2.6. Суэцкий залив
2.6. Суэцкий залив
Суэцкий залив ограничен 32°10' и 34° восточной долготы и 27° и 30° северной широты. Бассейн Суэцкого залива является интраконтинентальным бассейном, вытянут в северо-западном направлении и представляет собой асимметричный грабен длиной 320 км и шириной 30–80 км, ограниченный двумя крупными окраинными разломами. Палеозой-триасовые толщи и блоки докембрийского фундамента выходят на поверхность по окраинам бассейна.
Близкие к поверхности залежи углеводородов известны лишь в южной части бассейна Суэцкого залива.
Рис. 2.13. Разведочные лицензионные блоки Индии, раунд-2008
Рис. 2.14. Глубоководные перспективные объекты на восточном побережье Индии (Бенгальский залив)
Первые признаки нефти были установлены в 1886 г., когда в шахтах района Гемса, на западном побережье Суэцкого залива, где добывалась сера, по стенам стала стекать нефть. Первая скважина была пробурена на месторождении Гемса в 1907 г., одновременно являясь первой на Среднем Востоке и в Африке. Месторождение Абу Дурба в восточной части бассейна открыто в 1918 г. англо-египетской нефтяной компанией, но оно было невыгодным с коммерческой точки зрения. А освоение этого района в промышленном масштабе начато с открытия в 1938 г. месторождения Рас Гхариб в западной части компанией Standart Oil Company of Egypt. Бурение приостанавливалось во время Второй мировой войны и возобновилось в 1948 г.
Рис. 2.15. Обзорная карта месторождений Суэцкого залива. Месторождения: 1 – Норт Дара; 2 – Судр; 3 – Рас Матарма; 4 – Асл; 5 – Рас Будран; 6 – Норт Октобер; 7 – Октобер; 8 – Абу Рудеис; 9 – Сидри; 10 – Фейран; 11 – Белайим Марин; 12 – Белайим Лэнд; 13 – Рахми; 14 – Норт Амер; 15 – Амер; 16 – Исхаран; 17 – Вест Бакр; 18 – Рас Гхариб; 19 – Бакр; 20 – Рас Фанар; 21 – Абу Дурба; 22 – Рамадан; 23 – Саус Рамадан; 24 – Джулай; 25 – Умм Эль Юср; 26 – Карим; 27 – Ал Аюн; 28 – Кхаир; 29 – Шукейр; 30 – Шукейр Бэй; 31 – Бадри; 32 – Морган; 33 – Варда; 34 – Амал; 35 – Варда; 36 – Сидки; 37 – Ист Зейт; 38 – Хилал; 39 – Шоаб Али; 40 – Ашрафи; 41 – Зейт Бай; 42 – Гемса; 43 – Гейсум; 44 – Ист Эш Эль Меллаха; 45 – Ист Эш Эль Меллаха Марин; 46 – Хургада
К началу 1980 г. было выявлено уже 24 нефтяных и 3 газонефтяных месторождения, в том числе три крупных: Эль-Морган, Джулай и Рамадан (рис. 2.15). Сейчас на территории Суэцкого залива эксплуатируется более 1 000 скважин.
Литостратиграфия. Литостратиграфические уровни на изучаемой площади от докембрийского до голоценового возраста разделены на три части: пострифтовый (постмиоценовый), синрифтовый (миоценовый) и дорифтовый (домиоценовый) уровни.
Дорифтовый литостратиграфический уровень состоит из песчаных, аргиллитовых и карбонатных литофаций докембрий-позднеэоценового возраста, которые образовались в континентальных и морских условиях. Породы фундамента вскрыты около 200 скважинами в южной части Суэцкого залива на глубине 1 000–5 000 м и представлены гранитами. В южной части бассейна толщина терригенных и карбонатных литофаций составляет 25–430 м, в северной и западной частях максимальная толщина составляет около 700 м, а в центральной, увеличиваясь к востоку, – почти 915 м.
Синрифтовый литостратиграфический уровень. Олигоценовые известняки, песчаники и аргиллиты распространены в южной части бассейна и несогласно залегают на эоценовых породах. Красноцветная пачка Тайба была отложена в позднеолигоценовое время и накапливалась во время ранней стадии рифтогенеза в центральных и северных районах бассейна Суэцкого залива. Миоценовые отложения разделены на две главные группы Гхарандал и Рас Малааб.
Пострифтовый литостратиграфический уровень. Пострифтовое осадочное заполнение бассейна Суэцкого залива произошло в плиоцен-голоценовое время. Мощность отложений, слагающих этот литостратиграфический уровень, варьирует от одной площади к другой. Этот уровень состоит, главным образом, из песков и песчаников, аргиллитов и/или известняков. Пески и песчаники и в меньшей степени аргиллиты преобладают на окраинах бассейна, в то время как известняки и в меньшей степени аргиллиты широко представлены в центральных частях, а карбонаты с тонкими прослоями ангидритов – в южной части. Отложения формировались в переходных условиях (от мелко- к глубоководноморским). Мощность таких отложений изменяется в пределах 15–1 525 м.
Продуктивные отложения
Залежи Суэцкого залива имеют многопластовый характер и содержат несколько продуктивных залежей. Залежи могут классифицироваться на дорифтовые и синрифтовые.
Палеозойские песчаники бассейна Суэцкого залива характеризуются зрелостью, хорошей сортировкой и слагают один из основных продуктивных пластов в нубийской песчаной формации. Общая мощность достигает более 300 м. Песчаники обладают хорошей пористостью (свыше 29 %) и проницаемостью (около 400 мД). Эта группа содержит свыше 60 % углеводородного потенциала.
Миоценовые песчаники являются самым важным продуктивным пластом в бассейне Суэцкого залива с пористостью 15–35 %. Доломитизированные рифовые известняки также имеют немалое значение в миоцене.
Синрифтовые продуктивные пласты имеют больший потенциал в бассейне Суэцкого залива, чем дорифтовые, так как они лучше сохраняются, более широко распространены и содержат углеводороды в нескольких формациях.
Дорифтовые залежи
Выветрелые и трещиноватые породы фундамента. Нефть и газ в таких породах впервые были вскрыты скважинами в 1981 г. Пористость составляет 1–15 %, а проницаемость – 10–300 мД. Породы фундамента – гранитоиды (кварц-диорит, гранодиорит, щелочной гранит, сиенит-гранит, андезитовый порфир). Эти породы содержат 3,2 % всего углеводородного потенциала.
Песчаники нубийской толщи. Нубийские породы (кембрий – нижний мел) в бассейне Суэцкого залива представлены хорошо отсортированными песчаниками. Эти породы слагают один из основных дорифтовых продуктивных пластов и охватывают четыре формации (Араба, Накус, Кисеиб, Малха). Общая мощность составляет 30–350 м, в северной части достигая 465 м и уменьшаясь к югу, а в южной части такие отложения могут отсутствовать. Пористость составляет 13–29 %, а проницаемость – 70–400 мД. Количество продуктивных пластов зависит от количества аргиллитовых прослоев, диагенетических процессов (включая вторичное растворение кварца) и глубины погружения. Эта толща содержит около 17 % всего углеводородного потенциала Суэцкого залива.
Формация Араба состоит из песчаников с каолинитовым, иллитовым и кальцитовым цементом. Этот пласт общей мощностью 45–450 м имеет пористость 15 % (на месторождениях Бакр и Рас Гхариб).
Формация Накус представлена средне- и крупнозернистыми песками и песчаниками, с небольшими прослоями глин и каолинита в верхней части уровня. Нефтеносность этих отложений доказана на месторождениях Джулай, Хургада и Рамадан с мощностью соответственно 210, 340 и 230 м, средней пористостью 15 % и проницаемостью 250 мД.
Формация Кисеиб сложена красноцветными мелко- и крупнозернистыми косослоистыми песчаниками с прослоями аргиллитов. Пористость составляет 18 %.
Формация Малха представлена песчаниками наилучшего качества с пористостью 13–28 %. Общая мощность песчаников Малха составляет, например, на месторождениях Октобер, Хилал и GS382, соответственно, 245, 95 и 30 м.
Группа Неззазат сложена песчаниками формаций Матулла, Вата, Абу Када и Раха, которые содержат около 1,1 % углеводородного потенциала. Нефть добывается с таких месторождений, как Белайим-Марин, Октобер, Рас Будран, Абу Рудеис/Сидри. Фейран, Бакр, Рас Гхариб, Амер, Карим, Джулай, Рамадан, Сидки, Шоаб Али, Зейт Бай, Гейсум и Бакр. Пористость составляет 15–23 %, а проницаемость 100–250 мД.
Формация Тебес имеет всего около 1,1 % углеводородного потенциала и разрабатывается на месторождениях Судр, Асл, Рас Матарма, Бакр, Западный Бакр, Карим, Рахми, Исхаран и Шоаб Али. Она сложена морскими карбонатами со средней пористостью 13 % и общей мощностью 15–17 м.
Синрифтовые залежи
Формация Нукхул. Песчаники формации Нукхул хорошо распространены в бассейне Суэцкого залива. Мощность песчаников уменьшается к окраинам бассейна и достигает максимума в центральной прибрежной части. Песчаники этой формации составляют около 11,5 % от углеводородного потенциала бассейна и продуктивны на нефтяных месторождениях Рудеис, Сидри, Шоаб Али, Хайлал, Зеит-Бэй, Ашрафи, Гемса, Дара и газовом Харид. Пористость в таких песчаниках составляет 17–25 %. Карбонаты данной формации продуктивны на трех нефтяных месторождениях (Зеит-Бэй, Ал Аюн и Карим) и нефтегазовом Фелефел, со средней пористостью 16 %. Общая мощность формации составляет 20–60 м.
Формация Рудеис. Резервуар Рудеис распространен почти на всей территории Суэцкого залива и составляет около 20 % от углеводородного потенциала бассейна. Песчаники формации Рудеис продуктивны на таких месторождениях, как Шоаб Али, Восточный Зеит, Ашрафи, Амал, Асл, Белайим-Марин, Белайим-Лэнд, Ал Аюн, Джулай, Карим, Матарма, Судр, Морган, Кхаир, Умм Эль Юср и Фелефел. Общая мощность формации составляет 15–30 м на юге и 20–75 м на севере бассейна, пористость – 13–26 %. Проницаемость – 10–1000 мД. Карбонаты этой формации продуктивны на месторождениях Зеит-Бэй, Бакр, Судр, Асл, Матарма и Фелефел со средней пористостью 16 %.
Формация Карим. Песчаники формации Карим – один из самых важных резервуаров в бассейне Суэцкого залива и продуктивны на многих месторождениях (включая Морган, Белайим-Лэнд и Белайим-Марин, Амал, Карим, Бадри, Зеит-Бэй, Восточный Зеит, Шоаб Али, Хилал, Сидки, Гейсум, Ашрафи, Бакр, Варда, Кхаир, Харид и Эш Эль Меллаха). Из 10 потенциальных резервуаров в бассейне почти 23 % нефти добывается из песчаников формации Карим. Их мощность достигает 10–200 м, пористость варьирует от 7 до 33 %, а проницаемость – от 20 до 730 мД. Качество резервуара зависит от содержания аргиллитов, диагенетических процессов (растворение силикакластики) и глубины погружения. Карбонаты формации Карим имеют хорошую вторичную пористость и продуктивны на газовом месторождении Фелефел.
Формация Белайим. Из резервуара Белайим добывается около 10,5 % нефти Суэцкого залива. Песчаники формации Белайим продуктивны на месторождениях Белайим-Лэнд, Белайим-Марин, Рас Фанар, Шукейр, Шоаб Али, Эш Эль Меллаха и Морган. Средняя пористость в таких песчаниках 16 %, мощность их составляет 8–35 м. Карбонаты формации Белайим представляют собой отложения рифовых построек на поднятиях, контролируемых разломами, и имеют пористость до 19 %. Средняя мощность карбонатов около 9–12 м. Нефть и газ из таких отложений добываются на месторождении Эш Эль Меллаха, нефть – на месторождении Рас Фанар, газ – на месторождениях Харид и Фелефел.
Формации Зеит и Южный Гхариб. Нефтегазоносность верхнемиоценовых песчаников формаций Зеит и Южный Гхариб доказана на месторождениях Белайим-Лэнд, Белайим-Марин и Рас Фанар. Мощность таких отложений не превышает 15 м, а средняя пористость составляет 18 %.
Пострифтовые залежи
Нефтеносность четвертичных отложений на территории Суэцкого залива известна лишь только на месторождении Абу Дурба. Средняя мощность таких отложений составляет 15 м, пористость варьирует от 16 до 33 %, проницаемость – от 20 до 730 мД.
О покрышках. Продуктивные отложения бассейна Суэцкого залива могут перекрываться аргиллитами, эвапоритами и плотными известняками.
Миоценовые эвапориты в бассейне Суэцкого залива достигают мощности 3 км. Они являются отличными покрышками для мелководноморских известняков.
Миоценовые силикакластические отложения (формации Рудеис и Карим) также могут служить покрышками, особенно на площадях, где развиты глинистые фации.
Дорифтовые меловые карбонаты (формации Черный Известняк и Судр), палеоценовые аргиллиты формации Эсна и эоценовые известняки формации Тебес могут служить вертикальными покрышками для меловых песчаников.