Краткий очерк нефтегеологического районирования Кубы

В пределах Кубы и прилегающих акваторий автором выделены два нефтегазоносных бассейна - Северо-Кубинский и Южно-Кубинский. Первый из них (внешний), расположенный в пределах Багамской платформы с зоной перикратонных погружений и миогеосинклинали Кубы впервые он был выделен в 1976 г. (30). Южная его часть, приуроченная к Северо-Кубинскому краевому прогибу, частично перекрыта шарьяжами (зона тектонического перекрытия). Южно-Кубинский нефтегазоносный бассейн приурочен к эпиэвгеосинклинальным областям прогибания.

При нефтегеологическом районировании территории Кубы в 1976 г. коллектив авторов опирался на теорию нефтегазоносных бассейнов (НГБ) наиболее полно разработанную И.О.Бродом (1964). Однако учение о НГБ и их классификация постоянно совершенствуются. В настоящее время теория НГБ получает развитие в онтогенетическом аспекте (Высоцкий И.В., Оленин В.Б., 1972, Бека К., Высоцкий И., 1976). Как известно, И.О.Брод разработал учение о НГБ, согласно которому нефтегазоносные бассейны представляют собой разнообразные по размерам, строению и геологической истории впадины, выраженные в современной структуре земной коры, выполненные мощной толщей осадочных пород, содержащих органическое вещество, способное генерировать углеводороды (37). Критерий выраженности впадин в современной структуре особо подчеркивался в связи с тем, что именно она контролирует сегодняшнее распределение залежей нефти и газа. Большое значение при выделении нефтегазоносных бассейнов придается геоморфологии их обрамления.

По степени сложности строения различались бассейны гомогенные и гетерогенные. Среди них выделялись бассейны, отличающиеся друг от друга по степени выраженности их обрамления на поверхности. В данной работе нефтегазогеологическое районирование территории Республики Куба и ее Западной части пшведено, исходя из основных принципов теории НГБ.

Основным принципом районирования является структурно-тектонический, а также онтогенетический, учитывающий универсальность процесса нефтеобразования и наличие закономерной связи его с литогенезом и тектогенезом. Главным при выделении НГБ принят признак его автономности.

По особенностям геологического развития, современной структуры и с учетом гидрогеологических и других показателей в пределах бассейна выделяется ряд нефтегазоносных областей. Наиболее существенными признаками их выделения являются возраст фундамента и,следовательно, стратиграфический диапазон нефтегазоноснос-ти, особенности структуры и фазовое состояние углеводородов (37).

На основе всего сказанного и учитывая новые полученные данные, автор диссертации уточнил схему нефтегеологического ршони-рования Кубы, опубликованную в 1976 г. (С.П.Максимов, К.А.Кле-щев, В.С.Шеин, М.Марреро, Х.Ипаррагирре, Р.Сокорро), хотя принципиальная основа указанного нефтегеологического районирования сохранилась и сейчас.

Уточнениями являются:

• 1. Новый подход к выделению внутренних эпиэвгеосинкдинальных бассейнов;
• 2. Значительная корректировка контуров нефтегазоносных бассейнов и районов;
• 3. Выявление новых депрессий на южном шельфе Западной Кубы.

Автор диссертации считает, что нет основания для выделения трех внутренних эпиэвгеосинклинальных бассейнов и предаагает объединить их в один Южно-Кубинский внуте нний бассейн (см.главу Ш).

Таким образом, автор в своеей работе будет пользоваться предложенным ими вариантом нефтегеологического районирования, согласно которому в пределах Кубы выделяются лишь два нефтегазоносных бассейна (рис. 31).

Северо-Кубинский нефтегазоносный бассейн разделен условно на три части (Западную, Центральную и Восточную). В западной части выделены три нефтегазоносных района - Динар дель Рио, Гавана -Матансас и Варадеро-Карденас.

В западной части Южно-Кубинского бассейна выделяются потенциально нефтегазоносные районы Лос Лаласиос, Вегас и Батабано.

Северо-Кубинский_ЖЪ_занимает северную часть острова Куба и прилегающие части акватории Мексиканского залива. На севере он ограничен склоном Багамской платформы, на юге - краевой геоантиклиналью (межбассейновым поднятием). Замыкание бассейна на востоке приурочено к о.Гаити, а западное его ограничение не ясно. Длина рассматриваемого бассейна превышает 1000 км., ширина - более 300 км. Однако, к острову Куба примыкаете сравнительно узкая южная полоса бассейна шириной 50-150 км. Большая его часть находится в пределах глубоководной части Мексиканского залива. В пределах западной части бассейна выделен ряд нефтегазоносных и вожможно нефтегазоносных районов (30). К промышленно нефтегазоносным относятся районы Варадеро-Карденас, Гавана-Матансас. В последние годы промышленные залежи нефти обнаружены также в районе Динар дель Рио.гибания, выполненным породами орогенного и посторогенного комплексов (кампан-антропогена). В пределах Южно-Кубинского НТВ, в его Центральной части, выделен промышленный нефтегазоносный район Центральной депрессии с открытыми месторождениями Кристалес, Хатибонико, Каталина и Реформа. В остальных частях Ккно-Кубинс-кого НТВ пока не обнаружено других промышленно-нефтегазоносных районов.

Как показали исследования дальнейшее совершенствование нефтегазогеологического районирования Кубы может быть осуществлено прежде всего за счет уточнения фазового состояния углеводородов в различных районах. Выявление этой проблемы требует комплексного анализа фациального типа органического вещества, степени его превращенности, времени формирования ловушек и увязки его со временем миграции углеводородов различного фазового состояния. Такой комплексный анализ не был пока проведен для Республики Куба вследствии относительно низкого уровня ее геолого-геофизической изученности. В ближайшие годы, по мнению автора, эта работа с появление новых данных, несомненно будет осуществлена.

Характеристика локальных складок и связанных с ними место-скоплений Республики Куба впервые дана в работах группы научного обобщения, с участием автора в 1975 г. (Максимов, Клещев, Шеин, Марреро и др.). В связи с получением новой геолого-геофизической информации, в настоящем труде мы проводим краткий очерк строения вновь открытых месторождений, а также ранее известных месторождений, строения и нефтегазоносность которых была уточнена.

Запааная_часть_Северо-Кубинского._БГБ. Нефтегазоносный район Варадеро-Карденас.

Локальные складки и связанные с ними местоскопления в пределах района Варадеро-Карденас известны в пара-автохтонном и ал-лохтонном тектонических этажах. Основными объектами разведки ныне являются в северной части этого района параавтохтонные (рес-тор скопления Варадеро, Марбейя и др.) , а на юге - аллохтонные образования (Камариока, Варадеро Ккное, Кантель и др.). Типичным нестоскоплением данного района является Варадеро, основные характеристики которого излагаются ниже.

Нефтяное месторождение Варадеро. Месторождение расположено в 130 км восточнее Гаваны (рис.30), открыто в 1971 г. Здесь пробурено 58 скважин глубиной от 1342 до 2454 м. Наиболее древними, вскрытыми породами, являются верхнєюрские. Месторождение приурочено к антиклинальной зоне одноименного названия.

Автохтонный структурный этаж скважинами не вскрыт.

Параавтохтонная тектоническая пластина сложена карбонатными породами верхней юры-неокома и апт-альба, которые несогласно перекрываются породами среднего-верхнего палеоцена. Вскрытая их мощность равна 1400 м. По структурно-эрозионной поверхности неокома - верхней юры строение антифермы Варадеро показано на рис. 23. Разведанным является лишь центральный блок, где пробурено около 50 скважин. Изучение продуктивной части показало, что продуктивные горизонты "Варадеро" и "Переславивание" в пределах антиформы Варадеро частично или полностью размыты, а их внутреннее строение весьма сложное.

Как уже отмечалось, основная нефтегазоносность месторождения Варадеро связана с породами параавтохтона. В разрезе мио-геосинклинального аллохтона установлены небольшие скопления нефти, связанные с известняками апт-турона.

Залежи нефти в разрезе параавтохтона двух типов: массивные в породах верхней юры - неокома (промысловые горизонты "Варадеро", "Вара деро-П" и "Переслаивание") и пластовые в олистостромо-вой толще палеоцена-нижнего эоцена.

Горизонт "Варадеро-1" сложен известняками тонкослоистыми, трещиноватыми, битуминозными с тонкими прослоями мергелей,алевролитов, калькаренитов, с конкрециями кремней. Тип емкостного пространства - гранулярно-трещинный. Гранулярная пористость в отдельных скважинах превышает 16-17$ (скв. I, 10, 21, а минимальные значения пористости равны 4-5$ (скв. 2,5).

Горизонт "Варадеро-П" представлен глинистыми, битуминозными, также тонко слоистыми известняками, но более плотными, чем горизонт "Варадеро-1". Здесь пористость 9-14$.

Горизонт "Переслаивание" представлен чередованием известняков, мергелей, песчаников, алевролитов, калькаренитов и глин. Тип коллектора трещинный, с пористостью матрицы 4,7-13$.

Нефть рассматриваемого месторождения тяжелая (удельный вес 0,982 г/см3), высокосернистая (содержание серы 4,5-8,1 $).Начальные притоки нефти изменяются от 5 до 200 тонн/сутки.