Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн. Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн
 Скачать 213.8 Kb.
|
|
Геологическое строение Мексиканского залива и отдельных месторождений Этот нефтегазоносный бассейн располагается в пределах одной из крупнейших впадин земной коры, наиболее прогнутая часть которой заня- та водами Мексиканского залива. Впадина имеет почти изометрическую форму диаметром около 1 800 км и выполнена кайнозойскими и мезозой- скими отложениями мощностью до 15 км. Наземная часть бассейна зани- мает Примексиканскую низменность и расположена на территории южных штатов США (Техаса, Луизианы, Арканзаса, Миссисипи, частично Алаба- мы, Джорджии и Флориды) и Мексики (штаты Тамаулипас, Веракрус, Та- баско). На юго-востоке он ограничен разломом, отделяющим его от Ан- тильской 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 ларамий- ским горным сооружением Восточной Сьерра-Мадре. Наземная часть ос- ложнена рядом прогибов и поднятий. Субаквальная часть бассейна вклю- чает 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 меловы- ми, в меньшей степени плиоценовыми и юрскими отложениями. Коллек- торами являются преимущественно песчаники для кайнозойских и извест- няки для меловых пород. На северо-западе нефтегазоносны также песчаники и известняки карбона и ордовика. Большая часть месторожде- ний нефти и газа связана с локальными поднятиями платформенного типа, солянокупольными структурами и зонами выклинивания песчаных отло- жений. 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 пе- ревозки 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 нефтегазосо- держащих горизонтов от верхней юры до плейстоцена. В этом же направ- лении увеличивается глубина залегания углеводородных скоплений от не- скольких сотен метров до 6 500 м. Нефти внешней зоны в основном легкие, малосернистые. Лишь в районах, где их залежи связаны с кепроками соля- ных куполов, содержание серы в нефтях возрастает. Во внутренней, конти- нентальной зоне бассейна преобладают нефти средней плотности, иногда высокосернистые. По групповому составу нефти метаново-нафтеновые. В составе газов отмечается небольшое количество гомологов метана и вы- сокое содержание газового конденсата. Тектоническое строение Мексиканского залива и нефтегазонос- ность отдельных зон Бассейн Мексиканского залива разделяется на следующие крупные элементы: 1) впадину Мексиканского залива; 2) предкордильерские крае- вые прогибы; 3) Багамско-Кубинский краевой прогиб; 4) зону краевых про- гибов Уошитской и Аппалачской складчатых систем и примыкающую к ней небольшую окраину докембрийской платформы. Впадина Мексиканского залива занимает наибольшую часть рассматри- ваемого бассейна. Основная средняя часть впадины располагается под во- дами одноименного залива, в котором выделяется зона шельфа, континен- тальный 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 разло- мов: 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 ре- гиональных 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 вос- ток) 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 характери- зуется 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 разви- тие диапиризма на территории Северного Галф-Коста имеет место в регио- не, охватывающем южные районы штатов Техас и Луизиана и распростра- няющемся на юг подводами Мексиканского залива до уступа Сигсби. В шельфовой части этого региона наряду с соляными установлены в боль- шом количестве глиняные диапиры. Северная периферия региона частич- но 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 гер- цинское складчатое основание с резким угловым несогласием. Выше зале- гает 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 характе- ризуется трехчленным строением: между верхней и нижней песчано- глинистыми толщами заключены карбонатные породы. Мощность мело- вых отложений в северном Галф-Косте определяется в 2,5–4 км. Кайнозойские отложения на западе Северного Галф-Коста (штаты Фло- рида, 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 аллюви- альные, дельтовые и лагунные отложения сменяются все более глубоко- водными морскими, в которых возрастает содержание глин, а в палеогено- вой части разреза появляются пачки мергелей. Максимальная мощность палеогена отмечается в прибрежных районах штата Техас (до 7 км), неоге- на – у побережья штата Луизиана (около 8 км) и плейстоцена – южнее по- бережья штата Луизиана, у внешней окраины шельфа (до 3 км). Общая мощность осадочного чехла возрастает в Северном Галф-Косте к Мекси- канскому 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 исследо- ваний, 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 ло- кальные 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 та- ких 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 элемента- ми бассейна, расположенными в его южной и западной окраинах. Из изо- лированных друг от друга прогибов наиболее широкий – Чиапас – распо- лагается на территории Мексики, Гватемалы и Белиза. Он примыкает к окраинным прогибам эпигерцинской плиты Салина-дель-Истмо и Макус- пана-Кампече. Краевые прогибы Чиконтепек и Паррас находятся между западным складчатым обрамлением бассейна и соответственно поднятия- ми Тамаулипас и Коауила. Багамско-Кубинский краевой прогиб сформировался перед Кубинско- Северогаитянским мегантиклинорием, в сочленении последнего с устой- чивым элементом, так называемой Багамской «платформой». На современ- ной суше располагается только внутренний борт этого прогиба. Он образо- ван 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 Мексикан- ского залива. Крайний западный элемент этой зоны – выходящий на днев- ную поверхность предуошитский прогиб Аркома (Арканзасский), а край- ний восточный – общий для юго-западной части Аппалачской и восточной части Уошитской складчатых систем прогиб Блек-Уорриор. На значитель- ном протяжении зона краевых прогибов перекрыта наложенной Мисси- сипской гемисинеклизой, сформированной полого залегающим комплек- сом, распространяющимся в северном направлении на древнюю Северо- Американскую платформу до южной части Иллинойского бассейна. В про- гибе Аркома на внутреннем борту осадочные толщи смяты в крутые склад- ки, разбитые разрывами. В рассматриваемой зоне краевых прогибов бассейн Мексиканского за- лива подстилается докембрийским фундаментом. В прогибе Аркома мощ- ность палеозойских отложений достигает 9 км. Песчано-аргиллитовая уг- леносная толща среднего Пенсильвания (до 6 км) покрыта терригенным комплексом верхнего Пенсильвания (около 2 км) и подстилается кембрий- скими – 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 нало- женная гемисинеклиза сформирована терригенными отложениями мела- палеогена, в основном дельтовыми фациями палео-Миссисипи. Значи- тельная часть этого комплекса, мощность которого составляет около 5 км, принадлежит аконсервационной зоне. Бассейн Мексиканского залива богат нефтью и газом. В нем расположе- ны 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 зали- ва отчетливо группируются в целый ряд ареалов и зон нефтегазонакопле- ния (рис. 2.2). Ареал Северного пояса региональных разломов (см. рис. 2.2) объединяет ряд приуроченных к последним зон нефтегазонакопления, которые после- довательно 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 присутст- вуют нефтяные месторождения приразрывных моноклинальных участков с залежами в ловушках экранирования по разрыву и иногда в небольших линзах тектонической трещиноватости. Длина месторождений значитель- но превышает их ширину. К наиболее значительным в ареале относятся месторождения Мексиа, Пауэлл, Пикенс, Джильбертаун, Талко. В послед- нем запасы нефти составляли 40 млн т. Основными продуктивными гори- зонтами ареала служат меловые песчаники, а в его юго-западной части также известняки раннемелового возраста. Вблизи ареала, южнее зоны Пи- кенс располагается среднее по запасам нефтяное месторождение Тинсли (30 млн т), связанное с брахиантиклиналью, разбитой сбросами. Продук- тивны в нем песчаники мела и палеогена. Зона нефтенакопления Чапмен находится у р. Колорадо, рядом с опи- санным выше ареалом. Она очень невелика и объединяет около 20 не- больших, 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 по- следующем погружении выпуклые поверхности интрузивных тел пере- крылись плохопроницаемыми мергельными слоями кампана, образовав- шими складки облекания. Однако аккумуляция углеводородов в этой же зоне не контролировалась структурным фактором, залежи нефти возникли в обладающих повышенной пористостью и проницаемостью периферий- ных участках интрузивных тел – линзах выветривания.  Рис. 2.2. Элементы нефтегеологического районирования Северного Галф-Коста: а – ареалы зон нефтегазонакопления; б – зоны нефтегазонакопления; в – изогипсы поверх- ности 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 бурени- ем часть разреза таких месторождений представлена слоями, образующими пологие куполовидные поднятия, разбитые густой сетью преимуществен- но радиальных разрывов. Наибольшими запасами нефти обладают круп- нейшее месторождение Хаукинс (110–150 млн т) и месторождение Ван (70 млн т). В этих месторождениях, как и во всей зоне, нефтегазоносны ме- ловые песчаники. Ареал зон нефтегазонакопления Сабин-Монро, приуроченный к одно- именным сводам, является одним из наиболее богатых нефтью и газом. Тектонические движения в меловое-предэоценовое время обусловили не- однократное воздымание, осушение этих сводов и возникновение резких угловых несогласий в их пределах. К центральным частям сводов Монро и Сабин отмечается сокращение мощности меловых отложений, выклинива- ние 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 сте- пени – отложения палеогена), а в северной его части – верхнеюрско- меловые песчаники и известняки. Ареал объединяет зоны нефтегазонакоп- ления с месторождениями, приуроченными к куполовидным и брахиан- тиклинальным складкам. Эти складки представлены двумя разновидно- стями. 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 ловуш- ках экранирования по поверхности несогласия или в сводово-эрозионных выступах, залежи верхнего этажа – в сводовых ловушках. Все основные за- лежи 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 ме- сторождений (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 брахиантик- линальными складками, в разрезе которых не отмечается резких угловых несогласий. Примерами таких месторождений, очевидно, является нахо- дящееся 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 выклиниваю- щейся. Продуктивны в зоне породы нижнего мела. Миссисипский ареал солянокупольных зон нефтегазонакопления нахо- дится в одноименном прогибе. Зоны ареала объединяют месторождения пологих куполовидных поднятий с глубоко погруженным соляным што- ком. Залежи заключены в сводовых ловушках в песчаниках мела и палео- гена. Из месторождений ареала можно указать на нефтяное месторождение Крэнфилд и газонефтяное Лейк-Сент-Джон. Один из крупнейших в бассейне ареалов зон нефтегазонакопления – Се- верный 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 образу- ется 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 штока- ми. Внедрение последних сопровождается возникновением разрывов в смежной части прорванного осадочного чехла. В данном ареале характерными и резко преобладающими являются ме- сторождения, связанные с открытыми и закрытыми соляными диапирами. Типичны ловушки экранирования ядром диапира, по поверхности несо- гласия 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, ознаменовав- ший 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 ме- сторождения 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 место- рождений с глубоко погруженным соляным ядром. В рассматриваемом ареале открыто около 1 000 месторождений, при- уроченных 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 отло- жений эоцена-антропогена, в южной части штата Луизиана с глубины 6 км получена первая нефть из пород верхнего мела. Нефтегазоносные горизон- ты ареала представлены песчаниками. Отложения плейстоцена продук- тивны в узкой полосе западного побережья штата Луизиана и на смежном шельфе, плиоцена – в прибрежной части штата Луизиана и на примыкаю- щем 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 зани- мают 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). Ха- рактерно для ареала чрезвычайно широкое распространение газоконден- сатных залежей. Зоны нефтегазонакоплений Иегуа-Джексон и Фрио-Виксберс размеща- ются в юго-восточной части шт. Техас, простираясь параллельно друг дру- гу 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 нефтега- зоносные ловушки. Месторождения здесь невелики. Наиболее значитель- ны из них месторождения Гавернмент-Уэллс и Армстронг. Гораздо более богата нефтью и газом зона Фрио-Виксберг. Местополо- жение этой зоны, как и зоны Иегуа-Джексон, совпадает с полосой выкли- нивания 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 запа- сам нефти месторождений. Следует упомянуть еще о двух месторождениях северного Галф-Коста, находящихся вне рассмотренных ареалов и зон нефтегазонакопления. Ме- сторождение 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) на- ходится в ловушке экранирования по поверхности несогласия в нижнеме- ловых 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 вертикаль- ная зональность. Газовые залежи сосредоточены, с одной стороны, до глу- бины 1 км, а с другой – глубже 4,5 км. Максимальное количество нефтя- ных 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) располага- ется в низовьях р. Рио-Гранде на территории Мексики и США. Он включа- ет ряд примерно параллельных линейных зон локальных платформенных поднятий. Зоны характеризуются субмеридиональным простиранием, кото- рое к югу переходит в юго-восточное. Месторождения приурочены к брахи- антиклиналям конседиментационного генезиса. Это пологие складки с не- широкими сводами, к которым мощность многих горизонтов уменьшается или они выклиниваются. Длина наибольших складок достигает 20–30 км. Продуктивные горизонты слагаются песчаниками в западных зонах глав- ным 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 газо- конденсатные месторождения значительно преобладают над нефтяными. В ареале можно выделить газоконденсатное месторождение Мисьон, неф- тегазовые месторождения Тревиньо и Рейноса-Мехикано. Последнее по запасам газа (105 млрд м3) являлось крупнейшим.  Ареал зон нефтегазонакопления Эбано-Пануко – старейший нефте- добывающий район Мексики. Первые притоки нефти здесь были получе- ны на месторождении Эбано-Чапакао в 1901 г. Ареал приурочен к окраин- ному поднятию Тамаулипас (рис. 2.3). Он объединяет ряд изометричных и линейных в плане зон нефтегазонакопления. Месторождения выражены очень пологими, округлыми, овальными или слабоудлиненными складка- ми, 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.Рис. 2.3. 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 Та- маулипас (25–30 млн т). Восточнее этого ареала в море открыто крупнейшее нефтяное месторо- ждение 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, выклини- вающихся и сводовых. Ареал зон нефтегазонакопления Фаха-де-Оро (Золотого пояса) помеща- ется в прогибе Тукспан и связан с крупным погребенным атоллом длиной около 200 км и шириной до 70 км. В плане он образует вытянутый в субме- ридиональном направлении эллипс, восточная половина которого нахо- дится в Мексиканском заливе. В ареале имеются три зоны нефтегазонакоп- ления. Основная зона распространяется на протяжении всего атолла, а две значительно меньших – внешняя и внутренняя – располагаются на северо- западе ареала, где они простираются параллельно основной зоне (см. рис. 2.3). Месторождения связаны с рифовыми массивами, высота ко- торых в основной зоне достигает 1 001 м. Ловушками служат биогенные выступы, сложенные «среднемеловыми» известняками свиты Эль-Абра. Сугубо подчиненное значение имеют продуктивные горизонты палео- гена. Ареал является одним из самых богатых нефтью районов Мексики. Масштабы его нефтеносности были установлены в 1908 г., когда в основ- ной зоне нефтегазонакопления скв. Сан-Диего дала фонтан дебитом до 30 000 т/сут. Основная зона нефтегазонакопления содержит резко преобла- дающую 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 па- раллельно юго-западной части ареала Фаха-де-Оро (см. рис. 2.3). В преде- лах зоны Поса-Рика основной продуктивный горизонт – «среднемеловые» известняки свиты Тамабра – характеризуется значительной изменчивостью состава и коллекторских свойств. Поэтому в месторождениях, приурочен- ных к локальным пологим поднятиям, кроме залежей, заключенных в сво- довых 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 состав- ляли 145 млн т и газа 35 млрд м3. Среди других месторождений зоны наи- большими являются нефтяные месторождения Сан-Андрее, Микуэтла и Эль-Альясго. Кроме меловых пород нефть все в больших количествах об- наруживают в верхнеюрских известняках. В последних наряду со сводовы- ми 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 ку- полам 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 ло- вушках кепрока. В ареале Макуспана месторождения выражены куполо- видными поднятиями или брахиантиклиналями, иногда нарушенными разрывами. Залежи нефти и газа находятся в сводовых ловушках, часто раз- битых на блоки. Продуктивны в обоих ареалах песчаники миоцена и в очень незначительной степени олигоцена. Среди месторождений, откры- тых в ареале Салина, есть ряд средних по запасам нефти и газа (Эль-План, Отатес, Магальянес и др.). По некоторым данным, в месторождении Огар- рио (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 выявле- на 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 брахиантиклиналь- ным и куполовидным складкам, разбитым разрывами на блоки. Она за- ключает 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 ла- рамид 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-нижне- палеогеновом комплексе. Толща характеризуется очень сложным соотно- шением входящих в ее состав линзовидных песчаных и глинистых гори- зонтов. 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. Нефтесо- держащие 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 использо- вания гидроразрыва нефтесодержащих песчаников. Северо-Кубинская зона нефтегазонакопления, расположенная на внут- реннем борту Багамско-Кубинского краевого прогиба, объединяет ряд очень небольших месторождений (Гуанабо, Мотембо, Бакуранао и др.), приуроченных к линейным антиклиналям, нарушенным разрывами. Боль- шинство 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 ловуш- ках – трещиноватых участках поверхностной зоны серпентинитовой интру- зии, внедрившейся в ядро складки. Ареалы зон нефтегазонакопления Блэк-Уорриор и Аркома располагаются в крайней северной части бассейна. Ареал Блэк-Уорриор приурочен к од- ноименной впадине и объединяет несколько зон преимущественного газо- накопления, связанных с региональными разрывами и простирающихся параллельно друг другу в юго-восточном направлении. Газовые и газокон- денсатные месторождения приразрывных моноклинальных участков со- держат 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 внут- реннему 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 ме- сторождения ареала газовые. Залежи сухого газа содержатся в песчаниках Пенсильвания. Наибольшие газовые запасы установлены в месторождени- ях Ред-Оук-Норрис (около 70 млрд м3) и Кинта (до 35 млрд м3). |