Основные закономерности размещения и формирования залежей сероводородсодержащего газа

УДК 553.98:336

Ю.Б. Силантьев, Т.О. Халошина

Углеводородные системы осадочных бассейнов Латинской Америки

Первые месторождения углеводородного сырья (нефти) в Латинской Америке были открыты в Перу в середине XIX в.: Сорритос (1863 г.) и Ла-Бреа-Париньяс (1868 г.). Затем были выявлены месторождения в северной части континента - в бассейне Маракайбо (1914 г.), который на долгие годы стал основным нефтегазодобывающим центром Латинской Америки. Планомерные геологоразведочные работы (ГРР) в регионе (исключая Мексику) начаты в годы Второй мировой войны. К этому времени в регионе было открыто около 100 месторождений, локализованных преимущественно в уникальной зоне Боливар.

В послевоенные годы открыты первые месторождения в Бразилии (Средне-Амазонский бассейн) и Чили (Магелланов бассейн), в 1960-х гг. доказана промышленная нефтегазоносность Восточной Колумбии (Льянос), Эквадора, амазонской части Перу. Первые месторождения нефти на прилегающей акватории континента выявлены в 1955 г. на тихоокеанском шельфе (Литораль, Перу) и в 1968 г. на атлантическом шельфе (Гурисема, Бразилия). В настоящее время на бразильском шельфе сформирован новый региональный центр нефтедобычи, связанный с освоением углеводородного потенциала глубоководных месторождений (Марлин, Альбакора и др.) в основном за счет применения инновационных глубоководных геотехнологий.

В Латинской Америке в настоящее время известно более 30 нефтегазоносных бассейнов (НГБ) (рядом исследователей выделяется до 60 НГБ), большая часть (90 %) которых связана с южноамериканским континентом. В пределах Латинской Америки (без Мексики) промышленной нефтегазоносностью характеризуются более 20 бассейнов (рисунок) [1]. Общая площадь НГБ превышает 8,1 млн км2, в том числе 2,0 млн км2 в акватории. Подавляющая часть разведанных запасов углеводородного сырья сконцентрирована в 4 нефтегазоносных бассейнах: Маракайбо и Оринокском (Восточно-Венесуэльском) на севере, Сантос и Кампос на востоке. Нефтегазоносность этих бассейнов связана с кайнозойскими и мезозойскими отложениями.

НГБ Маракайбо находится на территории Венесуэлы. Он приурочен к впадине между горными сооружениями Восточных Кордильер - Сьерра-де-Перихо на западе и Сьерра-де-Мерида на востоке. Собственно НГБ разделяется на 2 акватори-альные впадины: лагуны Маракайбо (южная впадина) и Венесуэльского залива (северная впадина). Докембрйский фундамент НГБ залегает на глубине более 12 км [2]. Промышленная нефтегазоносность установлена в 1914 г. (месторождение Мене-Гранде). В настоящее время в пределах НГБ открыто более 80 месторождений нефти и газа. Из них 5 нефтяных месторождений (Боливар, Ла-Пас, Лама, Ламар и Мене-Гранде) имеют запасы от 124 до 4770 млн т. Нефтеносные отложения - мел, эоцен, миоцен, олигоцен и плиоцен [1, 2].

Залежи углеводородов (УВ), преимущественно нефти, приурочены к интервалам глубин от 160 (свита боливар) до 4400 м (свита субукара), но в основном расположены в интервале 2500-3500 м. Пониженная газонасыщенность НГБ обусловлена интенсивной дислоцированностью его локальных поднятий разломами и надвигами, способствующих миграции мобильных УВ из залежей основных нефтегазоносных комплексов.

Оринокский НГБ находится в пределах Восточной Венесуэлы (между береговыми хребтами Карибской Кордильеры на севере и Гвианским щитом на юге), южной части о. Тринидад и примыкающей части атлантического шельфа. Промышленная

Ключевые слова:

нефть, газ,

углеводороды, запасы,

нефтегазоносность,

инвестиционный

проект,

Латинская Америка

Keywords:

oil, gas,

hydrocarbons, reserves,

oil-and-gas-bearing capacity,

investment project, Latin America.

Нефтегазоносные бассейны Латинской Америки:

1 - Больших Антильских островов; 2 - Малых Антильских островов; 3 - впадины Тобаго; 4 - Восточно-Венесуэльский; 5 - Гайано-Суринамский; 6 - Фос де Амазонас; 7 - Серджире-Алагоас;

8 - Эспирито-Сантос; 9 - Кампос; 10 - Сантос; 11 - Пелотас; 12 - Фолклендское плато; 13 - Мальвинский; 14 - Магелланский; 15 - Сан-Джорджа; 16 - Неукен; 17 - Санта-Крус; 18 - Талара; 19 - Прогресо; 20 - Путумайо-Ориенте-Мараньон; 21 - Льянос; 22 - Среднемагдаленский;

23 - Маракайбо

добыча начата в 1911 г. вблизи асфальтового «озера» Гуанако.

По данным Геологической службы США (англ. United States Geological Survey, USGS), геологические запасы нефти оцениваются в 60-100 млрд т нефти, большая часть которых связана с битуминозным поясом Ориноко, газа - свыше 2 трлн м3 (запасы растворенного газа - 1,5-7,4 трлн м3). В НГБ выявлено более 250 нефтяных и 19 газовых месторождений, в том числе на о. Тринидад - 70 нефтяных и 10 газовых. На западе бассейна открыты месторождения тяжелой нефти - Хунин и Карабобо.

НГБ Сантос приурочен к юго-восточной части Бразилии и прилегающей части акватории Южной Атлантики. Бассейн открыт в 2000 г. Продуктивные отложения выделяются на глубине 3000-6000 км и связаны с терри-генно-карбонатными, в основном подсолевы-ми, образованиями юры, мела, палеогена и неогена. Выявленные залежи располагаются на глубоководном шельфе. В пределах НГБ выявлено более 10, главным образом нефтяных, месторождений: Кариока, Тупи, Юпитер, Пирарука и др. В целом ресурсы УВ оцениваются в 2-10 млрд т нефти и 1-3 трлн м3 газа.

НГБ Кампос расположен большей частью в акватории Южной Атлантики с изобатами 80-2400 м. Промышленная нефтегазоносность бассейна установлена в 1974 г. (месторождение Гараупа). В последующем было выявлено более 40 месторождений нефти, в том числе Барракуда, Марлим, Альбакора, Ранкадор, Маршем Южный и др. Месторождения удалены на 50-140 км от берега. Продуктивные горизонты приурочены к турбидитам, трещиноватым базальтам, известнякам и т.п. Установленные запасы УВ составляют 1,1 млрд т нефти и конденсата и 101,5 млрд м3 газа. Большая часть запасов была выявлена в период 1985-1997 гг.

Совокупность выявленных НГБ разбита на 6 тектонотипов, различающихся особенностями строения и нефтегазоносности:

• внутрикратонные (пострифтовые);

• перикратонные (краевой прогиб);

• коллизионные;

• межгорные;

• пелагенные;

• трансформные.

Первая группа - бассейны Амазонского ме-гапрогиба, включающего бассейны Верхнеама-

зонский (Путумайо-Ориенте-Мараньон), Сред-неамазонский (Солимос), Предамазонский (Маражо-Баррейриньях), Мариньяо (Парнаи-бо), Парана и др. (И.В. Высоцкий, В.Б. Оленин и В.И. Высоцкий, 1981; в скобках указаны названия на 2012 г. по данным USGS). Бассейны имеют типично платформенный характер и отличаются преимущественно континентальным типом седиментации палеозойских пород, перекрытых мезозой-кайнозойскими отложениями, включающими морские образования, в том числе карбонаты и эвапориты [2]. В этой группе выделяются бассейны Пампа-Патагонской подгруппы, расположенные между зоной конвергенции Анд и дивергенции Южной Атлантики: Неукен, Сан-Джордж и Магальянас (Рио-Саладо). Эти бассейны приурочены к синекли-зам и характеризуются конседиментационной структурой формирования осадочного чехла [1].

Группа перикратонных бассейнов седиментации объединяет бассейны платформенного склона субмеридиональной Предандской системы краевых прогибов. Частично эта группа формирует Предамазонский НГБ. Севернее расположены бассейны Льянос, Баринас-Апуре и Ориноко (Восточно-Венесуэльский). Южнее наиболее освоенными бассейнами являются Центрально-Предандийский (Санта-Круз), Упаями-Маморе и НГБ Магелланова пролива. Для них характерно асимметричное строение.

В коллизионную группу объединяются бассейны Тихоокеанского побережья, наиболее известным из которых является Гуаякильский. В этом бассейне открыто 28 месторождений -27 нефтяных и 1 газовое (Амистад). К коллизионному типу НГБ следует отнести «внешние» бассейны Карибского региона: Барбадосскую акреционную призму и депоцентры седиментации «Большого» складчатого пояса Антил, включающего Северо-Кубинский бассейн. Для такого типа НГБ характерно широкое развитие складчато-надвиговых структур.

Межгорные НГБ приурочены в основном к северной зоне виргации складчатых сооружений. Здесь выявлено 5 НГБ: Верхне-магдаленский, Среднемагдаленский, Нижнемаг-даленский, Гуарья, Маракайбо.

Пелагенные бассейны приурочены к внутренней акватории Карибского моря, фундамент и осадочный чехол которого формировались в условиях тылового (задугового) рифтогене-за. Сравнительно молодой возраст этих НГБ определяет начальные этапы формирования

современных УВ-систем и невысокий генера-ционно-аккумуляционный потенциал.

Трансформные НГБ связаны с зонами субширотных трансформных разломов Южной Атлантики; они включают бассейны Фолклендского плато и Мальдивский бассейн. Вероятно, НГБ, приуроченный к Тобаскскому трогу Карибского мегабассейна, имеет трансформную природу.

Различия формирования НГБ Латинской Америки определяет разнообразие УВ-систем, в том числе неоднородность их генерационно-аккумуляционно-консервационных потенциалов. Это затрудняет проведение ресурсно-оценочных исследований, в результате чего оценки ресурсов нефти, газа и конденсата носят вероятностный характер [1].

Помимо степени освоения нефтегазового потенциала НГБ различаются особенностями геологического строения и формирования УВ-систем, т.е. онтогенеза УВ [2]. Кроме вну-трикратонных УВ-систем южноамериканской части Гондванского палеоматерика выделяются 3 основные группы УВ-систем, связанные соответственно:

• с орогенезом Андского альпийского пояса, в том числе зоны конвергенции Тихоокеанской и Южноамериканской океанических плит;

• эволюцией Карибской плиты;

• спредингом южной части Атлантического океана.

Андские бассейны связаны с тектогене-зом альпийского орогенного пояса в третичное время, который способствовал формированию складчато-надвиговых зон, обрамляющих кратонные блоки древней платформы. Нефтегазоносность УВ-систем этого субмеридионального пояса связана с нефте-материнскими породами доорогенного (доан-дийского) этажа, характеризующимися дивергентным режимом. Последующие компенсационные прогибания, в том числе в виде краевых прогибов, способствовали формированию субандийской системы НГБ: Магелланова, Сан-Джордж (Сан-Хорхе), Неукенского, Талары, Среднемагдаленского, Льянос и др.

В пределах Магелланова бассейна (Аргентина, Чили) выявлено более 90 небольших нефтяных и 70 газовых месторождений, приуроченных к резервуарам в мелководных морских отложениях позднеюрско-раннемеловой формации Спрингхилл. В более глубоководных

отложениях установлены также небольшие месторождения, приуроченные к турбидитам. В пределах складчато-надвигового пояса Анд выявлены три небольших месторождения газа. Схожие УВ-системы прогнозируются в пределах Мальвинского бассейна и Фолклендского плато.

Бассейн Сан-Джорджа (Аргентина) характеризуется наличием нефтегазоматеринских пород в озерных отложениях формации В-129. В бассейне Неукен (Аргентина) нефтегазоносность обусловлена наличием позднеюрско-раннемеловой нефтегазоматеринской толщи (НГМТ), приуроченной к формации Вака-Муэрто.

Перикратонный бассейн Санта-Круз/ Тарийа (Аргентина, Парагвай, Боливия) характеризуется наличием девонской НГМТ-форма-ции Монос-Макхарети, бассейн Путумайо-Ориенте-Мараньон (Перу, Бразилия) - мезо-кайнозойским выполнением и формированием в пределах складчато-надвигового обрамления древней платформы.

Бассейн Талара (Перу) сформировался в мел-третичное время и отличается наличием нескольких НГМТ:

• альбской формации Муэрто;

• кампанской толщи Редандо;

• эоценовой формации Сан-Кристабль.

Наличие нескольких очагов генерации УВ

определяет сложность общей УВ-системы бассейна.

Бассейн Прирено (Эквадор, Перу) характеризуется наличием двух основных УВ-систем:

• олигоцен-миоценовой формации Карда-литос;

• мел-палеогеновой (Калентула).

Значительная часть ловушек связана с межгорными впадинами.

Среднемагдаленский бассейн (Колумбия) характерен наличием НГМТ - формации Ла-Луна - и локализацией в пределах субмеридиональной межгорной впадины. В восточной части Колумбии находится бассейн Льянос, нефтегазоносность которого определяется эквивалентом формации Ла-Луна, позднемело-вой толщи, - формацией Гачета (Мирадор).

НГБ Карибской плиты формировались в условиях трансформации северной пассивной границы южноамериканского кратона в трансформно-коллизионную зону с формированием предгорных депрессионных структур, заполненных синорогенными кластоге-нами. Далее представлены соответствующие

описания (в порядке чередования бассейнов с запада на восток).

Бассейн Маракайбо (Колумбия, Венесуэла) характеризуется наличием НГМТ позднеме-лового возраста - формации Ла-Луна, формирование которой связано с эволюцией краевых прогибов, смежных орогенов и коллизией Карибской плиты. В юго-западной части бассейна обособляется суббассейн, в пределах которого развита угленасыщенная толща палеоценового возраста - формация Орокуе.

Восточно-Венесуэльская провинция включает суббассейны: Гаурико, Матурин и Колум-бус. Нефтегазоносность первых двух связана с эквивалентом толщи Ла-Луна - формацией Куаренул. Бассейн Колумбус расположен восточнее о. Тринидад и охватывает дельту р. Ориноко и прилегающий шельф. На суше, в зоне сочленения с Гвианским щитом, южнее трансформно-коллизионной зоны в пределах провинции выделяется субширотная область битуминозных отложений Ориноко, связанных с отложениями позднего мела и третичных образований. В восточной части провинции выделяется бассейн Тобаго, приуроченный к одноименной впадине (трогу). Нефтегазоносность связана с терригенными третичными образованиями [3].

В пределах Антильской дуги развиты УВ-системы позднеюрско-неокомского возраста. Месторождения приурочены к складчато-надвиговым структурам Северной Кубы, ограниченным слабодеформированной карбонатной платформой Пагам.

Раскрытие Южной Атлантики привело к формированию периокеанических бассейнов Южной Америки и Западной Африки. Большая часть этих бассейнов характеризуется наличием схожих УВ-систем (присутствием эвапоритов) и месторождений, генетически связанных с рифтогенными, пострифтовы-ми процессами и седиментацией транзитно-морских отложений, в частности с формированием терригенных клиноформ, в том числе авандельтовых, в результате лавинного осадко-накопления.

Гайано-Суринамский бассейн (Гайана, Суринам): по данным ограниченных геологических исследований, характеризуется наличием нефтепроявлений, приуроченных к глинистым толщам, контролирующим развитие сеноман-туронской УВ-системы, с которой связаны залежи в меловых карбонатах,

прибрежных песчаниках и терригенных образованиях третичных турбидитов. Единственное месторождение Тамбсерджо выявлено в сухопутной части бассейна.

Авандельтовый Амазонский бассейн (Бразилия) характеризуется наличием мощной (до 10 км) неогеновой толщи, к которой приурочена НГМТ миоценового возраста. Бассейн слабо изучен: открыты единичные месторождения.

Бассейн Сердждире-Алагоас (Бразилия) характеризуется наличием в неокомско-туронском разрезе трех НГМТ:

• формации Бара де Инуба (неоком-баррем);

• формации Ибура (апт);

• темных глин альб-туронского возраста.

Бассейн Эспирито-Сантос характеризуется наличием нескольких НГМТ, приуроченных к синрифтовым глинам баррема (формация Крикале), морским глинам апта (формация Маририку) и позднего мела (формация Урукутука).

Нефтегазоносность бассейна Кампос (Бразилия) связана с синрифтовым (подсолевым) комплексом Лагоа Фейа, представленным глинами и сеноман-туронской глинистой толщей. Основные резервуары приурочены к мел-третичным турбидитовым образованиям (месторождения Ронкадор, Марлим и Альбакора) и меловым карбонатам формации Макас.

Важнейшими НГМТ бассейна Сантос (Бразилия) являются раннеаптская формация Гуаратиба, альбские глины формации Гуарани и, возможно, туронские глинистые образования. По геохимическим показателям эти НГМТ аналогичны НГМТ, расположенным севернее бассейна Кампос [1, 2].

Бассейн Пелотас (Бразилия, Уругвай) характеризуется наличием композитной сеноман-турон-третичной УВ-системы связанной с аван-дельтовой (конус Рио-Гранде) либо клинофор-менной (Пелотас шельф) зонами седиментации. Бассейн слабо изучен бурением.

Бассейн Фолклендского плато (Аргентина) включает 2 депоцентра седиментации: южный и северный. Последний аналогичен бассейну Сан-Джордж и характеризуется наличием неокомского доминант-комплекса. В южном суббассейне доминирующим является раннеме-ловой комплекс, контролирующий УВ-систему.

Аналогичной УВ-системой отличается расположенный западнее Мальвинский бассейн. Наличие раннемеловой УВ-системы

Латинская Америка: добыча природного газа в 1990-2013 гг.

Год 1990 1995 2000 2005 2010 2013

Добыча, млрд м3 132,4 154,6 204,9 266,2 314,7 337,9

объединяет Магелланов, Мальвинский бассейны и южную часть Фолклендского плато. Очевидно, что единство обусловлено процессами конвергенции, в том числе сдвигового характера зоны сочленения Тихоокеанской и Атлантической океанических плит.

На 1 января 2015 г. в пределах Латиноамериканского региона разведанные запасы нефти и газа (без накопленной добычи) составляли, по данным British Petroleum, 52,8 млрд т нефти и 8,0 трлн м3 газа. Большая часть запасов (около 80 %) связана с битуминозными отложениями пояса Ориноко (Венесуэла). ЗАО «Зарубежгеология» (2015) оценивает текущие запасы газа региона в 8,3 трлн м3. Разведанность ресурсов нефти и газа составляет 73 и 49 % соответственно. Данное соотношение обусловлено более длительным (с XIX в.) освоением нефтяных месторождений. Освоение ресурсов газа в Латинской Америке начато с опозданием на 100 лет. Это указывает на большую вероятность обнаружения крупных (в относительном аспекте) рентабельных скоплений газа, чем аналогичных скоплений нефти [3].

С 1990 г. общая добыча газа в регионе увеличилась почти в 3 раза: с 132,4 млрд м3 в 1990 г. до 337,9 млрд м3 в 2013 г. (таблица).

Можно говорить о том, что в 2000-2002 гг. произошло становление газодобывающей отрасли региона. В текущем столетии большие перспективы развития минерально-сырьевой базы и добычи углеводородного сырья Латинской Америки связаны с освоением ресурсов сланцевого газа и нефти [4], локализованных в нефтегазоносных бассейнах Аргентины (Неукен), Бразилии, Парагвая (Парана) и др.

По ресурсам сланцевого газа Аргентина уступает лишь США и КНР. Подобные скопления приурочены к черносланцевым формациям, аналогичным ачимовской толще Западной Сибири и др. Помимо инвестиций освоение сланцевого газа и нефти требует внедрения инновационных геотехнологий.

***

Приведенная в статье информация указывает на многообразие УВ-систем в осадочных бассейнах Латинской Америки и необходимость их изучения в рамках определения структуры фонда возможных скоплений по крупности запасов с целью формирования региональной инвестиционной стратегии нефтегазовых компаний. В настоящее время в регионе активно оперируют компании стран ЕС (Испания, Франция и др.) и Азиатско-Тихоокеанского региона (КНР, Индия и др.).

Список литературы

1. Tankard J. Petroleum Basin of South America / J. Tankard // AAPG Memoir 62. - 2003. - P. 216.

2. Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений /

Г.А. Габриэлянц. - М.: Недра, 2000. - 342 с.

3. Высоцкий В.И. Мировые ресурсы нефти и газа и их освоение / В.И. Высоцкий,

А.Н. Дмитриевский // Геология нефти и газа. -2012. - № 6. - С. 18-24.

4. Мастепанов А.М. Нетрадиционный газ как фактор регионализации газовых рынков / А.М. Мастепанов, А. Д. Степанов и др. - М.: Энергия, 2013. - 124 с.