5) Эпигерцинская плита Северной Америки н/г бассейн Мексиканского залива. Бассейн кампече нефть


Первую hi-tech-сейсморазведку в истории Мексики проведут в бассейне Кампече

Нефтесервисный гигант Schlumberger заключил контракт с компанией Statoil Gulf of Mexico LLC на сейсмические исследования глубоководного нефтегазоносного бассейна Кампече на шельфе Мексики. Как сообщает информресурс World Oil, обзор будет осуществлен при помощи флота специализированных судов WesternGeco.

В этой связи Морис Нессим, президент WesternGeco, заявил: «Мы рады возможности сотрудничать со Statoil в таком впечатляющем проекте. Это будет первая столь масштабная высокотехнологичная сейсморазведка на мексиканском шельфе».

Сложность геологии бассейна Кампече требует применения продвинутых технологий сейсмических исследований. WesternGeco придется вести разведку нефтегазоносных горизонтов, находящихся под глубинными пластами каменноугольной соли, которые чрезвычайно затрудняют любые операции.

Флот из восьми судов будет вести исследования в бассейне Кампече в течение трех лет. Это проект стал возможен благодаря тому, что правительство Мексики решило денационализировать нефтедобычу на территории страны и допустить к ней частные иностранные компании.

В рамках новой энергетической политики в ближайшие пять лет Мексика выставит на аукционы 333 нефтяных и газовых блока.  96 блоков будут предложены иностранным нефтегазовым компаниям для геологоразведки, а остальные 237 — для добычи нефти и газа. Общая площадь месторождений, которые будут выставлены на торги, составляет 235 тыс. квадратных километров.

Стоит отметить, что планы по продаже нефтегазовых месторождений были расширены на 32% после удачи второго аукциона. Тогда Eni SpA стал первым иностранным нефтегазовым гигантом, который купил нефтеносный блок на мексиканском шельфе. Напомним, первый мексиканский аукцион закончился провалом.

Зато второй стал поворотным моментом в истории денационализации мексиканской нефтедобычи. Отныне в Мексике больше нет государственной монополии на производство нефти. Чтобы добиться этого, мексиканскому правительству пришлось серьезно снизить планку требований, предъявляемых к участникам торгов. :///

 

Рубрики: Новости, Технологии | Темы: WesternGeco, Кампече, Мексика

О чём говорят в интернете

teknoblog.ru

Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн — Горная энциклопедия

Занимает акваторию Мексиканского зал. и примыкающие к ней территории США, Мексики, Кубы, Гватемалы и Белиза (карта).

Пл. ок. 2,5 млн. км2, в т.ч. на акватории 1,1 млн. км2. Нач. пром. запасы нефти и конденсата (1985) 18,3 млрд. т, газа 14,6 трлн. м3, в т.ч. в США соответственно 8,6 млрд. т и 11,6 трлн. м3, в Мексике 9,7 млрд. т и 2,8 трлн. м3, в Гватемале 7 млн. т. Первые м-ния в пределах материковой части бассейна были открыты в 1896 (США), на шельфе — в 1938 (США). Наиболее крупные м-ния в амер. части бассейна (Ист-Тексас, Агуа-Далс-Страттон, Картидж, Олд-Ошен, Кайю-Айленд) обнаружены в 30-x гг., a в мекс. части (м-ния Бермудес, Ирис-Хиральдас и Кантарель) — в 70-x гг. Всего выявлено св. 5000 нефт. и 4000 газовых и газоконденсатных м-ний (из них ок. 95% в США). Бассейн приурочен к юж. части Приатлантич. эпигерцинской платформы, к-рая представлена здесь впадиной Мексиканского зал. и её периферич. материковой частью (Галф-Кост). Бассейн выполнен толщей осадочных пород мезозойско-кайнозойского возраста макс. мощностью 15 км, c моноклинальным наклоном к Мексиканскому зал. Нефтегазоносность связана co всем разрезом осадочного чехла. Пo направлению к внеш. (акваториальной) части бассейна происходит омоложение продуктивных горизонтов от верх. юры до плейстоцена, увеличение глубины залегания углеводородных скоплений от десятков м до 7000 м. Типы ловушек: пластовые сводовые на локальных поднятиях, массивные в рифах; тектонически экранированные в зонах разломов на моноклиналях; литологически и стратиграфически экранированные в зонах выклинивания коллекторов, в палеодельтах рек и y соляных куполов. Известны небольшие залежи нефти в трещиноватых серпентинитах, туфопесчаниках и др. породах эвгеосинклинального комплекса (Куба). Наиболее удалённое от берега м-ние находится в 240 км от побережья шт. Луизиана, a отд. поисково-разведочные скважины — в 260 км при глуб. дна 600 м. Нефти внеш. зоны — лёгкие, малосернистые. B залежах, связанных c кепроками соляных куполов, содержание серы в нефтях возрастает. Bo внутр. части бассейна нефти cp. плотности, иногда высокосернистые (до 3%), метаново-нафтенового состава. Газы метановые c небольшим кол-вом тяжёлых гомологов Ch5 и c высоким содержанием газового конденсата. Добыча нефти в 1985 — ок. 287 млн. т (132 млн. т в США и 154 млн. т в Мексике, 0,87 млн. т на Кубе, 0,25 млн. т в Гватемале). Осн. центры добычи — шт. Луизиана, Texac (США) и p-н Реформа и зал. Кампече (Мексика). Год. добыча (1986) газа ок. 300 млрд. м3, в т.ч. 40 млрд. м3 в Мексике. Ha территории бассейна — разветвлённая сеть нефте-, газо- и продуктопроводов, 75 нефтеперерабатывающих (65 в США и 7 в Мексике) и св. 400 газоперерабатывающих (375 в США и 13 в Мексике) з-дов.

M. P. Хобот.

Источник: Горная энциклопедия на Gufo.me

gufo.me

Горная энциклопедия - значение слова Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн

занимает акваторию Мексиканского зал. и примыкающие к ней территории США, Мексики, Кубы, Гватемалы и Белиза (карта).

Пл. ок. 2,5 млн. км2, в т.ч. на акватории 1,1 млн. км2. Нач. пром. запасы нефти и конденсата (1985) 18,3 млрд. т, газа 14,6 трлн. м3, в т.ч. в США соответственно 8,6 млрд. т и 11,6 трлн. м3, в Мексике 9,7 млрд. т и 2,8 трлн. м3, в Гватемале 7 млн. т. Первые м-ния в пределах материковой части бассейна были открыты в 1896 (США), на шельфе - в 1938 (США). Наиболее крупные м-ния в амер. части бассейна (Ист-Тексас, Агуа-Далс-Страттон, Картидж, Олд-Ошен, Кайю-Айленд) обнаружены в 30-x гг., a в мекс. части (м-ния Бермудес, Ирис-Хиральдас и Кантарель) - в 70-x гг. Всего выявлено св. 5000 нефт. и 4000 газовых и газоконденсатных м-ний (из них ок. 95% в США). Бассейн приурочен к юж. части Приатлантич. эпигерцинской платформы, к-рая представлена здесь впадиной Мексиканского зал. и её периферич. материковой частью (Галф-Кост). Бассейн выполнен толщей осадочных пород мезозойско-кайнозойского возраста макс. мощностью 15 км, c моноклинальным наклоном к Мексиканскому зал. Нефтегазоносность связана co всем разрезом осадочного чехла. Пo направлению к внеш. (акваториальной) части бассейна происходит омоложение продуктивных горизонтов от верх. юры до плейстоцена, увеличение глубины залегания углеводородных скоплений от десятков м до 7000 м. Типы ловушек: пластовые сводовые на локальных поднятиях, массивные в рифах; тектонически экранированные в зонах разломов на моноклиналях; литологически и стратиграфически экранированные в зонах выклинивания коллекторов, в палеодельтах рек и y соляных куполов. Известны небольшие залежи нефти в трещиноватых серпентинитах, туфопесчаниках и др. породах эвгеосинклинального комплекса (Куба). Наиболее удалённое от берега м-ние находится в 240 км от побережья шт. Луизиана, a отд. поисково-разведочные скважины - в 260 км при глуб. дна 600 м. Нефти внеш. зоны - лёгкие, малосернистые. B залежах, связанных c кепроками соляных куполов, содержание серы в нефтях возрастает. Bo внутр. части бассейна нефти cp. плотности, иногда высокосернистые (до 3%), метаново-нафтенового состава. Газы метановые c небольшим кол-вом тяжёлых гомологов Ch5 и c высоким содержанием газового конденсата. Добыча нефти в 1985 - ок. 287 млн. т (132 млн. т в США и 154 млн. т в Мексике, 0,87 млн. т на Кубе, 0,25 млн. т в Гватемале). Осн. центры добычи - шт. Луизиана, Texac (США) и p-н Реформа и зал. Кампече (Мексика). Год. добыча (1986) газа ок. 300 млрд. м3, в т.ч. 40 млрд. м3 в Мексике. Ha территории бассейна - разветвлённая сеть нефте-, газо- и продуктопроводов, 75 нефтеперерабатывающих (65 в США и 7 в Мексике) и св. 400 газоперерабатывающих (375 в США и 13 в Мексике) з-дов.

M. P. Хобот.

Смотреть значение Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн в других словарях

Бассейн — м. водоем, водовместилище во всех значениях, лог, логовина, углубление в земле, как бы от осадки, с покатыми окраинами, заключающее море, озеро или реку с притоками; противопол.........Толковый словарь Даля

Бассейн — (асе; асэ неправ.), бассейна, м. (фр. bassin). 1. Большой искусственный водоем с открытой водной поверхностью. В парке был бассейн с золотыми рыбками. В спортклубе устроен бассейн........Толковый словарь Ушакова

Бассейн М. — 1. Открытый или находящийся в закрытом помещении искусственный водоем для плавания, прыжков в воду и т.п. // Сооружение с таким водоемом. 2. Совокупность притоков реки,........Толковый словарь Ефремовой

Бассейн — [се́] и [сэ́], -а; м. [франц. bassin].1. Искусственный водоём для плавания, купания или для украшения интерьера, сада и т.п. Наполнить б. водой. Б. фонтана. Зимний сад с бассейном.........Толковый словарь Кузнецова

Бассейн Поверхностного Водного Объекта (бассейн Водного Объекта) — Территория, включающая водосборные площади гидравлически связанных водоемов и водотоков, главный из которых впадает в море или озеро; ст. 1 Водного кодекса Российской........Экономический словарь

Нефтегазоносный — -ая, -ое. Геол. Содержащий нефть и природные газы; богатый нефтью и природными газами. Н. район страны. ◁ Нефтегазоно́сность, -и; ж.Толковый словарь Кузнецова

Бассейн Поверхностного Водного Объекта... — - территория, включающая водосборные площади гидравлически связанных водоемов и водотоков, главный из которых впадает в море или озеро. Водный кодекс Российской........Юридический словарь

Бассейн Подземных Вод — - совокупность водоносных горизонтов, расположенных в недрах. Водный кодекс Российской Федерации от 16.11.95 N 167-ФЗ, ст.17Юридический словарь

Грязевой Бассейн Регенерационный — бетонное или железобетонное сооружение в виде бассейна, предназначенное для хранения и регенерации лечебных грязей.Большой медицинский словарь

Актюбинский Фосфоритоносный Бассейн — в Казахстане. Площадь 25-30 тыс.км2. В основном 3 крупных месторождения (главное - Чилисайское). Одинпласт осадочных желваковых фосфоритов (мощность 0,6-1,0 м). Общие запасы700........Большой энциклопедический словарь

Дренажный Бассейн — , область, все осадки в которой (дождь, тающий снег) стекают в единое русло или систему русел. Определив очертания такого бассейна, специалисты могут вычислить скорость........Научно-технический энциклопедический словарь

Ангаро-питский Железорудный Бассейн — в Российской Федерации - на югеКрасноярского кр. Открыт в 1946. Месторождения первично-осадочныхметаморфизованных гематитовых руд: Нижнеангарское, Ишимбинское,Удоронговское.........Большой энциклопедический словарь

Аппалачский Угольный Бассейн — на востоке США, вдоль Аппалачей, вПредаппалачском передовом прогибе. Широкое освоение с 1840. Ок. 180 тыс.км2. Угленосны отложения перми и карбона. Общие запасы до глубины........Большой энциклопедический словарь

Арктический Бассейн — (Полярный бассейн) - глубоководная часть Сев.Ледовитого ок., ограниченная с юга краем шельфа Евразии и Сев. Америки.5,3 млн. км2. Расчленен подводными хребтами Гаккеля,........Большой энциклопедический словарь

Артезианский Бассейн — бассейн подземных вод, приуроченный котрицательной, геологической структуре (синеклизе, мульде, прогибу,межгорной впадине), содержащей напорные пластовые воды. Крупныеартезианские........Большой энциклопедический словарь

Океанический Бассейн — , одна из двух основных областей глубоководного океанического дна, лежащего на глубине более 2 км. СРЕДИННО-ОКЕАНИЧЕСКИЕ ХРЕБТЫ являются второй областью. Эти две области........Научно-технический энциклопедический словарь

Аятский Железорудный Бассейн — в Казахстане, Кустанайская обл. Площадь2500 км2. Оолитовые и бурые железняки. Мощность рудного горизонта 2-9 м.Разведанные запасы 1,7 млрд. т с содержанием Fe 37%. Рудытруднообогатимые,........Большой энциклопедический словарь

Бакинский Нефтегазоносный Район — расположен на Апшеронском п-ове вАзербайджане. Промышленная разработка с последней трети 19 в. Св. 80месторождений нефти и газа. Основные месторождения - Нефтяные Камни,Бахар,........Большой энциклопедический словарь

Бассейн — город в Мьянме, в дельте р. Иравади, адм. ц. обл. Иравади. 144тыс. жителей (1985). Морской и речной порт. Рисоочистительная, лесопильнаяпромышленность.Большой энциклопедический словарь

Бассейн Полезного Ископаемого — замкнутая область непрерывного или почтинепрерывного распространения пластовых осадочных полезных ископаемых(напр., бассейны нефтегазоносные, угольные, соляные,........Большой энциклопедический словарь

Бассейн Речной — часть земной поверхности, с которой сток воды поступает вречную систему.Большой энциклопедический словарь

Бассейн Спортивный — включает ванны для плавания и водного поло (50 х 21м, глубина 1,8-2,3 м), прыжков с трамплина и вышки (18-20 х 14-21 м,глубина 3,5-5,5 м), обучения плаванию (произвольной формы и размеров,глубина до 1 м).Большой энциклопедический словарь

Большой Бассейн — (Great Basin) - нагорье в Кордильерах Сев. Америки, назападе США. Ограничено Скалистыми горами на востоке, Каскадными горами ихр. Сьерра-Невада на западе. В рельефе сочетание........Большой энциклопедический словарь

Буреинский Угольный Бассейн — в Российской Федерации, Хабаровский кр.Разрабатывается с 1939. Площадь 6000 км2. Балансовые запасы до глубины 300м - 1,9 млрд. т. Угли каменные, марки Г. Теплота сгорания на рабочеетопливо ок. 20 МДж/кг.Большой энциклопедический словарь

Верхнерейнский Калиеносный Бассейн — на территории Франции (в основном) иГермании. Запасы св. 300 млн. т K2O со средним содержанием в руде 23%.Центр добычи - Мюлуз (Франция).Большой энциклопедический словарь

Верхнесилезский Остравско-карвинский Угольный Бассейн — в Центр. Европе,на территории Польши и Чехии. Ок. 6500 км2 (из них 5500 км2 - натерритории Польши). Угленосны отложения карбона. Запасы ок. 100 млрд. т доглубины 1000 м. Угли каменные.........Большой энциклопедический словарь

Воздушный Бассейн — воздушное пространство в пределах территориинаселенного пункта или промышленного предприятия. Верхнюю границувоздушного бассейна условно принято считать проходящей........Большой энциклопедический словарь

Лечебный Бассейн — плавательный бассейн при лечебно-профилактическом учреждении, предназначенный для лечебной гимнастики в воде, дозированного плавания и подводного вытяжения.Большой медицинский словарь

Гвинейского Залива Нефтегазоносный Бассейн — расположен в Зап. Африке.Площадь ок. 690 тыс. км2, в т. ч. акватория до 500 м - 460 тыс. км2.Основные нефтегазоносные горизонты приурочены к меловым ипалеоген-миоценовым отложениям.........Большой энциклопедический словарь

Дамодарский Угольный Бассейн — крупнейший в Индии (шт. Зап. Бенгалия,Бихар). Разрабатывается с 1830. Ок. 4500 км2. Угленосны отложения перми.Общие запасы до глубины 600 м - 54 млрд. т, из них 5,3 млрд. ткоксующихся.........Большой энциклопедический словарь

Посмотреть еще слова :

Перевести Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн на язык :

slovariki.org

5) Эпигерцинская плита Северной Америки н/г бассейн Мексиканского залива

Это один из крупнейших н/г бассейнов мира. Он занимает обширную впадину, наиболее погруженная область которой занята Мексиканским заливом. Ограничен бассейн на западе – Кордильерами, на юге по разлому и Кордильерами Кубы, далее по Богамскому поднятию, своду Окала и Аппалачам на СВ ограничены сводами (Паскола) и складчатой зоной Вичита Аморилло и Уачитской складчатой системой.

Бассейн сложен по строению, он разделен на ряд крупных элементов: 1) впадина Мексиканского залива; 2) Предкордильерские краевые прогибы; 3) Кубинско-Багамский краевой прогиб; 4) зона прогибов Уачитской и Аппалачской складчатой системы.

Впадина Мексиканского залива занимает большую часть бассейна. Д – 1800 км, значительная часть ее занята Мексиканским заливом, где выделяется зона шельфа, континентального склона и абиссальная равнина (котловина Сигсби), где глубина моря более 4 км.

Континентальная окраина впадины в США и Мексики называется Голф-Коста. На севере (США) герцинский фундамент погружается на юг, в этом направлении увеличивается мощность чехла, который образует обширную моноклиналь. Структура ее осложнена погребенными поднятиями, прогибами и зонами разломов (Северная и южная). Между зонами разломов поднятия и впадины: Сан-Маркос, Сэбайн, Монро и др. Впадины: Рио-Гранде, Тайлер, Северо-Луизианский и Мисиссипский. На территории северного Галф-Коста широко развиты соляные структуры, они есть и на шельфе.

В Мексиканской части Голф-Коста также выделяется ряд поднятий и прогибов. Поднятия: Эль-Бурро-Пикичос, Коауила, Тамаулипас и Юкатан. Прогибы: Сабинас, Бургос, Туспан, Вера-Крус, Салина-дель-Истма и Макуспана-Кампече.

Разрез осадочного чехла с Р-Т, красноцветные образования Т3- Ј2- эвапориты, Ј3– терр.карб. Мощность - 2,0-2,5 км. К – терр.-карб. 2,5-4 км. Кz– на западе сев. Галф-Коста преимущественно карб., в остальной территории. С севера на юг мощность Кzрастет, увеличивается глинистость. Общая мощность на шельфе – 15 км, в пределах континентального склона мощность сокращается.

Осадочный разрез Мексиканской части Галф-Коста отличается незначительной мощностью антропогена, меньшей мощностью N, сокращением мощности на юг.

Строение центральной части Мексиканской впадины изучено только геофизически. Мощность здесь не более 5-6 км. Около уступа Кампече выявлены соляные диапиры.

Предкордильерские прогибы Мексики (Чиапас), выполнены Мz-Kz.

Кубинско-Багамский прогибК-плиоцен. Мощность 7 км. В самой северной части бассейна выделяются прогибы Уачитской и Аппалачской складчатой систем и часть до Сmплатформы. (Прогиб Аркома, Блек-Уорриор). Перекрыты эти прогибы Мисиссипской гемисинеклизой. В этой части бассейна Ф – до Сm. Осадочный чехол Рz– до 9 км. Песчано-глинистая угленосная толща С3– до 6 км.

Бассейн Мексиканского залива богат нефтью и газом. В нем располодены все месторождения Мексики и около 10000 месторождений США (320 на шельфе). Начальные извлекаемые запасы нефти 17,5 млрд. т и 14 трл. м3газа. Здесь известны крупные месторождения США и Мексики.

В бассейне выделяются многочисленные и разнообразные зоны и районы:

Район северного пояса-региональных разломов(продуктивны песчаники и известняки К).

Солянокупольная зона Тайлер– месторождения закрытых соляных поднятий. Это пологие куполовидные поднятия, разбитые густой сетью радиальных нарушений. Продуктивны К песчаники. Есть крупные месторождения: Хаукинс (110 млн.т).

Район Сэбайн-Монро. Крупнейший по запасам в бассейне. Характерны угловые несогласия, сокращение мощности К к сводам, выклиниванием отдельных горизонтов, наличием разрывов. Продуктивны песчаники К, меньше . Продуктивны и Ј3-К песчаники и известняки. Месторождения антиклинального типа (иногда 2-х этажные) – Каддо, Монро (270 млрд. м3).

Миссисипский районсолянокупольных зон н/гнакопления. Месторождения соляных поднятий с глубоко погруженным соляным ядром. Продуктивны К и .

Сев. Прибрежный районодин из крупных в бассейне. Он занимает южную часть Американской части бассейна и шельф. Здесь широко развиты соляные, а на шельфе и глиняные диапиры. Характерными являются месторождения закрытых и открытых соляных диапиров, разнообразные ловушки. В районе около 1000 месторождений, 30 – крупных. Продуктивен эоцен антропоген. Есть месторождения в Кzплейстоцене – на шельфе. Крупные месторождения Гастингс (102 млн. т), Конро (100) и др. Широко распространены газоконденсатные залежи.

Есть и другие зоны, в частности связанные с выклиниванием продуктивных горизонтов: Иегуа-Джексон и Фрио-Виксберг и др.

Некоторые крупные месторождения не входят в названные зоны и районы. В частности Ист-Тексас – оно на моноклинали, срезанной поверхностью несогласия на западном склоне свода Сэбайи. Продуктивны К1песчаники.

На территории Мексики с севера на юг выделяются следующие районы:

  1. СВ или Бургос- антиклинальные месторождения. Продуктивны песчаники эоцена, олигоцена и миоцена

  2. Эбано-Пануко – старейший район в районе Тамаулипас, месторождение антиклинального типа. Продуктивны известняки альба и сеномана, в меньшей степени известняки Ј3. Крупные месторождения Пануко (180), а на шельфе Аренкью (140) – Ј3.

  3. район Золотого пояса (Фаха-де-Оро) в прогибе Тукспан, приурочен к погребенному атоллу длиной около 200 км. Месторождения связано с рифовыми массивами мела, подчиненное значение имеют горизонты . Это один из богатейших районов Мексики. Месторождение Наранхос-Серро-Азуль.

На юге районы Салина-и Макуспана расположены во впадинах. Здесь известны соляные купола и антиклинальные структуры. Продуктивны песчаники миоцена и в меньшей степени олигоцена. Месторождения средние.

В последние годы на юге Мексики отрыт район Реформа (1969). Он расположен между прогибами Макуспана-Кампече и Салина-дель-Истмо и приурочен к поперечному поднятию. Содержится 30 месторождений, среди которых крупнейшие и крупные, приурочены к антиклинальным складкам, разбитым на блоки. Они осложнены соляной тектоникой. Гигантские месторождения Бермудес (900 млн.т. и 500 млрд. м3), Кактус, Ситио-Гранде и др. Продуктивны известняки Ј и К, часто они и известняки рифовые. Запасы оцениваются в Реформе – 2,8 млрд.т нефти.

В 1972 г. – зона с аналогичными по строению месторождениями открыта на шельфе в заливе Кампече. Месторождения Кантарель, Исток и др. Продуктивны Ј, К2и .

Реформа и Кампече можно рассматривать как части зоны распространения рифогенных известняков Мz-1. На суше она параллельна береговой линии, затем поворачивает на СВ под воды Мексиканского залива с севера и запада она ограничена глубоководными отложениями, а с СВ и Ю зарифовыми фациями.

Остальные районы и зоны Бассейна Мексиканского залива (Северо-Кубинский, район Блек-Уорриор и Аркома) большого значения не имеют.

Интерес вызывает район Чиконтопек в Мексике. Он расположен перед складчатыми сооружениями. Длина 120 км. В прогибе развиты Кzпесчано-глинистые толщи мощностью 600 м, выполняющие эрозионную ложбину, выработанную в К-карбонатном комплексе. Толща имеет линзовидное строение песчаных горизонтов. В этой толще содержится до 15 млрд. т. нефти высокой плотности и вязкости. Но отдача пластов из-за плохих коллекторских свойств небольшая. Нужны специальные дорогостоящие приемы для эксплуатации этих месторождений.

Запасы Мексики: 3,8 млрд. т нефти и 0,86 трл. м3газа.

Добыча в 2002 году – 150 млн. т нефти.

studfiles.net

Генезис тяжелых нефтей в карбонатных отложениях // Общие вопросы // Наука и технологии

В последние годы в связи с ростом объемов глубокого бурения появляется все больше сведений об обнаружении залежей нефти на больших глубинах (в случае распространения там карбонатных отложений), обладающих повышенной плотностью. В качестве примера можно привести нефти как из зарубежных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) — Маракаибо, Западно-Канадский, Юго-Восточной Мексики, так и отечественных — Астраханский свод Прикаспийской впадины и т.д. В то же время и на меньших глубинах, особенно в районах, сопредельных со складчатыми областями, также обнаружены залежи нефти повышенной (> 0,85 г/см3) плотности (например, девонские нефти восточного склона Русской платформы). Генезис последних связывают с явлениями гипергенеза и криптогипергенеза, однако это объяснение не всегда применимо к происхождению тяжелых нефтей на больших глубинах. Поэтому мы попытались дать свою версию генезиса тяжелых нефтей в карбонатных отложениях.

Нефтегазоносный бассейн Маракаибо, несмотря на небольшие размеры, принадлежит к богатейшим в мире по запасам и добыче нефти [1–3]. Он охватывает межгорную впадину в Восточных Кордильерах, сформировавшуюся на базе срединного массива. Фундаментом бассейна служат докембрийские и частично палеозойские метаморфические породы. Меловые отложения, перекрывающие фундамент, сложены в нижней части карбонатными, а в верхней — карбонатно-терригенными осадками. Зона нефтегазонакопления (ЗНГН) Мене-Гранде-Мотатан имеет запасы 370 млн. т нефти. Здесь в известняках на глубине 3975 м найдена тяжелая нефть плотностью 0,92 г/см3. В лагуне к югу от зоны Боливар-Коастал обнаружено несколько месторождений антиклинального типа с залежами нефти и конденсата в песчаниках кайнозоя и известняках мела. В этом районе до глубины 5825 м пробурена скважина — одна из самых глубоких в Южной Америке; на глубине 5668 м из карбонатных отложений мела получена нефть. На западном борту бассейна в пределах месторождения Мара в интервале глубин 2621–3180 м в карбонатных отложениях мела обнаружена нефть плотностью 0,874–0,882 г/см3. Запасы нефти составляют 100 млн. т. Здесь же на месторождении Сан-Хулиан из тех же отложений с глубины 4625 м получена также тяжелая нефть плотностью 0,86 г/см3. Практически все открытые здесь залежи нефти в карбонатных отложениях мела имеют достаточно высокую плотность: Карото (глубина 4400 м, 0,865 г/см3), Мулата (4450 м, 0,880 г/см3), Гарсиа (4500 м, 0,915 г/см3).

Также тяжелыми являются нефти карбонатных отложений оксфорда, нижнего, среднего и верхнего мела месторождений юго-восточных НГБ Мексики (Кампече, Чипас-Табаско, Сьерра-де-Чипас). Здесь в интервале 3261–5820 м плотность нефтей колеблется от 0,885 до 0,915 г/см3, при этом к самому глубокому интервалу (скв. 6 Кампече, 5260–5820 м) приурочена нефть плотностью 0,885 г/см3. Все нефти являются сернистыми. М.А. Гузман-Вега и М.Р. Мелло (1999) полагают, что эти нефти имели источником ОВ, концентрировавшееся в среде морского карбонатного осадконакопления повышенной солености. Известны и другие нефти в НГБ Мексики, приуроченные к карбонатным образованиям среднего мела на больших глубинах и имеющие повышенную плотность (Кандуакан, глубина 4056 м, 0,882 г/см3; Самария, 4355 м, 0,881 г/см3; Ситио-Гранде, 4170 м, 0,856 г/см3).

В Западно-Канадском осадочном бассейне, в Южной Альберте, С. Рейдиджер, П. Стевенсон, М. Фаулер и Л. Сноудон (1997) месторождение Мэниберрис называют «аномальным» за то, что оно вмещает в девонских карбонатных образованиях сернистые (1,0–1,4%) нефти плотностью до 0,865 г/см3. Указанные исследователи полагают, что колебания отношения пристан/фитан от 0,7 до 1,0, отношения стеранов C28/C29 от 0,27 до 0,33, заметное присутствие гомогопанов С33 и С35 и сравнительное изобилие С24 тетрациклических терпанов и прегнанов указывают на источник ОВ в самих карбонатных образованиях девона, отложенных в условиях повышенной морской солености. Однако в регионе не найдены девонские отложения с такой характеристикой ОВ [4].

В пределах Астраханского свода в скв. 2 Володарская с глубины 5968 м из верхнедевонских карбонатных образований получена тяжелая (0,868–0,872 г/см3) сернистая (1%) нефть.

На меньших глубинах (до 3000–3300 м) такие тяжелые нефти встречены в восточной бортовой зоне Прикаспийской впадины. В Волго-Уральской нефтегазоносной области (НГО) К.Ф. Родионова (1967) отмечает более высокую плотность нефтей девонских карбонатных отложений по сравнению с таковой каменноугольных. Особенно это характерно для нефтей районов, приближенных к Уралу. Так, в пределах Куйбышевского Заволжья еще К.Б. Аширов (1967) отмечал рост плотности нефтей с глубиной. К числу месторождений с высокой плотностью нефти в карбонатных отложениях девона в этом регионе можно отнести Аглосское (глубина 2610 м, 0,891 г/см3), Восточное (2920 м, 0,858 г/см3), Гайдаровское (2775 м, 0,860 г/см3), Гараевское (2560 м, 0,872 г/см3), Ясеневское (2600 м, 0,881 г/см3), Каратайское (2760–2826 м, 0,860–0,884 г/см3), Никоновское (2825 м, 0,886 г/см3), Холмовское (2880 м, 0,869 г/см3), Солоцкое (3230 м, 0,873 г/см3), Фурмановское (3200 м, 0,896 г/см3) и др. Такое же явление отмечается и в каменноугольных карбонатных отложениях, залегающих на меньшей глубине. Для ряда многопластовых месторождений этого региона также характерен рост плотности нефтей с увеличением глубины залегания. Так, в пределах Парфеновского месторождения с ростом глубины залегания нефтей от 2038 до 3078 м и при переходе от нижнекаменноугольных к верхнедевонским карбонатным отложениям плотность нефтей последовательно увеличивается с 0,838 до 0,864 г/см3. На Терешкинском месторождении с ростом глубины от 1504 до 2300 м и при переходе от средне- к нижнекаменноугольным карбонатным отложениям плотность нефтей увеличивается с 0,798 до 0,868 г/см3. На Верхневетлянском нефтяном месторождении при росте глубин от 1950 до 2578 м и при переходе от средне- к нижнекаменноугольным карбонатным отложениям плотность нефти последовательно увеличивается с 0,771 до 0,864 г/см3. Аналогичное явление фиксируется и на Гараевском, Ясеневском, Горбатовском, Козловском, Подъем-Михайловском, Рассветском, Софинско-Дзержинском и других месторождениях. При этом К.Б. Аширов (1967) также отмечает, что рассматриваемые нефтяные залежи как бы подстилаются слоем опресненных вод.

Факт практически массового распространения в карбонатных отложениях тяжелых нефтей, особенно на больших глубинах, безусловно, требует объяснения.

К.Б. Аширов (1967) объяснял это явление вертикальной эмиграцией легких фракций из нефтей девона. Однако последующие исследователи опровергли это предположение, установив способность ОВ вышележащих как каменноугольных, так и нижнепермских отложений генерировать УВ (Вайнбаум С.Я., 1975; Родионова К.Ф., 1967). Тем не менее и в 1997 г. группа исследователей США, Норвегии и Египта (Г.К. Хорасани, Д.К. Мичелсен, Д.С. Долсон), рассматривая обстоятельства, контролирующие объем и распределение небиодеградированных тяжелых нефтей в карбонатных отложениях, первым и единственным фактором называют внутрирезервуарную сегрегацию по составу.

Не отрицая возможности такого процесса в природных условиях, мы предлагаем другое вероятное объяснение распространения в карбонатных отложениях нефтей повышенной плотности, в том числе и на большой глубине.

По нашему мнению, это может быть связано с растворяющей способностью СО2 в смеси с водяным паром по отношению к соединениям, входящим в нефть, в жестких термобарических условиях больших глубин. Появление СО2 в больших количествах связано с гидролизом карбонатных толщ в зоне действия высоких температур (> 80 °С).

При исследованиях по растворимости высококипящих УВ в сжатых газах особое внимание было уделено растворяющей способности СO2 (Капелюшников Л., Закс К., 1952; Жузе Т.П. и др., 1954, 1957, 1964, 1969, 1979, 1986; Price L et al., 1983–1991). В последние годы при проведении подобных экспериментов добавлялись пары воды (Петренко В.Л., 1993; [5]). В результате было установлено, что при низкой температуре (ниже 100 °С) и давлении 8,8–32,7 МПа растворяются УВ с низкой молекулярной массой — С5-С15. При температуре 100 °С и давлении 80 МПа все компоненты нефти могут раствориться в газе. При этом на растворение тяжелых УВ большее воздействие оказывает увеличение давления, а не температуры. Смесь СО2 с парами воды является значительно более мощным растворителем по сравнению с «сухим» СO2. При этом в природных условиях под влиянием СO2 могут образовываться как первичные, так и вторичные тяжелые нефти.

Первичные нефти повышенной плотности образуются за счет растворения в СO2 не только УВ, но и смолисто-асфальтеновых соединений, генерированных как до температуры 80 °С, так и в зоне действия температур «нефтяного окна», совпадающих с температурой гидролиза карбонатных толщ.

В качестве примера таких первичных нефтей, утяжеление которых связано с растворением в СO2 находящихся в них смол и асфальтенов, можно привести нефти карбонатных толщ девона плотностью 0,85–0,88 г/см3, тяготеющих к Предуральскому прогибу Самарской и Оренбургской областей. Поступление СO2 как в ходе гидролиза самих вмещающих карбонатных толщ, так и со стороны Предуральского прогиба привело к росту плотности рассматриваемых нефтей в отдельных случаях до 0,909 г/см3.

Вторичные тяжелые нефти образуются за счет контакта палеоскоплений УВ с огромным количеством СO2. Такое оптимальное сочетание можно обнаружить в юго-западной части Прикаспийской впадины, в пределах Астраханского свода. При этом содержание СO2 увеличивается как вниз по разрезу (12–27%), так и в юго-западном направлении в сторону Каракул-ско-Смушковской зоны дислокаций(88–97%). Этому способствуют уменьшение минерализации пластовых вод (182–25 г/л) и смена ее характера с хлоркальциевого на гидрокарбонатно-натриевый. Подобную геохимическую инверсию объясняют внедрением паров воды с последующей их конденсацией и образованием конденсационных вод (Кисин И.Г., Пахомов С.И. и др., 1989; Антипов С.М.,1991). Кроме того, в качестве растворителя также добавляется огромное количество метана, генерированного девонскими карбонатными газоматеринскими породами. Доказательством этого, помимо высоких стадий катагенетической превращенности ОВ (конец зоны образования УВ конденсатного ряда и начало главной зоны газообразования), является также характеристика сорбированных известняками УВ-газов: высокие концентрации(> 100 см3/кг) и их сухой состав (СН4 = 98–100%). В природных условиях эта смесь СО2 с парами воды и метаном, встречая палеозалежь гипергенно измененной нефти, начинает ее растворять с образованием вторичной нефти. Видимо, такой механизм генерации имел место в пределах Астраханского свода и привел к формированию вторично тяжелой нефти (0,868–0,872 г/см3) в верхнедевонских карбонатных отложениях (глубина 5961 м, скв. 2 Володарская).

По всей вероятности, подобный механизм генерации первичных или вторичных тяжелых нефтей имел место и в рассмотренных НГБ Маракаибо в Венесуэле, Юго-Восточной Мексики и Западно-Канадском. Доказательством имеющейся в настоящем и имевшейся в прошлом возможности генерации огромных масс СO2 являются высокие температуры в отложениях и значительные концентрации СO2. Так, в пределах месторождения Санта-Ана уже в эоценовых отложениях на глубине 2694–3213 м современная температура составляет 132 °С, а концентрация СО2 в газе газовой шапки достигает 14,62%. В пределах Западно-Канадского НГБ в свободных газах девонских отложений месторождения Кэвин-Сансбэрст концентрация СO2 — 9,5%, а Блэклиф (свита Миссисипи, 1163 м) — 10,7%.

В пределах НГБ Грин-Ривер в ордовикских отложениях месторождения Тип-Ton в свободных газах на глубине 4603 м СO2 — 85,5%, Найф-Спрингс (глубина 5264 м) — 14,7%, а глубже (5550 м) -23,1%. В газах газоконденсатного месторождения Черт-Бьюс в свите Мадисон на глубинах 5540 и 5585 м его концентрация составляет 20,4 и 86,6% соответственно. При этом ему сопутствуют высокие концентрации гелия — от 0,13 до 0,80%.

В карбонатных отложениях известны и легкие нефти (0,79–0,82 г/см3). При этом установлено (Левшунова С.П., 1994), что их генезис часто связан с восстанавливающим воздействием глубинного водорода (месторождения легких нефтей в девонских карбонатных отложениях Землянского и Ольховского грабенов и Степновского сложного вала в юго-восточном окончании Русской платформы, Тенгиз в Прикаспийской впадине и т.д.).

При прогнозе фазового состояния УВ в залежах карбонатных отложений, особенно на больших глубинах (при отсутствии источника водорода), следует предусмотреть возможность обнаружения в них как первичных, так и вторичных тяжелых нефтей за счет растворения в смеси СO2 и паров воды входящих в нефть соединений. Это особенно актуально для регионов, сопредельных с тектонически-напряженными крупными структурными элементами, способными быть «донорами» СO2.

ЛитератураВысоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. — М.: Недра,1990.Несмеянов Д.В., Высоцкий В.И. Месторождения нефти и газа развивающихся стран. — М.: Недра, 1988.Нефти и газы месторождений зарубежных стран. Справочник / Под ред. В.И. Высоцкого. — М.: Недра, 1977.Lower Cretaceous petroleum systems in Southern Alberta, Western Canada sedimentary basin /C. Reidiger, F. Karavas, P. Stevenson, M. Fowler, L. Snowdon // 18th International meeting on Organic Geochemistry. Abstracts. — Maastricht, 1997. -P. 231–232.Mechanism of liquid hydrocarbon gas-phase transfer / V.L. Petrenko, V.D. Schugorev, N.V. Petrenko, S.N. Beletskaya // 18th International meeting on Organic Geochemistry. Abstracts. — Maastricht, 1997. — P. 169–170.

neftegaz.ru

Шельф, его строение и полезные ископаемые

Кампече, где поисковые работы ведутся с 50-х годов прошлого столетия. Наиболее крупные месторождения Чак, Нооч, и Акал расположены в пределах горстовидного поднятия Кантарел. Разработка месторождений Кантарел начата в 1979 г., Доказанные извлекаемые запасы месторождении оцениваются в 1,2 млрд. т нефти. Перспективны меловые и верхнеюрские комплексы. В непосредственной близости от месторождения Кантарел открыт еще ряд месторождений нефти (Бакай, Абкатун, Малуб и др.). Начальные извлекаемые запасы нефти и газа в заливе Кампече, включая глубоководную часть, оценивают от 5 до 10 млрд. т.

Высокие перспективы нефтегазоносности и у шельфов полуострова Юкатан и Флорида. Однако пробуренные скважины пока не дали положительных результатов. Перспективна и глубоководная часть Мексиканского залива (впадина Сигсби).

Общие начальные потенциальные извлекаемые ресурсы Мексиканского залива оцениваются в 6,3 млрд. т нефти и 4,8 трлн. м3 газа. В пересчете на нефть это составит более 10 млрд. т углеводородов, в том числе 4,5 млрд. т в акватории США и 5,6 млрд. т в акватории Мексики.

Карибский нефтегазоносный бассейн. В пределах бассейна наибольшие концентрации углеводородов известны в заливе (лагуне) Маракайбо (Маракайбский нефтегазоносный суббассейн). Залив Маракайбо приурочен к одноименной межгорной впадине, окруженной горными хребтами Анд. Впадина имеет форму треугольника площадью 30 тыс. км2. Со стороны Карибского моря через узкий пролив морские воды вторгаются в пределы суши, образуя морскую лагуну-озеро с максимальной глубиной дна 250 м. Площадь ее 11,2 тыс. км2, что примерно составляет 1/3 площади всей впадины.

Регион характеризуется извлекаемыми запасами нефти более 7 млрд. т, причем почти 2/3 их (от 3,12 до 4,5 млрд. т) концентрируются в недрах нефтяного гиганта месторождения Боливар Прибрежный (Боливар-Кост). Последнее располагается вдоль восточного берега Маракайбского озера, частично захватывая и прилегающую сушу. Размеры его 85 х 20 80 км, площадь 3,5 тыс. км2. В состав гигантского месторождения входит несколько самостоятельных месторождений: Тиа-Хуана, Лагунилас, Бачакуэр, Мене Гранде, объединенных единым контуром нефтегазоносности. Водами лагуны перекрыто 4/5 площади месторождения, разработка которого осуществляется с помощью 4500 скважин.

На месторождении Боливар Прибрежный установлено более 200 залежей нефти самого различного типа, из которых в конце 70-х годов ежегодно добывалось до 85 млн. т нефти. Основные залежи, которые дают до 80% добычи, находятся в интервале глубин 170 3400 м. Известны крупные залежи в эоценовых породах на глубине свыше 4 км.

К западу от Боливара Прибрежного в бассейне озера открыто еще два нефтяных гиганта Лама и Ламар. Извлекаемые запасы месторождения Лама оцениваются в 285 млн. т. Месторождение Ламар имеет извлекаемые запасы нефти 180 млн. т, а годовую добычу 6 млн. т. В акватории Маракайбского озера известны и более мелкие месторождения, которые, как правило, частично располагаются на суше. В последние годы в южной части бассейна выявлено еще одно месторождение легкой нефти с извлекаемыми запасами более 100 млн. т.

На южном шельфе Карибского моря значительные перспективы связывают с недрами Венесуэльского залива. Потенциальные ресурсы оцениваются в 800 млн. т нефти и 200 млрд. м3 газа. К западу от залива открыто два газовых месторождения. К востоку от него в пределах Колумбийского шельфа также установлена промышленная газоносность. Перспективны в нефтегазовом отношении шельфы Панамы и Никарагуа.

В пределах Антильской складчатой зоны выявлено несколько мелких нефтяных месторождении (остров Барбадос).

На атлантической окраине Карибского бассейна находится Тринидатский нефтегазоносный суббассейн, охватывающий залив Парна, остров Тринидад и его атлантический шельф. В пределах акватории уже открыто свыше 30 месторождений углеводородов с извлекаемыми запасами нефти 181 млн. т и газа 282 млрд. м3.

Средиземноморские нефтегазоносные бассейны располагаются в западной и восточной частях Средиземного моря, общая площадь которого 2,5 млн. км2. Из них 529 тыс. км2 приходится на шельф (до 200 м), 531 тыс. км2 на континентальный склон (от 200 до 1000 м) и 1440 тыс. км2 на глубоководные области.

По особенностям регионального тектонического строения Средиземное море распадается на две тектонические области: Западно-Средиземноморскую и Восточно-Средиземноморскую. Геофизическими работами установлено существование в северной части Средиземного моря зоны субдукции, фиксирующей погружение Африканской литосферной плиты под Европейский континент. К этой зоне приурочены зоны землетрясений и действующие вулканы.

3ападно-Средиземноморский нефтегазоносный бассейн располагается на опущенном блоке Западно-Европейской герцинской платформы. Область окружена альпийскими складчатыми сооружениями Пиренеев и Атласа. В Западно-Средиземноморском нефтегазоносном бассейне месторождения углеводородов выявлены только на шельфе Испании в Валенсийском рифте шириной до 10 км. Здесь установлено восемь нефтяных месторождений Месторождения сравнительно мелкие; запасы их в пределах первых десятков миллиардов тонн. Также разработаны пять месторождений: Ампоста-Марино, Касабланка, Кастелон, Дорадо и Таррако с начальными извлекаемыми запасами около 70 млн. т нефти и 20 млрд. м3 газа. Более половины текущей добычи нефти приходится на месторождение Касабланка с запасами 11,5 млн. т.

Адриатический нефтегазоносный бассейн. Первые газовые месторождения открыты в начале 60-х годов недал

www.studsell.com

Пермский нефтегазоносный бассейн - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Пермский нефтегазоносный бассейн

Cтраница 1

Пермский нефтегазоносный бассейн занимает обширную территорию прерий Восточного Техаса и плоскогорья Великих равнин США. Бассейн примыкает с запада к Скалистым горам. На севере он сочленяется с Западным Внутренним нефтегазоносным бассейном.  [1]

В Пермском нефтегазоносном бассейне известно два крупнейших нефтяных месторождения ( с извлекаемыми запасами более 100 млн. т) - уже упомянутые Йейтс и Снайдер п пять конденсатно-газовых месторождений с запасами более 100 млрд. м3: Джалмат-Юмонт, Пакетт, Гомез, Койаноса, Локридж. Месторождение Джалмат-Юмонт расположено в юго-восточной части впадины Делавэр ( газоносны верхнепермские известняки, доломиты и песчаники), остальные конденсатногазовые месторождения расположены во впадине Вал-Верде. На месторождениях Пакетт и Койаноса газоносны также девонские и пермские отложения.  [2]

Центральное поднятие делит Пермский нефтегазоносный бассейн на две впадины: Делавэр на западе и Мидленд на востоке.  [4]

Джалмат-Юмонт - нефтегазовое м-ние в США, штат Нью-Мексико, в р-не гг. Юнис и Джал. Входит в Пермский нефтегазоносный бассейн.  [5]

Входит в Пермский нефтегазоносный бассейн. Приурочено к локальному антиклинальному поднятию размером 9 х 20 км. Газоносны нижнепермские, каменноугольные, силурийские и нижнеордовикские терригенные и карбонатные отложения на глуб. Залежи пластовые сводовые и массивные.  [6]

Доказанные запасы нефти вместе с конденсатными жидкостями в ( без Кубы) оцениваются в 13 6 млрд т, природного горючего газа ( свободного и попутного) 10 5 трлн м3 ( гл. Гватемале ( Рубельсанто), на Кубе ( Саут-Кристалес, Хатибонико), в Тринидаде и Тобаго обнаружена неглубоко залегающая нефтеносная зона с извлекаемыми запасами ок. В др. странах ( Белиз, Никарагуа, Гондурас) перспективы открытия м-ний связываются с нефтегазоносными бассейнами Мексиканского и Гондурасского заливов, Зап. Наиболее значительным в является уникальный нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива. Среди внутриплатформенных бассейнов, связанных с плитами, одиночными синеклизами и рифтовыми зонами, наиболее крупными являются Пермский нефтегазоносный бассейн, Западный внутренний нефтегазоносный бассейн, Уиллистонский ( Уэйнберн, Бивер-Лодж), а также бассейны Ил-линойский, Мичиганский, Гудзонова залива, Баффино-Лабра - дорский и др. К внутрискладчатым грабенам и синклинориям приурочены бассейны: залива Кука ( Кенай), Грейт-Валли ( Кет-лмен - Хилс, Буэна-Виста), п-ова Аляска и др. Пограничные бассейны - Сев. Канадский ( Кросфилд, Пембина, Суон-Хилс, Редуотер, Медисин-Хат, Миллиган-крик), Бофорта ( Таглу, Аткинсон-Пойнт), Предаппа-лачский ( Огайо, Болдуин - Солт-Лейк), Сан-Хуан ( Бланке - Ред-Меса) и др. - приурочены к зонам сочленения платформ и горно-складчатых сооружений. США) имеются крупные м-ния нефтеносных сланцев, ресурсы к-рых эквивалентны 320 - 640 млрд т жидких углеводородов.  [7]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru