Южная Америка

Месторождения на острове Тринидад связаны с крупными брахиантиклиналями. Иногда сильно осложнены диапиризмом. Залежи тринидадских месторождений пластовые сводовые, тектонически экранированные. Из сравнительно крупных месторождений можно назвать Солдато (78 млн. т), Форест-Резерв. Основные залежи на острове Тринидад связаны с олигоценом, миоценом и плиоценом.

Южная субаквальная часть острова Тринидад представляет собой моноклиналь-платформенный борт бассейна. На востоке ее открыто несколько газовых месторождений.

На юго-западной оконечности острова давно известно крупнейшее в мире асфальтовое “озеро” Ла-Бреа площадью 42 га, при мощности продуктивного слоя 50 м и запасами 15-20 млн. т.

В передах платформенного борта бассейна (Венесуэльская часть) выделяется ареал зон нефтенакопления Большой Анако. Месторождения связанны с ассиметричными брахиантиклиналями, содержащими пластовые сводовые, тектонически экранированные, реже литологически экранированные залежи. В разрезе выделяется до 40 продуктивных пластов в основном в олигоцене. Сравнительно крупные месторождения Санта-Роса, Гуарико и др.

Крупный ареал зон нефтенакопления Офисина-Тембладор расположен в средней и восточной части платформенного борта, которая в региональном плане представляет моноклиналь, рассеченную многочисленными сбросами. Залежи нефти (обычно с газовыми шапками) заключены в тектонически экранированных ловушках в структурах типа террас или носов. Нефтеносны песчаники миоцена, олигоцена и мела. Наибольшей концентрацией залежей отличается средняя часть ареала, где находится участок Большая Офисина. Здесь находится наиболее крупные месторождения ареала Офисина, на котором в одноименной свите содержится до 100 продуктивных пластов мощностью от 0,6 до 54 м. Кроме олигоцена продуктивен и миоцен. Запасы на 1969 год оценивались 83, 5 млн. т (Справочник, 1976)

На западе бассейна выделяется ареал зон нефтегазонакопления Тукупито-Мерседес, содержащий месторождения Лас-Мерседес, Тукупито. Основные залежи в песчаниках олигоцена и мела.

В венесуэльской части бассейна большая часть запасов связана с платформенным бортом, в целом бассейн отличается слабой газонасыщенностью. На платформенном борту чаще всего газ встречается в виде газовых шапок.

Вдоль южной окраины бассейна протягивается на 200 км полоса развития битуминозных песков (битуминозный пояс Ориноко) площадь распространения которых оценивается по разному от 25,6 тыс. км2 ( Терентьев, 2011) до 55 тыс. км2 ( Андрианов, 2012). Неоднозначна оценка и общего объема УВ в битуминозном поясе от100 млрд т (Высоцкий, 1990) до 1,3 трлн барр (Терентьев, 2011). В пределах битуминозного пояса выявлены в 2006 г. Супергигантские месторождения Карабобо, Карабобо-1, извлекаемые запасы которых около 2 млрд.т. Общие извлекаемые запасы сегодня от 30 млрд.т. ( Андрианов, 2012) – 32,2 млрд.т. ( п.Богомолов, 2011) до 35 млрд.т. (Терентьев, 2011). По оценкам американских экспертов при современных технологиях разработки подобным месторождений извлекаемые запасы могут составить 52-89 млрд.т. ( Андрианов,2012).

НГБ Баринас-Апуре большей своей частью расположен в Колумбии, а меньшей северо-восточной частью в Венесуэле. Узкий складчатый северо-западный борт осложнен асимметричными антиклинальными зонами, нарушенными взбросами широкий платформенный борт осложнен валообразными зонами, а на северо-востоке и разрывными нарушениями. В средней части бассейн осложнен поперечным поднятием, которые разделяет бассейн две впадины – Апуре на севере и Пльянос на юге.

Разрез начинается с юры, которая развита спорадически. Терригенно-карбонатные отложения мела имеют мощность около 1 км. Наибольшую мощность имеют кайнозойские отложения ( более 3 км), для которых характерны карбонатные породы в олигоцене и рифогенные известняки в эоцене. К 1990 г. В бассейне выявлено более 30 нефтяных месторождений. Продуктивны в бассейне песчаники низов эоцена и апта-турона. Относительно крупные месторождения (Синко, Сильвестре) известны на севере бассейна, где в пределах платформенного борта выделяется ареал зон нефтегазонакопления Мерида. В краевой восточной части бассейна на глубине 500-800 м выявлен пояс тяжелых сернистых нефтей.

Верхнеамазонский НГБ расположен на территории Колумбии ( на севере), Эквадора ( на северо-западе), Перу (на западе и северо-востоке) и Боливии (на юге). Длина его около 1000 км, ширина до 700 км. На востоке от Среднеамазонского бассейна отделяется валом (разломом) Икитос, на севере и юге ограничен погребенными поднятиями. Наиболее изучен бассейн в северо-западной части, где он сложен кайнозойскими, меловыми и юрскими отложениями с максимальной мощностью 14 км. В кайнозое преобладают терригенные ( в том числе и угленосные) отложения мощностью 5км, в восточном направлении мощность резко сокращается. Из мезозойских отложений наибольшую мощность (более 6км) имеют юрские терригенные, карбонатные , эвапоритовые и вулканогенные породы. Меловые отложения сложены терригенными породами с прослоями карбонатных отложений. На востоке часто развиты русловые и дельтовые отложения.

В основании разреза известны каменноугольные и пермские карбонатно-глинистые породы, девонские и ордовикские глинистые сланцы, завершается разрез палеозоя вулканогенно-осадочными породами верхней перми.

На западе в бассейне выделяется узкий складчатый борт и широкий пологий платформенный борт, где выделяются две впадины- Ориенте и Мараньон, разделенные разломом.

К 1990г. В бассейне выявлено около 100 месторождений нефти и газа, которые образуют два крупных ареалов зон нефтегазонакопления. Продуктивны в бассейне верхнемеловые песчаники и известняки (3 пласта) , нижнемеловые песчаники (5 пластов) реже песчаники палеоцена и эоцена.

Северо-западный ареал расположен в основном на платформенном борту в пределах западной части впадины Ориенте и объединяет около 60 месторождений. Месторождения связаны с пологими локальными поднятиями, образующими антиклинальные ЗНГН. Наиболее крупные месторождения Орито, Сага, Шуфуфинди с запасами каждого более 25 млн.т. На востоке в зоне выклинивания меловых отложений выявлен пояс тяжелых нефтей, а на северо-востоке залежи асфальта.

Центральный ареал зон НГН расположен на восточном крыле впадины Мараньон месторождения более мелкие: Капирона, Карриентес и др.

Нефтегазоносный бассейн Укаяли-Маморе площадью более 450 тыс. км2 большей своей частью расположен в Перу. Бассейн сложен мощной толщей палеозойских, мезозойских и кайнозойских отложений, представленных терригенными, карбонатными, соленосными (в триасе), эффузивными породами мощностью до 12 км.

Для складчатого борта характерно развитие соляных поднятий, иногда диапировых. К ним приурочено месторождение Гансо-Асуло нефтяные и сравнительно более крупное газоконденсатное Агуайтиа. Нефтегазоносны нижнемеловые и верхнемеловые терригенные и карбонатные отложения. На юге на месторождении Якапани получен газ из девонских отложений. Всего в бассейне к 1990 году выявлено 7 месторождений.

Центральнопредандийский НГБ расположен в основном на территории Аргентины, Боливии, в меньшей степени Парагвая . На западе он ограничен эпиплатформенными горными сооружениями Пуна и Серра-Пампа, на востоке Бразильским щитом и разломом, отделяющим его от ПНГБ Параны, на северемежбассейновым поднятием Санта-Крус.

В НГБ четко выделяется узкий складчатый борт и широкий платформенный (Чако-Пампа) , разделенные надвигом. Складчатый борт сложен главным образом палеозойскими породами, дислоцированными в систему узких антиклиналей, осложненных взбросами и надвигами. Платформенный борт осложнен продольными разрывами и включает пологие локальные поднятия в средней части платформенного борта выделяется вал Кордова меридионального простирания.

Бассейн сложен мощной толщей палеозойских (начиная с нижнего палеозоя) мезозойских и кайнозойских отложений, представленных терригенными, карбонатными, соленосными, красноцветными породами с базальтовыми покровами максимальной мощностью до 12км, минимальной (вал Кордова) менее 2км.

Продуктивна значительная часть разреза отложений, выполняющих бассейн. Нефтеносны песчаники девона, перми-карбона, мела, эоцена. Основные залежи заключены в резервуарах гондванской серии (карбон-пермь).

Нефтегазоносность в основном связана со складчатым бортом и межбассейновым поднятием Санта-Крус.

К 90м годам в бассейне выявлено более 60 нефтяных и 35 газовых и газоконденсатных месторождений.

На западе бассейна месторождения образуют ряд зон нефтегазонакопления различной протяженности. В Боливии выделяется крупная зона (200км) Сараренда, включающая 14 месторождений, в том числе относительно крупное Камири с залежами в девоне (17 пластов). В Аргентине расположена зона Агуарагуа, включающая 8 месторождений, в том числе среднее газонефтяное Кампо-Дуран (запасы 27 млн.т.) с залежами в песчаниках гондванской серии, газоконденсатное Сальта-Холин с залежами в девонских песчаниках, западнее выделяются зоны Сан-Антонио, Бермехо. Месторождения аргентинской части бассейна иногда объединяются в район Сальто.

На севере бассейна, в пределах межбассейнового поднятия известны нефтяные, газонефтяные и газовые месторождения, которые образуют ареал зон НГН Санта-Крус. Структуры месторождений характеризуются более простым строением.

На крайнем юге бассейна известно газонефтяное месторождение Каймансито с залежами в песчаниках нижнего мела.

На крайнем западе складчатого борта выявлены залежи тяжелых нефтей ( 0,97-1,0 г/см3).

По последним оценкам начальные извлекаемые ресурсы бассейна:нефть1160 млн.т., конденсат 645 млн.т., газ 4450 млрд.м3 (И.Мазур,А.Лобов).

Провинция Пампо-Патагонской платформы включает НГБ Неукен и Сан-Хорхе, пограничный НГБ Магелланова пролива и перспективный Рио-Колорадо.

Патагонский (Сан-Хорхе) нефтегазоносный бассейн расположен на юге Аргентины между Северо- и Южно- Патагонскими массивами. На западе бассейн ограничен разломом, отделяющим его от горного сооружения Патагонской Кордилеры. На востоке в субаквальной части ограничен блоковым поднятием фундамента. На суше располагается большая часть бассейна с последовательной сменой с востока на запад выходящих на поверхность отложений палеогена, мела и юры. Часть поверхности бассейна покрыта вулканитами. В основании разреза на метаморфическом комплексе нижнего палеозоя лежит мощная порфиритовая толща среднеюрского возраста. В разрезе вышележащих отложений преобладают терригенные породы, с широким развитием в верхнем мелу русловых отложений. Общая мощность осадочных пород бассейна не превышает 6км, из них 1,5км приходится на верхнемеловые отложения.

Нефтегазоносность бассейна связана с песчаниками прежде всего сеноманского возраста, образующими до 13 продуктивных пластов, палеоценового и эоценового, в меньшей степени юрскоговозраста (два пласта). В эоцене известны небольшие газовые скопления. Месторождения связаны как правило с локльными поднятиями небольшой амплитуды и только на западе известны высокоамплитудные структуры. Залежи преобладают тектонически экранированные и сводовые нарушенные.

Выявленные в бассейне к 90м годам более 100 нефтяных и более 15 газовых месторождений образуют кольцевой ареал ЗНГН. Месторождения в пределах ареала расположены на севере, юге и западе. Центральная часть кольца не разведана и считается перспективной как и акваториальная часть бассейна.

Среди выявленных месторождений наиболее крупные на севере Колорадо-Ривадавия, а на юге Коньдон-Секо, начальные запасы оценивались в 128 млн.т. На севере бассейна известны многозалежные месторождения ( до 35 залежей) Каньядон-Гранде.

Начальные потенциальные извлекаемые ресурсы в бассейне нефти 500 млн.т. (из них 62,9% в акватории), конденсата 250 млн.т. (63% в аква-тории), газа 1,4 трл.м3 ( 60,2% в акватории) (И.Мазур, А.Лобов, 2004г.)

Нефтегазоносный бассейн Неукен. Небольшой треугольной формы бассейн расположен на территории Аргентины между эпиплатформенным орогеном Серра-Пампа на севере и Северо-Патагонским массивом на юге. На западе от Андийских Кордильер отделен разломами. Бассейн с поверхности сложен меловыми терригенными породами мощностью более 600м. Ниже в разрезе развита мощная (более 2км)преимущественно морская толща юрских отложений;ниже выделяется 1000м толща терригенных пород с туфами, порфиритами триасового и возможно пермского возраста. Для северной части бассейна характерно развитие кайнозойских эффузивов. Юго-западная часть бассейна осложнена сводом Дорсал, в пределах которого развиты пологие локальные поднятия, осложненные нарушениями. На северо-восток от свода Дорсал расположен свод Катриэль, нарушенный разломами северо-западного простирания.

Продуктивны в бассейне песчаники и известняки юры и мела, реже порфириты триаса.

К началу 90х годов в бассейне выявлено 91 нефтяное и 29 газовых и газоконденсатных месторождений (И.В.Высоцкий,1990) , которые образуют три ареала зон НГН.

Ареал Дорсал располагается в пределах одноименного свода и объединяет более 20 месторождений. Здесь известно относительно крупное нефтяное месторождение Серра-Бандера с залежами в юре и крупное газоконденсатное месторождение Лома-де-ла-Лато с запасами газа 300 млрд.м3 и конденсата30 млн.т.

Ареал Катриэль объединяет более 30 месторождений и приурочен к одноименному своду. Относительно крупное месторождение Рио-Катриэль.

В северной суженной части бассейна выделяется третий ареал зон НГН, здесь более 20 месторождений приурочены к узким антиклинальным зонам субмеридионального простирания.

По сообщениям в периодической печати ( Нефть России №7, 2012) в 2011г. в юго-восточной части Аргентины открыто крупное месторождение Вака Муэрта (Мертвая корова) с запасами 209 млн.т.н.э. Расположено это месторождение в пределах одноименной зоны площадью 30 тыс.км2, запасы которой оцениваются в 2,9 млрд.т.н.э.

Нефтегазоносный бассейн Магеланова пролива или Южно-Предандийский расположен на крайнем юге Чили и Аргентины.В южной части он пересечен Магелановым проливом. С севера бассейн ограничен Южно-Патагонским массивом. Западное и южное ограничения бассейна представлены сооружениями Патагонской Кордильеры, надвинутыми на складчатый борт бассейна. Фундамент (палеозойский) на западе погружен на глубину 12км. На востоке, в прибрежной части, примерно параллельно береговой линии фундамент (по геофизическим данным) поднимается до глубины 1 км, образуя валообразное поднятие, восточнее которого на шельфе находится прогиб Мальвинас.

В пределах материковой части бассейна в его строении принимают участие кайнозойские, меловые и юрские породы с максимальной мощностью на западном складчатом борту. Наибольшей мощностью (более 5км) характеризуются меловые терригенные отложения, песчаники которых образуют основную продуктивную толщу бассейна. Регионально нефтеносны такие базальные пачки песчаников верхней юры. Ниже в разрезе залегает почти 3км толща вулканогенных и терригенных пород юры, газоносная на ряде месторождений. Кайнозойские отложения представлены песчано-глинистыми породами. На ряде месторождений нефтеносны миоценовые и газоносные эоценовые песчаники.

К 1990 году в бассейне известно более 170 месторождений (из них более 50 газовых), сконцентрированных на востоке северной части о-ва Огненная земля, в прилегающем с севера участка материка, в пределах платформенного борта бассейна. Первое и одно из сравнительно крупных месторождений бассейна Монантьялес (Чили, Огненная земля) было открыто в 1945г.Более 15 месторождений выявлено на шельфе, семь в проливе. Северная аргентинская часть бассейна изучена слабо. Месторождения платформенного борта бассейна приурочены к погребенным под кайнозойскими отложениями хорошо выраженным, асимметричным брахиантиклиналям, нарушенным.

На западе в зоне сочленения платформенного и складчатого бортов выявлено несколько газовых и одно газонефтяное месторождение.

В бассейне известно 10 чисто газовых месторождений, в том числе довольно крупные – Посесьон и Чаньярсильо (Чили).

Провинция эпиплатформенного орогена Серра-Пампа включает НГБ Мендоса и восточнее расположенный грабенообразный , который относится к перспективным бассейнам и сложен палеозойскими и мезозойскими отложениями.

Нефтегазоносный бассейн Мендоса (700х200км) расположен на западе Аргентины в краевой предандийской части эпиплатформенного орогена Серра-Пампа. Он заключен в узкой межгорной впадине, западный борт которой осложнен надвигом дислоцированных пород палеозоя и докембрия, а остальной контур бассейна образован сбросами и взбросами, отделяющими его от горных хребтов Серра-Пампы.

Бассейн заполнен континентальными кайнозойскими и триасовыми терригенными отложениями с вулканитами мощностью более 3км. Западный борт бассейна осложнен антиклинальными зонами параллельными Андам с которыми связаны две зоны НГН. К 1990г. здесь выявлено более 20 преимущественно нефтяных месторождений с залежами сводового, тектонически и литологически экранированного типа в терригенных и туфогенных пластах триаса мощностью от 5 до 80м., реже в трещиноватых сланцах и конгломератах триаса. Нефтеносны также туфогенные песчаники палеогена и неогена с залежами литологически экранированными.

Наиболее крупные месторождения бассейна Барранкас (25 млн.т.), Бакас-Муэртас. Вдоль крупных нарушений, пересекающих бассейн выявлены сравнительно крупные залежи асфальта ( с запасами до 200 тыс.т.).

Провинция андийских межгорных впадин включает бассейны, сформировавшиеся на срединных массивах, бассейны грабенов и синклинориев.

К НГБ межгорных впадин на срединных массивах относятся Маракайбский, Нижнемагдаленский и Гуаякильский. К грабену, расположенному между Центральной и Восточной Кордилерами, в долине среднего течения р. Магдалены, приурочен Среднемагдаленский НГБ.

Западнее располагается грабен Каука, а восточнее грабен Богта заполненные меловыми и кайнозойскими породами мощностью до 6 км. Бассейны, связанные с этими грабенами, относят ПНГБ.

Расположенный в средней (по простиранию) части Анд между Центральной и Западной Кордильерами грабен-синклинорий Альтипиано- -Пуно сложен фанерозойскими отложениями мощностью до 12 км. В разрезе присутствуют соленосно-гипсоносные толщи в юре и мелу, с которыми связано образование соляных диапиров. С этим грабеном связан НГБ Альтипиано-Пуно ( Титикакский), в котором к 90м годам было известно месторождение Пирин (Перу) с залежами в песчаниках мела.

Самым известным и наиболее важным в провинции является Маракайбский НГБ, расположенный на северо-западе Венесуэлы и северо-востоке Колумбии, занимает озеро Маракайбо, Венесуэльский залив и прилегающую часть суши. Он приурочен к одноименной межгорной впадине, заключенной между ветвями горного сооружения Восточной Кордильеры, широтным разломом, на месте которого фундамент находится на глубине 900 м , бассейн разделяется на две впадины: северную- на месте Венесуэльского залива и южную, большую, с Маракайбской лагуной (озером) в средней части.

Бассейн имеет ассиметричное стороение. Его наиболее погруженная часть смещена на юго-восток, где фундамент находится на глубине более 12 км. Увеличение мощности пород на юго-восток происходит главным образом за счет эоценовых и миоценовых отложений, мощность которых здесь достигает и более км. Разрез бассейна начинается с меловых отложений, которые сложены снизу карбонатными , вверху карбонатно-терригенными ( с мощной (до 1 км) толщей глин на юго-востоке) породами и глинистыми известняками. Карбонатно-терригенные палеоценовые отложения мощностью 150-1000 м представлены породами морского и дельтового генезиса. Они сменяются преимущественно континентальными отложениями- эоценовыми и олигоценовыми терригенными на северо-западе и карбонатно-терригенными увеличенной мощности на юго-востоке. Миоцен наиболее полно развит на юго-востоке (более 5 км), представлен континентальными и морскими породами с рифовыми постройками на западе. Плиоценовые отложения сложены глинами, песчаниками, рифовыми известняками мощностью более 1200м.

Промышленная нефтеносность бассейна установлена в 1914г. открытием месторождения Мене-Гранде, к 1990г. выявлено более 80 месторождений нефтяных и четыре газовых. Из них 5 месторождений- Боливар, Ла-Пас, Лама, Ламар, Мене-Гранде крупные и гигантские с извлекаемыми запасами нефти от 124 до 4770 млн.т. ( Высоцкий, 1990г.).

Нефтеносны трещиноватые известняки верхнего и нижнего мела, в меньшей степени песчаники сантона, а также песчаники эоцена-миоцена и плиоцена. Меловые отложения с мощностью продуктивной толщи около 500 м нефтеносны преимущественно на месторождениях западного борта бассейна. В разрезе толщи выделяют черные битуминозные и углистые известняки, чередующиеся с темноцветными аргиллитами. Палеоценовые и эоценовые отложения содержат продуктивную толщу мощностью до 1200м и нефтеносны в пределах всего бассейна. Олигоцен и особенно миоцен продуктивны на восточном, в меньшей степени на западном борту бассейна. Мощность продуктивной толщи более 1 км. Она является основой по добыче нефти в бассейне. На отдельных месторождениях установлена нефтеносность трещиноватых метаморфических пород фундамента ( месторождение Ла-Пас).

И.В.Высоцкий с соавторами ( ) в бассейне выделяет несколько ЗНГН. На западном борту и на крайнем юге бассейна (в колумбийской части) на восточном борту и на северо-востоке развиты небольшие по длине зоны НГН, связанные с периферийными антиклинальными системами, ориентированными параллельно обрамляющим структурным элементам бассейна. Структуры месторождений здесь сильно нарушены сбросами и взбросами.

На западном борту бассейна к 90м годам выявлено более 30 нефтяных месторождений, в том числе крупные ( на севере)- Мара, Ла-Пас. На месторождении Ла-Пас нефть выявлена в породах фундамента. Коллекторами являются трещиноватые кристаллические сланцы, граниты и гранодиориты проницаемостью до 30мд, слагающие несколько блоков фундамента. Покрышкой служат глинистые сланцы и карбонатные породы верхнего мела- раннего палеоцена. Высота нефтяной залежи более 300 м. Накопленная добыча из пород фундамента более 14 млн.т. (Шустери до 1997)

На восточном борту бассейна выделяется ареал зон НН, известный в литературе под названием Боливар. Ареал включает нефтяные месторождения Боливар, Тиа-Хуана, Лагунильяс, Бочакеро, Ла-Сана, Пуэбло-Вьеха и др.

Нефтеносный ареал имеет длину 70 км и ширину до 35 км, протягивается вдоль северо-восточного берега оз. Маракайбо, заходя в акваторию до 20 км. Залежи нефти приурочены к отложениям миоцена, слагающим моноклиналь, наклоненную на юго-запад, которая перекрывает другую также нефтеносную моноклиналь, но наклоненную в противоположную сторону и представляющую собой крыло размытой антиклинали, сложенной эоценовыми породами. Обе моноклинальные залежи местами смыкаются, образуя единую залежь с нефтью, плотность которой увеличивается с приближением к поверхности до образования асфальта в голове моноклинали. В разрезе установлено 325 продуктивных горизонтов в меловых, палеогеновых и неогеновых отложениях на глубинах от 160 до 4500 м. Залежи литологические, стратиграфические и тектонически экранированные. В миоцене-олигоцене нефти тяжелые высокосернистые, в эоцене нефти менее плотные и менее сернистые, в палеоцене и мелу сравнительно легкие и малосернистые нефти (Дмитриевский и др., 2008)

По современным данным месторождения Боливар, Тиа-Хуана, Лагунильяс и Бочакеро образуют группу, называемую шельф Боливар с запасами общими 8,3 млрд.т. Из них Боливар- 4,3 млрд.т., Тиа-Хуана- 2,0 млрд.т., Бочакеро- 1,6 млрд.т. и Лагунильяс-1,0 млрд.т. Добыча в год 120 млн.т. (Терентьев,2011).

К юго-востоку от ареала Боливар располагается близкая по строению небольшая зона нефтенакопления Мене-Гранде-Мотатан-Баруя, в которой крупным является месторождение Мене-Гранде с залежами в эоцене, олигоцене, миоцене.

На северо-востоке выделяется протяженная зона, связанная с антиклинальной зоной, примыкающей к поднятию Фалькон. Нефтеносны здесь олигоцен и миоцен.

Большая часть залежей в бассейне находится в интервале глубин 2500-3500 м, характерной особенностью его является преимущественная нефтеносность, газ на 90% растворен в нефтяных залежах (Дмитриевский и др. 2008).

Маракайбский НГБ выделяется уникальной концентрацией УВ в осадочном чехле, на 1 км2 приходится 500 тыс.т. геологических ресурсов ( Григорьев Г.А, 2008)

Нижнемагдаленский (Картахенский) НГБ расположен западнее Маракайбского и отделен от него по разлому горным сооружением Серра-де-Периха и гранитным массивом, с юга ограничен Западной и Центральной Кордильерами, с запада меридионально вытянутым горстом.

Выполнен бассейн кайнозойскими, в меньшей степени меловыми морскими отложениями максимальной мощностью до 5 км, залегающими на размытой поверхности верхнепалеозойского складчатого основания, а на северо-востоке на древних кристаллических породах. Меловые песчано-глинистые отложения мощностью развиты только на западе и юго-западе бассейна, в остальной части палеогеновые отложения залегают на фундаменте. Палеоцен сложен терригенными и терригенно-карбонатными породами с рифовыми известняками в эоцене-олигоцене. Неоген песчано-глинистый, мощностью до 3 км.

К 1990г. в бассейне выявлено около 20 небольших нефтяных и газовых месторождений с залежами в песчаниках и рифовых известняках эоцена, олигоцена, миоцена. Большая часть месторождений связана с небольшими пологими брахиантиклиналями и расположена на востоке. Наиболее крупным является месторождение Фифисил с газонефтяной залежью в рифовом массиве олигоцена.

Гуаякильский НГБ расположен на северо-западе Южно-Американского континента и находится большей северной частью в Эквадоре, а меньшей южной частью-в Перу. На востоке он обрамлен складчатыми сооружениями Западной Кордильеры. Большая часть бассейна на западе занята водами зал. Гуаякиль. С запада бассейн ограничен Перуанским желобом.

Сложен бассейн меловыми и кайнозойскими отложениями с максимальной мощностью до 10 км на юге и 13 км на севере. Разрез осадочного чехла начинается с нижнего мела, насыщенного на севере брекчиями вулканических пород, а суммарная мощность меловых отложений здесь 3 км. На юге нижний мел сложен известняками, в нижней части рифовыми, мощностью около 150 м.

Верхний мел наиболее развит на юге, где его мощность более 4 км и сложен терригенными породами с большей ролью глин. Палеоцен выделяется только на севере, сложен терригенными породами, мощностью более 3 км. Эоцен наиболее широко развит на юге и сложен терригенными породами мощностью более 4 км, на севере эоцен терригенно-карбонатный, мощностью менее 1км. Олигоцен на юге сложен аргиллитами, на севере песчано-глинистыми отложениями, мощностью около 1 км. Неогеновые терригенные отложения наибольшую мощность (более 3,5 км мощность только миоцена) имеют на севере. Для разреза характерны перерывы и угловые несогласия.