Загальні теоретичні положення

Західна частина Тихого океану. Тихий океан по всьому периметру, окрім півдня, оточений альпійськими складчастими спорудами. Тому його підводні окраїни відносяться до тектонічно активних. Вздовж них відбувається зіткнення літосферних плит і занурення океанічної літосфери під континент або острівні дуги. Умовно підводні околиці Тихого океану можна розділити на західні і східні. У межах західної частини океану існують великі западини окраїнних морів, які утворюють нафтогазоносні басейни.

Найбільші в нафтогазоносному відношенні басейни пов’язані з морями Південно-Східної Азії  Явано-Суматринський, Південнокитайський, Східно­калімантанський. З півдня до них прилягає північний шельф Австралії, де виділяється найбільший нафтогазоносний басейн — Папуа. У південно-західній частині Тихого океану розміщений Ново-Зеландський нафтогазоносний басейн і басейн Гіпсленд.

Явано-Суматринський нафтогазоносний басейн охоплює острови Суматру, Яву і прилеглі акваторії Малацької протоки; морів Яванського, Балі і Банда. Басейн розпадається на два суббасейни: Суматринський і Яванський.

У межах Суматринського суббасейну промислова нафтогазоносність встановлена лише на ділянці однойменної острівної дуги. Тут відомі найбільші нафтові родовища Мінас (запаси 700 млн т нафти) і Дурі (запаси 270 млн т нафти). Морські родовища сконцентровані в Яванському нафтогазоносному суббасейні. У тектонічному відношенні це велика міжгірська западина альпійського віку. Фундамент мезозойський, дислокований та метаморфізований. Осадовий чохол складений шести­кілометровою товщею переважно теригенних відкладів від олігоцену до сучасних. Площа суббасейну 446 тис. км², із яких 311 тис. км² – шельф, 40 тис. км²    глибоководна частина і 115 тис. км²  суша. Поклади нафти приурочені до пасток різного типу: антиклінальні, лінзоподібні піщані тіла (бари), палеорусла рік, рифи. Глибина залягання нафтових покладів 700–3450 м, газових  300–1775 м.

У Яванському нафтогазоносному суббасейні відкрито 67 морських родовищ, зокрема 40 нафтових. Вони зосереджені переважно в північно  західній частині моря. Найбільше нафтогазове родовище Арджуна має запаси понад 50 млн т нафти. Решта родовищ (Сінта, Рама, Селатан і ін.) має запаси нафти 20–25 млн т.

Морські родовища за запасами належать до середніх і дрібних. До найбільших за запасами нафти відносять родовища Джатибаранг, Арджуна, Сінта, Кітті й Гіта, більшість з яких розташовані у шельфі західної частини нафтогазоносної області. Пошукові роботи у межах акваторії Яванського моря продовжуються.

Південнокитайський нафтогазоносний басейн розташований у межах однойменного моря, із затоками Сіамською та Бакбо (Тонкійською). Це велика складнопобудована западина, складена кайнозойськими відкладами, товщиною близько 10 км. У його межах можна виділити Сіамський, Саравацький, Тайванський і Меконгський нафтогазоносні суббасейни. Нафту і газ тут видобувають Малайзія, Бруней, В’єтнам та Тайвань.

Сіамський суббасейн пов’язаний з рифтогеним прогином в тілі Індосинійської давньої платформи. Площа його становить 410 тис. км². У його межах відкрито близько 60 родовищ вуглеводнів, зокрема 37 в Сіамській затоці. Поклади приурочені до пісковиків міоцену на глибинах 2,5–3 км. Найбільше родовище Ераван із доведеними видобувними запасами газу 57 млрд м³.

Саравацький (Північнокалімантанський) нафтогазоносний суббасейн у тектонічному відношенні відповідає крайовому прогину в зоні підводного зчленування Індосинійської платформи і складчастих споруд Калімантану. Площа його складає 476 тис. км², із них на сушу припадає 13 тис. км², на шельф  270 тис. км², на континентальний схил   193 тис. км². Нафтогазоносні піски і пісковики від палеогену (на півночі) до міоцен-пліоцену (на півдні), що залягають в інтервалі глибин від 90 м до 3,6 км. Нафти парафінисті, малосірчисті, густиною 816–934 кг/м³. У суббасейні відкрито 47 морських і прибережно-морських родовищ, зокрема 26 нафтових. Найбільші родовища: Південно-Західна Ампа (запаси 297 млн т нафти) і Серія (запаси 250 млн т нафти). Газові скупчення виявлені в центральній частині басейну в рифових вапняках міоцену на глибині 1,0–1,9 км. Доведені запаси газу  275 млрд м³, вірогідні  410 млрд м³. На північному заході басейну відомі великі нафтові родовища Тембунго (запаси 109 млн т) і Самаранг (запаси 40 млн т).

Тайванський нафтогазоносний суббасейн охоплює шельф о. Тайвань. Тут виявлено вісім родовищ нафти і газу в пісковиках олігоцену  нижнього міоцену. Родовища дрібні, дебіти нафти у свердловинах становлять 36–85 т/добу, газу  140–730 тис. м³, конденсату  25–73 т/добу.

Меконгський нафтогазоносний суббасейн розташований на південному шельфі В’єтнаму.

Це рифтогений прогин, заповнений алювіальними і мілководно-морськими піщано-глинистими відкладами олігоцену — неогену. Поклади нафти виявлено у пісковиках нижнього олігоцену і міоцену, а також у тріщинуватих зонах кори вивітрювання верхньокрейдових гранітів фундаменту.

Нафти високопарафінисті (вміст парафіну до 28 %, асфальто-смолистих речовин до 18 %, температура застигання  плюс 30–38 °С). Видобувні запаси найбільш відомого тут родовища Білий Тигр (рис. 7.1.) становлять близько 100 млн т нафти. Останніми роками в межах суббасейну відкрито ряд нових родовищ газу і нафти: Дракон, Дайхунг і ін.

Всього в Південнокитайському нафтогазоносному басейні виявлено 125 нафтових і газових родовищ із початковими розвіданими запасами близько 900 млн т нафти і більше 900 млрд м³ газу.

Рисунок 7.1 —Розріз через Центральне склепіння

нафтового родовища Білий Тигр:

1 - морска товща; 2 - осадові породи; 3 –нафтонасичені граніти фундаменту; 4 – нафтові поклади; 5 - фундамент.

Східнокалімантанський нафтогазоносний басейн охоплює море Сулавесі і Макасарську протоку. Приурочений до рифтогенного прогину, що заповнений 12-ти кілометровою товщею переважно теригенних осадів еоцен-плейстоценового віку. Площа басейну 635 тис. км², зокрема 95 тис. км²  суша, 131 тис. км²  шельф і 409 тис. м²  глибоководдя. Продуктивні пісковики середнього міоцену  пліоцену, переважно дельтового походження, що залягають на глибинах від 60 м до 3,6 км. Густина нафти  747–922 кг/м³, вміст сірки  0,056–0,1 %. У басейні відкрито 14 нафтових і нафтогазових, 9 газових і газоконденсатних родовищ. Найбільші родовища  Аттака (видобувні запаси нафти 52 млн т); Ханділ (41 млн т нафти). У прибережній зоні виділяють велике газове родовище Бадак-Панвюлатан із доведеними запасами газу 112 млрд м³. Свердловини високодебітні  до 1525 т/добу нафти і 1019 м³/добу газу.

Всього у морях Південно-Східної Азії відкрито 231 нафтових і газових родовищ із початковими доведеними запасами нафти більше 1,2 млрд т і газу близько 1,1 трлн. м³. Невідкриті видобувні ресурси цього регіону оцінюються в 1,2–2,7 млрд т нафти і 1,7–4,2 трлн. м³ газу.

Необхідно відзначити, що більшість родовищ, особливо великих, тяжіють до зон найбільшої прогрітості надр (геотермічний градієнт у межах 3,5-2,3 °С/100 км).

Нафтогазоносний басейн Папуа розташований в межах Коралового і Арафурського морів. Його площа сягає 532 тис. км², зокрема суша  166 тис. км², шельф  79 тис. км², глибоководдя  287 тис. км². У тектонічному відношенні — це крайовий прогин між Австралійською древньою платформою і складчастими спорудами Нової Гвінеї. Осадова товща складена піщано  глинистими відкладами юри і крейди, карбонатними породами палеогену і міоцену та теригенними утвореннями пліоцену  плейстоцену. Загальна товщина осадів до 10 км.

На шельфі Папуа — Нової Гвінеї (затока Папуа) відкрито три газові родовища (Ураму, Паски і Ямаро) із покладами у рифових вапняках міоцену на глибині 2–2,5 км.

Новозеландський нафтогазоносний басейн охоплює акваторії, прилеглі до Нової Зеландії.

Промислова нафтогазоносність встановлена, поки що, на західному шельфі ова Північний. Тут знаходиться нафтогазоносний суббасейн Таранаки. Площа суббасейну 230 тис. км², зокрема 33 тис. км²  суша, 57 тис. км²  шельф і 140 тис. км²  глибоководдя.

Осадовий чохол складений шести кілометровою товщею піщано-глинистих мілководно-морських і дельтових осадів ранньої крейди плейстоцену. Основні поклади нафти і газу встановлені у верхній крейді, пліоцені і міоцені. Поклади пластові, склепінні і стратиграфічні. Густина нафти 820–860 кг/м³. На шельфі відкрито декілька родовищ, зокрема одне велике газоконденсатне родовище Мауї  запаси газу 148 млрд м³ газу і конденсату  24 млн т. Дебіти свердловин 1,72,2 млн м³/добу газу і 202337 т/добу конденсату.

Нафтогазоносний басейн Гіпсленд пов’язаний з рифтогенним прогином, що утворився в нижній крейді на епігерцинській Східноавстралійській платформі. Прогин складений шестикілометровою, переважно теригенною товщею крейди і кайнозою. Площа басейну  75 тис. км², із них 14 тис. км² припадає на сушу, 31 тис. км²  на шельф і 30 тис. км²  на континентальний схил. Нафтогазоносними є пісковики палеоцену  еоцену. Нафти малосірчисті, парафінисті, густина 727–839 кг/м³. Поклади пластові, склепінні, стратиграфічні і літологічні.

На шельфі басейну виявлено дев’ять нафтових, сім газонафтових, одне газове і одне газоконденсатне родовища. Найбільшими родовищами є: нафтові  Кінгфіш (запаси 151 млн т нафти), Халібут (запаси 88 млн т нафти); нафтогазові  Барракута, Снаппер і газоконденсатне Марлін. Запаси останніх трьох в перерахунку на нафту складають 100110 млн т для кожного. Загальні початкові видобувні запаси оцінюються майже в 500 млн т нафти і 300 млрд м³ газу. Щільність запасів 23 тис. т/км². Аналогічного типу прогини, перспективні в нафтогазоносному відношенні, побачено на східному шельфі Австралії і в Бассовій протоці.

Родовище Барракута відкрито у 1965 р., розташоване у межах акваторії Бассової протоки. Родовище приурочене до пологого підняття завдовжки 24 км, завширшки 3,2 км і заввишки 180 м. Підняття ускладнене поперечним скидом. Кути падіння північно-західного і південно-східного крил не перевищують 10 (рис. 7.2).

Рисунок 7.2 - Геологічний розріз через родовище Барракута:

1 — породи пліоцен-міоцену; 2 — світа гіпсленд; 3 — світа лейкс- ентранс; 4 — вугленосна світа летроуб-валлі; 5 — породи верхньої крейди.

Газоносність пов’язана з відкладами світи летроубваллі еоцен-палеоценового віку, які складені пісковиками та алевролітами з прошарками глин і вугілля. Глибина залягання продуктивних відкладів 1060–1158 м, сумарна ефективна товщина колекторів 96 м. Поклад пластовий склепінний.

Родовище Марлін розміщене на відстані 45 км від берега при глибині води 80,75 м. У межах родовища виділяють два поклади. Верхній поклад – нафтовий з газовою шапкою, покрівля останньої розміщена на глибині 1738 м, газонафтовий контакт на відмітці – 1557 м (рис. 7.3). Дебіти газу із газової шапки досягають 280 тис. м³/добу, а дебіт конденсату – 70 м³. Дебіт свердловини з покладу нафти досягає 144 т/добу, газовий фактор  900 м³/т. нафта дуже легка, її густина 771,1 кг/м³. У крейдових відкладах на глибині 2149–2329 м розкрито поклад газу. Дебіт газу до 311 тис.м³/добу і дебіт конденсату  68 м³/добу. Газ містить до 23 % вуглекислого газу. За попередніми даними в родовищі міститься близько 80 млн м³ нафти.

Рисунок 7.3 - Геологічний розріз через родовище Марлін

(за М.К. Калінко):

1 — породи пліоцен-міоцену; 2 — світа гіпсленд; 3 — світа лейкс- ентранс; 4 — вугленосна світа латроуб-валлей; 5 — породи верхньої крейди.

Початкові видобувні прогнозні ресурси нафтогазоносного басейну Гіпсленд становлять: нафти  530 млн т, конденсату  45 млн т і газу  630 млрд м³. Практично всі ресурси пов’язують з акваторією.

Нафтогазоносний басейн Охотського моря розташований у східній частині Євразійського континенту в Охотському морі. На сьогодні нафтогазоносність підтверджено в східній і північній частинах острова Сахалін. Ознаки нафтогазоносності басейну встановлені на початку 90-х років XX століття. Ресурси нафтогазоносного басейну коливаються від 1 до 5 млрд тонн нафти і від 1 до 4 трлн. м³ природного газу.

На шельфі Північно-Східного Сахаліну в період з 1975 по 1992 рр. було відкрито 8 родовищ: у 1977 р. було відкрито родовище Одупту-море, що розділене на три самостійні родовища (Північний купол, Центральний і Південний куполи); у 1979 р. відкрито родовище Чайво; у 1984 р. відкрито унікальне і найбільше на сахалінському шельфі Лунське родовище, в 1985 р. – найменше Венінське; у 1986 р. – Пільтун-Астохське родовище, у 1989 р.  Аркутун-Дагінське, у 1992 р. – Кірінське. Родовища переважно нафтобазо­конденсатні, за винятком Кірінського (газоконденсатне), Одопту-Північного куполу (газонафтове), Венінського (газове).

Промислово нафтогазоносними є неогенові відклади.

На шельфі басейну Охотського моря виділено ще 62 перспективних об’єкти, сумарні видобувні ресурси яких оцінюють майже в 1 млрд т нафти і 4 трлн. м³ газу. Для забезпечення стабільного рівня видобутку на сахалінському шельфі приріст розвіданих запасів нафти до 2020 р. планується в обсязі 330 млн т., газу – 630 млрд м³.

На шельфі Південно-Західного Сахаліну в Татарській протоці відкрито лише невелике за запасами Ізильмет’євське газове родовище.

Всі кайнозойські осадові басейни Охотського моря і Татарський пролив мають рифтогенне походження і виповненні кластичними товщами палеоген-четвертинного віку сумарною максимальною товщиною більше 9–10 км, при середній товщині 3,5–5 км.

Нафтогазоперспективні інтервали розвинені в стратиграфічному діапазоні крейда  верхній міоцен і характеризуються змішаним нафтовим і газовим потенціалом. Піщані породи-колектори були відкладені, переважно, в період пострифтового прогинання в обстановці від дельтових до мілководно-морських і турбідитів схилу басейну.

Основні механізми пасткоутворення на шельфі Охотського моря пов’язані з конседиментаційною ротацією блоків у процесі рифтогенного розтягу і з режимом епізодичного стискування і супутньою структурною інверсією.

Розвідані геологічні запаси за станом на 01.01.2007 року складають 1,8 млрд т у.п. Якщо прийняти, що ці запаси складають 20 % від ресурсів, то сумарні ресурси шельфу Північного Сахаліну можна оцінити за цим показником приблизно 6,5–7 млрд т у.п.

Східна частина Тихого океану. Охоплює східну активну підводну околицю Північної і Південної Америки. Вздовж східної частини Тихоокеанського узбережжя доцільно виділити наступні основні нафтогазоносні басейни: Південноаляскинський, Південнокаліфорнійський, Гуаякиль  Прогрессо.

Південноаляскинський нафтогазоносний басейн простягається уздовж узбережжя Північної Америки до широти м. Сан-Франциско. У тектонічному відношенні — це занурена зона кордильєрської мезозойської складчастості. Промислова нафтогазоносність встановлена лише в затоці Кука, де виділяється однойменний нафтогазоносний суббасейн.

Він є міжгірською западиною, заповненою мезозой-кайнозойськими вулканогенно-осадовими відкладами товщиною до 12 км. Основні поклади нафти виявлені у відкладах пізнього палеогену  неогену. У суббасейні відкрито 22 родовища вуглеводнів, із них  12 морські. Поклади склепінні, глибина їх залягання 1610–3400 м. Найбільше нафтове родовище Макартур-Рівер (видобувні запаси 72 млн т), газове  Кенай (запаси 152 млрд м³). Початкові видобувні запаси нафти суббасейну оцінюють у 145 млн т, газу  в 230 млрд м³.

Перспективною вважається Аляскинська затока, але поки пробурені свердловини не дали результатів. Загальні потенційні невідкриті запаси Південноаляскинського басейну складають близько 1 млрд т нафти і 0,54 трлн. м³ газу.

Південнокаліфорнійський нафтогазоносний басейн розташовується в осьовій зоні рифтової долини Східнотихоокеанського серединно-океанічного хребта. Кора субокеанічного типу. У відкритій частині затоки, нафтогазоносність якої поки що не встановлена, за винятком припливів газу дебітом 161 тис. м³/добу в північній частині затоки. Проте, у прилеглій суші локалізуються декілька нафтогазових басейнів. Безпосередньо на продовженні рифтової зони хребта знаходиться нафтогазоносний басейн Грейт-Валлі. Дещо західніше розташовуються грабеноподібні западини Лос-Анджелес, Вентура-Санта-Барбара і Санта-Марія, що вміщують промислові скупчення вуглеводнів. Їх початкові доведені запаси складали більше 1,5 млрд т нафти. Більшість родовищ  прибережні, 17 із них знаходяться безпосередньо в протоці Санта-Барбара, що відокремлює від континенту острови Санта-Роза, Санта-Крус, Сан-Мігель і ін. У глибоководній частині протоки Санта-Барбара при глибині води 370 м виявлено три нафтові родовища. Поклади пов’язані з тріщинними сланцями міоцену. Дебіти свердловин досягають 1000 т/добу. Початкові видобувні запаси морських родовищ оцінювалися в 600 млн т нафти. Найбільшими морськими родовищами цього району є Елвуд, Дос-Куадрос, Рінкон.

У Прикаліфорнійській частині затоки нафту видобувають у м. Аргуелло, де розвідані запаси складають 50 млн т. Поклади приурочені до формації Монторей.

Назагал невідкриті запаси тихоокеанського шельфу США оцінюють у 140–900 млн т нафти і 30–220 млрд м³ газу.

Нафтогазоносний басейн ГуаякильПрогрессо знаходиться па шельфі Еквадору і Перу. Тут відкрито 60 дрібних і середніх нафтових родовищ, серед яких одне велике — Ла Бреа  Парінас (140 млн т) на побережжі Перу, а також газове родовище Амістад (163 млрд м³) на шельфі Еквадору. У південній частині затоки Гуаякиль виявлено 17 морських родовищ нафти, з них найбільшими є Гумбольдт, Літораль, Провидіння. Родовища багатопластові пов’язані з прирозломними блоками. Річний видобуток нафти з морських родовищ цього регіону складає близько 15 млн т.