Файл: Нефтегазоносность морей и океанов..pdf

месторождения, связанные с брахиантиклнналями и интенсивно нару­ шенными разрывами.

В Паданском прогибе известно более 60 газовых и газонефтяных месторождений, часть из которых находится в акватории. Продуктивны песчаные горизонты древнечетвертичного, плиоценового и миоценового возраста, а также известняки олигоцена (в северных предгорьях Апеннин), залегающие на глубинах от 800 до 3000 м. Крупными морскими место­

тического прогиба, в Албании. Здесь выявлены нефтяные месторождения Кучево (Сталино), Патос, Маринзе и газовые — Дивнокс и Бубулине. Продуктивны песчаники тортонского и сарматского ярусов. Нефти тяже­

Валенсийский нефтегазоносный бассейн занимает западную часть Средиземного моря, отвечающую одноименному заливу (рис. 41). Образо­ ваний бассейна связано со ступенчатым погружением восточного окон­ чания жесткого палеозойского массива — Иберийской Масеты и перекры­ тием его толщей мезозойских и кайнозойских пород мощностью не менее 4 км. Бассейн на западе и северо-западе со стороны суши ограничен при­ поднятыми блоками фундамента, образующими Каталонские и Иберий­ ские горы. Южное и юго-восточное обрамление связано с альпийскими сооружениями Бетской Кордильеры и располагающимися на их продол­ жении Балеарскими островами. Восточное замыкание бассейна не изу­ чено. Можно предполагать существование погребенного порога, связы­ вающего Балеарскую складчатую зону с восточным окончанием Пире­ неев.

В строении бассейна принимают участие преимущественно карбонат­ ные и эвапоритовые отложенпя триаса, известняки, доломиты и мергели юры и нижнего мела, перекрываемые с резким несогласием глинами и пес­ чаниками миоцена и плиоцена, имеющими мощность 4 км. Отложения мезозоя образуют нарушенные антиклинальные складки, связанные или с блоковой структурой фундамента, или с солянокупольным диаппризмом. В шельфовой части бассейна намечаются две зоны выступов фундамента. Одна пз них протягивается между Береговым хребтом п Валенсией,а другая прослеживается на юг от Таррагоны, западнее вулканических островов Колумбрет (Stoeckinger, 1971).

Первое нефтяное месторождение Ампосто-Марино, открытое в 1970 г., расположено в пределах второй зоны поднятий в 40 км к югу от дельты р. Эбро и представляет собой горстовый выступ фундамента, перекрытый песчаниками и известняками триаса, доломитами юры и нижнего мела, глинами и песчаниками верхнего миоцена и плиоцена. Подошва в е р х н е - миоцена погружена на глубину около 1,8 км. В тонких песчаных гори­ зонтах миоцена был встречен газ. Нефтяная залежь приурочена к верхней частп верхнеюрскпх — нижнемеловых кавернозных доломитов и базаль­ ному горизонту верхнего миоцена. Мощность продуктивной зоны около 60 м. Нефть имеет плотность в 0,94 г/см3 , количество серы достигает 5%. Запасы составляют от 54 до 135 млн. т.

Общим для следующих четырех бассейнов является разрез земной

впадины, а также прибрежные районы Ирана. Бассейн сложен породами мезозоя и кайнозоя мощностью до 15—20 км, причем на неоген-антропоге- новый стратиграфический интервал приходится до 8—10 км. В осушен­ ных частях бассейна широко развиты четко выраженные протяженные антиклинальные зоны, осложненные разрывными нарушениями и гря­ зевым вулканизмом.

Внутренняя область Южно-Каспийского бассейна характеризуется максимальным прогибанием в плиоцен-четвертичное время. Кровля среднеплиоценовой толщи погружена на 3—6 км. Мощности четвертичных отложений превышают 2 км. Локальные структурные формы, особенно в восточной части внутренней области, отличаются спокойным строением. Здесь выявлены валообразные поднятия до 60 км длиной и 30 км шири­ ной. Структурный план досреднеплиоценовых слоев бассейна отличается от строения нижележащей толщи.

Южно-Каспийский бассейн характеризуется широким диапазоном нефтегазоносности, охватывающим разрез от мезозоя до антропогена. Основные продуктивные горизонты связаны с песчаниками среднего и верхнего плиоцена. Наземные участки бассейна содержат большое количество нефтяных месторождений. На Южном Каспии эксплуатиру­ ются первые в Советском Союзе морские нефтяные месторождения: Неф­ тяные Камни, о. Артема, банка Дарвина, о. Жилой, Южное, о. Булла, Челекен-море, банка Жданова и др. Добыча нефти на морских площадях составляет более 13 млн. т в год.

Перспективной, но еще не изученной бурением является внутренняя морская депрессия бассейна, структурные, литолого-фациальные и гидро­ геологические условия которой в общем благоприятны для образования нефтяных и газовых месторождений.

Черноморский бассейн отвечает глубоководной части одноименного моря, а также Рпонской межгорной впадине и узким депрессиям, про­ тягивающимся в виде изолированных участков вдоль побережья Кавказа, Турции и Болгарии. Бассейн сложен толщей осадочных пород, мощность которых достигает 15 км. В периферийных частях бассейна, примыка­ ющим к складчатым горным сооружениям Большого и Малого Кавказа, Понтидам, разрез сложен разнообразными терригенно-карбонатнымп породами юры, мела, палеогена и неогена. В глубоководных частях бассейна, по-видимому, заметно увеличивается мощность молодых отло­ жений.

Глубоководный район бассейна подразделяется на Западно-Черно­ морский и Восточно-Черноморский прогибы и разделяющее их ЦентральноЧерноморское поднятие, расположенное на меридиане Керченского полуострова (Гаркаленко, Белокуров, 1971). Это деление находит отра­ жение в строении и мощности земной коры, распространении гранитного слоя, в глубинах залегания поверхности Мохоровичича, в положении глубинных меридиональных разломов. В западном прогибе отмечаются максимальные значения мощности (до 15 км) осадочной толщи. Нижняя ее часть со скоростями 3 км/с, отвечающая мезозойскому возрасту, имеет мощность 9—10 км. Рассматриваемый прогиб от Северо-Черноморского бассейна отделяется выступом фундамента, протягивающимся уже в глу­ боководной зоне на юго-запад от Крымского мегантиклинорпя и сочленя­ ющимся с хр. Моисеева, располагающимся на широте Варны.

Мощность осадочной толщи Восточно-Черноморского прогиба умень­ шается до 8—9 км. Из них на мезозойскую часть приходится около 2 км. В пределах Центрально-Черноморского поднятия, имеющего субмеридио­ нальную ориентировку, мощность осадочного слоя уменьшается до 6 км. Кайнозойские отложения в глубоководных частях Черного моря залегают горизонтально; в строении мезозойских слоев намечаются крупные при­ поднятые и опущенные элементы, связанные с блоками фундамента. На северо-востоке бассейна параллельно Кавказскому побережью про­ тягивается Восточно-Черноморское поднятие; к югу от Горного Крыма выделяется поднятие Андрусова. У берегов Турции, к северо-востоку от Самсуна выявлен крупный вал Архангельского. Более уверенно наме­ чаются зоны антиклинальных складок в прибрежных шельфовых частях бассейна.

Нефтеносность установлена в восточной осушенной части бассейна, где известно небольшое нефтяное месторождение Супса в Гурии с залежью в песчаниках сармата и новое месторождение Восточно-Чаладидское. Последнее приурочено к антиклинальной складке в центральной Кол­ хиде. Продуктивны верхнемеловые известняки на глубине 1,8 км. От­ крытие этого месторождения заметно повышает интерес к поискам нефти на шельфе Колхиды, где еще в 1958 г. Б. А. Соколовым было указано на существование целого ряда крупных антиклинальных складок