Оформлення звіту

Звіт про виконану роботу на стандартних аркушах паперу. В звіті коротко викласти мету роботи, таблицю нафтогазоносних територій Індійського океану. Короткий опис нафтогазоносних територій 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.

Графічну модель родовища Ель-Морган, 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 Індійського океану.

2. Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Червоного моря.

3. Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Персидської затоки.

4. Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Бомбейського шельфу Індії.

5. Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність шельфів Індії, Бангладешу і Бірми.

6. Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Яванський глибоководний жолобу.

7. Охарактеризуйте основні риси геологічної будови та нафтоносність Тиморського моря.

8. Назвіть основні родовища нафти і газу Індійського океану.

9. Наведіть основну характеристику родовища Ель-Морган.

Лабораторна робота №6 нафтогеологічне районування атлантичного океану та створення графічної моделі геологічної будови основних родовищ нафти і газу

Мета роботи: вивчення студентами нафтогазоносних територій Атлантичного океану.

Завдання: Скласти таблицю нафтогазоносних басейнів, на контурній основі зобразити схему нафтогазоносних басейнів Атлантичного океану. Охарактеризувати нафтогазоносні території Атлантичного 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. На контурній основі скласти схему нафтогазоносних басейнів Атлантичного океану. Навести графічну модель та описати родовища Іст-Техас, Болівар, Нафтові Камені, 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

Північна Атлантика. Розташовується між континентами Північна Америка і Європа приблизно до паралелі 20^о пн.ш. На півночі обмежена по меридіану східних островів архіпелагу Шпіцберген. Ширина Північної Атлантики коливається від 3500 до 6400 км. До Північної Атлантики відносять Середземне море і умовно Чорне, Азовське і Каспійське моря. У тектонічному відношенні Північна Атлантика представлена підводною окраїною материків, океанічним ложем і серединно-океанічним хребтом. Нафтогазоносність пов’язана з підводною окраїною континентів. 

До середини юрського часу ця ділянка літосфери розвивалась в доокеанічній стадії, коли відбувався розвиток внутрішньоконтинентальних рифтів. Потім існували грабеноподібні морські басейни типу сучасного Червоного моря, де нагромаджувались евапорити та глинисто-карбонатні товщі. До найбільших нафтогазоносних басейнів відносяться: Норвезький, Північноморський, Південно-Західної Європи, Лабрадорський, Мексиканський, Карибський, Західно­середземноморський, Південнокаспійський і Чорноморсько-Азовський.

Норвезький нафтогазоносний басейн розташований уздовж північно-західного узбережжя Скандинавського півострова (Норвезьке море). Фундамент каледонського віку. Основну частину розрізу займають теригенні породи тріасового (з прошарками солей), юрського і крейдового віків. Континентальний схил Норвезького моря ускладнений краєвим плато Берінг шириною близько 200 км, опущеним на глибину до 1200 м. З південного заходу обмежений поперечним розломом Ян-Майен. У східній (внутрішній) частині плато знаходиться рифтогенна западина Берінг із осадовим чохлом потужністю більше 8 км і тонкою – до 15 км океанічною корою. Південніше виділяється аналогічна западина Стадт. Ці западини є продовженнями рифтів Північного моря.

Пошукове буріння розпочате наприкінці 70-х років. У 1979 р. в Норвезькому жолобі на межі з Північним морем при глибині води 340 м відкрито газове родовище Трол (рис. 4.12). Пастка антиклінального типу, площею 700 км². Поклади знаходяться в добре проникних пісковиках юрського віку. Освоєння родовища оцінюється в  10 млрд доларів. Дебіти газу  1,42 млн м³/добу, нафти  до 243 т/добу. Видобувні запаси газу  1,3 трлн. м³, 37 млн м³ конденсату і 165 млн м³ нафти. Пізніше в північній частині цього ж грабена у пісковиках юри і крейди відкрито ще низка родовищ вуглеводнів. У південній частині Західнонорвезького грабена виявлені нафтові родовища в юрських пісковиках. Нафти легкі густиною 825 кг/м³. Запаси найбільшого родовища Беатріс складають 25 млн т.

На початку 80-х років минулого століття в північних районах Норвезького басейну (південь Баренцевого моря) виявлено газові поклади в тріасових і юрських пісковиках, що залягають на глибині 2,5 км, на площах Тромсе і Хейдрун (банка Хальтен). На першій із них дебіти газу склали до 1 млн м³ і конденсату до 30 м³ на добу.

Північноморський нафтогазоносний басейн площею 660 тис. км²  охоплює велику частину акваторії Північного моря. У тектонічному відношенні  це велика синекліза з фундаментом байкальсько-каледонського віку. Вона поділяється центральним підняттям на дві западини  північну і південну. Синекліза ускладнена системою рифтів шириною 40–80 км.

Геологічний розріз представлений кам’яновугільними вапняками, червоноколірними відкладами нижньопермського і тріасового віків, а між ними  верхньопермська соленосна товща, вище  теригенні породи нижньої і серединної юри, верхньоюрські та крейдові карбонатні відклади, піщано-глинисті осадки кайнозою. Загальна товщина  до 10 км. Місцями розвинута солянокупольна тектоніка. Рифти мають ранньопермського віку.

До теперішнього часу в Північному морі відкрито понад 100 нафтових і близько 80 газових родовищ, з яких видобувають 24 % нафти і 30 % газу від загальносвітового морського нафтогазо­видобутку. Сумарні видобувні запаси вуглеводнів оцінюються в 7,5 млрд т, із яких понад 4 млрд т припадає на нафту. Основна частка запасів (90 % нафти і 34 % газу) розміщена в Центрально-Північноморській рифтовій системі, що складається з декількох грабенів (Центральний грабен або Екофіск, Фортіз, Вікінг, Північно­нідерландський). Родовища вуглеводнів у межах Центрально­північноморської рифтової системи розподілені нерівномірно.

У грабені Вікінг розміщені родовища Статфіорд, Статвік, Бренд, Нініан, Слейпнер. Глибина залягання покладів близько 3 км. Знаходяться вони в пісковиках нижньо- і середньоюрського віку, які залягають на фундаменті і розбиті розломами. Поклади тектонічно екрановані. Покришками є глини верхньої крейди і кайнозою. Початкові дебіти свердловин досягають 3,5 тис. т/добу. Густина нафти становить 815–880 кг/м³.

Центральна частина грабену Вікінг з щільністю запасів вуглеводнів 120 тис. т/км² характеризується наявністю нафтових покладів у пісковиках юри (родовище Берил), газових і газоконденсатних покладів у породах нижньої крейди (Хеймдал) і піскуватих вапняках палеоцену (Фріг). Пастки  структурного типу.

Родовище Фріг розташоване в північній частині Північного моря. Знаходиться на межі континентального шельфу, який встановили між Великобританією і Норвегією в 1965 р. Родовище було відкрито в 1972 році. Початкові видобувні запаси складають 185 млрд м³ природного газу, із яких 39,18 % за угодою знаходяться в Британському секторі Північного моря. 

З грабеном Фортіз пов’язане однойменне родовище нафти. Поклади знаходяться у дельтових пісковиках верхнього палеоцену. Густина нафти 816–843 кг/м³. На стику з грабеном Вікінг виявлені газові і конденсатні родовища у пісковиках нижньої крейди (родовище Тельма) на глибинах 3,6–3,7 км. Дебіти газу досягають 350 тис. м³/добу, конденсату — 80 т/добу.

У центральному грабені розташовані родовища Оук, Екофіск, Елдфікс, Беріл, Хеймдал, Фріг, Албускил та інші. Найбільше серед них  Екофіск, початкові видобувні запаси якого складають 290 млн т нафти і 227 млрд м³ газу. Нафтогазоносність Центрального грабену пов’язана з пісковиками юри, нижньої крейди і вапняками палеоцену. Родовища антиклінального типу. Розвинуті тут і соляні куполи. Виявлені родовища і на горстовидних підняттях, що межують з грабенами.

Поклади родовища Озенберг знаходяться у пісковиках середньої юри. Дебіти нафти до 770 т/добу, газу  535 тис. м³/добу, конденсату  150 т/добу. Родовище знаходиться на піднятті Вікінг, що межує з однойменним грабеном на сході. Загальні видобувні запаси нафти оцінюють в 100 млн т, газу  в 50 млрд м³.

У південній частині Північного моря виявлені газові родовища, що пов’язані з червонобарвними пісковиками нижньопермського віку. Покришки — нижньопермські евапорити. Найбільша концентрація запасів у північній частині Західно­нідерландського грабену (родовища Леман, Індіфатігейбл, Хюїт, Вайкінг, Пласід, а на суші унікальне за запасами родовище Гронінген  2 трлн. м³ газу).

Розрізи через родовища Статфіорд та Трол наведено на рис. 6.1.

Загальний потенціал Північноморського нафтогазоносного басейну оцінюється в 10 млрд т., приблизно порівно нафти і газу. Сконцентровані вони у трьох стратиграфічних поверхах теж приблизно порівну (нижньопермський, середньоюрський, палеоценовий). Максимальні концентрації запа­сів припадають на грабени з геотермічним градієнтом 3,4 °С/100 м. За межами грабенів градієнт становить 2,7 °С/100 м.

Рисунок 6.1 — Розріз через родовище Трол Північного моря.

У грабенах Вікінг, Фортіз і Екофіск, площа яких складає 22 тис. км², сконцентровано більше половини розвіданих запасів вуглеводнів Північного моря. На решті площі Центрально-Північноморської рифтової системи середня щільність запасів сягає 14 тис. т/км².

Нафтогазоносний басейн Південно-Західної Європи охоплює підводну її окраїну епігерцинської платформи. Осадовий покрив складається переважно з теригенних відкладів мезо-кайнозою. У складі підводної околиці виділяють південно-західний шельф Франції у Біскайській затоці (Арморіканський шельф), шельф Піренейського півострова (Іспанський шельф) і Португальський шельф. Шельфові зони вузькі (до 160 км), обриваються крутим континентальним схилом. Протяжність шельфів більше 2500 км.

На Арморіканському шельфі свердловини, пробурені до глибини 4,5 км, не дали позитивних результатів. На шельфі Іспанії в 60 км від берега при глибині моря 146 м відкрито нафтове родовище Кантабрико-Мари. Нафта легка (837 кг/м³), отримана з глибини 1450 м із низів еоцену. У 13 км від порту Бермео (неподалік м. Більбао) виявлено газове родовище з дебітом до 1,4 млн м³/добу. У Кадиській затоці на продовженні Гвадалквівірської западини при глибині моря 120 м відкрито сім дрібних газових родовищ у пісковиках міоцену.

На шельфі Португалії пробурено близько 30 свердловин, із яких лише в трьох виявлені непромислові поклади нафти.

Потенційні ресурси шельфу Південно-Західної Європи оцінюються невисоко: 0,3–0,6 млрд т нафти і 0,10,3 трлн. м³ газу.

Окремі родовища вуглеводнів відкриті також на шельфі Ірландського моря, зокрема, газове родовище Кинсєїл-Хед із запасами 40 млрд м³ і родовище нафти із запасами 40 млн т (рифтова западина Порк’юпайн).

Лабрадорський нафтогазоносний басейн займає північно-східну частину атлантичної окраїни Північної Америки. Фундамент від докембрійського до герцинського. Осадовий чохол складений піщано-глинистими та карбонатними породами від верхньопалеозойського до кайнозойського віку. Присутні соленосні ранньо і середньоюрські відклади (“Сіль Арго”).

У тектонічному плані басейн представляє обширну Лабрадорську западину, яка ускладнена системою рифтів (Саглек, Найн, Мелвілл, Балтимор-Каньйон).

У складі Лабрадорського нафтогазоносного басейну можна виділити декілька нафтогазоносних областей (суббасейнів), серед яких найбільшими є Балтімор-Каньйонська, Новошотландська, Великої Ньюфаундлендської банки і Лабрадорська.

Балтимор-Каньйонська область пов’язана з грабеноподібною западиною (300×150 км), що заповнена осадками тріас-неогену товщиною 14 км. У процесі буріння встановлена промислова нафтогазоносність верхньоюрських пісковиків, де отримано припливи газу дебітом до 155 тис. м³/добу і легкої нафти (787 кг/м³) дебітом до 108 м³/добу. Потенційні ресурси  81 млн т нафти і 116 млрд м³ газу.

Значні перспективи щодо нафтогазоносності пов’язують із зануреним рифовим масивом на схід від Балтимор-Каньйону, а також із зануреним плато Блейк і банкою Джорджес.

Новошотландська область розташована в районі о. Сейбл. Пробурено понад 150 свердловин і відкрито декілька невеликих покладів нафти і газу у пісковиках верхньої крейди і неогену. Родовища ускладнені соляними штоками. Запаси газу найбільшого родовища Тебо становлять 13,5 млрд м³, родовище Венчур оцінюється в 47,6 млрд м³ газу і 2 млн т конденсату.

Нафтогазоносна область Великої Ньюфаундлендської банки банки  це вузький рифтогенний прогин заповнений дванадцятикілометровою товщею осадових порід з соляними куполами.

У межах банки виявлено 15 газових і нафтових родовищ (Хібернія, Терра-Нова, Бен-Невіс, Хеброн, Південний Темпест тощо), сумарні запаси яких оцінюють в 177 млн т нафти і 150 млрд м³ газу.

Найбільше родовище нафти Хібернія відкрито у 1977 році. Родовище, що ускладнене соляним куполом, розташоване на відстані 310 км від берега, де глибина моря 80–90 м. Нафтові поклади знаходяться в інтервалі глибин 2164–4465 м, у пісковиках крейдового і пізньоюрського віку. Дебіти свердловин становлять 100–280 т/добу. Запаси родовища оцінюються близько 90 млн т нафти. У 1979 р. в цьому районі пробурена свердловина глибиною 6103 м при глибині води 1480 м. Видобуток здійснюється із бетонної бурової платформи, що сконструйована для протистояння льодоходу, а також для використання підводного сховища нафти ємністю до 1,3 млн барелів. Нафта, що видобувається, перевантажується в танкери.

Родовище Терра Нова, відкрите в 1984 р., є другим за запасами нафти в офшорній зоні східного узбережжя Канади і першим у Північній Америці за використанням спеціального судна для зберігання на ньому і відвантаження в танкер видобутої нафти. Запаси нафти у родовищі сягають 400 млн барелів (54,56 млн т).

На родовищі, що введено в експлуатацію у 2002 р., середньодобовий видобуток складав 105,4 тис. барелів (14,4 тис. т/добу) при середніх операційних витратах в 4,25 канадських доларів за барель.

Лабрадорська нафтогазоносна область розташована між 55 і 60° північної широти та пов’язана рифтогенною западиною Найн. Осадовий розріз складений теригенно-карбонатними відкладами товщиною близько 9 км, з базальтовими трапами неокому. У області відкрито ряд газових і газоконденсатних родовищ (Бьярні, Гудрнч, Сноррі і Хопдайл). Поклади пов’язані з породами нижньої крейди, палеоцену, а також з кам’яновугільними і ордовицькими доломітами. З свердловині Норт-Лейф отримані припливи нафти густиною 860 кг/м³. Видобувні запаси оцінюють в 1,4 млрд м³ газу і 600 млн т нафти.

На північ від Лабрадорського нафтогазоносного басейну в Девісовій протоці у результаті пошукового буріння отримано непромислові припливи вуглеводнів.

Мексиканський нафтогазоносний басейн. У тектонічному відношенні басейн відповідає однойменній синеклізі розміром 20001500 км. Його площа майже 2 млн км². Це одна з найбільших областей довготривалого і стійкого прогинання земної кори. Фундамент складений метаморфізованими і дислокованими породами докембрію та палеозою, які розбиті розломами, по яких ступінчасто фундамент опускається до центру западини (западини Сігсбі), що має субокеанічну кору. У її межах виклинюється “гранітний” шар кори. Потужність осадового чохла, що залягає на фундаменті, досягає 20 км.

Нафтоносність виявлена по всьому розрізі та оперізує все прибережжя США, Мексики, Куби. Всього у межах Мексиканської затоки (спільно із прилеглою сушею) відкрито понад 1500 родовищ із видобувними запасами нафти – 7,7 млрд т і газу – 4,3 трлн. м³.

На північному шельфі Мексиканської затоки в 200 км від берега відкрито більше 130 нафтових і 410 газових родовищ із початковими видобувними запасами понад 1 млрд т нафти і 2,33 трлн. м³ газу.

Товщина осадового чохла досягає тут 17 км, зокрема 12 км припадає на дельтові піщано-глинисті відклади кайнозою, сформовані в долині Палеоміссісіпі. 85 % розвіданих запасів нафти північного шельфу Мексиканської затоки (Галф-Кост) пов’язано з 27 родовищами, що розташовані на шельфі штатів Луїзіана і Техас (рис. 4. 19). Основний продуктивний горизонт пов’язаний з пісковиками верхнього міоцену, що залягають на глибині 4,5 км. Родовища концентруються в зоні захороненого Міссісіпського рифту, що виражений у рельєфі дна каньйоном. У водах річки Міссісіпі (каньйон завглибшки 2292 м) пробурено саму глибоководну свердловину затоки, із якої видобувають нафту.

Більшість родовищ мають видобувні запаси близько 200 млн т нафти і 100 млрд м³ газу. Тут знаходиться найбільше на території США (окрім Аляски) нафтове родовище ІстТехас, з початковими видобувними запасами в 850 млн т. Значна кількість великих покладів вуглеводнів виявлено в прибережній частині затоки: Бей-Марчанд, Тимбалієр-Бей, Бей-Кайю, Кейллу-Айленд, Соут-Пасс. Родовища багатопластові, часто пов’язані з соляними куполами. Пастки структурні, стратиграфічні і літологічні. Всього на північному шельфі Мексиканської затоки видобуто майже 1 млрд т нафти і 1,3 трлн. м³ газу, що складає близько 70 % початкових видобувних запасів вуглеводнів цієї акваторії.

Геофізичними роботами встановлено продовження продуктивної зони у глибоководній частині Мексиканської затоки (Міссісіпський підводний каньйон), де при глибині моря 375 м відкрито нафтове родовище Коньяк.

Перспективною вважається антиклінальна зона Пердідо, що розташована в глибоководній западині Сигсбі на континентальному схилі Техасу. Тут встановлені великі антикліналі, в ядрах яких знаходиться сіль. Довжина структур до 50 км при ширині 2,55,6 км.

На західному шельфі Мексиканської затоки розташовується екваторіальна частина нафтогазоносного басейну Тампіко-Тукспан. Регіон характеризується широким розвитком рифів, які утворюють гігантське кільце (“Золотий пояс”), західна частина якого розміщена на суші, а східна  в акваторії. Протяжність як сухопутної, так і морської системи рифів складає 180 км при ширині до 3 км. Висота рифів близько 11,5 км, в деяких частинах досягає 2,5 км. Рифи піздньокрейдового віку. Складені вони пористими і кавернозними насиченими нафтою вапняками (проникність в середньому становить 2,04 мкм²). Покришкою служать глинисті породи палеогену. Поклади концентруються переважно у вапняках альб-сеноману (світа Ель-Абра). Продуктивні горизонти залягають на глибині 2,03,5 км. Нафти легкі (густина 825850 кг/м³). Найбільші родовища Атун (39 млн т) і Багре. На даний час морські рифи Золотого поясу дають в рік майже 2 млн т нафти. У північній частині Золотого поясу знаходиться найбільше родовище нафти цього регіону  Аренке, видобувні запаси якого становлять 141 млн т. Антиклінальна складка пов’язана з розломом. Основний продуктивний горизонт  це оолітові вапняки і пісковики верхньої юри, що залягають на палеозойському гранітному фундаменті. Початкові дебіти до 1100 т/добу. Густина нафти 898 кг/м³.

Початкові розвідані запаси західного шельфу Мексиканської затоки оцінювалися в 300 млн т нафти і 70 млрд м³ газу, перспективні запаси оцінюють у 100 млн т нафти і 30 млрд м³ газу.^.

У південно-західній частині Мексиканської затоки знаходиться шельф западини Кампече, де пошукові роботи ведуться починаючи з 50-х років минулого століття. Геофізичними дослідженнями встановлено продовження основних структурних елементів з боку Юкатанського виступу епігерцинської платформи. На шельфі виявлено понад 60 локальних структур, які розбурюються на відстані 110 км від берега. Поклади нафти відкриті в карбонатних відкладах палеоцену і верхньої крейди. Найбільші родовища: Чак, Нооч і Акал. Вони розташовані в межах горстоподібного підняття Кантарел із амплітудою понад 2,3 км. Існує думка, що всі три родовища мають єдиний контур нафтоносності і утворюють одне родовище площею 700 км². Розріз складний переважно карбонатними породами від верхньої юри до пліоцену. Загальна товщина осадового чохла близько 5 км, зокрема 3,5 км припадає на піщано-глинисті відклади. Поклади нафти пов’язані з тріщинуватими доломітизованими вапняками палеоцену і залягають на глибині 1,23,5 км. Продуктивні пласти утворюють єдиний резервуар товщиною понад 975 м. Розробка родовища Кантарел розпочата в 1979 р. і вже в 1980 р. видобуток досягав 30 млн т нафти. Доведені видобувні запаси родовища оцінюють в 1,2 млрд т нафти. Перспективними є крейдяні і верхньоюрські комплекси. У безпосередній близькості від родовища Кантарел відкрито ряд родовищ нафти (Бакай, Абкатун, Малуб та ін.).

Перспективна і глибоководна частина Мексиканської затоки (западина Сигсбі). Тут при глибині моря 3572 м свердловиною, пробуреною із бурового судна “Гломар Челленджер”, був розкритий кепрок соляного куполу і піднятий керн верхньоюрського вапняку, який просочений важкою нафтою (968 кг/м³).

Початкові видобувні ресурси Мексиканської затоки оцінюються в 6,3 млрд т нафти і 4,8 трлн. м³ газу. У перерахунку на нафту це складе більше 10 млрд т вуглеводнів, зокрема 4,5 млрд т в акваторії США і 5,6 млрд т в акваторії Мексики.

Карибський нафтогазоносний басейн відповідає Антіло-Карибській епігеосинклінальній області розвитку альпійської складчастості.

У межах басейну найбільші концентрації вуглеводнів відомі в затоці (лагуні) Маракайбо. Затока Маракайбо приурочена до однойменної міжгірської западини, що оточена гірськими хребтами Анд. Западина має форму трикутника площею 30 тис. км². З боку Карибського моря через вузьку протоку морські води входять у межі суші, тим самим утворюючи морську лагуну із максимальною глибиною дна 250 м. Площа її 11,2 тис. км², що приблизно складає 1/3 площі всієї западини. Фундамент занурений тут на глибину до 10 км і перекритий товщею мезо-кайнозою. Найбільш занурена частина западини прихована водами лагуни.

У надрах Маракайбського суббасейну виявлено поклади нафти, які насичують осадову товщу від фундаменту до наймолодших четвертинних горизонтів. Найбільша кількість покладів відома в еоценовому і міоцені комплексах порід (рис. 6.2), відповідно 226 і 100 покладів. Регіон характеризується видобувними запасами нафти більше 7 млрд т, причому майже 2/3 їх (від 3,12 до 4,5 млрд т) концентруються у надрах нафтового гіганту - родовища Болівар Прибережний (Болівар-Кост). Останнє розташовується вздовж східного берега Маракайбського озера, частково захоплюючи і прилеглу сушу. Розміри родовища 85(20-80) км, площа - 3,5 тис. км². До складу гігантського родовища входить декілька самостійних родовищ: ТіаХуана, Лагуніл’яс, Бочакеро, МенеГранде, що об’єднані єдиним контуром нафтогазоносності. Водами лагуни перекрито 4/5 площі родовища, розробка якого здійснюється за допомогою 4500 свердловин.

Запаси нафти шельфу Болівару складають 7,2 млрд т, із них Болівар  3,2, Тіхуана — 2,0, Бочакеро — 1,6, Лагунл’яс — 1.

Рисунок 6.2  Схематичний поперечний розріз через ареал зон нафтогазонакопичення Болівар: 1 — поклад нафти.

На родовищі Болівар Прибережний у кінці 70-х років минулого століття щорічно видобували до 85 млн т нафти. Основні поклади (міоцен-олігоцен), які дають до 80 % видобутку, знаходяться в інтервалі глибин 170–3400 м. Відомі великі поклади в еоценових відкладах на глибині понад 4 км. З початку експлуатації видобуто вже майже 2,5 млрд т нафти.

На захід від Болівар Прибережного родовища в басейні озера відкрито ще два нафтові гіганти  Лама і Ламар. Продуктивні горизонти залягають на глибинах до 4,8 км. Видобувні запаси родовища Лама оцінюються в 285 млн т. Його річний видобуток вже до 1968 р. складав 20 млн т нафти. Родовище Ламар має видобувні запаси нафти 180 млн т, а річний видобуток 6 млн т. В акваторії Маракайбського озера відомі і дрібніші родовища. В останні роки в південній частині басейну виявлено ще одне родовище легкої нафти з видобувними запасами більше 100 млн т.

У затоці Маракайбо видобувається 2/3 нафти Венесуели. Назагал у лагуні Маракайбо середня щільність запасів складає 400 тис. т/км².

На південному шельфі Карибського моря значні перспективи пов’язують з надрами Венесуельської затоки. Потенційні ресурси оцінюються в 800 млн т нафти і 200 млрд м³ газу. На захід від затоки відкрито два газові родовища. На схід від затоки в межах Колумбійського шельфу також встановлена промислова газоносність. Перспективні в нафтогазовому відношенні шельфи Панами і Нікарагуа.

У межах Антільської складчастої зони виявлено декілька дрібних нафтових родовищ (о. Барбадос).

На атлантичній околиці Карибського басейну знаходиться Тринідатській нафтогазоносний суббасейн, що охоплює затоку Парна, о. Тринідад і його атлантичний шельф. У межах акваторії вже відкрито понад 30 родовищ вуглеводнів з видобувними запасами нафти 181 млн т і 282 млрд м³ газу. Суббасейн складений відкладами кайнозою потужністю до 9 км, що залягають на метаморфізованих крейдових відкладах. Поклади нафти і газу приурочені до дельтових пісковиків міоцену. Найбільше родовище Солдадо розміщене в межах субширотного розлому. Початкові потенційні видобувні ресурси нафти екваторіальної частини суббасейну оцінюють в 1,1 млрд т вуглеводнів.

Середземноморський нафтогазоносний басейн розташовується в західній і східній частинах Середземного моря, загальною площею близько 2,5 млн км². З них 529 тис. км² припадає на шельф (до 200 м), 531 тис. км²  на континентальний схил (від 200 до 1000 м) і 1440 тис. км²  на глибоководні області. За особливостями регіональної тектонічної будови Середземне море розпадається на дві тектонічні області: Західносередземноморська і Східносередземноморська, з якими пов’язані окремі нафтогазоносні суббасейни. Геофізичними дослідженнями встановлено існування в північній частині Середземного моря зони субдукції, що фіксує занурення Африканської літосферної плити під Європейський континент. До цієї зони приурочені зони землетрусів і діючі вулкани.

Західносередземноморський нафтогазоносний суббасейн розташовується на опущеному блоці Західноєвропейської герцинської платформи. Область облямовується альпійськими складчастими спорудами Піренеїв і Атласу. У її межах виділяють Алжиро-Прованську, Альборанськую і Болеарську западини, Валенсійський рифтовий прогин і субмеридіональний Сардіно-Корсиканський піднятий блок.

У Західносередземноморському нафтогазоносному суббасейні родовища вуглеводнів виявлені лиш на шельфі Іспанії у Валенсійському рифті шириною до 10 км. Тут встановлено вісім нафтових родовищ у карбонатних породах пізньотріасового-ранньокрейдяного віку. Поклади перекриті глинистими породами палеоцену. Родовища порівняно невеликі, запаси в їх межах досягають перших десятків мільярдів тонн. На даний час розробляються п’ять родовищ: Ампоста-Маріно, Касабланка, Кастелон, Дорадо і Таррако. Початкові видобувні запаси становлять близько 70 млн т нафти і 20 млрд м³ газу. Більше половини поточного видобутку нафти припадає на родовище Касабланка із запасами 11,5 млн т.

Але видобуток на території Іспанії покриває тільки 1% потреб країни. З 1988 р. (пік видобутку) до 2000 р. рівень видобутку власної нафти скоротився з 1,8 млн до 300 тис. т. Це пов’язано з тим, що сукупний обсяг інвестицій у розвідку нафтових і газових родовищ у кінці минулого століття постійно знижувався і склав в 1996–1999 рр. всього близько 90 млн доларів. За цей період було пробурено 18 розвідувальних свердловин (10 на суші і 8 на морському шельфі), в результаті все ж таки відкрито декілька нових родовищ.

За повідомленням компанії Repsol YPF у січні видобуток нафти з родовища Касабланка (на відстані 45 км від річки Таррагона, глибина моря 162 м) склав 150 млн барелів. Родовище Касабланка було введено в експлуатацію в 1977 р. Спочатку експлуатація велася за допомогою плавучої нафтовидобувної системи, яка в 1982 р. була замінена постійною платформою. На цю платформу поступає нафта із розташованих поблизу декількох дрібних родовищ: Родабальо (у експлуатації з 1996 р.), Бокерон (з 1997 р.), Барракуда (з 2000 р.) і Чипірон (з 2001 р.).

З 1990 по 1999 рр. потреба Іспанії в нафті збільшилась з 46,5 до 63,8 млн т у рік або на 37 %. Однак експерти прогнозують незначне підвищення попиту на нафту до 2010 р., в розмірі всього 5 %. Скорочення темпів росту потреб нафти можна пояснити разповсюдженням енергозберігаючих технологій.

Східносередземноморський (Сицілійсько-Туніський) нафтогазоносний басейн розташований на Мальтійській плиті стародавньої Африканської платформи і обмежений альпійськими складчастими спорудами. Осадовий чохол складений палеозойськими, мезозойськими і кайнозойськими комплексами загальною товщиною до 13 км.

На шельфі Сицилії виявлено декілька родовищ нафти: Джела, Перла, Міла, Вега, Нілде. Поклади пов’язані з доломітами і вапняками тріасу і міоцену. Дебіти нафти  до 570 т/добу, густина 828–960 кг/м³. Глибина залягання — від 1524 м до 3980 м при глибині моря більше 200 м.

На шельфі Тунісу виявлено декілька родовищ нафти і газу. Поклади пов’язані переважно із карбонатними відкладами крейди. Найбільше родовище Ашмардіт має запаси нафти 103 млн т (густина 882 кг/м³) і газу 31 млрд м³. Поклади приурочені до палеогенових вапняків на глибині 2720–2925 м.

Промислова нафтогазоносність встановлена також у затоці Сідру (Лівія), в затоці Таранто (східнеузбережжя Калабрії), на шельфі Греції. У дельті р. Ніл (Єгипет) відкрито декілька газових родовищ у пісковиках пліоцену  міоцену на глибині 2,4–2,6 км (родовища Абу-Кір, Абу-Маді, Ель-Темзах і ін.) і нафтове родовище Ель-Тіна. Глибина моря близько 10 м. Дебіти газу — 400 тис. м³/добу, конденсату — 40 м/добу.

Всього в Середземному морі виявлено 40 нафтових і 60 газових родовищ із розвіданими видобувними запасами 500 млн т нафти і понад 400 млрд м³ газу. Загальний початковий вуглеводневий потенціал Середземного моря оцінюється в 1,5 млрд т нафти і 1 трлн. м³ газу, або близько 2,5 млрд т вуглеводневої сировини.

Родовище Джела відкрито у 1956 р. і розташоване в Мальтійській протоці (між о. Мальта і о. Сицілія). Це брахіантиклінальна складка прирозломного типу, що витягнута з південного-заходу на північний-схід. Південно-західна перекліналь складки розміщена в морі. У межах складки спостерігаються скиди, що простягаються з північного-заходу на південний-схід (рис. 6.3). Поклади нафти у межах родовища містяться в доломітах тріасу та в товщі глин юри. Поклад в тріасі має висоту до 380 м, а в юрі – від 50 до 150 м. Розробляється поклад, що розміщений в тріщинних доломітах, які володіють низькою міжгранулярною пористістю (15 %) і проникністю (до 1 мкм²). Нафта родовища Джела має високу густину (999,3 кг/м³), високий вміст сірки (8 %) і смол (до 26 %).

Рисунок 6.3  Геологічний розріз через родовище Джела:

Цифри в кружках: 1 – четвертинні морські і алювіальні відклади; 2 – четвертинні відклади підводно-зсувних відкладів; 3 – середній і верхній міоцен, пліоцен, четвертинні; 4 – середній міоцен-олігоцен та верхній і середній еоцен; 5 – крейда; 6 – юра; 7 – тріас; 8 – чорні сланцеві глини.

а – глини; б – гіпси і ангідрити; в – мергелі; г – органічні вапняки; д – вапняки з кременем; е – вапнякові мергелі; ж – червоні вапняки; з – доломітизовані вапняки; і – пачка чорних сланцевих глин; к – нафта в пачці чорних сланцевих глин; л – нафта в доломітах; м – тріщинуваті доломіти; н – скиди; о – незгідність.

Адріатичний нафтогазоносний басейн охоплює однойменне море і приурочений до передового прогину в системі альпійських складчастих споруд. Потужність мезо-кайнозойського осадового комплексу досягає тут 12 км. Перші газові родовища відкриті на початку 60-х років минулого століття поблизу м. Равенна (Равенна-Маре, Равенна-Маре-Зюд, Порто-Корсині-Маре, Сангро-Маре і Чезатіно-Маре). Запаси родовищ — 20–30 млрд м³. Пізніше виявлені дрібні нафтові родовища. Всього на адріатичному шельфі Італії відкрито понад 40 газових родовищ із початковими доведеними запасами більше 160 млрд м³. На адріатичному шельфі виявлено три газові родовища. Поклади знаходяться в пісковиках пліоцену на глибині від 1,0 до 1,5 км.

Південнокаспійський нафтогазоносний басейн охоплює південну частину Каспію і пов’язаний з величезною депресією земної кори, що простягається від східних відрогів Кавказу до Копетдагу на відстані 1100 км при максимальній ширині 350 км. Загальна площа басейну – 250 тис. км², із них 145 тис. км² знаходиться під водами Південного Каспію.

Геологічна будова западини дотепер остаточно не з’ясована. Можливо, що це серединний масив — жорсткий блок земної кори, оточений зім’ятими в складки гірськими хребтами мезозойського і кайнозойського віків. У межах Каспію земна кора субокеанічного типу; безпосередньо на базальтовому шарі залягає осадова товща, потужність якої перевищує 20 км. Останні геофізичні дані дозволяють припустити існування на півночі Південного Каспію залишкової зони субдукції, вздовж якої Південнокаспійська плита занурюється під Скіфсько-Туранську. З цією зоною пов’язані землетруси і численні грязьові вулкани (більше 200).

Родовища нафти і газу відкриті як на Апшеронському, так і на Туркменському шельфах. Більшість продуктивних структур приурочені до єдиної зони антиклінальних піднять, що простягнулися від Апшеронського півострова до п-ва Челекен (“Апшеронський структурний поріг”). Весь цей ланцюжок продуктивних піднять розташовується над зоною поглинання Південнокаспійської плити. Поклади нафти і газу пов’язані з теригенною продуктивною товщею неогену. Глибина їх залягання 2–3 км.

Найглибший нафтовий поклад встановлений на площі Сангачли-море (5210 м), а найглибший газовий поклад  на площі Булла-море (5203 м). Всього в басейні відкрито більше 50 нафтогазових і понад 20 газових і газоконденсатних родовищ при глибині моря до 120 м.

Розробку морських родовищ на Апшеронському шельфі ведуть з платформ на палях із 1923 р. Зараз тут пробурено понад 2 тис. морських свердловин. Найбільш відомий морський промисел пов’язаний з родовищем Нафтові Каміння (рис. 6.4).

Це найтиповіше родовище Апшеронської області. Розміщене воно в південно-східній частині Апшеронського архіпелагу на території відкритого моря, де над водою на 2–3 м виступають окремі пласти зцементованих пісковиків продуктивної товщі (“каміння”). В 1949 р. у першій розвідувальній свердловині тут були випробувані низи продуктивної товщі й отримано приплив нафти дебітом 100 т/добу. Пізніше були виявлені значні поклади і у верхніх частинах розрізу продуктивної товщі.

Родовище приурочене до великої асиметричної антиклінальної складки північно-західного простягання, з кутами падіння порід 35-50° (рис. 4.29).

Рисунок 6.4 — Геологічний розріз через родовище Нафтові Каміння.

Складка розбита розривними порушеннями на п’ять значних відокремлених блоків, характер нафтогазонасичення яких неоднаковий. Крім того, підняття ускладнене грязьовим вулканом, який виходить на поверхню.

У розрізі продуктивної товщі родовища (товщиною близько 2200 м) в інтервалі глибин 200–1450 м виділено понад 20 нафтогазоносних горизонтів, які приурочені до всіх світ продуктивної товщі. Загальна сумарна ефективна товщина піщаних горизонтів становить понад 300 м. Товщина окремих піщаних пластів досягає декількох десятків метрів. Пористість піщаних колекторів 20–35 %, проникність — 0,2–1,2 мкм².

Основні поклади нафти приурочені до світ КС, ПК і КаС продуктивної товщі, з яких одержано припливи нафти з дебітами 40–100 т/добу. Найбільший діапазон нафтогазоносності встановлено у межах північно-східного крила родовища, де нафтоносними є всі без винятку піщані пласти від сураханської до калінської світ продуктивної товщі. У межах південно-західного тектонічного поля нафтогазоносними є світи тільки нижнього відділу товщі (КаС, ПК, КС, НКП).

Поклади родовища тектонічно екрановані або приконтактні (з грязьовим вулканом). Густина нафт збільшується вниз по розрізу від 820 до 930 кг/м³. Вміст парафіну не перевищує 0,5 %. Крім газу, розчиненого в нафті, у горизонті КаС₂ є газова шапка. Горизонт КаС₃ південно-західного поля чисто газовий. У складі газу вміст метану досягає 94 %. Розробка родовища здійснюється з штучних естакад.

Чорноморсько-Азовський нафтогазоносний басейн більш детальніше розглядається у лабораторній роботі № 8.

Південна Атлантика. Формування западин Південної Атлантики розпочалося пізніше за западини Північної Атлантики. Розкриття западин розпочалось в раньокрейдяний час. Нафтогазоносність пов’язана з континентальними окраїнами Південної Америки і Африки, переважно з їх шельфовими зонами. Максимальна глибина шельфу на континентальній околиці Африки — 200 м, поблизу Південної Америки — 700 м (плато Мальвінас). У межах континентальних околиць можна виділити декілька нафтогазоносних і можливо нафтогазоносних басейнів, серед яких найбільший інтерес представляють Гвінейський або Конго-Нігерійський (Африканський шельф), Амазонський і Реконкаво-Кампус (Південноамериканський шельф).

Гвінейський (Конго-Нігерійський) нафтогазоносний басейн пов’язаний з Приатлантичною зоною периокеанічних западин, що виникли з середини мезозою і утворили пасивну континентальну околицю Африканського континенту. У тектонічному відношенні  це серія грабенів і напівграбенів, що ступінчасто опускаються у бік океану. Поперечними підняттями вони розділені на окремі западини (осадові басейни, нафтогазоносні суббасейни). У складі западин беруть участь три комплекси: 1) підсольовий, континентальний, теригенний комплекс верхньої юри  нижньої крейди; 2) соленосний аптський комплекс; 3) надсольовий, морський теригенно-карбонатний альб-неогеновий.

Загальна товщина осадового чохла досягає 12 км. У складі Гвінейського нафтогазоносного басейну виділяють декілька суббасейнів: Абіджанський, Того-Бенінський, Нижньонігерійський, Камерунський, Габонський, Конго-Кабінда (Нижньоконголезький) і Кванза.

Абіджанський нафтогазоносний суббасейн розташований на шельфі Кот-д’Івуар і Гани. Тут виявлено декілька нафтових і газових родовищ, найбільші з яких Бельєр і Еспуар. Запаси нафти, відповідно, складають 87 і 100–136 млн т. Поклади приурочені до вапняків і пісковиків крейдяного віку в інтервалі глибин 2000–3350 м.

Того-Бенінський нафтогазоносний суббасейн пов’язаний з шельфом Беніну, де відкрито нафтове родовище Семе. Продуктивними є туронські вапняки, глибина залягання  2,0 і 2,2–2,4 км. Нижче нафтових горизонтів розкриті поклади газу і конденсату.

Нижньонігерійський нафтогазоносний суббасейн розташований в дельті р. Нігер. Розріз складений трьома товщами: нижньою, переважно глинистою (альбсантон) потужністю близько 5 км; середньою, піщаноглинистою (кампанмаастрихт) потужністю 3 км; верхньою, дельтовою, теригенною (еоценчетвертинний) потужністю до 8 км. У верхній товщі знаходиться основна продуктивна світа Агбада, що представлена піщано-глинистими відкладами товщиною до 3 км. Звичайно продуктивні горизонти мають потужність 20–30 м і залягають на глибинах від 1,5 км на суші до 3,5 км на шельфі. Родовища багатопластові.

У Нижньонігерійському суббасейні відкрито понад 230 родовищ вуглеводнів, зокрема 70 родовищ на шельфі. Із них видобувається 25 млн т нафти в рік і 3,5–4 млрд м³ газу. Початкові видобувні запаси суббасейну оцінюються в 3,4 млрд т нафти і 1,4 трлн. м³ газу, зокрема на шельфі 650 млн т нафти і більше 130 млрд м³ газу.^. Більшість родовищ (близько 70 % запасів) знаходяться на морському продовженні рифту Бенуе, вздовж якого протікає р. Нігер. Тут відкриті найбільші родовища нафти: Мерен, Окан, Дельта, Дельта Південь, Форкадос-Естуар із запасами 6080 млн т кожне. Дебіти свердловин досягають 900 м/добу.

Камерунський нафтогазоносний суббасейн пов’язаний з шельфом Камеруну. Тут у пісковиках міоцену і крейди відкрито 16 нафтових і 10 газових родовищ. Найбільші родовища: Коле із запасами нафти 20 млн т і Південна Санга із запасами газу 2856 млрд м³ і конденсату 1,22,4 млн т.

Габонський нафтогазоносний суббасейн пов’язаний переважно з дельтою р. Огове. Тут відкрито 48 нафтових і 2 газових родовища, із яких 32 родовища розташовані на шельфі. Приурочені родовища до солянокупольних структур, нафта не містить сірки, густина коливається від 840 до 870 кг/м³. Поклади знаходяться в надсольовому комплексі в пісковиках верхньої крейди. Найбільше родовище Гронден має запаси 70 млн т нафти. Всього на шельфі Габону розвідані запаси складають 150 млн т нафти і 40 млрд м³ попутного газу.

Нафтогазоносний суббасейн Конго-Кабінда (Нижньо-Конголезький) розташований на шельфах півдня Габону, Конго, Анголи і Заїру. Виявлено 39 родовищ вуглеводнів із видобувними запасами 310 млн т нафти і 70 млрд м³ газу. Поклади нафти і газу знаходяться у підсольових (нижній апт) і в надсольових відкладах. Родовища дрібні і середні за запасами. Найбільше нафтове родовище Емерод відкрито в 1969 р. на шельфі Конго, неподалік кордону з Анголою. Поклади нафти густиною 914–920 кг/м³ знаходяться в трьох горизонтах пісковиків сенону на глибині до 540 м. Видобувні запаси оцінюються в 100 млн т нафти. Родовище пов’язане з куполовидною структурою площею 125 км².

У цій же зоні розташовується група родовищ Малонго із запасами нафти 152 млн т. Нафта зосереджена в підсольових відкладах верхньої крейди на глибині 450–540 м і в базальних пісковиках нижньої крейди (альб) на глибині 1850–2670 м.

Протягом останніх 30 років нафта є одним з головних природних ресурсів, що видобувається у Гвінейській затоці. З останньою пов’язано 75 % експорту і більше 1/3 ВВП чотирьох основних видобувних країн регіону: Анголи, Габона, Конго-Браззавіль і Нігерії. У 1996–98 рр. у затоці були відкриті великі родовища, розробка яких вивела країни регіону на перше місце в світі за темпами зростання видобутку нафти. Таке положення збережеться і в майбутньому, оскільки, за даними нафтовидобувних компаній, родовища, що розробляються, є перспективними в геологічному відношенні, а достатньо розвинена інфраструктура нафтової галузі дозволяє без додаткових витрат забезпечувати постійне зростання доходів від експортних постачань.

Розвідані нафтові запаси в країнах Гвінейської затоки (Ангола, Бенін, Габон, Гана, Камерун, Конго-Браззавіль, Конго-Кіншаса, Нігерія, РЕГ, Того) оцінюються в 27 млрд барелів, з яких 70% зосереджені в Анголі, Габоні, Конго-Браззавілі та Нігерії. Протягом семи років рівень оновлення резервів нафти збільшився на 120 %, переважно за рахунок відкриття нових родовищ. Компанії почали розробку нафтових родовищ у глибоководній частині моря (глибше 200 м.). Перші тонни нафти з глибоководних свердловин були добуті в 1992 р. в Конго-Браззавіля  родовище Китіна і в 1994 р. в Анголі (родовище Бенго). Надалі, з приходом у регіон найбільших нафтовидобувних компаній число нових родовищ стало збільшуватися. Так, в 1995 р. були відкриті нафтові родовища Мохо (400 млн барелів)  Конго-Браззавіль, Лонга (5 млн барелів)  Ангола, Зафіро-Опало (300 млн барелів)  РЕГ, Воно (75 млн барелів)  Нігерія. У 1996 р. відкриття продовжувалися в Анголі  родовище Жірасоль (1 млрд барелів), в Екваторіальній Гвінеї  Азурита, Рубай (30 млн барелів), Жаде (20 млн барелів), у Нігерії  Бонга (750 млн барелів) і Або (75 млн барелів).

У 1997 р. велика частина нових родовищ була розвідана в Анголі  Куїто (700 млн барелів), Ландана (500 млн барелів), Даліа-1 (1,5 млрд барелів), Даліа-2 (500 млн барелів), і в Нігерії  Н’Голо (150 млн барелів) і Сейки (15 млн барелів). У 1998 р. список поповнили нафтові поля Киссанже (250 млн барелів), Роса (450 млн барелів), Ліріо  Ангола і Білондо (100 млн барелів)  Конго-Браззавіль.

Протягом останніх років обсяг видобутку нафти в регіоні виріс, в середньому, в два рази і досягнув 3,9 млн барелів/добу. У КонгоБраззавілі і Анголі відбулося збільшення нафтовидобутку більш, чим на 60 %, в Габоні та Нігерії  на 30 %.

У найближчі 4-5 років, видобуток нафти в Гвінейській затоці збільшуватиметься за рахунок установки нових, глибоководних нафтовидобувних платформ і досягне 4,5 млн барелів/добу.

Загальні початкові потенційні видобувні запаси на атлантичному шельфі Африки оцінюють у 5,1 млрд т вуглеводнів.

Амазонський нафтогазоносний басейн охоплює шельф переважно північно-східного узбережжя Бразилії, а також шельфи Гвіани і Сурінаму. Промислова нафтогазоносність встановлена на шельфі Бразилії, де виділяють такі основні нафтогазоносні суббасейни: дельти р. Амазонки, Маражо-Баррейрін’яс і Сеара-Потігур.

Нафтогазоносний суббасейн дельти р. Амазонки (Фос-ду-Амазонас) розташований на периклінальному пониженні Гвіанського щита і складений осадовими утвореннями мезозою і кайнозою товщиною від 600 м до 13 км. Нижня течія р. Амазонки і її дельта знаходяться в межах субширотного рифту. На суші в Амазонському рифті відкрито декілька родовищ вуглеводнів у теригенних відкладах палеозою. На шельфі перше газове родовище Пірапема виявлене в 1976 р. в 250 км від берега при глибині моря 130 м. Поклад приурочений до пісковиків пліоцену в інтервалі 29252953 м. Запаси газу становлять 42,5 млрд м³. У решті свердловин, що пробурені в цьому районі, встановлено лише ознаки нафтогазоносності.

Нафтогазоносний суббасейн Маражо-Баррейрін’яс практично не розвіданий. У двох свердловинах з глибини 4 км отримані припливи нафти дебітом 80–127 т/добу.

Нафтогазоносний суббасейн Сеара-Потігур містить декілька дрібних нафтових і газових родовищ. Поклади пов’язані з крейдяними породами, які залягають на глибині 1700–2500 м. Найбільшими родовищами у суббасейні Сеара-Потігур є: Ксареу, Куріма, Убарана і Агул’я. Доведені видобувні запаси суббасейну оцінюють у 12,1 млн т нафти (із них 11 млн т на родовищі Убарана) і 3,2 млрд м³ газу.

Нафтогазоносний басейн Реконкаво-Кампус розташований на східному шельфі Бразилії; в його межах виділяють такі суббасейни: Реконкаво (Байа), Сержіпі–Алагос, Еспіріту–Санту і Кампус та інші.

Нафтогазоносний суббасейн Реконкаво розташований переважно на суші (його морське продовження називається Байа). У тектонічному відношенні  це грабеноподібна западина (рифт) із осадовим чохлом товщиною до 5 км. Тут виявлено понад 60 родовищ вуглеводнів. Найбільшими є: ВА-37 і ВА-38. Ці родовища виявлені в 12 км від берега, вони мають дебіти свердловин відповідно 300 і 180 т/добу. Загальні запаси оцінюються в 67,5 млн т нафти і 21 млрд м³ газу.

Нафтогазоносний суббасейн Сержіпі-Алагос простягається вздовж узбережжя на відстань 350 км при ширині шельфу до 30 км. Фундамент розбитий численними скидами, що занурюються у бік океану. Чохол складний пісковиками юри, грубоуламковими відкладами неокону, евапоритами альбу, вапняками верхньої крейди і теригенними утвореннями кайнозою. Загальна потужність чохла до 9 км. У суббасейні відкрито близько 30 нафтових родовищ, із них 9 — на шельфі. Найбільші родовища  Гуарісема і Кайоба, загальні запаси яких оцінюють у 31 млн т нафти і 10 млрд м³ газу.

Нафтогазоносний суббасейн Еспіріту-Санту пов’язаний з рифтом субмеридіонального простягання із товщиною осадового чохла до 7 км. Тут виявлені дрібні родовища нафти. Найбільшим є родовище Касау, дебіти свердловин досягають 290 т/добу. Поклади локалізуються в нижньокрейдяних відкладах в інтервалі глибин 2,73,0 км.

Нафтогазоносний суббасейн Кампус також пов’язаний з рифтом шириною від 40 до 70 км. Товщина осадового чохла досягає 9 км. Широко розвинута солянокупольна тектоніка. Відкрито 14 нафтових і 1 газове родовище. Перше родовище Гароупа відкрито в 1974 р. в 80 км від Ріо-де-Жанейро. Запаси його  82 млн т нафти. Пізніше тут були виявлені родовища Паргу, Намораду, Еншова, Багре, Черне, Мерлуза та ін. Найбільшим є родовище Намораду. Це родовище має запаси нафти 55 млн т. Нафта густиною 887 кг/м³ залягає в трьох горизонтах на глибині 2975–3080 м. Найбільший дебіт у свердловинах цієї групи родовищ одержаний на родовищі Еншова, що становив 14 т нафти в добу. Загальні розвідані запаси нафти цього суббасейну оцінюються в 100 млн т нафти і 14 млрд м³ газу. Розміри родовищ зростають у міру просування на великі глибини акваторії басейну. Так, на двох відкритих останніми роками родовищах, на глибинах до 1164 м зосереджена майже половина розвіданих запасів нафти всієї країни. Видобуток нафти розпочато в глибоководній частині моря при глибині моря 411 м.

Суббасейн Кампус  основний морський нафтобазо­видобувний район Бразилії. Потенційний нафтовидобуток складає близько 18 млн т у рік. Загальна вартість освоєння цього району оцінюється в 3 млрд дол. Собівартість 1 т нафти  44,5 дол.

Всього на Атлантичному шельфі Південної Америки відкрито близько 60 родовищ нафти і газу з початковими видобувними запасами більше 250 млн т нафти і близько 200 млрд м³ газу. Невідкриті запаси оцінюються в 2,1 млрд т нафти і 0,6 трлн. м³ тазу, тобто 2,5 млрд т вуглеводнів.