Файл: Нефтегазоносность морей и океанов..pdf

верхнего карбона. Однако скважины, пробзфенные на суше до глубин 2,5 км и вскрывшие карбонатную толщу нижнего карбона, промышлен­ ных скоплений нефти не встретили.

Первая морская скважина глубиной 1,95 км, пробуренная в 1971 г. на площади Маратон в 60 км к югу от г. Корк на юго-восточном побережье Ирландии, обнарз'жнла промышленное скопление газа в интервале глубин 810—915 м. Перспективными в море считаются песчаники пермо-триаса и среднего — верхнего карбона и известняки нижнего карбона.

Североморско-Балтийский (Северо-Европейский) нефтегазоносный бассейн — наиболее крупный по запасам п уровню нефтегазодобычи среди внутриплатформенных бассейнов Атлантического сегмента расположен в огромной области прогибания в северо-западной части Европейской платформы. Центральные его районы заняты шельфовымп Северным и Бал­ тийским морями. Склоны Балтийского щита ограничивают бассейн на се­ вере. Эстонская гемиантеклиза и Белорусская антеклиза — на востоке, выходы на поверхность Европейских герцинпд — на юге, каледонпды Великобритании и Скандинавии и их предполагаемые продолжения в Се­ верном море — на западе и северо-западе. Структурные элементы обра­ мления продолжаются на подводной части матерпка, образуя разновоз­ растное основание бассейна. В бассейне выделяют три структурных эле­ мента: Балтийскую синеклизу, характеризующуюся докембрийскпм фун­ даментом, Североморскую синеклизу, развивающуюся, видимо, с середины палеозоя в теле эппкаледонской платформы, и разделяющий пх ДатскоПольский авлакоген.

Строение земной коры на большей частп бассейна имеет типичный континентальный облик. Однако в центральных районах Североморской синеклизы и у южных берегов Норвегии разрез земной коры характери­ зуется исчезновением гранитного слоя, что совпадает с участком макси­ мального погружения дна, компенсированного накоплением осадков мощ­ ностью 10—15 км.

Осадочное выполнение бассейна неоднородно. В Балтийской сннеклизе бурением установлены терригенные отложения верхнего протерозоя и кембрия, глинистые и карбонатные породы ордовика и силура, терри­ генные и хемогенные осадки девона, нижнего карбона и перми, терриген­ ные п карбонатные отложения мезозоя, палеогена и неогена. Наибольшие мощности приурочены к центральным частям синеклизы и не превышают 5—7 км, при этом большую ее часть составляют палеозойские отложения.

Осадочный разрез Североморской синеклизы представлен отложе­ ниями палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста. Наиболее древние породы, вскрытые скважинами в прибрежной части Англии, да­ тируются силуром и ордовиком. Наибольшая мощность (до 10—15 км) осадочных отложений во впадине Девилс-Хол в северной части синеклизы. Верхнепермские отложения представлены карбонатными и галогенными породами. Последние образуют многочисленные соляные штоки и антикли­ нали. Максимальная мощность верхнепермских отложений, отмеченная скважинами во Фризской впадине, превышает 1700 м. Осадочные породы, слагающие разрез Североморской синеклизы, по особенностям строения подразделяются на три структурных этажа: подцехштейновый, цехштей-

новый (галогенный) и надцехштейновый. Нижний этаж обнаруживает1 терты унаследованиости от структуры фундамента. Структура надцехштейнового этажа носит нало­ женный характер, причем сте­ пень несовпадения пропорцио­ нальна мощности галогенного комплекса отложений.

Наиболее погруженная часть Балтийской синеклизы (4—6 км) смещена к югу. Не­ смотря на пологое погружение фундамента от периферии сине­ клизы к центру в его строении большую роль играют разломы преимущественно субмеридио- •' пального и северо-западного простирания. Североморская синеклиза, по сравнению с Бал­ тийской, более прогнута. В ши­ ротном сечении она асиммет­ рична с более крутым восточным крылом. Фундамент разбит раз­ ломами и ступенчато погру­ жается от краевых частей к центру, смещенному на север (рис. 24).

й Б акватории - Северного моря. Нефтяные и газовые месторождения на суше, обрамляющей'экваториальную часть бассейна, известны в ФРГ, Нидерландах, Великобритании, ГДР, Польше и в Советской Прибалтике. Продуктивные горизонты встречены в разрезе отложений от нижнего палеозоя до неогеновых, но наиболее мощные и постоянные приурочены к пермским, верхнеюрскнм и меловым толщам.

Несмотря на то, что месторождения на суше известны уже давно, не­ посредственно в акватории бассейна долгое время не начинались поиски. Открытие в '1959 г. в береговой полосе Нидерландов уникального по запа­

. Основные нефтяные месторождения в Североморской части бассейна расположены во впадине Девилс-Хол на пограничных участках Норвеж­ ского и Британского секторов; газовые месторождения концентрируются у берегов Британии; небольшое количество нефтяных и газовых месторо­ ждений обнаружено у берегов Дании и Нидерландов (рис. 25).

,Во впадине Девилс-Хол, в норвежском секторе в 1968 г. открыто пер­

В1969 г. обнаружено первое нефтяное месторождение Экофиск, извлекае­ мые запасы которого составляют более 400 млн. т. Месторождение распо­ лагается в 275 км от норвежского берега. Гигантские скопления нефти приурочены к пористым известнякам палеогена и верхнего мела в интер­ вале глубин 3050—3270 м. Нефть малосернистая плотностью 0,849 г/см3 .

Внорвежской части впадины Девилс-Хол выявлено еще несколько место­ рождений нефти (Западный Экофиск, Эльдфиск, Эргфиск, Торфельд) и газа (Фригг).

Наиболее крупное из них — Западный Экофиск приурочено к изве­ стнякам датского яруса. Мощность продуктивного горизонта составляет 186 м, нефть высокого качества с низким содержанием серы плотностью 0,805 г/см3 .

В британской части впадины Девилс-Хол к 1972 г. обнаружено пять промышленных месторождений. Наиболее, крупным, является располо­ женное в 180 км северо-западнее Экофиска месторождение Фортис, запасы которого соизмеримы с запасами Экофиска (планируемая в 1975 г, добыча — 20 млн. т). Значительными являются также месторождения Джозефин и Ок. На месторождении Брент, находящемся в 180 км северовосточнее Шетландских островов за пределами впадины Девилс-Хол, годовая добыча может составить 15 млн. т.

Другой промышленно нефтегазоносный район — Английская впа­ дина располагается в западной части Северного моря, в прибрежных во­ дах Великобритании. Здесь к концу 1972 г. выявлено около 15 газовых и одно нефтегазовое месторождение (Бэма). Основные газоносные гори­ зонты приурочены к песчаникам нижней перми, реже газ встречается

вотложениях цехштейна, базальных горизонтах перми, триаса, а также

вмеловых породах. Глубины залегания продуктивных пластов коле­ блются от 800 до 3350 м. Суммарная мощность нижнепермских горизонтов изменяется от 32 до 213 м. Месторождения приурочены к структурам с ам­ плитудами от 75 до 300 м, часто осложненным солянокупольной тектони­ кой и сбросами. Наиболее крупными являются месторождения Леманбанк (извлекаемые запасы 340 млрд. м3 ), Индефатигейбл (226 млрд. м3 ), Хьюст (113 млрд. м3 ) и Викинг. Общие геологические запасы газа этого района оцениваются примерно в 9 трлн. м 3 , а разведанные не превышают

900 млрд. м 3 (рис. 26). Единственная нефтегазовая залежь в этом районе, выявленная на площади Бэма, приурочена к отложениям цехштейна. Нефть легкая (0,825 г/см3 ) малосернистая.

В нидерландских водах открыто-три газовых и одно нефтяное место^ рождение. В 80—90 км от берега в двух скважинах при глубинах моря 44 м получены притоки легкой нефти (0,832 г/см3 ). В 180 км от берега обнаружена нефтяная залежь, в северной части нидерландского сектора, а также высокодёбитная газоконденсатная залежь. Газовые залежи определены в песчаниках нижней перми на глубине около 3200 м в 50 км от побережья к северо-западу от Гааги и на глубине около 3100 м в 60 км к северо-западу от входа в Североморской канал. Промышленные притоки газа получены из песчаников триаса с глубины 4270 (?) м в блоке Z/2.

В датском секторе акватории в последние годы открыты два нефтегазовых

идва газонефтяных месторождения. Начиная с 1972 г. добыча нефти ведется на площади с условным названием А (540 т/сут) и на площади М (100 т/сут). На структуре N получены притоки нефти дебитом 400 т/сут. Промышленная газоносность установлена на ряде площадей западно­ германского и датского секторов Северного моря.

Таким образом, к настоящему времени доказан обширный диапазон промышленной нефтегазоносности акватории Северного моря, охватыва­ ющий интервал пород от миоценовых до нижнепермских. Наиболее про­ дуктивными горизонтами являются пористые известняки самых верхних частей мела и самых нижних частей кайнозоя (впадина Девилс-Хол) и песчаники нижней перми (Английская впадина). Перспективными сле­ дует считать триасовые и юрские образования, к которым приурочены многочисленные нефтегазопроявления. В восточной части бассейна в Бал-