Оформлення звіту

Звіт про виконану роботу на стандартних аркушах паперу. У звіті коротко викласти мету роботи, таблицю, на контурній основі складену схему нафтогазоносних басейнів Північного Льодовитого океану. Короткий опис нафтогазоносних територій Північного Льодовитого океану згідно наступної схеми: тип нафтогазоносної провінції; географічне і адміністративне положення; геотектонічне положення; основні геоструктурні елементи; літолого-стратиграфічна характеристика осадового чохла; нафтогазогеологічне районування; типи і характеристика покладів за характером пастки.

Графічну геологічну модель родовищ Прадхо-Бей та Штокманівського згідно наступної схеми: адміністративне положення; геотектонічне положення; рік відкриття і вводу в розробку; сучасний етап родовища; геологічна будова; тип покладів та продуктивних горизонтів, порід покришок; запаси і видобуток; інші відомості. Навести необхідні схематичні зарисовки.

Запитання

1. Назвіть головні нафтогазоносні басейни Північно-Льодовитого океану.

2. Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Аляскінського басейну.

3. Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність дельти р. Маккензі - моря Бофорта.

4. Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Свердрупського басейну.

5. Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Баренцовоморського басейну.

6. Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність нафтогазоносний басейн Карського моря.

7. Назвіть основні родовища нафти і газу Північного Льодовитого океану

8. Наведіть основну характеристику родовища Прадхо-Бей.

9. Наведіть основну характеристику Штокманівського газоконденсатного родовища.

Лабораторна робота №5 нафтогеологічне районування індійського океану та створення графічної моделі геологічної будови основних родовищ нафти і газу

Мета роботи: вивчення студентами нафтогазоносних басейнів Індійського океану, його основних родовищ.

Завдання: Скласти таблицю нафтогазоносних територій, на контурній основі зобразити схему нафтогазоносних басейнів Індійського океану. Охарактеризувати нафтогазоносні території Індійського океану згідно наступної схеми: тип нафтогазоносної провінції; географічне і адміністративне положення; геотектонічне положення; основні геоструктурні елементи; літолого-стратиграфічна характеристика осадового чохла; нафтогазогеологічне районування; типи і характеристика покладів за характером пастки.

Навести графічну модель родовищ Белаїм-Море, Гудвін, згідно наступної схеми: адміністративне положення; геотектонічне положення; рік відкриття і вводу в розробку; сучасний етап родовища; геологічна будова; тип покладів та продуктивних горизонтів, порід покришок; запаси і видобуток; інші відомості.

Загальні теоретичні положення

Західна частина Індійського океану. Включає підводну континентальну околицю Східної Африки, Червоне море, шельфові зони Аравійського півострова (у тому числі Перську затоку), а також західний шельф Індійського субконтиненту. Ложе західної частини Індійського океану складається з глибоководних улоговин: Агул’яс (6230 м), Мозамбікської (6290 м), Мадагаскарської (5720 м), Маськаренської (5350 м), Сомалі (5340 м) і Аравійської (5060 м.). У західній частині океану знаходиться також Аравійсько-Індійський серединно-океанічний хребет.

Промислова нафтогазоносність встановлена в межах підводної континентальної околиці і в міжконтинентальних акваторіях. Найбільшими нафтогазоносними басейнами в західній частині Індійського океану є Червоне море, Перська затока і західний (Бомбейський) шельф Індії.

Нафтогазоносний басейн Червоного моря охоплює вузьку рифтогенну западину шириною 200-300 км і протяжністю 2 тис. км. Рифт розділяє Африканську і Аравійську плити. У осьовій зоні моря його глибина досягає 2635 м. Червономорський рифт ступінчасто занурюється від континентів до центру моря. Відповідно знижується і товщина кори з 15 до 5 км. Осадовий чохол розвинений на занурених по скидах блоках, його товщина 2–5 км. У будові чохла бере участь 3–4 кілометрова соленосна товща пізньоміоценового віку, товщина якої збільшується близько узбережжя до 8 км. На північ частка евапоритів у розрізі скорочується.

На півночі западина Червоного моря розгалужується, утворюючи дві затоки — Суецьку і Акабську, кожна з яких також має рифтогенну будову. Основні ресурси вуглеводнів Червоного моря приурочені до Суецького нафтогазоносного суббасейну. Його протяжність 300 км при ширині 60–80 км, площа 20 тис. км². Суецький грабен виповнений відкладами палеозою, мезозою і кайнозою загальною товщиною до 5 км. У суббасейні відкрито 44 нафтових родовища, із них 29 морських і 3 прибережно-морських. Більшість родовищ приурочені до блоків рифту і пов’язані з надрозломними антикліналями. Продуктивні горизонти встановлені у відкладах палеозою, верхньої крейди, палеогену і міоцену.

До великих родовищ цього регіону відносяться: Ель-Морган (запаси 115 млрд т нафти), поклади пов’язані з міоценовими відкладами (рис. 5.1); Рамадан (запаси 100 млн т нафти), поклади пов’язані з пісковиками палеозою і верхньої крейди; Белаїм-Море (запаси 78 млн т нафти), поклади пов’язані з пісковиками міоцену; Джулай (запаси 82 млн т нафти) поклади нафти присутні в пісковиках міоцену, верхньої крейди і палеозою; Октобер, поклади нафти пов’язані з пісковиками верхньої крейди, міоцену і палеозою.

Дебіти нафти із свердловин на родовищі Октобер досягають 1500 т/добу. Ці п’ять родовищ дають до 95 % видобутку нафти в Суецькій затоці.

Загальні запаси суббасейну оцінюються в 900 млн т нафти і 30 млрд м³, що в сумі складає близько 1 млрд т вуглеводнів, при середній щільності запасів 42 тис. т/км².

Рисунок 5.1 — Розріз через родовища Ель-Морган

(Brown, 1980):

1 — границі між формаціями: а) згідні; б) незгідні, 2 — скиди;

3 — поклади нафти; 4 — свердловини.

Нафтогазоносний басейн Перської затоки охоплює власне затоку і прилеглу до неї частину суші. У його межах знаходяться територіальні води Саудівської Аравії, Кувейту, Іраку, Ірану і Об’єднаних Арабських Еміратів (ОАЕ). Загальна площа затоки  239 км², площа басейну з його сухопутною частиною  720 км².

У тектонічному відношенні басейн розташований у межах Месопотамського передового прогину і суміжного схилу Аравійської докембрійської платформи. Тут виявлено близько 70 нафтових і 6 газових родовищ, які групуються уздовж розломів північно-західного і північно-східного простягання. Причому найбільші родовища приурочені до вузлів перетину розломів. Основні нафтогазоносні комплекси знаходяться у відкладах пізньоюрського і ранньокрейдового віку (світи Араб, Зубейр, Бурган). Родовища багатопластові, склепінного типу; більшість покладів приурочено до глибини 1,8–3 км. Середньодобовий дебіт свердловин досить високий. Якщо в США він складає 2,5 т; в Канаді  13,6; в колишньому Радянському Союзі   20 т, то в Саудівській Аравії  1590 т, в Іраці  1960 т, в Ірані  2300 т. Це дозволяє одержувати на родовищах Перської затоки великий річний видобуток нафти при малому числі свердловин, що істотно знижує її собівартість.

Перська затока характеризується високою концентрацією запасів нафти в порівняно невеликому числі гігантських родовищ. Більше половини нафтових ресурсів цього регіону зосереджена всього у 13 родовищах. Безпосередньо у затоці розташовані такі гігантські родовища нафти: Сафанія-Хафджи, Маніфа, Ферейдун-Марджан, Абу-Сафа, Умм-Шейф, Беррі, Зулуф, Зукум, Лулу-Есфандіяр, Ель-Букуш і інші.

Сафанія (Сафанія-Хафджі) — одне з найбільших морських родовищ у світі, що належить Саудівській Аравії. Відкрито у 1951 р., введено у експлуатацію в 1957 р. Початкові видобувні запаси — 2,6–3,8 млрд т. Родовище було відкрито на суші, куди заходить його невелика західна перикліналь. У геологічному відношенні  це велика антиклінальна складка розміром 6518 км. Продуктивні горизонти приурочені до пісковиків нижньої крейди (світа Бурган) і залягають на глибині 1,5–2 км. Свердловини відрізняються надзвичайно високим дебітом: в середньому 1500 т/добу, а в деяких випадках до 12 000 т/добу. Густина нафти 890 кг/м³, вміст сірки  3 %. Потенційний річний видобуток нафти на цьому родовищі майже 140 млн т. У нафтах родовища зустрічається високий вміст розчиненого вуглеводневого газу, що є відмінною рисою всього Перського басейну.

На південь від родовища Сафанія знаходиться другий нафтовий гігант Персидської затоки — родовище Маніфа, із видобувними запасами 1,21 млрд т. Родовище відкрито у 1957 р. Антиклінальна складка, до якої приурочені поклади, знаходиться в 13 км від берега. Розміри її 2315 км, глибина залягання продуктивних горизонтів 22,5 км. У даний час середньодобовий дебіт складає більше 7 тис. т нафти.

У безпосередній близькості від Сафанії-Хафджі розміщені ще два нафтові гіганти  родовища Зулуф і Лулу  Есфандіяр, запаси яких оцінюють відповідно в 0,78 і 4 млрд т нафти.

У 50 км від західного берега Перської затоки знаходиться ще одне велике нафтове родовище — Абу-Сафа (568 млн т нафти). Нафта міститься у тріщинах і кавернах вапняків пізньоюрського віку (світа Араб). Свердловини відрізняються високими дебітами. Середньодобовий видобуток нафти складає 3 тис. т. Своєрідний рекорд був встановлений в 1966 р., коли з чотирьох експлуатованих свердловин на родовищі за рік було отримано 2 млн т нафти.

Родовище Умм-Шейф (707 млн т нафти) відкрито у 1958 р. у 35 км на схід від о. Дас при глибині моря 15 м. У 86 км на південний схід від родовища Умм-Шейф в 1963 р. виявлено велике нафтове родовище Закум (744 млн т нафти). Потенційно щорічний видобуток тут складає близько 9 млн т нафти. Поклади зосереджені у відкладах верхньої юри і нижньої крейди на глибині 1,62,88 км. Обидва родовища належать емірату Абу  Дабі (ОАЕ), яке більше половини нафти видобуває з дна моря.

У останні десятиліття минулого століття у пермських карбонатних відкладах (світа Хуфф) були відкриті два гігантських газових родовища — Парс (Іран) і Північно  Західний Купол (Катар), вірогідні запаси яких відповідно становлять 2 трлн. м³ газу; 2,4 трлн. м³ газу і 254 млн м³ конденсату.

Назагал, початкові видобувні запаси в Перській затоці оцінюються в 17,5 млрд т нафти і 5,6 трлн. м³ газу (у сумі 22 млрд т вуглеводнів). Щільність запасів у північно-західній частині затоки  157 тис. т/км², у південно-східній  61 тис. т/км². Невідкриті запаси затоки оцінюють в 0,3–1,4 млрд т нафти і 1,4–3,2 трлн. м³ газу, загальний початковий потенціал оцінюється у 24–27 млрд т вуглеводнів. Бурінням вивчено лише верхня частина осадового чохла, палеозойський комплекс порід бурінням практично не розкритий (за винятком пермських відкладів). Пошукові роботи в цьому комплексі можуть привести до відкриття нових великих родовищ газу і нафти.

Бомбейський (Індійський, 3ахідноіндійський) нафтогазоносний басейн сформувався на західному шельфі Індійського субконтиненту на продовженні Камбейського рифту. Рифт розтинає Індійську давню платформу і товщу пізньокрейдових траппів, що її перекриває. Утворення рифту розпочалося в рифеї і відродилося в палеоцені. Його протяжність 500 км. Найбільше нафтове родовище цього басейну — Бомбей-Хай, виявлено в 1974 р. у 160 км від Бомбею. Поклади нафти приурочені до вапняків середнього міоцену, що залягають на глибині 0,9–3 км. Загальна товщина осадових відкладів досягає 5 км. Запаси родовища становлять близько 250 млн т нафти. Нафта легка, дебіти свердловин 200–500 т/добу. Експлуатацію родовища розпочато в 1976 р. Видобуток вуглеводнів становить  до 10 млн т у рік.

На північ від Бомбейського склепіння відкриті нафтове родовище Діу і газове Дом, а на схід і на південь — ще шість родовищ нафти і газу: Тарапур, Північний і Південний Басейни, Алібаг, Ратнагрі, В-57. З них найбільше — Північний Басейн із запасами 2 млн т нафти. Загальні розвідані видобувні запаси нафти Бомбейського басейну складають 400 млн т.

Східна частина Індійського океану. Східний сегмент Індійського океану включає Бенгальську затоку разом з шельфами Індії, Бангладешу і М’янми, глибоководні улоговини (Центральноіндійська, Кокосова, Південноавстралійська, Крозе, Африкано-Антарктична, Австралійсько-Антарктична і Західно-Австралійська), Яванський глибоководний жолоб, підводну околицю Північно-Західної Австралії (Тіморське море). Ложе океану розітнуте Мальдівійським, Східноіндійським підводними хребтами і Австрало-Антарктичним серединно-океанічним хребтом. Доведена нафтогазоносність пов’язана з підводними околицями Індійського субконтиненту і Австралії, де найбільшими є Бенгальський і Західноавстралійський нафтогазоносні басейни.

4.5.1 Бенгальський нафтогазоносний басейн охоплює Бенгальську затоку і північну частину Центральноіндійської улоговини. Розміри його становлять 30001000 км, площа — 2,75 млн км². Басейн заповнений відкладами пізнього палеозою і мезо-кайнозою, товщиною до 16 км. У формуванні осадового чохла велику роль відіграв твердий стік рік Гангу і Брахмапутри. Нафтогазові ресурси басейну вивчені слабо. Найбільші відкриття зроблені на шельфі Бангладешу, де в 60 км від берегової лінії виявлено газове родовище Кутубдія. З глибини 2620 м отримані припливи газу дебітом 470 тис. м³/добу.

Західноавстралійський нафтогазоносний басейн розташований на підводній континентальній околиці Західної Австралії. Ширина шельфу до 300 км, займає площу близько 0,5 млн км².

Площа континентального схилу 0,3 млн км². Глибина моря досягає 2,5 км. Уздовж західного і північно-західного узбережжя Австралії простягається серія рифтогенних западин: Перт, Карнарвон, Дампір, Броуз, Бонапарт-Галф. Виповнені вони відкладами палеозою і кайнозою, загальною потужністю до 10 км. З цими прогинами пов’язані однойменні нафтогазоносні суббасейни. Більшість покладів приурочено до дельтових пісковиків тріас-юрського віку.

Пертський суббасейн охоплює прибережну рівнину Західної Австралії і прилеглу до неї акваторію Індійського океану на південь від западини Карнарвон. На заході від області Перт розташоване плато Натураліста. У сучасному структурному плані западина Перт являє собою грабен, що утворився під час занурення по системі субмеридіональних розломів Західноавстралійського архейського щита. Підвищені по розлому Дарлінг блоки граніто-гнейсів докембрію облямовують області на сході. На півдні грабен обмежений субширотним розломом Діамантина. Розмір Пертського нафтогазоносного суббасейну 1050320 км.

Фундамент грабена утворюють комплекси архею і протерозою. Осадовий чохол представлений відкладами палеозою, мезозою і палеогену, які часто утворюють пологі антиклінальні складки платформного типу.

В осадовому комплексі порід западини Перт виявлено сім родовищ, із яких два нафтових, одне нафтогазове і чотири газові. Продуктивні горизонти приурочені до нижнього відділу пермської системи, нижнього тріасу і нижньої юри. Колекторами є пісковики, а покришками — глинисті сланці. Поклади пов’язані з брахіантикліналями, які часто порушені розривами, і належать до пластового склепінного типу, літологічно обмежені.

За запасами газу найбільшим є родовище Дангарс (14 млрд м³). Із базальних шарів тріасу у двох свердловинах отримана також нафта. На нафтогазовому родовищі Ярдарино продуктивними є пісковики верхньої пермі і тріасу в інтервалі глибин від 2200 до 2300 м. Початкові дебіти нафти досягали 180 т/добу. Густина нафти 830 кг/м³. На газових родовищах Джин-Джин і Уалайринг продуктивними є горизонти юри і тріасу. Гази вміщують незначну кількість гомологів метану.

Основні запаси вуглеводнів на західному шельфі Австралії зосереджені в нафтогазоносному суббасейні Дамп’єр площею 150 тис. км². Рифтогений прогин виповнений п’ятикілометровою товщею теригенних відкладів тріасу  верхньої крейди і двокілометровою теригенно-карбонатною товщею кайнозою. На акваторії виявлено 17 родовищ (5 нафтових, 3 газоконденсатних і 9 газових), всі вони приурочені до горстоподібного підняття Ренкін. Найбільші родовища: Гудвін (запаси 140 млрд м³ газу і 50 млн т конденсату), Норд-Ренкін (запаси 150 млрд м³ газу і 22 млн т конденсату), Енджел (запаси 68 млрд м³ газу і 24 млн т конденсату). Загальні розвідані видобувні запаси суббасейну оцінюються в 400 млрд м³ газу і більше 170 млн т конденсату і нафти.

У Тіморському морі (шельф Сахул) розташовані два суббасейни Броуз і Бонапарт-Галф. Площа першого — 130 тис. км². Тут відкрито одне нафтове родовище (Пуффін) і два газових, зокрема Скот-Ріфф із запасами 180 млрд м³ газу. Площа нафтогазоносного суббасейну Бонапарт-Галф 60 тис. км². У його межах відкрито чотири газові родовища (Петрел, Терн і ін.) і нафтове родовище Джабіру.

Загальні початкові видобувні ресурси газу на індійській підводній околиці Австралійського материку оцінюють у 2,3 трлн. м³ газу і 1,1 млрд т нафти. У сумі це складає близько 3 млрд т вуглеводнів, із яких вже розвідано 650 млн т.