содержание   ..  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  ..

§ 3.

Основные нефтегазодобывающие районы зарубежных стран

Значительные запасы нефти со­средоточены в недрах стран Ближ­него и Среднего Востока, Северной Африки, Северной Америки. Нефть установлена в странах Восточной Азии, Южной Америки, Западной Европы и Австралии.

Промышленная добыча нефти в мире была начата в 50-х гг. прош-

лого столетия, когда в 1859 г. в США на северо-западе шт. Пенсильвания рядом с нефтяным источником была пробурена скважина и с глубины 21 м ударил фонтан нефти. С конца XIX в. нефтедобывающая промышленность успешно начала развиваться не только в Северной Америке, но и на других континентах мира. Газовая промышленность относительно молодая. В 40-х гг. XX в. газ добывался в ничтожно малом количестве.

Последние десятилетия нашего века характеризуются интен­сивным^ развитием нефтяной промышленности во всем мире. Высокий уровень добычи нефти и газа ставит перед нефтедобыва­ющими странами проблему восполнения отобранных из недр запасов. В связи с этим продолжается увеличение объемов по­исково-разведочных работ. В последние годы поиски нефти и газа ведутся не только на суше, но и в акваториях морей и океанов. Месторождения нефти и газа открыты в Мексиканском заливе, Карибском море, у берегов Калифорнии и Аляски, в Северном море, Персидском заливе, у берегов Австралии и др.

В настоящем учебнике дана краткая характеристика наиболее крупных нефтегазодобывающих районов мира: США, Ближнего и Среднего Востока и Северной Африки.

Соединенные Штаты Америки

В восточной и северной частях Северо-Американской плат­формы осадочный чехол сложен преимущественно палеозойскими отложениями, а в юго-западной и южной частях — мезозойско-кайнозойскими.

На востоке древней Северо-Американской платформы вдоль Аппалачских гор протягивается очень глубокий Предаппалачский краевой прогиб (рис. 68). С запада он ограничен Цинциннатским

сводом. Западнее последнего выделяются Мичиганская и Илли-нойская впадины. Далее на запад располагается Западный Вну­тренний каменноугольный бассейн, ограниченный с юга областью структур системы Уичита-Амарилло. Далее на юг выделяется глубокопогруженная Пермская впадина, ограниченная на во­стоке сводом Бенд.

На северо-западе Северо-Американской платформы распола­гаются эпиплатформенные орогенические области Скалистых гор, а на юго-востоке — Примексиканская впадина. Западнее Кор­дильер находится Калифорнийская нефтегазоносная провинция.

В пределах древней Северо-Американской платформы крупней­шей нефтегазоносной областью следует считать Западный Вну­тренний бассейн. Большинство месторождений нефти и газа при­урочено к локальным поднятиям на погребенных гранитных кря­жах и крупных приподнятых блоках, к погребенным останкам древ­него рельефа и к стратиграфическим и литологическим ловушкам.

Большие скопления нефти выявлены в Примексиканской впа­дине. Общая мощность мезозойско-кайнозойских отложений в пре­делах впадины превышает 10 000 м. Месторождения известны в области развития как солянокупольных, так и антиклинальных структур, приуроченных к региональным разломам и погребенным сводовым поднятиям и валам. Здесь также открыто значительное число залежей в литолого-стратиграфических ловушках. Всего в этой провинции известно более 1000 месторождений. Среди них крупнейшее в мире месторождение нефти Ист-Тексас.

Месторождение Ист-Тексас (рис. 69) открыто в 1930 г. Оно расположено в крупной нефтегазоносной впадине Галф-Кост, дугообразно окаймляющей с севера Мексиканский залив, и при­урочено к западному борту крупного поднятия Сабин. Скопления нефти обнаружены в песчаниках Вудбайн верхнемелового воз­раста, наклоненных от поднятия Сабин в западном направлении под углом 1°. Пласты-коллекторы серии Вудбайн стратиграфи­чески экранированы слабопроницаемыми породами верхнемело­вого возраста. Запасы нефти месторождения Ист-Тексас составлял 1 млрд. т. Длина стратиграфически экранированной залежи 68 км, средняя ширина 8 км, глубина залегания около 1000 м. Песчаники Вудбайн характеризуются высокими коллекторскими свойствами: средняя пористость 25 %, средняя проницаемость 1,5 -10~13M2. Из месторождения уже добыто более 600 млн. т нефти.

Месторождение Панхждл-Хьюготон (рис. 70) — крупнейшее газовое месторождение США. Запасы его 2 трлн. м3. Оно рас­положено в области складок Уичита-Амарилло. Восточная часть месторождения (Панхэндл) приурочена к пологой антиклинали, в основании которой находится гранитный выступ фундамента, перекрытый породами каменноугольного и пермского возраста. Северная часть (Хьюготон) выражена пологой моноклиналью, наклоненной под углом 1—2° в меридиональном направлении. На антиклинали газоносны выветрелые граниты, доломитизиро-

ванные известняки верхнекаменноугольного возраста и доломиты пермского возраста. На моноклинали залежь газа связана с доло­митами, глинистыми и оолитовыми известняками нижнепермского возраста. Газоводяной контакт един для всего месторождения. Общая его длина около 400 км, высота на отдельных участках достигает 400 м. 160

Ближний и Средний Восток

Нефть в районе между Тигром и Евфратом, там, где зароди­лась цивилизация, начала использоваться около четырех тесяче-летий до нашей эры. Древние народы использовали нефть для светильников и при строительстве. Этот район отличается исклю­чительной концентрацией нефти на отдельных месторождениях.

Основные тектонические элементы этой территории: Ара­вийская плита, Предзагросский (М'есопотамский) передовой про­гиб и область альпийской складчатости.

Геосинклинальный склон Месопотамского прогиба охваты­вает Месопотамскую низменность к северу от Тигра в пределах Южной Турции, Северного Ирака и Ирана и почти всю прибреж­ную полосу Ирана. Он образован системой складок, простира­ющихся с северо-запада на юго-восток, которая подразделяется на две зоны: интенсивной и слабой складчатости. Зона слабой складчатости, к которой приурочена большая часть месторождений Ирана и Ирака, расположена между передовыми хребтами и осе­вой частью прогиба. Здесь развиты два стратиграфических ком­плекса: карбонатный — мел-нижнемиоценовый и соленосно-обломочный — миоцен-плиоценовый. Основная нефтеносная толща — рифогенный известняк свиты Асмари (олигоцен — ран­ний миоцен), перекрытый соленосной толщей Фарс (миоцен — плиоцен). В пределах этой части Месопотамского прогиба открыто более 30 месторождений нефти и газа, среди которых 12 гигантов: Киркук (2,2 млрд. т) в Ираке; Марун (1,5 млрд. т), Ага-Джари (1,3 млрд. т), Гечсаран (1,2 млрд. т) и др. в Иране. Все месторо­ждения связаны с антиклинальными складками. Залежи массив­ные сводовые. Этаж нефтегазоносности достигает 2300 м.

Внешний платформенный склон Месопотамского прогиба нахо­дится в пределах Месопотамской низменности к юго-западу от Тигра. Здесь развиты палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения. Нефть и газ в значительных количествах установлены в отложениях юры и мела. Коллекторы юры (свиты Джубайл и Араб) представлены известняками, местами рифогенными и оолитовыми; коллекторы мела — песчаниками и известняками (свиты Бурган, Зубаир и Мишриф).

Месторождения внешнего платформенного борта краевого про­гиба связаны с пологими антиклинальными складками с углами падения несколько градусов и почти меридионального простира­ния (Румейла, Зубаир, Бурган и др.). В пределах внешнего борта прогиба известны месторождения-гиганты: Бурган-Ахмади-Магва (3,5 млрд. т) в Кувейте; Гхавар (более 10 млрд. т) в Саудовской Аравии; Румейла (3 млрд. т) в Ираке и др.

Месторождение Киркук (рис. 71) открыто в 1927 г., приурочено к узкой антиклинальной зоне длиной 98 км и шириной 3—3,5 км. Известняки Асмари (главный известняк), содержащие основные запасы нефти, разбиты мелкими трещинами. Это обусловливает

их  высокую  проницаемость.   Глубина залегания   продуктивных известняков 300—800 м.

Месторождение Бурган-Ахмади-Магва охватывает три анти­клинальные складки (рис. 72). Простирание их меридиональное, углы падения не превышают 3—5°, высота поднятий 250 м. Складки осложнены сбросами небольшой амплитуды. Основные запасы нефти приурочены к свите Бурган (альб), сложенной песчаниками с прослоями глин; мощность ее 250 м. Продуктивные пласты залегают на глубине 1100—1600 м. Плотность нефти 0,860 г/см3, содержание серы 1,5 %. Дебиты нефти до 1,5—2 тыс. т/сут.

Северная Африка

В Северной Африке нефть и газ были открыты в 50-х гг. XX в. В Алжире были выявлены нефтяное месторождение-гигант Хасси-Месауд и газовое — Хасси-Р'Мель. Затем крупные месторождения были обнаружены в Ливии.

Северный склон Африканской платформы (Сахаро-Ливийская плита) находится между Атласскими горами и Средиземным морем на севере и полосой кристаллических массивов и щитов на юге. От этой полосы породы осадочного чехла падают моноклинально на север, мощность их постепенно увеличивается до 7—9 км у бе­регов Средиземного моря. Фундамент северного склона расчленен на крупные глыбы и блоки, которые в осадочном чехле отражены поднятиями. Впадины заполнены мощными толщами палеозой­ских и мезо-кайнозойских отложений.

На западе выделяется обширная Западно-Сахарская синеклиза, ограниченная на севере Большим Атласом и выполненная в основ­ном пелеозойскими отложениями. Восточнее находятся впадины, сложенные в основном мезозойско-кайнозойскими породами: Сирт, Северо-Египетская и дельты Нила. В Западно-Сахарской сине-клизе продуктивные горизонты заключены в кембрийских и три­асовых отложениях. Большинство месторождений приурочено к крупным поднятиям, связанным, как правило, с приподнятыми блоками фундамента. Углы падения на их крыльях составляют несколько градусов, редко достигают 12—18°.

Месторождение Хасси-Месауд (рис. 73) приурочено к крупному сводообразному поднятию (40 X 55 км) с углами падения около 1°. Складка осложнена разрывами небольшой амплитуды. Скопления нефти и газа приурочены к песчаникам кембрийского возраста. Покрышкой залежи служит мощная глинисто-соленосная толща. Средний дебит нефти 300 т/сут.

Впадина Сирт возникла как крупный грабен. С запада она отделяется полосой эффузивов от Западно-Сахарской синеклизы, с востока ее ограничивает погребенный Сивенский выступ. Нефте­носность впадины Сирт связана с мезозойско-кайнозойскими карбонатными отложениями. Месторождения в основном при­урочены к структурам облекания эрозионно-тектонических высту­пов докембрийского фундамента. Залежи в песчаных пластах 164

и рифогенных известняках обычно сводового типа, с общим водо-нефтяным контактом. Наиболее крупные месторождения — Зел-тен, Интизар, Сарир, Амал. Во всех этих месторождениях нефте­носны известняки мела и палеогена. Начальные дебиты нефти в скважинах до 8—10 тыс. т/сут.

Месторождение Сарир (рис. 74) по верхнему мелу предста­вляет собой пологое поднятие, разбитое на ряд блоков. В ядре поднятия находится горстообразный блок фундамента. Нефтенос­ны базальные песчаники верхнего мела, залегающие на фундамен­те. Залежь структурно-стратиграфического типа. Песчаники пере­крыты трансгрессивной серией глинистых сланцев верхнего мела.

содержание   ..  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  ..