Нефтегазогеологическая провинция Западно-Европейской молодой платформы Парижский нефтегазоносный бассейн

Парижский НГБ занимает центральную часть Парижской сине­клизы с наиболее прогнутым элементом, расположенным юго-восточнее Парижа, фундамент которого находится на глубине до 3,5 км (рис. 2).

Обрамление синеклизы на западе и юге образовано низкогорными сооружениями Армориканского, Центральнофранцузского и Морванского массивов, сложенных палеозойскими и более древними кристал­лическими и метаморфическими породами. Восточным обрамлением синеклизы служит кристаллический массив гор Вогезы (Лотарингия), северо-восточным — верхнепалеозойские горные сооружения Арденн и Рейнских Сланцевых гор. На севере граница синеклизы идет по погре­бенному Лондон-Брабантскому массиву, сложенному под палеогеновыми осадками кембро-силурийскими породами. На северо-западе в районе Пейде-Бре синеклиза осложнена крупным поднятием, выводящим на поверхность участок юры.

Рисунок 2 – Парижский нефтегазоносный бассейн

а – выходы фундамента на поверхность; б – консервационная зона; в –границы бассейна; г –схематические изогипсы кровли палеозойских отложений, м; д – разрывы; е – месторождения нефти

Синеклиза имеет позднепалеозойский складчатый фундамент и сло­жена с поверхности в центральной наиболее погруженной части палео­геновыми образованиями, которые окаймляются большой площадью развития пород мелового возраста. Мезозойские отложения представ­лены карбонатно-терригенными породами. В верхнем триасе известны соленосные отложения, в неокоме — пестроцветные. Все системы раз­делены перерывами. Верхнеюрские отложения мощностью более 900 м сильно размыты. В кровле разреза залегает 300-метровая толща известняков и пестроцветных глин палеоген-миоценового возраста. В подошве бассейна находится пермская моласса, заполняющая гра­бен-рифты, один — простирающийся в западно-северо-западном направ­лении через центральную часть бассейна, с мощностью пород около 1,5 км, и второй, менее глубокий, северо-восточного направления — уходящий в прол. Ла-Манш. Собственно НГБ оконтурен изолинией глубины фундамента 1 км.

Нефтеносность бассейна установлена в 1958 г. открытием месторождений нефти Куломм и Шаторенар в районе юго-восточнее Па­рижа. В настоящее время в этом районе выявлено 18 месторождений нефти, приуроченных к небольшим по размерам (5х3 км²) пологим брахиантиклиналям с продуктивными пластами в отложениях неокома (песчаники), верхней юры (портланд, известняки), средней юры (изве­стняки) и верхнего триаса (песчаники). Основная продуктивная толща образована отложениями доггера (12 месторождений). Глубина зале­гания нефтегазоносных пластов 600—2500 м. Запасы нефти место­рождений небольшие.

Рейнский нефтегазоносный бассейн

Рейнский НГБ расположен на территории Франции и Германии в до­лине среднего течения р. Рейн (рис. 3). Он заключен в узком (ширина до 75 км) внутриплатформенном грабене, вытянутом почти на 300 км в субмеридиональном направлении, от Базеля на юге до Франкфурта на севере. Обрамление бассейна образовано глыбовыми горными со­оружениями, сложенными кристаллическими и метаморфическими по­родами палеозойского возраста, местами перекрытыми маломощными отложениями мезозоя. На западе это Вогезы и Пфальцские горы, на востоке — горы Шварцвальд и Оденвальд, на севере — Рейнские Слан­цевые горы. На юге грабен обрамляется горами Эльзасская Юра, с поверхности сложенными породами нижнего мезозоя.

Осадочное выполнение Рейнского НГБ представлено породами пермского, триасового, юрского, эоценового, олигоценового и неогено­вого возраста с максимальной мощностью 8 км, из которых более 5 км приходятся на долю кайнозойских отложений. Перерывом на границе эоцена и верхней юры весь разрез бассейна расчленяется на два комплекса: нижний, предшествующий образованию грабена, мощностью до 3 км, и верхний кайнозойский мощностью более 5 км, формировавшийся в процессе развития грабена.

Отложения пермской системы мощностью до 1 км образованы пестроцветными породами (красный лежень) с прослоями доломитов (цехштейн) вверху. Триасовая система представлена карбонатно-терригенными отложениями мощностью до 1 км. На юге бассейна в подошве среднего отдела триаса развита маломощная соленосная толща, которая прослеживается в виде узкой полосы вдоль левобережья Рейна. Нижний отдел триаса сложен терригенными пестроцветными породами мощностью до 500 м. Юрская система мощностью до 800 м образована карбонатно-терригенными породами с мощными прослоями высокобитуминозных аргиллитов в нижнем отделе.

Рисунок 3 – Рейнский нефтегазоносный бассейн

Выходы на поверхность пород: а – кристаллического фундамента, б – перми, в –триаса и юры; г – сбросы; месторождения: д – нефтяные, г – газовые; ж – структурные пороги

Верхний грабеновый комплекс начинается карбонатно-терригенной толщей мощностью свыше 3,5 км, включающей отложения эоценового, олигоценового и миоценового возраста, и завершается терригенными породами плиоцена и антропогена мощностью свыше 1 км, отделен­ными от миоценовых отложений несогласием.

Позднепалеозойский фундамент бассейна сильно расчленен грабенообразующими и поперечными разломами на ряд различно опущен­ных и приподнятых блоков. Наиболее опущен фундамент на юге и на востоке средней части (Гейдельберг). В южной половине грабена в районах Кольмар и Эрщтейн поперечные подъемы фундамента рас­членяют бассейн на три неравновеликие впадины (с севера на юг): Пешельброннскую, наиболее крупную и прогнутую, охватывающую 2/3 всего грабена, небольшую Селестинскую и более крупную, выделяе­мую под названием Соленосный калиевый бассейн.

Нефтеносность бассейна связана с отложениями триасового, юр­ского, палеогенового и неогенового возраста. Коллекторами служат песчаники среднего и верхнего триаса, нижней юры (аален) и олиго­цена (пешельброннские слои латторфского яруса), известняки кимериджа — оксфорда, доломитизированные известняки среднего и верх­него триаса, нижней и средней юры (пласт «Большой оолит» нижнего бата и верхнего байоса), песчанистые мергели олигоцена (мелетовые слои рупельского яруса) и верхнего эоцена. Газоносны песчаники плиоцена и миоцена. По существу все коллекторы разреза продук­тивные.

В бассейне выявлено 33 месторождения. Большая часть месторождений бассейна (свыше 20) скон­центрирована в Пешельброннской впадине. Структурные формы мес­торождений связаны с приподнятыми и наклоненными блоками, пласты в которых иногда изогнуты в полукупола и полубрахиантиклинали.

Значительная часть нефтяных залежей тектонически экранирован­ные, реже сводовые, сильно нарушенные разрывами. Зоны нефтегазо­накопления группируются вдоль продольных конседиментационно развивавшихся разрывов. Крупный ареал таких зон выделяется на восточном борту бассейна и приурочен к наиболее прогнутой части бассейна (между городами Карлсруэ и Мангейм). Здесь известно свыше 10 нефтяных месторождений (Рот, Форст-Вайер, Бухенау и др.).

Юго-западнее, на противоположном борту бассейна располага­ется наиболее крупное нефтяное месторождение бассейна Пешельброннское (эксплуатируется с 1888 г). Оно приурочено к полуантиклинали, прижатой к главному грабенообразующему сбросу, и рассе­чено продольными сбросами на ряд блоков, содержащих тектониче­ски экранированные залежи нефти. Нефтеносны песчаники среднего триаса, песчаники и известняки верхнего триаса, песчаники и извест­няки (пласт «Большой оолит») средней юры и песчаники олигоцена (пешельброннские слои). Залежи нефти заключены в интервале глубин 180—1300 м. На юге в Соленосной калиевой впадине известны нефтя­ные месторождения — сравнительно крупное Штаффельфельден и не­большое Ренинг с тектонически экранированными залежами в юрских отложениях.

На крайнем севере бассейна известно семь небольших чисто газо­вых и два газонефтяных месторождения. Газовые залежи месторож­дений (Грабен-Герау, Бюттельбронн, Вольфскеллен и др.) находятся на приподнятых крыльях (западных) системы кулисообразно распо­ложенных сбросов, рассеченных поперечными разрывами на ряд в об­щем небольших блоков. Газоносны песчаники миоценового, в мень­шей степени плиоценового возраста, залегающие на глубине от 130 м (месторождение Штокштадт) до 900 м (Пфунгштадт). Газ преиму­щественно метановый.

Наиболее крупным является газонефтяное месторождение Шток­штадт. Оно приурочено к высоко поднятому и наклоненному на юго-запад блоку, ограниченному с востока сбросом с амплитудой около 400 м. Две пластовые газовые залежи, нарушенные разрывами, при­урочены к песчаникам аквитанского возраста и находятся на глубине 130—180 и 380—770 м. Ниже в песчаниках пешельброннских слоев находится нефтяная залежь. За исключением месторождений Пешельбронн и Штокштадт все остальные месторождения нефти бассейна имеют незначи­тельные запасы нефти.