Месторождения и геология Мексиканского залива


 

 

Этот нефтегазоносный бассейн располагается в пределах одной из крупнейших впадин земной коры, наиболее прогнутая часть которой занята водами Мексиканского залива. Впадина имеет почти изометрическую форму диаметром около 1 800 км и выполнена кайнозойскими и мезозойскими отложениями мощностью до 15 км. Наземная часть бассейна занимает Примексиканскую низменность и расположена на территории южных штатов США (Техаса, Луизианы, Арканзаса, Миссисипи, частично Алабамы, Джорджии и Флориды) и Мексики (штаты Тамаулипас, Веракрус, Табаско). На юго-востоке он ограничен разломом, отделяющим его от Антильской геосинклинальной системы.

На севере бассейн обрамляется выходами палеозойских отложений в складчатых системах Аппалачей и Уошито или выступами докембрийского фундамента (своды Нашвилл и Паскола); на северо-западе соединяется с Пермским бассейном, на востоке его граница проходит через свод Окала Флориды; западное и южное обрамление бассейна образовано ларамийским горным сооружением Восточной Сьерра-Мадре. Наземная часть осложнена рядом прогибов и поднятий. Субаквальная часть бассейна включает шельф, континентальный склон и абиссальную равнину с глубиной дна до 4 км. Для всего бассейна в целом характерно проявление соляной тектоники с солью раннеюрского или пермского возраста.

Нефтегазоносность связана с миоценовыми, палеогеновыми и меловыми, в меньшей степени плиоценовыми и юрскими отложениями. Коллекторами являются преимущественно песчаники для кайнозойских и известняки для меловых пород. На северо-западе нефтегазоносны также песчаники и известняки карбона и ордовика. Большая часть месторождений нефти и газа связана с локальными поднятиями платформенного типа, солянокупольными структурами и зонами выклинивания песчаных отложений. В мексиканской части известны также нефтяные месторождения, приуроченные к антиклиналям линейной складчатости и протяженным рифогенным зонам. В нефтегазоносном бассейне Мексиканского залива известно несколько месторождений-гигантов (нефти – Ист-Техас, газа – Монро, Картидж и др.).

Добыча нефти в бассейне на территории Мексики ведется с начала XX в. (район Тампико), на территории США – с 1920-х гг. Ее быстрому росту благоприятствовала возможность использовать морской транспорт для перевозки нефти. Природный газ добывается интенсивно со времен Второй мировой войны. С 1960–1970-х гг. в бассейне ведется подводное бурение для получения нефти и газа на береговой отмели штатов США – Техас и Луизиана, где запасы нефти ранее оценивались в 374 млн тонн.

К настоящему времени здесь выявлено около 5 000 нефтяных и почти 4 000 газовых разновеликих месторождений. По направлению к внешней (экваториальной) части бассейна происходит омоложение нефтегазосодержащих горизонтов от верхней юры до плейстоцена. В этом же направлении увеличивается глубина залегания углеводородных скоплений от нескольких сотен метров до 6 500 м. Нефти внешней зоны в основном легкие, малосернистые. Лишь в районах, где их залежи связаны с кепроками соляных куполов, содержание серы в нефтях возрастает. Во внутренней, континентальной зоне бассейна преобладают нефти средней плотности, иногда высокосернистые. По групповому составу нефти метаново-нафтеновые. В составе газов отмечается небольшое количество гомологов метана и высокое содержание газового конденсата.

Тектоническое строение Мексиканского залива и нефтегазоносность отдельных зон

Бассейн Мексиканского залива разделяется на следующие крупные элементы: 1) впадину Мексиканского залива; 2) предкордильерские краевые прогибы; 3) Багамско-Кубинский краевой прогиб; 4) зону краевых прогибов Уошитской и Аппалачской складчатых систем и примыкающую к ней небольшую окраину докембрийской платформы.

Впадина Мексиканского залива занимает наибольшую часть рассматриваемого бассейна. Основная средняя часть впадины располагается под водами одноименного залива, в котором выделяется зона шельфа, континентальный склон и глубоководная котловина Сигсби, ограниченная крутыми уступами Сигсби, Флорида и Кампече.

Континентальная окраина впадины, выделяющаяся в США и Мексике под названием Галф-Кост, входит в состав эпигерцинской Северо-Американской плиты. Платформенный осадочный чехол образует в целом обширную и пологую мегамоноклиналь. Структура последней осложнена погребенными поднятиями, прогибами и зонами региональных разломов. Основные зоны разломов группируются в два пояса – Северный и Южный. Простирание первого меняется с северо-восточного на широтное и затем на юго-восточное. Этот пояс состоит из следующих зон региональных разломов: Балконес и Люлинг-Дарст-Крик (на северо-западе), Мексиа-Талко (на северо-западе и севере), Южно-Арканзасской (на севере) и Пикенс-Джильбертаун (на юго-востоке). Южный пояс также включает ряд зон региональных разломов, из которых наиболее значительны Сэм-Фордайс-Вандербилт в северо-западной части пояса и Типитайт-Батон-Руж – в средней. Местами разломы в этом поясе замещаются флексурами.

Между Северным и Южным поясами разломов обособляется целый ряд поднятых и погруженных элементов. Первые представлены (с запада на восток) поднятием Сан-Маркос, сводами Сабин и Монро, и далее поднятиями Джексон и Уиггинс. Самые крупные из них – своды Монро и Сабин. Диаметр последнего равен 150 км. Наибольшей вертикальной амплитудой характеризуется поднятие Джексон (около 300 м по подошве нижнего мела). Поднятия Сан-Маркос и Уиггинс нечетко выражены в структурном плане.

В северо-западной части Галф-Коста находится прогиб Рио-Гранде, представляющий полувпадину, вытянутую в северо-западном направлении и открывающуюся на юго-восток в Мексиканский залив. Еще три прогиба – Тайлер (Восточно-Техасский), Северо-Луизианский и Миссисипский – располагаются соответственно западнее свода Сабин, между сводами Сабин и Монро и между сводом Монро и поднятием Уиггинс. Наибольшее развитие диапиризма на территории Северного Галф-Коста имеет место в регионе, охватывающем южные районы штатов Техас и Луизиана и распространяющемся на юг подводами Мексиканского залива до уступа Сигсби. В шельфовой части этого региона наряду с соляными установлены в большом количестве глиняные диапиры. Северная периферия региона частично совмещается с Южным поясом разломов.

В мексиканской части Галф-Коста также выделяется ряд поднятий и прогибов. Наиболее крупные поднятия (с севера на юг) – Эль-Бурро-Пикачос, Коауила, Тамаулипас и Юкатанское. Поднятия Тамаулипас и Коауила представляют собой краевые поднятия эпигерцинской плиты. На севере западной и южной частей Галф-Коста выделяются прогибы Сабинас и Бургос (Северо-Восточный). Первый из них заключен между поднятиями Коауила и Эль-Бурро-Пикачос, а второй располагается в низовьях р. Рио‑Гранде и открывается в Мексиканский залив. На юго-западе и юге мексиканской части Галф-Коста обособляются поперечные окраинные прогибы эпигерцинской плиты: Тукспан, Вера-Крус, Салина-дель-Истмо и Макуспана-Кампече. Разрез осадочного чехла Галф-Коста наиболее изучен в его северной части. Здесь он начинается красноцветными отложениями предположительно пермско-триасового возраста, перекрывающими герцинское складчатое основание с резким угловым несогласием. Выше залегает толща эвапоритов, относящаяся скорее всего к верхнему триасу – средней юре. Верхняя юра представлена известняками и терригенными образованиями. Общая мощность юрских пород оценивается в 2–2,5 км. Нижний мел выражен базальной пачкой песчаников, а в остальной своей части – преимущественно карбонатными породами. Верхний мел характеризуется трехчленным строением: между верхней и нижней песчано-глинистыми толщами заключены карбонатные породы. Мощность меловых отложений в северном Галф-Косте определяется в 2,5–4 км.

Кайнозойские отложения на западе Северного Галф-Коста (штаты Флорида, Алабама) представлены преимущественно карбонатными породами, а в остальной его части – гораздо более мощными терригенными толщами. В области их распространения с севера на юг глинисто-песчаные аллювиальные, дельтовые и лагунные отложения сменяются все более глубоководными морскими, в которых возрастает содержание глин, а в палеогеновой части разреза появляются пачки мергелей. Максимальная мощность палеогена отмечается в прибрежных районах штата Техас (до 7 км), неогена – у побережья штата Луизиана (около 8 км) и плейстоцена – южнее побережья штата Луизиана, у внешней окраины шельфа (до 3 км). Общая мощность осадочного чехла возрастает в Северном Галф-Косте к Мексиканскому заливу, достигая наибольших значений (возможно, свыше 15 км) на побережье штата Луизиана и в смежной части шельфа.

Строение центральной глубоководной части впадины Мексиканского залива изучено недостаточно. В середине ее осадочный чехол подстилается базальтовым слоем. От Северного Галф-Коста на юг мощность осадочного чехла убывает и в котловине Сигсби, по данным геофизических исследований, не превышает 5–6 км, а еще южнее к Юкатанскому поднятию она сокращается до 1–3 км. В котловине Сигсби, главным образом около уступа Кампече, геофизическими работами были выявлены многочисленные локальные поднятия, большинство которых выражено в рельефе морского дна. Предположение о том, что эти поднятия представляют собой соляные диапиры, подтверждено бурением. Скважина, заложенная на одном из таких поднятий при глубине моря 3 572 м, вскрыла разрез осадочного чехла мощностью 144 м и вошла в зону кепрока, сложенную карбонатными и эвапоритовыми породами юры, насыщенными нефтью и газом.

Предкордильерские краевые прогибы являются небольшими элементами бассейна, расположенными в его южной и западной окраинах. Из изолированных друг от друга прогибов наиболее широкий – Чиапас – располагается на территории Мексики, Гватемалы и Белиза. Он примыкает к окраинным прогибам эпигерцинской плиты Салина-дель-Истмо и Макуспана-Кампече. Краевые прогибы Чиконтепек и Паррас находятся между западным складчатым обрамлением бассейна и соответственно поднятиями Тамаулипас и Коауила.

Багамско-Кубинский краевой прогиб сформировался перед Кубинско-Северогаитянским мегантиклинорием, в сочленении последнего с устойчивым элементом, так называемой Багамской «платформой». На современной суше располагается только внутренний борт этого прогиба. Он образован породами мела-плиоцена.

Зона краевых прогибов Уошитской и Аппалачской складчатых систем с примыкающей к ней небольшой юго-восточной окраиной докембрийской платформы представляет собой самую северную часть бассейна Мексиканского залива. Крайний западный элемент этой зоны – выходящий на дневную поверхность предуошитский прогиб Аркома (Арканзасский), а крайний восточный – общий для юго-западной части Аппалачской и восточной части Уошитской складчатых систем прогиб Блек-Уорриор. На значительном протяжении зона краевых прогибов перекрыта наложенной Миссисипской гемисинеклизой, сформированной полого залегающим комплексом, распространяющимся в северном направлении на древнюю Северо-Американскую платформу до южной части Иллинойского бассейна. В прогибе Аркома на внутреннем борту осадочные толщи смяты в крутые складки, разбитые разрывами.

В рассматриваемой зоне краевых прогибов бассейн Мексиканского залива подстилается докембрийским фундаментом. В прогибе Аркома мощность палеозойских отложений достигает 9 км. Песчано-аргиллитовая угленосная толща среднего Пенсильвания (до 6 км) покрыта терригенным комплексом верхнего Пенсильвания (около 2 км) и подстилается кембрийскими – нижнепенсильванскими терригенно-карбонатными отложениями. В прогибе Блэк-Уорриор развиты породы палеозоя общей мощностью до 7,5 км, главным образом пенсильванского возраста. До подошвы верхнего миссисипия разрез здесь преимущественно карбонатный, а выше этого стратиграфического уровня – песчано-глинистый. Миссисипская наложенная гемисинеклиза сформирована терригенными отложениями мела-палеогена, в основном дельтовыми фациями палео-Миссисипи. Значительная часть этого комплекса, мощность которого составляет около 5 км, принадлежит аконсервационной зоне.

Бассейн Мексиканского залива богат нефтью и газом. В нем расположены все месторождения Мексики и многие месторождения США.

Здесь выявлено 40 из 100 крупнейших по текущим извлекаемым запасам нефти месторождений этой страны. Начальные извлекаемые запасы нефти и газа в бассейне, главным образом в указанной выше части, по расчетам в 1977 г. превышали соответственно 9 млрд т нефти и 10 трлн м3 газа.

Подавляющее большинство месторождений бассейна Мексиканского залива отчетливо группируются в целый ряд ареалов и зон нефтегазонакопления (рис.1).

Ареал Северного пояса региональных разломов (см. рис. 2.2) объединяет ряд приуроченных к последним зон нефтегазонакопления, которые последовательно сменяют друг друга в этом поясе по его простиранию от штата Техас до штата Миссисипи. Основными в ареале являются зоны Люлинг-Дарст-Крик, Мексиа, Талко, Пикенс и Джильбертаун. В ареале присутствуют нефтяные месторождения приразрывных моноклинальных участков с залежами в ловушках экранирования по разрыву и иногда в небольших линзах тектонической трещиноватости. Длина месторождений значительно превышает их ширину. К наиболее значительным в ареале относятся месторождения Мексиа, Пауэлл, Пикенс, Джильбертаун, Талко. В последнем запасы нефти составляли 40 млн т. Основными продуктивными горизонтами ареала служат меловые песчаники, а в его юго-западной части также известняки раннемелового возраста. Вблизи ареала, южнее зоны Пикенс располагается среднее по запасам нефтяное месторождение Тинсли (30 млн т), связанное с брахиантиклиналью, разбитой сбросами. Продуктивны в нем песчаники мела и палеогена.

Зона нефтенакопления Чапмен находится у р. Колорадо, рядом с описанным выше ареалом. Она очень невелика и объединяет около 20 небольших, но весьма своеобразных месторождений (Чапмен, Литтон-Спрингс, Хилбиг и др.), связанных с лакколитообразными интрузиями предкампанского возраста. После внедрения интрузивных тел район был осушен, и они в своих верхних частях подверглись выветриванию. При последующем погружении выпуклые поверхности интрузивных тел перекрылись плохопроницаемыми мергельными слоями кампана, образовавшими складки облекания. Однако аккумуляция углеводородов в этой же зоне не контролировалась структурным фактором, залежи нефти возникли в обладающих повышенной пористостью и проницаемостью периферийных участках интрузивных тел – линзах выветривания.

Элементы нефтегеологического районирования Северного Галф-Коста

Рис. 1. Элементы нефтегеологического районирования Северного Галф-Коста:

а – ареалы зон нефтегазонакопления; б – зоны нефтегазонакопления; в – изогипсы поверхности фундамента бассейна, км; месторождения: – нефтяные и газонефтяные, 
д – газовые и газоконденсатные

Месторождения: 1 – Люлинг-Браньон; 2 – Мексиа; 3 – Пауэлл; 4 – Талко; 5 – Пикенс; 
6 – Джильбертаун; 7 – Тинсли; 8 – Джексон; 9 – Ван; 10 – Хаукинс; 11 – Ист-Тексас; 
12 – Родесса; 13 – Картидж; 14 – Каддо-Пайн-Айленд; 15 – Слайго; 15а – Баском-Грин-вуд; 15б – Бетани; 16 – Хоакин; 17 – Коттон-Валли; 18 –  Хейнсвилл; 19 – Магнолиа; 20 – Шулер; 21 – Смаковер;22 – Лисбон; 23 – Монро; 24 – Ричленд; 25 – Дэли-Биг-Крик; 26 – Крэнфилд; 27 – Лейк-Сент-Джон; 28– Джей; 29 – Саут-Пасс, блок 24; 30 – Саут-Пасс, блок 21; 
31 – Делта-Уэст, блок 30; 32 – Саут-бальер; 33 – Бей-Мерчанд; 34 – Тим-бальер; 35 – Кейлу-Айленд;36 – Лейк-Барр; 37 – Лафитт; 38 – Анс-ля-Бютт; 39 – Уикс-Айленд; 40 – Юджин-Айленд; 41  – Шип-Шоал; 42 – Дженнингс; 43 – Уэст-Типитайт; 44 – Креол; 45 – Спиндлтоп; 46 – Амелиа; 41 – Сур-Лейк;48 – Барберс-Хилл; 49 – Конро; 50 – Хамбл; 51 – Гус-Крик; 
52 – Уэбстер; 53 – Гастингс; 54 – Томпсон; 55 – Кейти; 56 – Олд-Ошен; 57 – Гавернмент-Уэллс; 58 – Армстронг; 59 – Уэст-Ранч; 60 – Том-О'Коннор-Грета; 61 – Рефухьо; 62 – Агуа-Далс-Страттон; 63  – Силлигсон

Солянокупольная зона нефтегазонакопления Тайлер располагается в одноименном прогибе и содержит ряд месторождений закрытых диапиров, в большинстве с глубоко погруженным соляным ядром. Вскрытая бурением часть разреза таких месторождений представлена слоями, образующими пологие куполовидные поднятия, разбитые густой сетью преимущественно радиальных разрывов. Наибольшими запасами нефти обладают крупнейшее месторождение Хаукинс (110–150 млн т) и месторождение Ван (70 млн т). В этих месторождениях, как и во всей зоне, нефтегазоносны меловые песчаники.

Ареал зон нефтегазонакопления Сабин-Монро, приуроченный к одноименным  сводам, является одним из наиболее богатых нефтью и газом. Тектонические движения в меловое-предэоценовое время обусловили неоднократное воздымание, осушение этих сводов и возникновение резких угловых несогласий в их пределах. К центральным частям сводов Монро и Сабин отмечается сокращение мощности меловых отложений, выклинивание их отдельных горизонтов или срезание поверхностями несогласия. Рост поднятий сопровождался формированием разрывов на их склонах. В пределах ареала на сводах Сабин и Монро основными нефтегазоносными горизонтами служат песчаники мелового возраста (в гораздо меньшей степени – отложения палеогена), а в северной его части – верхнеюрско-меловые песчаники и известняки. Ареал объединяет зоны нефтегазонакопления с месторождениями, приуроченными к куполовидным и брахиантиклинальным складкам. Эти складки представлены двумя разновидностями. Одна из них – складки двухэтажного строения. Верхний этаж в них выражен пологим поднятием, а нижний – брахиантиклиналью, которая имеет значительно более крутые крылья и срезана поверхностью резкого углового несогласия, расположенной в основании палеогена или внутри верхней части верхнего мела. Залежи нижнего этажа содержатся в ловушках экранирования по поверхности несогласия или в сводово-эрозионных выступах, залежи верхнего этажа – в сводовых ловушках. Все основные залежи заключены в ловушках нижнего этажа. Таковы, например, структуры одного из значительных месторождений свода Сабин – среднего по запасам газонефтяного месторождения Каддо-Пайн-Айленд, и двух основных месторождений (газовых) свода Монро: Монро (с запасами до 270 млрд м3) и Ричленд (215 млрд м3). Среднее нефтяное месторождение Дэли-Биг-Крик, приуроченное к поверхности углового несогласия в основании палеогена, находится на высокой части юго-восточного склона свода Монро.

К другой структурной разновидности месторождений данного ареала относятся месторождения, представленные куполовидными и брахиантиклинальными складками, в разрезе которых не отмечается резких угловых несогласий. Примерами таких месторождений, очевидно, является находящееся на своде Сабин крупнейшее газовое месторождение Картидж, а также значительное газоконденсатное месторождение Бетани и газовое Баском-Гринвуд. Залежи содержатся главным образом в сводовых, а также в сводово-выклинивающихся и линзовидных ловушках.

Зона нефтегазонакопления Родесса размещается на северо-западном склоне свода Сабин. Месторождения зоны приурочены к протяженному разрыву. Самое крупное месторождение Родесса (53×7 км) содержит залежь нефти и газа в ловушке экранирования по разрыву, частично выклинивающейся. Продуктивны в зоне породы нижнего мела.

Миссисипский ареал солянокупольных зон нефтегазонакопления находится в одноименном прогибе. Зоны ареала объединяют месторождения пологих куполовидных поднятий с глубоко погруженным соляным штоком. Залежи заключены в сводовых ловушках в песчаниках мела и палеогена. Из месторождений ареала можно указать на нефтяное месторождение Крэнфилд и газонефтяное Лейк-Сент-Джон.

Один из крупнейших в бассейне ареалов зон нефтегазонакопления – Северный Прибрежный   – занимает южные районы штатов Луизиана и Техас. У берегов штата Луизиана он распространяется на шельф Мексиканского залива. Здесь весьма широко представлены соляные, а в шельфовой части также глиняные диапиры. Они образуют в осадочном чехле округлые или эллиптические в горизонтальном сечении колонны диаметром 0,8–9 км и высотой предположительно до 10 км. В кровле штоков присутствует так называемый кепрок. Иногда в нем содержатся обломки пород, поднятые штоком с глубины при внедрении в надсоленосные толщи. Кепрок образуется за счет растворения соли в кровле штока и накопления таким образом нерастворимых компонентов. В некоторых куполах кепрок, иногда вместе с каменной солью, формирует карнизы, нависающие над соляными штоками. Внедрение последних сопровождается возникновением разрывов в смежной части прорванного осадочного чехла.

В данном ареале характерными и резко преобладающими являются месторождения, связанные с открытыми и закрытыми соляными диапирами. Типичны ловушки экранирования ядром диапира, по поверхности несогласия и по разрыву, а также линзовидные (в кепроке), сводовые (нередко разбитые на блоки) и выклинивающиеся ловушки.

Еще в 1901 г. одна из скважин, пробуренная на юго-востоке штата Техас, дала из кепрока с глубины 335 м мощный нефтяной фонтан, ознаменовавший открытие первого в ареале солянокупольного месторождения – Спиндлтоп. Скважина в течение двух недель фонтанировала с дебитом свыше 10 000 т/сут. При последующем бурении в южных районах штатов Луизиана и Техас были обнаружены значительные солянокупольные месторождения нефти с залежами в линзовидных ловушках кепрока или в сводовых ловушках над неглубоко залегающим соляным штоком. Первые залежи в ловушках экранирования на крыльях соляных куполов разведаны в 1914 г. В 1930-х гг. в ареале началось освоение солянокупольных месторождений с глубоко погруженным соляным ядром.

В рассматриваемом ареале открыто около 1 000 месторождений, приуроченных к соляным диапирам. Из них примерно тридцать (в основном морских) входят в сотню крупнейших месторождений США по текущим извлекаемым запасам нефти.

В ареале установлена широкая промышленная нефтегазоносность отложений эоцена-антропогена, в южной части штата Луизиана с глубины 6 км получена первая нефть из пород верхнего мела. Нефтегазоносные горизонты ареала представлены песчаниками. Отложения плейстоцена продуктивны в узкой полосе западного побережья штата Луизиана и на смежном шельфе, плиоцена – в прибрежной части штата Луизиана и на примыкающем шельфе, миоцена-олигоцена – в этих же областях, а также в юго-восточной части штата Техас. Из пород эоцена нефть и газ получены во многих районах по всей площади ареала.

По начальным извлекаемым запасам нефти первые места в ареале занимают месторождения Шип-Шоал и Гастингс (116 и 102 млн т). За ними следуют месторождения Конро (100 млн т), Кейлу-Айленд (97 млн т), Бей-Мерчанд и Уэбстер (по 90 млн т), Томпсон (63 млн т), Саут-Пасс, блок 24 (60 млн т), Делта-Уэст, блок 30 (53 млн т) и Саут-Пасс, блок 27 (48 млн т). По запасам газа на первом месте стоит месторождение Олд-Ошен (140 млрд м3), затем идут Бастиан-Бей и Байо-Сейл (по 100 млрд м3). Характерно для ареала чрезвычайно широкое распространение газоконденсатных залежей.

Зоны нефтегазонакоплений Иегуа-Джексон и Фрио-Виксберс размещаются в юго-восточной части шт. Техас, простираясь параллельно друг другу на северо-восток. Первая является внешней относительно средней части бассейна и структурно представлена зоной выклинивания на северо-запад по восстанию слоев мегамоноклинали Галф-Кост песчаных коллекторов эоценового возраста. В зоне резко преобладают выклинивающиеся нефтегазоносные ловушки. Месторождения здесь невелики. Наиболее значительны из них месторождения Гавернмент-Уэллс и Армстронг.

Гораздо более богата нефтью и газом зона Фрио-Виксберг. Местоположение этой зоны, как и зоны Иегуа-Джексон, совпадает с полосой выклинивания песчаных коллекторов (в данном случае олигоценовых) на северо-запад. В зоне открыто одно крупнейшее (Том-О'Коннор-Грета, 110 млн т) и ряд средних (Силлитсон, Агуа-Далсе-Страттон, Уэст-Ранч и др.) по запасам нефти месторождений.

Следует упомянуть еще о двух месторождениях северного Галф-Коста, находящихся вне рассмотренных ареалов и зон нефтегазонакопления. Месторождение Ист-Тексас открыто в 1930 г. в зоне нефтегазонакопления Ист-Тексас, приуроченной к моноклинали, срезанной поверхностью углового несогласия на западном склоне свода Сабин. Огромная залежь (65×8 км) находится в ловушке экранирования по поверхности несогласия в нижнемеловых песчаниках Вудбайн. Запасы нефти месторождения составляли 750–800 млн т, и хотя около 600 млн т из них уже добыто, оно остается одним из крупнейших месторождений США по текущим извлекаемым запасам.

Месторождение Джей, расположенное на востоке Северного Галф-Коста, связано с локальным платформенным поднятием. Нефтеносны в нем верхнеюрские породы на глубине 4,6–4,8 км. Запасы нефти равнялись 45 млн т.

В распределении однофазных залежей отчетливо выражена вертикальная зональность. Газовые залежи сосредоточены, с одной стороны, до глубины 1 км, а с другой – глубже 4,5 км. Максимальное количество нефтяных залежей установлено в интервале 1–3 км, однако при этом они распространяются в разрезе бассейна до глубин, превышающих 7 км.

Ареал зон нефтегазонакопления Бургос (Северо-Восточный) располагается в низовьях р. Рио-Гранде на территории Мексики и США. Он включает ряд примерно параллельных линейных зон локальных платформенных поднятий. Зоны характеризуются субмеридиональным простиранием, которое к югу переходит в юго-восточное. Месторождения приурочены к брахиантиклиналям конседиментационного генезиса. Это пологие складки с неширокими сводами, к которым мощность многих горизонтов уменьшается или они выклиниваются. Длина наибольших складок достигает 20–30 км. Продуктивные горизонты слагаются песчаниками в западных зонах главным образом эоценовыми, в средних – олигоценовыми и в восточных – миоценовыми.

В ареале разведаны и более древние продуктивные горизонты. Залежи присутствуют в сводовых и выклинивающихся ловушках. Газовые и газоконденсатные месторождения значительно преобладают над нефтяными. В ареале можно выделить газоконденсатное месторождение Мисьон, нефтегазовые месторождения Тревиньо и Рейноса-Мехикано. Последнее по запасам газа (105 млрд м3) являлось крупнейшим.

Ареал зон нефтегазонакопления Эбано-Пануко – старейший нефтедобывающий район Мексики. Первые притоки нефти здесь были получены на месторождении Эбано-Чапакао в 1901 г. Ареал приурочен к окраинному поднятию Тамаулипас (рис. 2). Он объединяет ряд изометричных и линейных в плане зон нефтегазонакопления. Месторождения выражены очень пологими, округлыми, овальными или слабоудлиненными складками, иногда достигающими значительных размеров. Залежи содержатся в сводовых ловушках. Нефтеносны главным образом известняки выделяемого в Мексике «среднего мела» – альбского и сеноманского ярусов, а также пока в незначительной степени – верхнеюрские известняки.

Ареалы и зоны нефтегазонакопления Восточной Мексики

 

Рис. 2. Ареалы и зоны нефтегазонакопления Восточной Мексики:

а  – ареалы зон нефтегазонакопления 
(А – Эбано-Пануко, Б  – Фаха-де-Оро); 
б  – зоны нефтегазонакопления (I  – Поса-Рика; II  – Основная; III – Внешняя; 
IV  Внутренняя); месторождения: в  – нефти; г  – газа.

Месторождения: 1  – Баркадон; 
2 – Танау-липас; 3  – Эбано-Чапакао; 
4 – Пануко; 5  – Аренкью; 6 – Микуэтла; 
7  – Поса-Рика; 8 – Сан-Андрее; 9 – Наранхос-Серро-Азуль; 10 – Санта-Агеда; 
11  – Исла-де-Лобос; 12  – Атун

В ареале находится целый ряд нефтяных месторождений, в том числе крупнейшее месторождение Пануко (запасы до 180 млн т) и среднее Тамаулипас (25–30 млн т).

Восточнее этого ареала в море открыто крупнейшее нефтяное месторождение Аренкью с запасами до 140 млн т. В структурном отношении оно представлено поднятием, осложненным разрывом. Залежи обнаружены в известняках верхней юры в ловушках экранирования по разрыву, выклинивающихся и сводовых.

Ареал зон нефтегазонакопления Фаха-де-Оро (Золотого пояса) помещается в прогибе Тукспан и связан с крупным погребенным атоллом длиной около 200 км и шириной до 70 км. В плане он образует вытянутый в субмеридиональном направлении эллипс, восточная половина которого находится в Мексиканском заливе. В ареале имеются три зоны нефтегазонакопления. Основная зонараспространяется на протяжении всего атолла, а две значительно меньших – внешняя ивнутренняя – располагаются на северо-западе ареала, где они простираются параллельно основной зоне (см. рис. 2.3). Месторождения связаны с рифовыми массивами, высота которых в основной зоне достигает 1 001 м. Ловушками служат биогенные выступы, сложенные «среднемеловыми» известняками свиты Эль-Абра.

Сугубо подчиненное значение имеют продуктивные горизонты палеогена. Ареал является одним из самых богатых нефтью районов Мексики. Масштабы его нефтеносности были установлены в 1908 г., когда в основной зоне нефтегазонакопления скв. Сан-Диего дала фонтан дебитом до 30 000 т/сут. Основная зона нефтегазонакопления содержит резко преобладающую долю нефтяных запасов ареала и все наиболее значительные его месторождения: крупнейшее нефтяное месторождение Наранхос-Серро-Азуль (с запасами, по разным источникам, от 160 до 220 млн т), средние Санта-Агеда, Исла-де-Лобос, Атун и др. Последние два месторождения морские.

Зона нефтегазонакопления Поса-Рика структурно объединяет группу линейно расположенных платформенных поднятий и протягивается параллельно юго-западной части ареала Фаха-де-Оро (см. рис. 2.3). В пределах зоны Поса-Рика основной продуктивный горизонт – «среднемеловые» известняки свиты Тамабра – характеризуется значительной изменчивостью состава и коллекторских свойств. Поэтому в месторождениях, приуроченных к локальным пологим поднятиям, кроме залежей, заключенных в сводовых ловушках, иногда осложненных размывом, встречаются залежи в ловушках, выклинивающихся на крыльях этих поднятий или в их наиболее поднятой части. Именно такова основная залежь месторождения Поса-Рика – крупнейшего месторождения зоны, в котором запасы нефти составляли 145 млн т и газа 35 млрд м3. Среди других месторождений зоны наибольшими являются нефтяные месторождения Сан-Андрее, Микуэтла и Эль-Альясго. Кроме меловых пород нефть все в больших количествах обнаруживают в верхнеюрских известняках. В последних наряду со сводовыми ловушками встречаются также ловушки в виде эрозионных выступов.

Ареалы зон нефтегазонакопления Салина и Макуспана располагаются соответственно во впадинах Салина-дель-Истмо и Макуспана-Кампече.

В первом из них открытые месторождения приурочены к соляным куполам и брахиантиклиналям с неглубоко залегающим ядром соли. Залежи заключены в ловушках экранирования по разрыву или самим соляным ядром. Небольшие нефтяные залежи содержатся также в линзовидных ловушках кепрока. В ареале Макуспана месторождения выражены куполовидными поднятиями или брахиантиклиналями, иногда нарушенными разрывами. Залежи нефти и газа находятся в сводовых ловушках, часто разбитых на блоки. Продуктивны в обоих ареалах песчаники миоцена и в очень незначительной степени олигоцена. Среди месторождений, открытых в ареале Салина, есть ряд средних по запасам нефти и газа (Эль-План, Отатес, Магальянес и др.). По некоторым данным, в месторождении Огаррио (ареал Салина) заключено около 115 млн т нефти, а в месторождении Хосе-Коломо (ареал Макуспана) – до 140 млрд м3 газа и 20 млн т нефти. На крайнем юге бассейна Мексиканского залива, на западе Гватемалы выявлена группа нефтяных месторождений с залежами в породах раннемелового возраста.

Между прогибами Макуспана-Кампече и Салина-дель-Истмо выявлено несколько десятков нефтяных и газонефтяных месторождений (в том числе крупных и крупнейших по запасам), приуроченных к брахиантиклинальным и куполовидным складкам, разбитым разрывами на блоки. Она заключает гигантское месторождение Бермудес (с запасами нефти 900 млн т и газа 500 млрд м3), крупные месторождения Кактус, Ситио-Гранде и др. Продуктивны известняки мелового и юрского возраста.

Нефтегазоносный район Чиконтепек располагается перед фронтом ларамид Сьерра-Мадре-Ориенталь западнее ареала зон нефтегазонакопления Фаха-де-Оро и зоны Поса-Рика. Длина этого района достигает 120 км, а ширина 15–25 км. В его пределах развита кайнозойская (предположительно эоценовая) песчано-глинистая толща мощностью до 600 м, выполняющая эрозионную ложбину, выработанную в карбонатном меловом-нижнепалеогеновом комплексе. Толща характеризуется очень сложным соотношением входящих в ее состав линзовидных песчаных и глинистых горизонтов. По некоторым данным, в охарактеризованном выше комплексе континентальных отложений района Чиконтепек пластовые запасы нефти в многочисленных линзовидных ловушках достигают 15 млрд т. Однако промышленное значение этого района оценивается по-разному. Нефтесодержащие песчаники здесь обладают очень невысокими коллекторскими свойствами и начальные дебиты скважин, как предполагают, не превысят 7–8 т/сут, а без применения вторичных методов поддаются извлечению лишь 7 % пластовых запасов. Освоение этого района требует бурения на его площади не менее 16 000 скважин и обязательного широкого использования гидроразрыва нефтесодержащих песчаников.

Северо-Кубинская зона нефтегазонакопления, расположенная на внутреннем борту Багамско-Кубинского краевого прогиба, объединяет ряд очень небольших месторождений (Гуанабо, Мотембо, Бакуранао и др.), приуроченных к линейным антиклиналям, нарушенным разрывами. Большинство залежей нефти заключено в ловушках экранирования по разрыву и в сводовых ловушках, разбитых на блоки. В таких ловушках нефтеносны песчаники, известняки мела и песчаники палеогена.

На месторождении Мотембо залежи содержатся в линзовидных ловушках – трещиноватых участках поверхностной зоны серпентинитовой интрузии, внедрившейся в ядро складки.

Ареалы зон нефтегазонакопления Блэк-Уорриор и Аркома располагаются в крайней северной части бассейна. Ареал Блэк-Уорриор приурочен к одноименной впадине и объединяет несколько зон преимущественного газонакопления, связанных с региональными разрывами и простирающихся параллельно друг другу в юго-восточном направлении. Газовые и газоконденсатные месторождения приразрывных моноклинальных участков содержат залежи на глубине до 2,5 км в ловушках экранирования по разрыву. Продуктивны песчаники миссисипия. Месторождение Малдон среднее по запасам газа и конденсата, остальные месторождения незначительные.

Ареал Аркома в Предуошитском прогибе заключает тяготеющие к внутреннему борту последнего антиклинальные зоны нефтегазонакопления с месторождениями, связанными с линейными брахиантиклиналями, часто осложненными разрывами. Залежи находятся в ловушках экранирования по разрыву и в сводовых ловушках. Все более или менее значительные месторождения ареала газовые. Залежи сухого газа содержатся в песчаниках Пенсильвания. Наибольшие газовые запасы установлены в месторождениях Ред-Оук-Норрис (около 70 млрд м3) и Кинта (до 35 млрд м3).

О разрушительных ураганах в Мексиканском заливе

В связи с тем, что США во многом зависят от добычи нефти и газа в Мексиканском заливе, удары, которые нанесли ураганы Катрина и Рита в августе и сентябре 2005 г., создали практически неразрешимые проблемы.

Из 4 000 платформ, зарегистрированных ММ S ( Mineral Managemant Service ), 3 050 подверглись ударам ураганов Катрина и Рита. По предварительной оценке, 109 старых, уже дослуживающих платформ были полностью разрушены; это составило 1,7 % всего объема добычи в заливе нефти и 0,9 % объема добычи природного газа. Еще 53 платформам был нанесен значительный ущерб.

Перед ураганом Катрина на 28–29 августа 2005 г. суммарная добыча в Мексиканском заливе составляла 1,5 млн барр/сут нефти и 10 млрд фут3/сут природного газа. К 19 сентября 2005 г. после урагана Катрина суммарная добыча в этом регионе сократилась до 837,648 тыс. барр/сут нефти и 3,37 млрд фут3/сут природного газа. Это почти вдвое меньше прежнего объема добычи нефти и втрое меньше прежней добычи природного газа. Затем последовал ураган Рита, после которого на 25 сентября 2005 г. сокращение добычи нефти составило 100 % (добыча нефти полностью прекратилась), а природного газа 84,47 % (добыча природного газа сократилась на 8,05 млрд фут3 /сут, т. е. составляла всего 1,95 млрд фут3/сут). На 21 октября 2005 г. добыча нефти составляла 986,805 тыс. барр/сут (всего 65,79 % объема добычи до ураганов), а природного газа – 5,34 млрд фут3/сут (53,37 % нормального объема добычи). Большая часть поврежденных мощностей находилась на этот момент в состоянии ремонта и восстановления (так же, как и подводные трубопроводы и перерабатывающие мощности, расположенные на побережье). Характер и число повреждений буровых установок, трубопроводов и перерабатывающих мощностей достаточно разнообразный. Следует отметить, что повреждения, нанесенные обоими ураганами, достаточно серьезные. Катрина перекинулся на континент в районе Бурриса (Луизиана), на востоке Южного Орлеана, сила ветра достигала 60,3 м/с. Однако до этого штормовой ветер был еще сильнее во время прохода урагана над добывающим регионом, расположенным в центрально-восточной части Мексиканского залива. Как было рассчитано Научной ассоциацией (Earth Science Association  – ESA), в 2004 г. на 108-километровом участке, над которым прошел ураган Катрина, добывалось 556 тыс. барр/сут нефти и 2 млрд фут3/сут природного газа. Этот объем составлял 38 % суммарной добычи в Мексиканском заливе. Из них 379 тыс. барр/сут нефти и почти половина объема (примерно 1 млрд фут3/сут природного газа) добывалось на 54-километровом участке, находящемся в самом центре урагана. Операторами месторождений, расположенных на этом участке, являются всего несколько компаний. Самая крупная из них – Shell. В соответствии с данными MMS на этом участке ураган разрушил 46 платформ и четыре буровые установки.

23–24 сентября 2005 г. еще один ураган, Рита, прошел над добывающим регионом Мексиканского залива. Сила ветра достигла максимальной скорости, составляющей 63 м/с. По сообщениям ESA, на месторождениях, над которыми прошел ураган Рита (протяженность участка составила также 108 км), добывалось примерно 2,84 млрд фут3/сут природного газа и 250 тыс. барр/сут нефти, что составляло в 2004 г., 17 % всей добычи нефти в Мексиканском заливе. Из них примерно 130 тыс. барр/сут нефти добывалось на месторождениях, которые находились в центре урагана. Ураганом Катрина были повреждены мощности, 85 % которых управлялись примерно десятью компаниями. Во время урагана Рита примерно 54 % поврежденных мощностей управлялись также десятью компаниями. По предварительным данным MMS, ураганом было разрушено 63 платформы и одна буровая установка.

Несмотря на ураганы и природно-техногенные катаклизмы, освоение нефтегазовых ресурсов Мексиканского залива активно продолжается.



Реклама