высотой 80 м на параметрической скв. 27 в Порт-Артуре,
нефть в Гран-Мартышах и др., позволяет утверждать, что одним из главных
объектов поисково-разведочных работ в Прикаспин должны являться центральные
районы и в первую очередь зоны интенсивных газонефтепроявлений. В этих районах
следует ожидать крупные скопления газа и нефти, связанные с обширными
поднятиями платформенного типа в мезозойских и палеозойских отложениях.
Помимо центральных
зон Прикаспийской впадины большой интерес представляют также Северная бортовая
зона и платформенный склон Предуральского передового прогиба, Бузачинская,
Промыслово-Бузгинская и Озек-Суатская зоны.
В объеме статьи
нельзя детально осветить тектонику районов Прикаспийской впадины и Голф Коста,
сделать более подробный анализ геолого-тектонических и
литолого-стратиграфических факторов, влияющих на распределение нефтяных и
газовых месторождений в этих районах.
Однако, принимая
во внимание все вышеизложенное и учитывая несомненное сходство районов, можно
сделать вывод, что район Прикаспийской впадины, превосходящий по размерам район
Голф Коста, должен обладать значительными еще не вскрытыми ресурсами нефти и
особенно газа. В связи с этим одной из важнейших задач является быстрейшее
завершение работ по региональному геологическому и геофизическому изучению
территории Прикаспийской впадины, особенно ее центральных районов.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Авров В.Я. О процессах
нефтенакопления в солянокупольных структурах Прикаспийской депрессии. ДАН СССР,
т. 77, № 4, 1951.
2.
Айзенштадт Г.Е.-А. К вопросу
об оценке перспектив нефтегазоносности солянокупольной области Северного
Прикаспия. Геол. сб., № 5, Гостоптехиздат, 1960.
3.
Бакиров А.А.
Нефтегазоносные области Америки. Госгеолтехиздат, 1959.
4.
Казаков М.П., Чарыгин М.М., Быков
Р.И., Васильев Ю. М. и др. Тектоническое строение и перспективы
нефтегазоносности Прикаспийской впадины. Гостоптехиздат, 1958.
5.
Калинин Н.А. Основные закономерности в
морфологии и нефтеносности соляных куполов Западного Казахстана. Геология нефти,
1958, № 9.
6.
Леворсен А.И. Геология нефти, Гостоптехиздат, 1958.
7.
Левинсон В.Г. Основные зоны нефтегазонакопления бассейна
Мексиканского залива. ННТ, геол., ГОСИНТИ, 1960.
8.
Муррей Г.Е.
Геологические условия залегания нефти и газа в прибрежной провинции Голф (США).
XX Междунар. геол. конгресс, т. 3, Гостоптехиздат, 1959.
9.
Неволин Н.В. Тектоника и
перспективы нефтегазоносности Западного Казахстана. Гостоптехиздат, 1961.
10. ЭвентовЯ.С. Перспективы нефтегазоносности
западной части Прикаспийской впадины. Очерки по геологии СССР, Тр. ВНИГРИ, т.
3, вып. III, 1957.
11. Bull, of the Amer.
Ass. of Petrol. Geol., № 6, p. 1192-1282, 1956; № 2, p.
339-370, 1958.
12. Rennet
K. Landes. Petroleum Geology. Second printing, October, 1953, Printed
in the USA.
13. The Oil and Gas
Journal, № 6, p. 138-142,1959; №
4, p. 163-168, 224-229, 1958; №
44, p. 109-116, 1957.
МИНХ и ГП им. И. M.
Губкина
