Южная Америка

Южная Америка

Большая восточная часть Южно-Американского континента занята Бразильской докембрийской платформой, которая на юге граничит с каледонской Пампо-Патагонской плитой. Северная часть докембрийской платформы представлена Гвианским щитом, южнее располагается Центральнобразильский щит, значительная площадь которого перекрыта осадочными породами преимущественно мезозойского возраста, мощностью менее 1 км. Вдоль юго-восточного края платформы прослеживается Восточно-Бразильский щит. Между Гвианским и Центральнобразильским щитами выделяется Среднеамазонская синеклиза, в основании которой находиться грабен. Между Центральнобразильским и Восточно-Бразильским щитами выделяется синеклиза Мараньяо. На южное погружение Центральнобразильского щита наложена крупная синеклиза Параны.

Бразильская платформа окаймлена с востока протяженным периконтинентальным прогибом, который имеет резко выраженное блоковое строение и представлен системой продольных грабенов и горстов, погружающихся в сторону океана. Грабены как правило сложены многокилометровыми толщами мела (особенно нижнего), в меньшей степени верхней юры, несогласно перекрытых более молодыми отложениями.

Пампо-Патагонская (Патагонская) плита занимает южную суженную часть материка. Фундамент плиты – каледонский. От бразильской платформы она отделена авлакогеном Серра-Буэнос-Айрес, который в современном рельефе выражен нагорьем. На западе от горных сооружений Патагонских Анд плита отделена разломом. Фундамент плиты наклонен с севера на юг, он погружается до 10 км и здесь Патагонская плита сочленяется с Андами через узкий передовой прогиб. На суше Пампо-Патагонская плита осложнена двумя погребенными поднятиями фундамента – Северо- и Южно-Патагонским массивами, на юго-востоке уже в пределах континентального шельфа в районе Фолклендских островов выделяется третий выступ фундамента. Между Северо- и Южно-Патагонским массивами расположена синеклиза Сан-Хорхе, севернее Северо-Патагонского массива выделяют две небольшие синеклизы: Неукен и Рио-Колорадо. Вдоль западного края материка, а также на его севере протягивается на 9000 км хорошо выраженная в рельефе молодая складчатоглыбовая система Анды. В поперечном сечении Анды разделяются на две структурные зоны: Западную сформированную молодым (позднеплиоценовым) альпийским орогенезом, и Восточную, представляющую собой омоложенную альпийским орогенезом складчатость герцинского возраста. В большей северной части Анды состоят из ряда параллельных горных цепей – Восточной, Центральной, Западной и Береговой, разделяющихся срединным массивом, грабенами и синклинориями, с которыми связанно образование ряда межгорных впадин-бассейнов.

На севере между двумя ветвями Восточной Кордильеры расположена межгорная впадина, открывающаяся на север в Карибское море, сформированная на базе Маракайбского срединного массива. С ней связан важнейший на материке Маракайбский НГБ.

Юго-западнее Маракайбского бассейна между Восточной и Западной

Кордильерами располагается Нижнемагдаленский срединный массив, на месте Гуаякильского залива одноименный срединный массив, над которым сформированы межгорные впадины.

В среднем течении р.Магдалена между Восточной и Центральной Кордильерами выделяется узкий протяженный грабен, южнее между Центральной и Западной Кордильерами расположен протяженный (1500 км) грабен-синклинорий Альтиплано-Пуно.

На широте южнее окончания этого грабена Восточные и Центральные Кордильеры круто поворачивают на юго-запад и южнее уже продолжаются сравнительно узкими Патагонскими Андами. На месте поворота Анд выступ Бразильской платформы одновременно с Андами испытал орогенез с образованием горной страны Серра-Пампа. Севернее эпиплатформенный ороген протягивается узкой полосой вдоль восточной окраины Восточной Кордильеры и выделяется под названием орогена Пума.

Ороген Серра-Пампа имеет блоковое строение с выходом на поверхность докембрийского фундамента на месте горных сооружений, между которыми заключены межгорные впадины. С Бразильской платформой на востоке Анды сочленяются через пояс Предандийских передовых прогибов-бассейнов.

На крайнем западе Анды окаймляются системой Притихоокеанских синклинориев и грабенов, западнее части которых погружаются под воды Тихого океана, а восточнее ограничиваются молодым вулканическим поясом.

Южно-Американский континент один из важнейших нефтегазоносных районов мира. Упоминания о нефти в Венесуэле относится к 1878 году, промышленная разработка начата здесь в 1914 году. К 1990 году здесь выявлено около 30 нефтегазоносных и 10 перспективных бассейнов. В 18 наиболее важных бассейнах к 1990 году выявлено более 1400 месторождений, из них более 250 газовых. 950 месторождений сконцентрированы в 8 НГБ. В последние годы наибольшее количество месторождений открыто на Бразильском шельфе. Сегодня их здесь более 100 (Кутузова, 2012)

В последние годы значительно выросли запасы за счет включения запасов тяжелой нефти в поясе Ориноко (Венесуэла) и открытия новых месторождений на Бразильском шельфе, в том числе и в глубоководной его части.

Общие запасы на 2006 год составляли около 18 млрд. т. нефти и 7.5 трл м³ газа (Дмитриевский и др., 2008). В 2010 году запасы составили 34.3 млрд. т. нефти (Андрианов, 2012) и 7.9 трл. м³ газа. Перспективные ресурсы составляют 28 трл. м³ (Андрианов, 2012). Общая добыча в 2006 году – 526 млн. т. Нефти и 249 млрд. м³ газа. В 2009 – 370 млн.т. нефти (Богомолов, 2011), в 2011 около 400 млн.т.

Основные страны по запасам нефти в 2009-2010 годах: Венесуэла от 12.5 млрд.т. (по Р.Р. Терентьев, 2011) до 28.9 млрд.т. (ВР, Нестеров) – 40.6 млрд.т. (ОПЕК, Андрианов, 2012), Бразилия – 1.7 млрд.т. (Терентьев, 2011) до 1.9 млрд.т. (Андрианов, 2012), Эквадор – 0.84 млрд.т. (Андрианов, 2012), Аргентина – 0.4 млрд.т. (Терентьев, 2011), Колумбия – 0.25 млрд.т. (Касаев, 2012).

Основные страны по запасам газа: Венесуэла – 122 5.7 трл.м³ (Варламов, 2012), Бразилия, Аргентина, Боливия – 0.3 трл.м³ (Нестеров, 2011), Колумбия – 0.1 трл.м³ (Нестеров, 2011).

Добычу нефти и газа ведут около полутора десятка стран (Терентьев, 2011). Основные страны по добычи нефти: Венесуэла – 122 млн.т. (Нестеров, 2011) – 146 млн.т. (Касаев, 2012), Аргентина – 39 млн.т. (Терентьев, 2011), Эквадор – 25 млн.т. (Касаев, 2012).

Основные страны по добыче газа: Венесуэла – 27.9 млрд.м³ (Варламов, 2012) – 28.5 млрд.м³ (Нестеров), Бразилия около 20 млрд.м³, Боливия – 14.4 млрд.м³ (Нестеров, 2011), Колумбия -11.3 млдр.м³ (Нестеров, 2011), Аргентина.

В последние годы значительно увеличились разведанные запасы в Венесуэле и Бразилии. Бразилия планирует довести добычу нефти до 148 млн.т., а газа до 27 млрд.м³ за счет ввода в разработку месторождений на шельфе, где известны такие крупные месторождения как Марлим (370 млн.т.), Топи (Лула) (1.1 млрд.т.), Либра (2.2 млрд.т н.э), Кариока (предварительные геологические запасы 5.7 млрд.т.) и другие.

Самое важное месторождение по добычи шельф-Боливар – 120 млн.т. в 2008 году.

В 2011 году перспективная зона нефтегазонакопления открыта на юго-востоке Аргентины Вака-Муэрта площадью 30 тыс. км² с ресурсами 2.9 млрд.т. нефтяного эквивалента (Касаев, 2012)

Нефтегеологическое районирование

В соответствии с современным структурным планом Южно-Американского континента одни исследователи выделяют 13 нефтегазоносных провинций (М.Д. Белонини и др., 2000), другие – 7 НГП, включающих 28 НГБ и более 10 ПНГБ (Высоцкий и др. 1990), последняя схема нефтегеологического районирования используется ниже. И.В. Высоцкий и др. выделяют: Провинцию западных краевых прогибов Бразильской платформы, провинцию Андийских межгорных впадин, Притихоокеанскую провинцию, провинцию эпиплатформенного орогена, провинцию Бразильской платформы, провинцию Пампо-Патагонской платформы и провинцию восточных переконтинентальных прогибов.

В переделах провинции Бразильской платформы выделяются два нефтегазоносных бассейна: Среднеамазонский и Байя. Наиболее важный из них последний, в котором к началу 90-х годов было известно более 80 преимущественно нефтяных месторождений.

НГБ Байя расположен в Бразилии в приатлантической части одноименного штата и представляет собой сравнительно крупный грабен (700*125 км) в краевой части докембрийской платформы. Ограничен бассейн чаще всего разломами, на юге он занимает залив Тодос-Сантос. Грабен осложнен тремя различно ориентированными прогибами. Выполнен бассейн в основном юрскими и меловыми отложениями. Юрские отложения терригенные с каменной солью. Меловые отложения сложены песчано-глинистыми отложениями с прослоями известняков, мощностью более 6 км.

На аптских отложениях лежат неогеновые отложения. Осадочный комплекс по системе сбросов моноклинально погружается с северо-запада на юго-восток, осложнена сбросами, вдоль которых развиты антиклинальные структуры.

Промышленная нефтегазоносность установлена в 1936 году. Месторождения образуют ряд зон нефтегазонакопления. Основные залежи связаны с нижнемеловыми отложениями (песчаниками, известняками), реже юрскими песчаниками. На одном месторождении нефть получена из докембрийского фундамента. Залежи преимущественно пластовые сводовые, нарушенные и тектонически экранированные, реже литологически экранированные и ограниченные. Месторождения небольшие: Дом-Жоао, Кондейяс и др.

Среднеамазонский бассейн находиться в пределах одноименной синеклизы, протягивающейся в широтном направлении на 2100 км при ширине 500-600 м. В средней части он осложнен погребенным поднятием Пурус, который делит бассейн на восточную более погруженную (фундамент на глубине 5 км) и западную (фундамент на глубине около 3 км) впадины. Сложен бассейн преимущественно палеозойскими (с нижнего палеозоя по карбон), в меньшей степени мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Продуктивны песчаники нижнего, среднего девона и карбона. К 1990 году выявлено три небольших нефтяных месторождения (Ново-Алинда и др.)

К числу перспективных бассейнов относится Такуту, приуроченный к грабену в средней части Гвианского щита. Известно одно месторождение - Каранабо с залежью нефти в юрских отложениях. В пределах Бразильского щита выделяются перспективные бассейны Мараньяо и более крупный Паранский, приуроченные к синеклизам, заполненным палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями, мощностью 4 км. В Паранском бассейне при бурении скважин отмечались нефтепроявления из девонских, каменноугольных, пермских, триасовых и юрских отложений.

Южнее Паранской синеклизы выделяется перспективный бассейн Рио-Салидо, в котором установлены газопроявления в кайнозойских отложениях.

Провинция восточных периконтинентальных прогибов включает 8 НГБ: Прибрежно-Гвианский, Маражо-Баррейриньяс, Сеара-Потигуар, Сержипи-Алагоас, Эспериту-Санту, Кампус (Кампос), Сантус (Сантос), Пелатос. Все эти бассейны находятся в периконтинентальных прогибах Бразильской платформы. Южнее на подводной континентальной окраине Пампо-Патагонской плиты выделяются два бассейна, разделённые Мальвинасским выступом. Оба бассейна сложены мезозойско-кайнозойскими отложениями мощностью более 5 км. В Южно-Мальвинасском бассейне открыты два месторождения с залежами нефти в песчаниках нижнего мела (месторождения Каламар и Салмон). По последним оценкам перспективные ресурсы района Фолклендских островов составляет 0.4 млрд.т.

В Прибрежно-Гвианском НГБ, который располагается на крайнем северо-западе рассматриваемой провинции к 1990 году было известно одно нефтяное месторождение (на территории Суринама) с залежью в песчаниках эоцена. Максимальные мощности меловых и кайнозойских отложений (5 км) отмечаются в субаквальной части бассейна.

Южнее расположен крупный по площади (более 500 тыс. км²) НГБ Маражо-Баррейриньяс, который имеет резко выраженное грабенное строение. В его пределах с севера на юг выделяются грабены: Маражо, Сан-Луис, Баррейриньяс. Грабены заполнены в основном меловыми и кайнозойскими отложениями, на западе они подстилаются палеозойскими породами. Первое месторождение было открыто севернее дельты Амазонки в 1974 году в песчаниках плиоцена. К 1990 году открыто 7 месторождений ( 5 из них в акватории), связанных с пологими, сильно нарушенными поднятиями. Основные залежи в известняках палеогена.

Южнее находиться НГБ Сеара-Потигуар, в его пределах с северо-запада на на юго-восток выделяются три грабена: Сеара, Потигуар и Пернамбуко-Параиба, в последнем мощность сокращается до 1-3 км, максимальная мощность отложений, которые начинаются с апта не превышает 7 км. Основную роль играют оптские преимущественно континентальные с большой ролью дельтовых отложений и терригенно-карбонатные породы альба-сеномана. Первое месторождение Сан-Жуа было открыто в 1967 году. К 90-м годам в бассейне открыто более 30 месторождений с залежами в песчаниках и известняках мелового возраста, в том числе более половины на суше. Наиболее значительные по запасам Курима, Ксареу. Нефть тяжелая. Общие запасы не велики. В последние годы в бассейне ведуться активные поисково-разведочные работы.

Южнее расположен НГБ Сержипи-Алагоас, расположен в прибрежных частях одноименных штатов Бразилии и приурочен к четырем кулисобразно расположенным грабенам. Длина 350 км, ширина 120 км, в том числе на суше 60 км. На докембрийском фундаменте, на западе лежат верхнекаменноугольные и пермские песчано-глинистые породы мощностью более 200 метров. Выше с перерывом на пермских отложениях залегает мощная песчано-глинистая толща юры и неокома (более 5 км). Апт сложен соленосной карбонатно-терригенной толщей (соль и ангидриты мощностью до 800 м), альбские и верхнемеловые отложения сложены терригенными и карбонатными породами. Общая мощность меловых отложений более 7 км. Кайнозойские отложения в основном представлены песчано-глинистыми породами палеогена и плиоцена и имеют мощность в акватории более 2.5 км. Суммарная мощность осадочных отложений в акватории более 9 км. первое месторождение было открыто в 1958 году. К 90-м годам было выявлено более 50 нефтяных месторождений и несколько газовых в субаквальной части. Продуктивны докембрийские кристаллические сланцы (Кармополис), верхнеюрские песчаники, неокомские песчаники, аптские подсолевые песчаники, песчаники внутри атских солей, и надсолевые эоцен-верхнемеловые песчаники. Основные залежи в аптских породах, в том числе и в дельтовых отложениях. Месторождения чаще всего связаны с брахиантиклиналями, образующими зоны вдоль разломов. Ряд месторождений связаны с солевыми структурами. Наиболее крупным месторождением считается Кармополис (159 млн.т). Продуктивны докембрийские породы, песчаники юры, неокома и апта. Вторым по запасам является месторождение Кайоба (залежи в неокоме). В последние годы в бассейне (в акватории) открыты новые месторождения. Бассейн отличается слабой газонасыщенностью.

НГБ Эспириту-Санту (Санто) расположен южнее бассена Байя, от бассейна Сержипе-Алагоас отделен выступом фундамента. С юго-востока бассейн ограничен вулканическим поднятием и подводным хребтом. Он состоит из нескольких небольших впадин и грабенообразных прогибов. К 90-м годам в бассейне выявлено более 30 нефтяных месторождений в основном на суше. Они образуют антиклинальные зоны в краевых частях впадин, а на юге месторождения связаны с соляными поднятиями.

Разрез начинается с юрских терригенных пород, которые развиты на севере. Выше на юрских и докембрийских породах лежит мощная толща континентальных песчано-глинистых пород неокома. Последние перекрываются морскими карбонатными отложениями апта мощностью до 1 км. Выше выделяется соленосная толща апта. Альб-туронские отложения сложены карбонатными в том числе рифогенными породами мощностью до 2 км. Выше выделяется карбонатно-терригенная толща верхнего мела-эоцена. Заканчивается разрез преимущественно карбонатными породами палеогена и неогена. Общая мощность верхнемеловых и кайнозойских отложений достигает 5 км, общая мощность разреза более 7 км.

Продуктивны в бассейне юрские, неокомские песчаники, альб-туронские известняки, верхнемеловые-эоценовые карбонатные и терригенные породы. Основная продуктивная толща верхний мел-эоцен. Месторождения Арайа, Бас-39 и др.

В последние годы в бассейне были открыты новые месторождения в акватории : в 2010 году открыто месторождение Кокада. В 2011 году новые месторождения Бригадейра, По-Де-Молекс, Квиндим, которые вместе с месторождением Кокада образуют нефтегазоносную зону (область) Парке-душ-Догес. В бассейне начата добыча газа. В 2012 году бурятся новые скважины. (М. Кутузова, 2012)

НГБ Кампос является основным по добыче нефти в Бразилии, он дает более 90 % нефти добываемой в Бразилии (М. Кутузова, 2012), ведется здесь и добыча газа на газоконденсатных и нефтегазовых месторождениях. Добывается 42 % газа Бразилии(Терентев, 2011). Бассейн почти полностью расположен в субаквальной части, которая включает в себя и континентальный склон Атлантического океана. Бассейн состоит из двух впадин, разделенных горстом. Южная впадина, содержащая большую часть месторождений, сильно расчленена разломами. В основании разреза впадин находятся базальтовые покровы, которые перекрываются толщей аргиллитов и песчаников с прослоями известняков неокома и апта. Последний сложен тзвестняками, доломитами и солями мощностью несколько сот метров. Альб-сеноманские породы мощностью до 2-х км представлены карбонатами (в том числе и рифогенными). Вверх сменяющимися глинистыми породами с врезами песчаников мощностью до 100 км. Вышеоежащие верхнемеловые и кайнозойские отложения представлены морскими породами с включениями континентальных толщ, образующих крупные песчаные тела конусов выноса, речных врезов. Развиты среди верхнемеловых-кайнозойских отложений песчаные тела, сформированные турбидитными потоками в различных участках континентального склона, в том числе и в нижней его части. Коллекторы образованные такими песчаниками характеризуются высокими дебитами на глубоководных месторождениях Альбакара, Марлим и др.

Нефтеносность бассейна установлена в 1969 году открытием на суше месторождения Фасенда-Седру. К 1990 году здесь выявлено 50 месторождений, из которых более 30 находятся в субаквальной части на глубине до 200 метров. В последующие годы основные открытия сделаны при глубинах воды от 500 м до 2,5 км. Первые глубоководные месторождения: газовые с запасами более 150 млрд. м³ открыто в 105 км от берега при глубине 950 метров. Нефтяные Марлим и Альбакара на глубине от 250 до 2000 метров.

Для бассейна характерен широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности: продуктивны известняки неокома-апта, известняки альба-сеномана, песчаники (в том числе турбидитовые) верхнего мела-миоцена. Месторождения как правило многопластовые, особенно в глубоководной части. Толщина продуктивной толщи на крупных месторождениях достигает до 155 метров. Широко распространены залежи структурно-стратиграфические и тектонически экранированные. Турбидитовые песчаники в глубоководной части бассейна имеют пористость до 30 %, а проницаемость до 5 Д.

Среди крупных месторождений выделяются месторождения Марлим и Альбакара. Газонефтяные месторождения Марлим расположено на шельфе и глубоководной части океана в 104 км к востоку от города Рио-де Жанейро при глубине воды 430-2500 м. Залежи приурочены к песчаникам верхнего мела –плиоцена, образующим линзовидное песчаное тело. Покрышкой служат глины. Запасы 370 млн. т (Лоджевская, 2010), извлекаемые 300 млн. т. Газонефтяное месторождение Альбакара расположено на шельфе и глубоководной части океана при глубине воды 200-2000 м и связано с линзовидным песчаным телом. Продуктивны песчаники верхнего мела и миоцена. Запасы нефти 342 млн. т, газа 150 млрд. м³(Русский, 2010). Позже в глубоководной части бассейна открыты крупные месторождения Марлим-Сул, Ронкадор, Барракуда (Запивалов, 2009) Новые запасы на участках Гавеа и Форно в пределах месторождения Альбакара подготовлены в подсолевых (до аптских) отложениях. Установлена промышленная нефтегазоносность подсолевых отложений на участках Гуамараба и Тукура. В 2012 году пр бурении скважины на Блоке ВМ-С-13 в 195 км от побережья при глубине воды 2,8 км открыто новое нефтегазовое месторождение.

НГБ Сантос располагается южнее бассейна Кампус в основном в переделах подводного континентального склона. Разрез отложений заполняющих бассейн близок к разрезу бассейна Кампус, отличается более мощными толщами солей в апте (до 1 км), с этим связано формирование на востоке бассейна соляных куполов. Мощность меловых и кайнозойских отложений в бассейне достигает 7 км.

Активные поисково-разведочные работы начаты здесь в 2005 году, с 2006 по 2008 гг открыты такие месторождения как Кариока (предварительные запасы 5,7 млрд.т), Пула (Тьюпи) (предварительные запасы 1,1 млдр.т), Карамба, Пелегрино (41-82 млн. н. н.э) Гуара (предварительные запасы 150-170 млн. т н.э) и др. (Кутузова, 2012) В 2010 году открыто крупнейшее месторождение Сернамби в подсолевых отложениях на продолжении месторождения Лула. В 2011 году на юго-западе бассейна выявлен новый перспективный участок Патола, в 2012 на юго-востоке бассейна на блоке ВМ-S-8 открыто новое глубоководное месторождение (глубина воды 2 км). Проведенные работы позволили обнаружить огромные ресурсы нефти и газа на участке континентального шельфа протяженностью 800 км и шириной 200 км вдоль юго-восточного побережья Бразилии. По оценка бразильских специалистов запасы только в бассейне Сантос могут составить более 8.4 млрд. т.

В 2011 году начата разработка ряда месторождений бассейна Сантос, ведется добыча нефти и газа. По оценкам бразильских специалистов в ближайшие 10 лет производство нефти на морских месторождениях Бразилии (а они сегодня дают 90 % добываемой нефти) может удвоиться за счет введения в разработку подсолевых запасов в бассейнах Сантос и Кампус.

Освоение ресурсов в акватории ведется компанией Petrobras. К 2012 году на Бразильском шельфе уже выявлено более 100 нефтяных и газовых месторождений (М. Кутузова, 2012)

Самым южным из бассейнов восточных континентальных прогибов Бразильской платформы с установленной нефтегазоносностью является бассейн Пелотас, где выявлено одно нефтяное месторождение (И.В. Высоцкий). Бассейн отличается от охарактеризованных выше огромной мощностью осадочного выполнения (до 12 км) и отсутствием в разрезе соленосных отложений.

Провинция западных краевых прогибов Бразильской платформы включает пограничные бассейны, расположенные на сочленении Андийских Кордильер и Бразильской платформы: Оринокский, Баринас-Апуре, Верхнеамазонский, Укаяли-Маморский, Центральнопредандийский, в пределах которых к 90-м годам было известно более 500 нефтяных и газовых месторождений.

Наиболее важным из них является Оринокский НГБ. Бассейн расположен в пределах Восточной Венесуэлы, южной части острова Тринидад и прилегающей части Атлантического океана.

В венесуэльской части бассейн с севера ограничен Береговой Карибской Кардильерой, которая по надвигам перемещена на прилегающий предгорный прогиб, а на острове Тринидад-Северным хребтом. С юга бассейн ограничен Гвианским щитом, на востоке в океане ограничен подножием шельфа, с запада-погребенным поднятием Эль-Бауль.

Бассейн сложен терригенными породами кайнозойского возраста и терригенно-карбонатными отложениями мелового возраста. На севере небольшая мощность приходится на миоцен и олигоцен, мощность меловых отложений составляет более 3.5 км, мощность эоцена и палеоцена 1,5 км. На юге и западе мощность всех отложений уменьшается, из разреза выпадают породы палеоцена и эоцена. В восточном направлении (в палеодельте Ориноко) резко возрастает мощность олигоцена (до 7 км). На острове Тринидад мощность кайнозойских отложений не более 8 км.

В НГБ выделяют узкий складчатый и широкий платформенный борта. Складчатый более четко представлен на острове Тринидад, где в поперечном разрезе выделяются синклинали (Сипария, Эрин и др) разделенные надвиговыми зонами и антиклиналями. Надвиговые зоны состоят из системы чешуй, сложенных меловыми породами. На крайнем юге (в акватории ) выделяется синклиналь Колумба, южное крыло которой принадлежит уже платформенному боту. Синклинали осложнены резко выраженной линейной складчатостью с глиняным диапиризмом, грязевым вулканизмом, надвигами и взбросами.

В венесуэльской части бассейна складчатый борт выражен системой узких складок, нарушенных взбросами, сбросами и сложенных в основном доверхнемиоценовыми породами. Складки имеют северо-восточное простирание. На западе складчатый борт выклинивается и здесь Карибские Анды надвинуты на платформенный борт.

Для платформенного борта характерны продольные и диагональные сбросы, рассекающие осадочную толщу и проникающие в фундамент. В центре бассейна выделяется зона поднятий (Большая Анако) северо-восточного простирания, связанная с выступом фундамента. Зона поднята и надвинута на юго-восток с амплитудой перемещения около 600м. Западнее выделяется структурный нос Тукупито-Мерседес северо-восточного простирания.

Бассейн Ориноко характеризуется высокой нефтегазонасыщенностью выполняющих его отложений. Нефть содержат отложения всех отделов кайнозойской эратемы и мела. В пределах всего бассейна нефтеносны песчаники миоцена и олигоцена, образующие несколько десятков продуктивных пластов. Так в свите Офисина в олигоцене выделяется до 100 платов. Кроме того на складчатом борту нефтеносна песчаная толща плиоцена. На платформенном борту наиболее нефтенасыщены олигоценовые отложения, на западе бассейна продуктивны меловые отложения. Для миоценовых и олигоценовых отложений характерно высокое развитие песчаных тел руслового и дельтового генезиса.

Первая промышленная добыча нефти была начата в бассейне в 1911 году, а промышленная нефтегазоносность на о. Тринидад была установлена в 1902 году, обильные нефтепроявления упоминаются очень давно. К 1990 году в бассейне выявлено более 250 нефтяных и 19 газовых месторождений ( И. В. Высоцкий, 1990), известен бассейн и огромными скоплениями полужидких битумов (пояс Ориноко). Известные в бассейне месторождения образуют ряд ареалов нефтегазонакопления.

На складчатом борту бассейна выделяется ареал зон НН Кирикири-Хусепин, объединяющий несколько антиклинальных зон северо-восточного направления. Наиболее важная зона включает месторождения Хусепин, Санта-Барбара, Кирикири и др.

Наиболее крупным из них является месторождение Кирикири, запасы которого оценивались в 159 млн. т. Основные залежи в песчаниках плиоцена, которые образуют моноклиналь, перекрывающую сравнительно пологие складки миоценовых отложений, которые перекрывают более дислоцированные отложения олигоцена. Залежи в плиоцене (мощность продуктивных отложений до 210 м) литологически экранированные. Нефтеносны также песчаники миоцена, олигоцена, мела и известняки эоцена. Длина месторождения 15 км, ширина 8 км, интервал нефтеносности 370-1450 м.

На складчатом борту острова Тринидад выделяются ареол зон нефтегазонакопления Сипария, западнее ареол зон НГН Эрип. Ряд месторождений выявлен к северу ареала Сипария в надвиговой зоне.