Канада бассейны нефтегазоносные бассейны

Западно-Канадский нефтегазоносный бассейн

ЗАПАДНО-КАНАДСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН — располагается в пределах Канады (провинция Альберта, Британсая Колумбия, Саскачеван, северо-западная территория и территория Юкон) и частично в пределах США (штат Монтана). Площадь бассейна 1224 тысяч км 2 , из них на США приходится 36 тысяч км 2 . Первые сведения о тяжёлых нефтях в бассейне (в районе Атабаски) относятся к 1788. Первые притоки нефти и газа получены при бурении в провинции Альберта в 1883. Промышленные открытия газа сделаны на месторождении Медисин-Хат в 1890. В 1924 на месторождении Тёрнер-Валли добыта промышленная нефть. К 1984 в бассейне известно свыше 310 нефтяных и 600 газовых месторождений. Кроме того, в американской части бассейна 30 месторождений, из них 14 — нефтяные. Среди главных месторождений: нефтяные — Пембина (разведанные запасы 239 млн. т), Уэст-Пембина (200 млн. т), Суон-Хилс (178 млн. т), Редуотер (107 млн. т), Рейнбоу (109 млн. т); газовые — Кросфилд (104 млрд. м 3 ). Начальные доказанные запасы нефти бассейна 2,4 млрд. т, газа — 4,3 трлн. м 3 , накопленная добыча 1,4 млрд. т нефти и 1,7 трлн. м 3 газа (к 1984).

Западно-канадский нефтегазоносный бассейн расположен в передовом прогибе и на платформенном склоне североамериканской платформы. Геологический разрез бассейна представлен всеми подразделениями фанерозоя. Мощность осадочного чехла бассейна с востока на запад от 300 м до 5 тысяч м и более. Нефтегазоносность установлена во всех ярусах разреза. Основные промышленные скопления приурочены к рифогенным толщам девона, на долю которых приходится 55% запасов нефти и 38% запасов газа. В доломитизированных известняках каменноугольного возраста содержится 4% запасов нефти и 24% запасов газа, а в меловых песчаных коллекторах соответственно 36 и 32%. Массивные сводовые и литологически экранированные залежи нефти и газа связаны с рифовыми массивами, зонами выклинивания и передовыми складками. В пределах бассейна 90% запасов нефти и 77% запасов газа приходится на глубину от 1 до 3 тысяч м. Нефти в основном лёгкие и средние, малосернистые. Тяжёлые и высокосернистые нефти располагаются на глубине не более 1000 м и известны только в 5 месторождениях, наиболее крупное из которых — Атабаска. Газы главным образом метановые.

Реклама

Дальнейший прирост запасов ожидается за счёт освоения предгорных районов (так называемый Глубокий бассейн). Перспективы связаны здесь с газовыми скоплениями в мезозойских песчаных толщах на глубине от 1 до 6 тысяч м. Другой район – северная часть бассейна, где перспективны палеозойские известняки мощностью до 300 м, залегающие на глубине от 800 м до 3 тысяч м. На территории западно-канадского нефтегазоносного бассейна осуществляется основная добыча нефти (89% добычи) и газа (98% добычи) для внутреннего потребления страны и на экспорт в США. В его пределах действуют 8 нефтеперерабатывающих заводов (2 из них на территории США) общей производительностью 14,5 млн. т в год и 368 заводов по переработке газа производительностью 127 млрд. м 3 в год (1983). Все месторождения связаны разветвлённой сетью магистральных и вспомогательных трубопроводов с заводами по переработке и рынками сбыта. Крупнейший узел трубопроводного транспорта — город Эдмонтон. См. карту.

Источник

Западно-Канадский нефтегазоносный бассейн

H. C. Tолстой.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия . Под редакцией Е. А. Козловского . 1984—1991 .

Смотреть что такое «Западно-Канадский нефтегазоносный бассейн» в других словарях:

Бассейн — получить на Академике действующий промокод OBI или выгодно бассейн купить со скидкой на распродаже в OBI

ЗАПАДНО-КАНАДСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН — в Канаде (пров. Британская Колумбия, Альберта, Саскачеван, Северо Зап. территория и территория Юкон) и США (шт. Монтана). 1,2 млн. км&sup2. Нефтегазоносные отложения в основном среднего девона верхнего мела. Открыто св. 1160 месторождений нефти и … Большой Энциклопедический словарь

Западно-Канадский нефтегазоносный бассейн — в Канаде (провинция Британская Колумбия, Альберта, Саскачеван, Северо Западная территория и территория Юкон) и США (штат Монтана). 1,2 млн. км2. Нефтегазоносны отложения в основном среднего девона верхнего мела. Открыто свыше 1160 месторождений… … Энциклопедический словарь

Западно-Канадский нефтегазоносный бассейн — располагается в пределах Канады и частично США. Пл. 1224 тыс. км², из них 36 тыс. км² в США. Бас. связан с передовым прогибом на краю Северо Американской платформы. Первое месторождение обнаружено в 1890 г. Всего открыто св. 1114 нефтяных и… … Географическая энциклопедия

Пембина — (Pembina), газонефтяное месторождение в Канаде (Западно Канадский нефтегазоносный бассейн). Открыто в 1953. Залежи на глубине 0,9 1,9 км. Начальные запасы нефти 240 млн. т, газа 44 млрд. м3. Плотность нефти 0,82 0,87 г/см3, содержание S до 0,42% … Энциклопедический словарь

Канада — (Canada) гос во в Сев. Америке, занимающее сев. часть материка и примыкающие к ней о ва, в т.ч. Канадский Арктич. архипелаг, Ньюфаундленд, Ванкувер. Омывается водами Сев. Ледовитого, Тихого и Атлантич. ок. Входит в состав Содружества… … Геологическая энциклопедия

ПЕМБИНА (Pembina) — газонефтяное месторождение в Канаде (Западно Канадский нефтегазоносный бассейн). Открыто в 1953. Залежи на глубине 0,9 1,8 км. Начальные запасы нефти 240 млн. т, газа 44 млрд. м&sup3. Плотность нефти 0,82 0,87 г/см&sup3, содержание S до 0,42%.… … Большой Энциклопедический словарь

Пембина — (Pembina) газонефт. м ние в Kанаде (пров. Aльберта), в 112 км к Ю. З. от г. Эдмонтон; входит в Западно Канадский нефтегазоносный бассейн. Hефт. залежь открыта в 1953, эксплуатируется c 1954; газовая залежь открыта в 1957, разрабатывается… … Геологическая энциклопедия

Соединённые Штаты Америки — (США) (United States of America, USA). I. Общие сведения США государство в Северной Америке. Площадь 9,4 млн. км2. Население 216 млн. чел. (1976, оценка). Столица г. Вашингтон. В административном отношении территория США … Большая советская энциклопедия

Атлантика — (Atlantic) Определение Атлантики, история открытий и общее описание Информация об определении Атлантики, история открытий и общее описание Содержание Содержание Определение История открытий Общее описание Балтийское море Северное море Средиземное … Энциклопедия инвестора

Северный Ледовитый океан — Северный Ледовитый океан, Арктика … Википедия

Источник

ЗА́ПАДНО-КАНА́ДСКИЙ НЕФТЕГАЗОНО́СНЫЙ БАССЕ́ЙН

В книжной версии

Том 10. Москва, 2008, стр. 245

Скопировать библиографическую ссылку:

• 
• 
• 
• 
• 

ЗА́ПАДНО-КАНА́ ДСКИЙ НЕФТЕГАЗО­Н О́СНЫЙ БАССЕ́ЙН, рас­по­ло­жен в пре­де­лах Ка­на­ды (про­вин­ции Аль­бер­та, Бри­тан­ская Ко­лум­бия, Сас­ка­че­ван, Се­ве­ро-За­пад­ная тер­ри­то­рия и Юкон) и США (штат Mонтана). Пл. 1,4 млн. км 2 , из них 36 тыс. км 2 в США. Пер­вые све­де­ния о на­ли­чии би­ту­ми­ноз­ных пес­ков от­но­сят­ся к 1778, неф­те­про­яв­ле­ния из­вест­ны с 1867. Пер­вое ме­сто­ро­ж­де­ние га­за (Mедисин-Xат) от­кры­то в 1890, неф­ти в 1920 (Tёрнер-Bалли), пром. до­бы­ча с 1924. Раз­ве­дан­ные за­па­сы неф­ти 2,4 млрд. т, га­за 3,7 трлн. м 3 . Из­вле­кае­мые за­па­сы би­ту­мов в «неф­тя­ных пес­ках» оце­ни­ва­ют­ся в 50 млрд. т. Все­го откры­то св. 2750 ме­сто­ро­ж­де­ний (2004), в т. ч. ок. 1120 неф­тя­ных. К осн. ме­сто­ро­ж­де­ни­ям от­но­сят­ся (до­ка­зан­ные за­па­сы неф­ти в млн. т, га­за в млрд. м 3 ): Пем­би­на (239 млн. т), Су­он-Хилс (178 млн. т), Ре­дуо­тер (107 млн. т), Крос­филд (4,4 млн. т; 104 млрд. м 3 ), Эд­сон (70 млрд. м 3 ), Ме­ди­син-Хат (56 млрд. м 3 ). В тек­то­нич. пла­не бас­сейн при­уро­чен к пе­ре­до­во­му про­ги­бу склад­ча­той об­лас­ти Кор­диль­ер, на­ло­жен­но­му на зап. склон Ка­над­ско­го щи­та Сев.-Аме­ри­кан­ской плат­фор­мы. Неф­те­га­зо­нос­ность ус­та­нов­ле­на во всех яру­сах фа­не­ро­зоя; осн. за­ле­жи при­уро­че­ны к ри­фо­ген­ным тол­щам де­во­на, где сос­ре­до­то­че­но ок. 51% на­чаль­ных за­па­сов неф­ти и 23% га­за; кро­ме то­го, осо­бен­но бо­га­ты уг­ле­водо­ро­да­ми тер­ри­ген­ные ниж­не­ме­ло­вые от­ло­же­ния (14% неф­ти и 34% га­за) и кар­бо­нат­ные по­ро­ды ка­мен­но­уголь­но­го воз­рас­та (16% неф­ти, 13% га­за). Про­дук­тив­ные го­ри­зон­ты за­ле­га­ют в ин­тер­ва­ле глу­бин 260–3280 м. За­ле­жи (мас­сив­ные, сво­до­вые, стра­ти­гра­фи­че­ски и ли­то­ло­ги­че­ски эк­ра­ни­ро­ван­ные) свя­за­ны с ри­фо­вы­ми мас­си­ва­ми, зо­на­ми вы­кли­ни­ва­ния и склад­ка­ми. Мощ­ность за­ле­жей, при­уро­чен­ных к ри­фам, мак­си­маль­но дос­ти­га­ет 176 м, ос­таль­ных – 0,6–60 м. Ме­сто­ро­ж­де­ния мно­го­пла­сто­вые, ко­ли­че­ст­во за­ле­жей на ме­сто­ро­ж­де­нии мо­жет дос­ти­гать не­сколь­ких де­сят­ков. Неф­ти пре­им. лёг­кие и сред­ние, ма­ло­сер­ни­стые. Ме­сто­ро­ж­де­ния сверх­тя­жё­лых и вы­со­ко­сер­ни­стых неф­тей (мальт) за­ле­га­ют на глу­би­нах ме­нее 1 км, наи­бо­лее круп­ное – Ата­ба­ска . Го­рю­чие га­зы в осн. ме­та­но­вые. В раз­ра­бот­ке св. 2000 ме­сто­ро­ж­де­ний, ко­то­рые объ­е­ди­не­ны гус­той се­тью ма­ги­ст­раль­ных и рас­пре­де­ли­тель­ных тру­бо­про­во­дов, со­еди­няю­щей их с пе­ре­ра­ба­ты­ваю­щи­ми за­во­да­ми и рын­ка­ми сбы­та. Круп­ней­ший узел тру­бо­про­вод­но­го транс­пор­та – г. Эд­мон­тон. Зна­чит. часть неф­ти и неф­те­про­дук­тов на­прав­ля­ет­ся по тру­бо­про­во­дам в США.

Источник

СЕ́ВЕРНЫЕ АРКТИ́ЧЕСКИЕ НЕФТЕГАЗОНО́СНЫЕ БАССЕ́ЙНЫ КАНА́ДЫ

В книжной версии

Том 29. Москва, 2015, стр. 632-633

Скопировать библиографическую ссылку:

• 
• 
• 
• 
• 

CЕ́ВЕРНЫЕ АРКТИ́ ЧЕСКИЕ НЕФТЕГА­ЗО Н О́ С­НЫЕ БАСС Е́ЙНЫ KAHА́ДЫ, на по­бе­ре­жье и шель­фе м. Бо­фор­та и в центр. час­ти Канадского Aрктического ар­хи­пе­ла­га. Bключают два бас­сей­на – Бо­фор­та и Cвердруп. Сум­мар­ная пл. 380 тыс. км 2 , в т. ч. 210 тыс. км 2 на шель­фе (бас­сейн Бо­фор­та 100 тыс. км 2 , бас­сейн Cвердруп 280 тыс. км 2 ). Hачальные пром. за­па­сы (2010): 12 млн. т неф­ти с кон­ден­сатом и ок. 750 млрд. м 3 га­за. Пер­вое ме­сто­ро­ж­де­ние в бас­сей­не Cвердруп (га­зо­вое Дрейк-Пойнт) от­кры­то в 1969, в бас­сей­не Бо­фор­та (га­зо­неф­тя­ное Aт­кинсон-Пойнт) – в 1970, раз­ра­бот­ка нача­та в кон. 1980-х гг. Все­го в бас­сей­нах от­кры­то св. 80 ме­сто­ро­ж­де­ний неф­ти и га­за. Hаиболее круп­ные в бас­сей­не Бо­фор­та: неф­тя­ные – Aмаулигак, Aдго, Tарсьют, Пит­сиу­лак, Копаноар; га­зо­вые – Коакоак, Ука­лерк, Tаглу, Mал­лик; в бас­сей­не Cвердруп: га­зо­вые – Xекла, Уол­лис, Уайт­фиш, Кристофер-Бей, Кинг-Кристиан; неф­тя­ные – Cиско, Cкейт, Бент-Xорн. В тек­то­нич. пла­не при­уро­че­ны к раз­роз­нен­ным про­ги­бам и впа­динам (в т. ч. к си­нек­ли­зе Свер­д­руп), на­ло­жен­ным на Ин­ну­ит­ский па­лео­зой­ский склад­ча­тый по­яс. Сре­ди наи­бо­лее круп­ных струк­тур вы­де­ля­ют по­гре­бён­ные под­ня­тия: Чейг-Tананук и Aмунд-Pинг­нес c макс. мощ­но­стью оса­доч­ных по­род до 3 км в бас­сей­не Бо­фор­та и до 7 км в бас­сей­не Cвердруп; впа­ди­ны зал. Mаккензи, Кугмаллит, За­пад­но- и Bос­точно-Cвердрупскую c макс. мощ­но­стью оса­доч­но­го вы­пол­не­ния св. 9 км (бас­сейн Бо­фор­та) и 9–13 км (бас­сейн Cвердруп). Hефтегазоносны от­ло­же­ния от де­вон­ско­го до нео­ге­но­во­го воз­рас­та. Пром. неф­те­нос­ность ус­та­нов­ле­на в ри­фо­ген­ной тол­ще де­во­на (ре­гио­наль­но), тер­ри­ген­ных триа­со­вых и юр­ских от­ло­же­ни­ях (бас­сейн Cвердруп), тер­ри­ген­ных ниж­не­ме­ло­вых и па­лео­ген-нео­ге­но­вых от­ло­же­ни­ях (бас­сейн Бо­фор­та). Пром. га­зо­нос­ность вы­яв­ле­на в тер­ри­ген­ных де­вон­ских, верх­не­ка­мен­но­уголь­но-перм­ских, верх­не­триа­со­вых, ниж­не­юр­ских и сред­не­юр­ско-верх­не­ме­ло­вых от­ло­же­ни­ях (бас­сейн Cвердруп), ниж­не­ме­ло­вых, па­лео­ген-нео­ге­но­вых от­ло­же­ни­ях (бас­сейн Бо­фор­та). За­ле­жи би­ту­ми­ноз­ных пес­ков об­на­ру­же­ны в по­ро­дах ка­мен­но­уголь­но-перм­ско­го воз­рас­та (бас­сейн Свер­д­руп). Га­зо­вые за­ле­жи при­уро­че­ны к ан­ти­кли­наль­ным струк­ту­рам, в осн. пла­сто­вые сво­до­вые, б. ч. ли­то­ло­ги­че­ски и стра­ти­гра­фи­че­ски эк­ра­ни­ро­ван­ные. Hефтяные за­ле­жи гл. обр. мас­сив­ные. Глу­би­на за­ле­га­ния 600–3700 м. Hефти бас­сей­на Бо­фор­та тя­жёлые, вяз­кие c плот­но­стью 865–946 кг/м 3 и со­дер­жа­ни­ем S 0,1–1,4%, га­зы ме­та­новые с CO 2 (до 4%) и N 2 (до 2%). Hефти бас­сей­на Cвердруп лёг­кие, ма­ло­сер­ни­стые c плот­но­стью 790–849 кг/м 3 , га­зы ме­та­но­вые (95%) с CO 2 (1,6%) и N 2 (1,2%).

Источник

Океанология

Геология и перспективы нефтегазоносности Восточно-Канадской континентальной окраины

• Авторы:Забанбарк А. 1 , Лобковский Л.И. 1
• Учреждения:
  1. Институт океанологии им. П.П. Ширшова РАН
• Выпуск: Том 59, № 4 (2019)
• Страницы: 656-669
• Раздел: Морская геология
• URL:https://journals.eco-vector.com/0030-1574/article/view/16105
• DOI:https://doi.org/10.31857/S0030-1574594656-669
• Цитировать

Аннотация

В пределах Восточно-Канадской континентальной окраины выделяются три нефтегазоносных региона с севера на юг: шельф Лабрадорского моря, окраина Большой Ньюфаундлендской банки и Новошотландская континентальная окраина. В каждом из этих регионов выделяется ряд осадочных бассейнов, полностью погруженных под воду. На шельфе Лабрадорского моря выделяются следующие крупные осадочные бассейны: Саглек, Хопдейл и Хавке, на окраине Ньюфаундлендской банки известны бассейны Жанна д’Арк, Флемиш Пасс и Орфан. На Шотландском шельфе выделяются бассейны Новошотландский и Сейбл. Примечательно, что в высоких широтах, таких как район Лабрадорского моря, возраст продуктивных отложений начинается с более древних пород (с палеозоя), чем в бассейнах, расположенных южнее (с мезозоя), вследствии этого стратиграфический диапазон нефтегазоносности в бассейнах высоких широт значительно шире. Перспективы нефтегазоносности всего региона связаны преимущественно с континентальными склонами и турбидитовыми отложениями, залегающими в них. Позднеюрские и раннемеловые коллекторы будут целевыми отложениями при глубоком бурении. Широкое распространение позднемеловых и раннетретичных перспективных на нефть и газ образований вполне реально, поскольку они не залегают на глубоких горизонтах. Также перспективы нефтегазоносности на окраинах бассейнов связываются с позднемеловыми и третичными образованиями, с отложениями конусов выноса и соляными диапирами.

Ключевые слова

Полный текст

В пределах Восточно-Канадской континентальной окраины выделяются три нефтегазоносных региона с севера на юг: шельф Лабрадорского моря, окраины Большой Ньюфаундлендской банки и Новошотландская континентальная окраина. В каждом из этих регионов выделяется ряд осадочных бассейнов, полностью погруженных под воду. Оконтуривание подобных бассейнов зачастую носит несколько условный характер, поскольку эти крупные бассейны приурочены к окраинам пенепленизированных областей кратонов, погруженных под воду целиком. На шельфе Лабрадорского моря выделяются следующие крупные осадочные бассейны: Саглек, Хопдейл и Хавке, на окраине Ньюфаундлендской банки известны бассейны Жанна д’Арк, Флемиш Пасс и Орфан. Эти три последних бассейна объединены под единым названием Северный Гранд Бэнк. В Южный Гранд Бэнк входят такие бассейны, как Вейл, Хорсешое, Лаврентия и др., которые в настоящее время не исследуются. И, наконец, на Шотландском шельфе выделяются осадочные бассейны Новошотландский и Сейбл (рис. 1).

Рис. 1. Схема нефтегазоносности восточной континентальной окраины Канады, составлена А. Забанбарк и Л. И. Лобковским с использованием материалов [1, 2, 5, 11, 13, 15–18].

1 — месторождения нефти, 2 — месторождения нефти и газа, 3 — месторождения газа, 4 — изобаты глубин Атлантического океана, 5 — геологические разрезы, 6 — глубоководная скважина DSDP 111. Цифры на карте названия месторождений:

1 — Карлсефни, 2 — Снорри, 3 — Хеклья, 4 — Бьярни, 5 — Северный Бьярни, 6 — Роy6 ервейл, 7 — Гудрид, 8 — Лейф, 9 — Хопдейл, 10 — Хиберния, 11 — Наутилус, 12 — Вайт Роуз, 13 — Мара, 14 — Саус Мара, 15 — Хеброн, 16 — Терра Нова, 17 — Северный Бен Невис, 18 — Бен Невис, 19 — Ранкин, 20 — Кингс Кав, 21 — Спрингдейл, 22 — Фортьюн, 23 — Вест Бон Бей, 24 — Трейв, 25 — Тампест, 26 — Северный Дана, 27 — Адолфас, 28 — Северный Аметист, 29 — Аннаполис, 30 — Дип Пануке, 31 — Вентура, 32 — Праймроз, 33 — Синтаита, 34 — Тебо, 35 — Сейбл Айленд, 36 — Кохассет, 37 — Кримсон, 38 — Гленелг, 39 — Алма, 40 — Чебукто, 41 — Глускар, 42 — Альбатрос, 43 — Бонэ, 44 — Танталон, 45 — Веймус, 46 — Габриель, 47 — Бонанза, 48 — Камберленд, 49 — Блюе-H, 50 — Бакалье, 51 — Миззен.

Распад Пангеи, который начался в позднем триасе-юре, привел к образованию рифтовых бассейнов вдоль обеих пассивных континентальных окраин Атлантического океана. Канадские Атлантические прогибы представляют собой цепочку бассейнов, которая протягивается от окраин Новой Шотландии на юге до Лабрадорского моря на севере на расстояние около 3000 км при глубине воды от 10 м на юге до более 4000 м на севере. Эти позднемезозойские осадочные бассейны отделены друг от друга разломами, выступами фундамента, заполнены толщей осадков, покоящихся на тонкой континентальной коре. Структурный характер бассейнов и геометрия бассейнов различна на всем протяжении. Общим для большинства перспективных осадочных бассейнов здесь является то обстоятельство, что осадки обогащены органикой. Там, где органические вещества зрелые, они генерируют огромное количество углеводородов, как, например, в позднеюрских высококачественных материнских породах. Мощность осадочного чехла в бассейнах составляет 7–12 км. Для всех перечисленных нефтегазоносных бассейнов характерен меловой возраст продуктивной толщи, имеющей преимущественно терригенный состав и мелководно-морской или континентальный генезис. Крупнейшие открытия были сделаны в 5 бассейнах: Сейбл на Новошотландском шельфе, Жанна д’Арк и Флемиш Пасс на окраинах Ньюфаундленской банки и в бассейнах Хопдейл и Саглек в Лабрадорском море (рис. 1).

Бассейн Хопдейл. Акватория Лабрадорского моря занимает огромную площадь в 200 тыс. км 2 , оценивается как высокопотенциальная углеводородная территория. Два крупных рифтовых бассейна — Хопдейл и Саглек — расположены на севере Канады, в цепи бассейнов вдоль западной окраины Атлантического океана (рис. 1). Эти бассейны несколько моложе, чем другие рифтовые бассейны на Атлантической окраине Канады. Бассейны Хопдейл и Саглек разделены поднятием фундамента-дугой Окан с тонким слоем мезозойских отложений. Основываясь на интерпретации сейсмических данных, бассейн Хопдейл может быть разделен на южный и северный сектора. В южном секторе находится суббассейн Хавке — глубоководная рифтовая впадина мезозойского возраста, отделенная от собственно бассейна Хопдейл дугой Картврайт. Дуга Картврайт — это дорифтовая возвышенность фундамента, покрытая тонким слоем третичных отложений (рис. 1). Суббассейн Хавке мало изучен, хотя считается высокопотенциальным в нефтегазоносном отношении.

Бассейн Хопдейл площадью 175 тыс. км 2 расположен между 55° и 59 ° северной широты (подобно Северному морю), протягивается от шельфа до склона на глубины 200–3000 м. Шельфовая часть бассейна имеет при глубине до 400 м, состоит из нескольких банок, плато и впадин. Склоновая часть пологая и изрезана каньонами. Бассейн граничит на юге с разломной зоной и дугой Картврайт. На севере он ограничен дугой Окан, отделяющий бассейн Хопдейл от бассейна Саглек; на западе ограничен несогласно залегающими трансгрессивными мезозойскими отложениями и разломом; на востоке линиаментом, отмечающим границу континента и океана (это отмечается по сейсмическим данным) (рис. 1) [4].

Стратиграфический разрез покоится на дорифтовом фундаменте, который состоит из докембрийских метаморфических и магматических пород, а также из палеозойских кластических и карбонатных отложений. Мезозойские образования представлены нарушенными и слегка складчатыми, в основном раннемеловыми рифтовыми отложениями, перекрытыми полностью толщей третичной клиноформы и современными ледниковыми осадками (рис. 2).

Рис. 2. Сводный стратиграфический разрез бассейна Хопдейл [11]

1 — песчаник, 2 — известняк, 3 — доломит, 4 — конгломерат, уголь, 5 — аргиллиты, 6 — глинистые сланцы, 7 — метаморфические породы, 8 — аркозовые песчаники, 9 — вулканические породы, 10 — материнские породы, 11 — газовые залежи, 12 — газонефтяные залежи.

Шельф бассейна Хопдейл был интенсивно исследован в 1970 г. и в начале 1980-х гг., когда были проведены 2D сейсмические исследования объемом 120 тыс. км и пробурена 21 скважина. Из всех скважин только 16 были успешными. Эти ранние исследования и полученная дальнейшая информация позволили выделить основные стратиграфические комплексы как материнские породы и доказанные нефтегазоносные коллекторы. Прекрасного качества коллекторы были встречены на глубине от 2 до 3.5 км в позднемеловых рифтовых песчаниках и палеозойских дорифтовых известняках и доломитах (рис. 3). Широко распространены песчаные коллекторы формации Бьярни (ранний мел-апт-альб) пористостью 12%, проницаемостью 100 мд как в грабенах, так и на возвышенностях. До последнего времени сланцы Маркленд (сеноман-маастрихт) рассматривались как основной комплекс материнских пород. Однако современный анализ отложений методом Rock-Eval показал, что самые лучшие материнские породы залегают в раннемеловых отложениях формации Бьярни (готерив-баррем-апт). Мощная толща мелкозернистых сланцев формации Маркленд образует хорошую региональную покрышку-флюидоупор. Другим региональным флюидоупором являются отложения формации Кенаму в эоцене и сланцы Моками в олигоцене. Коллекторами являются третичные песчаные отложения горизонтов Лейф и Гудрид, верхнемеловые песчаники горизонта Фрейдис, нижнемеловые песчаники формации Бьярни и нижнепалеозойские карбонатные породы (рис. 3) [10, 20]. К настоящему моменту пробурено 27 скважин, из них 21 находится в бассейне Хопдейл. Открыто более 10 месторождений преимущественно газовых (рис. 1, таблица). Общие доказанные запасы углеводородов в бассейне оцениваются в 117 млрд м 3 газа, 17 млнт нефти и конденсата уд. веса 0.779–0.738 г/см 2 . Неоткрытые потенциальные запасы газа оценены в 616 млрд м 3 . Вся площадь бассейна Хопдейл перспективна для поисков углеводородов, особенно глубоководные районы.

Рис. 3. Поперечный геологический разрез по линии AA’ через бассейн Хопдейл [20].

1 — продуктивные породы, 2 — материнские породы, 3 — месторождение.

Таблица. Характеристика некоторых углеводородных месторождений на Атлантической континентальной окраине Канады

Возраст продуктивного горизонта

Запасы: нефти млн.т,

Бассейн Орфан расположен восточнее о-ва Ньюфаундленд. Он представляет собой растянутую и погруженную толщу осадков, лежащих на континентальной коре, которая образовалась в течении серии повторяющихся рифтогенезов, начиная от позднего триаса и до третичного времени, в период образования Северной Америки и раскрытия северной части Атлантического океана и Лабрадорского моря [7]. Бассейн ограничен на западе разломом Бонависта, на востоке — поднятием фундамента, который расположен между выступами Кнолл и Флемиш Кап, на севере — разломом Чарли Гиббс, а на юге — трансформным разломом, известным как пояс разлома Камберленд. Площадь, занимаемая бассейном, составляет 150 тыс. км 2 , в нем пробурено 9 скважин. По сейсмическим данным, бассейн делится на два различных мезозойских бассейна — восточный и западный, разделенных разломом Вайт Сейл. Территория бассейна расположена между мелководным участком акватории Атлантического океана глубиной 200–500 м на западе, в середине бассейна глубина океана 500–1500 м, а на востоке — 1500–3000 м. Поисково-разведочное бурение проводилось с 1969 г. в мелководной западной части бассейна Орфан. В 1970-х и в ранних 1980-х г. было пробурено 7 скважин, которые установили, что мощность третичных отложений здесь составляет более 4 км. Проведенное глубоководное бурение (DSDP) в 1970-х гг. на выступе Орфан показало наличие меловых и юрских образований на восточном фланге бассейна (рис. 4). Залежи в этих скважинах были позднемелового и третичного возраста. Третичные отложения перекрывали в разрезе тонкий слой меловых пород, лежащих на палеозойских образованиях. Нужно отметить, что палеозойские отложения являются объектом активной разведки на западе, на о. Ньюфаундленд. Также известен высокий газоносный потенциал карбонатных отложений ордовика на шельфе Лабрадорского моря, соседствующего на севере с бассейном Орфан. Пробуренные скважины показали, что в позднемеловых и раннетретичных отложениях содержание С_орг меняются от 1 до 7%. Но ни одна скважина не встретила позднеюрские отложения в качестве нефтематеринских пород, как в соседних бассейнах Жанна д’Арк и Флемиш Пасс на юге.

Рис. 4. Поперечный геологический разрез по линии ББ’ через бассейн Орфан [20].

Западный бассейн Орфан площадью 60 тыс. км 2 расположен между разломами Вайт Сейл и Бонависта. Этот рифтовый бассейн моложе Восточного бассейна Орфан и менее глубоководный, образован в течение мелового времени. Третичные отложения здесь значительно мощнее, чем в Восточном Орфане, и составляют порядка 3000–5000 м. Ниже третичных образований сейсмическими данными отмечена толща мезозойских пород, которая залегает в грабене, ограниченном разломом Бонависта. Сейсмическими исследованиями также установлено, что бассейн Западный Орфан состоит из суббассейнов мелового возраста, и эти впадины могут содержать толщу меловых осадков до 7 км [7]. Возможно, в разрезе отдельных суббассейнов в Западном бассейне Орфан присутствуют юрские отложения, однако сейсмическими данными это не подтверждено. Также сейсмическими исследованиями выявлено большое количество потенциальных углеводородных залежей в пределах меловых отложений, скорее, газоносных, чем нефтеносных. Эти залежи стратиграфического типа залегают на флангах поднятия фундамента. Материнскими породами здесь считаются раннетретичные сланцы. Нужно отметить, что в этой части бассейна нет большой поисково-разведочной активности.

Восточный бассейн Орфан площадью более 50 тыс. км 2 расположен между разломами выступов Орфан, Вайт Сейл и Флемиш Кап. Мощность осадочного разреза от поздней юры до раннего мела составляет 4000 м. В восточной части бассейна раннемезозойские отложения перекрыты толщей мощностью в 2000 м позднемеловыми породами, которые в свою очередь перекрываются третичными образованиями мощностью порядка 1000–2500 м по всему бассейну Восточного Орфана. Бассейн образован в течение позднетриасового-раннеюрского времени в процессе внутриконтинентального рифтогенеза. Однако последующие тектонические события от позднеюрского до палеоценового времени деформировали осадочный разрез, превратив его во множество складок и структур, ограниченных разломами.

Восточный Орфан рассматривается как высокопотенциальный в нефтегазоносном отношении бассейн. Подобно соседним бассейнам, нефтематеринскими здесь считаются позднеюрские породы. Толщи сланцев, которые определены в разрезах позднемелового и третичного возраста, могут генерировать газовые углеводороды, подобно северным бассейнам в Лабрадорском море. Коллекторами являются песчаники в раннемеловых отложениях пористостью 19%, выявленные в скважине Blue-H-28, и позднемеловые песчаники с наличием прекрасных коллекторов, подтвержденных скважиной Linnet E-63 [8]. Скважина Blue-H-28 пробурена в 2007 г. и является глубоководной (глубина моря 1486 м, при общей глубине скважины 6088 м). Она расположена на континентальном склоне и достигла глубокозахороненные палеозойские породы. Вторая скважина Linnet E-63 пробурена в 2010 г. (глубина моря 2600 м, что является рекордной глубиной для Канады). В пробуренных в бассейне Восточный Орфан скважинах Linnet E-63 и Blue-H-28 встречены прекрасные позднемеловые песчаные коллекторы, которые будут первоначальными целями разработки по всему бассейну Орфан, хотя ожидания при бурении были связаны с раннемеловыми и юрскими песчаниками в восточной части бассейна Орфан.

Таким образом, в бассейне Орфан пробурено 9 скважин. В результате бурения и сейсмических работ выяснилось, что материнскими породами могут быть сланцы нижнетретичных отложений, сланцы формации Маркленд в нижнемеловых отложениях, сланцы Эгрет в верхней юре и каменноугольные сланцы. Прекрасные песчаные коллекторы встречены в скважинах в олигоцене в основании фэновых образований (эквивалент отложениям формации Мара), а также в верхнемеловых песчаниках. Возможно также наличие коллекторов в нижнемеловых песчаниках, встреченных в скважине Linnet E-63, и в юрских песчаниках на флангах бассейна.

Бассейн Жанна д’Арк расположен в достаточно мелководной части Ньюфаундлендской акватории при глубине моря 80–200 м, является основным нефтедобывающим бассейном всего Восточно-Канадского региона. Все крупные открытия нефтяных месторождений последнего времени сделаны в этом бассейне: Хиберния, Терра-Нова, Вайт-Роз, Бен-Невис и др. Этот мезозойский бассейн развивался в течение 3 этапов рифтогенеза, связанных с распадом суперматерика Пангеи и образованием северной части Атлантического океана, которые начались в позднем триасе и завершились в позднем мелу. Самым интенсивным из 3 этапов рифтогенеза является первый этап, который проходил в позднем триасе–ранней юре и определил форму и размер бассейна. Последующие эпизоды рифтогенеза привели только к укрупнению фрагментов бассейна [9].

Тектонически бассейн Жанна д’Арк представляет собой грабеновую впадину, выполненную мощными нижнемеловыми отложениями, состоящими из систем блоков фундамента и прорванными диапировыми соляными штоками. Разрез осадочного чехла характеризуется резким контрастом между относительно спокойно залегающими образованиями кайнозоя и верхнего мела, и нарушенными складчатостью и сбросами породами нижнего мела и юры, разделенными региональным среднемеловым несогласием (рис. 5).

Рис. 5. Поперечный геологический разрез по линии CC’ бассейнов Жанна д’Арк и Флемиш Пасс [20].

1 — продуктивные породы, 2 — материнские породы, 3 — соль, 4 — месторождение нефти, 5 — залежь нефти и газа, 6 — залежь нефти, 7 — месторождение нефти и газа.

Структурные несогласия и вторичные очаги размыва, возникшие при осадконакоплении, образовали множество горизонтов коллекторов и залежей, которые сегодня известны в позднеюрских и раннемеловых отложениях.

Первая поисковая скважина на шельфе Ньюфаундленда в бассейне Жанна д’Арк была пробурена в 1966 г. В настоящее время пробурено более 200 скважин. В результате открыто 16 месторождений нефти, газа и газоконденсата (таблица). Однако основная добыча происходит из месторождений Хиберния, Терра Нова, Вайт Роз, Бен Невис [12,15–18]. Бассейн Жанна д’Арк богат горизонтами материнских пород киммериджского возраста (формация Ранкин, серия Эгрет). Разрез пород третичных отложений также обогащен органическим веществом. В бассейне известны прекрасные коллекторы в отложениях позднеюрских–среднемеловых песчаных образований формаций Жанна д’Арк, Хиберния, Каталина, Авалон и Бен Невис. Известны также коллекторы в верхнемеловых–нижнетретичных песчаниках формации Саус Маара. Встречаются разнообразные типы залежей: антиклинальные, стратиграфически и тектонически экранированные, клиноформные и другие (рис. 5).

Киммериджские материнские породы представлены морскими богатыми органическими известковыми сланцами, в которых генерация углеводородов началась в позднем мелу и достигла пика в течение эоцена in situ. Нужно отметить, что генерация углеводородов продолжается и в настоящее время [20]. Эта 200-метровая толща распространена по всему бассейну Жанна д’Арк, она также встречена при бурении в бассейнах Флемиш Пасс и Восточный Орфан. Помимо киммериджских отложений, потенциально материнскими породами могут быть также оксфордские, раннемеловые и раннетретичные образования.

Широко распространенные по всему бассейну многочисленные песчаные горизонты в формациях Жанна д’Арк, Хиберния, Каталина и Авалон представляют собой высококачественные коллекторы проницаемостью 26.9 дарси, пористостью до 21%, в среднем 19.3%. Высококачественные коллекторы также встречены в формациях Вуаяжер (средняя юра) и Бен Невис (апт + альб). Превосходные коллекторы были вскрыты в позднем мелу, в формации Даунсон Каньон, и в палеоценовой формации Саус Маара. Нужно отметить, что в последних формациях были найдены только две небольшие залежи. Поисково-разведочные работы велись и ведутся в основном на уже доказанных нефтегазоносных коллекторах поздней юры и раннего мела. Широко распространенные позднемеловые и раннетретичные перспективные на нефть и газ образования также вполне реальны для поисково-разведочных работ, поскольку они потенциально эффективны и залегают на неглубоких горизонтах.

Нефтяные и газовые залежи перекрываются многочисленными непроницаемыми покрышками горизонтов сланцев, которые изобилуют в отложениях формаций Фортьюн Бей, Вайт Роз и Наутилус от поздней юры до позднего мела. Флюидоупоры представлены также сланцами позднемеловой формации Даунсон и третичной формации Банкеро.

Миграция углеводородов в бассейне Жанна д’Арк происходит преимущественно вертикально, в основном вдоль многочисленных протяженных разломов. Латеральная миграция происходит локально вдоль склонов бассейна. Поздняя миграция происходила только в окраинных частях бассейна, где он заполнен осадками конусов выноса и песчаниками каньонов [4].

Вся поисково-разведочная работа в бассейне сфокусирована в основном на поиски нефтяных залежей, поскольку нет заметного рынка сбыта газа. Перспективы бассейна Жанна д’Арк очень велики, извлекаемые запасы нефти составляют 300 млн т, газа 1.5 трлн м 3 и 40 млн т конденсата, перспективные запасы нефти оценены в 343 млн т, а газа в 4.8 трлн м 3 .

Крупнейшим месторождением бассейна Жанна д’Арк является Хиберния. Глубина моря здесь достигает 80 м. Структура Хиберния расположена в 300 км от о-ва Ньюфаундленд и представляет собой крупную антиклиналь, ограниченную с запада и северо-востока конседиментационными сбросами. Основным продуктивным горизонтом является верхнемеловая песчаная формация Авалон (пласт А), распространенная по всей площади этой удлиненной, нарушенной сбросами структуры. Песчаники Авалон залегают на глубине 2500 м с запасами до 274 млн т нефти. Вторым продуктивным горизонтом на месторождении Хиберния являются песчаники формации Хиберния (пласт H). Структура Хиберния на северо-западе нефтенасыщена, а в опущенных по сбросам на периферических блоках водонасыщена. Продуктивные песчаники Хиберния залегают на глубине 3800 м, обладают исключительными коллекторскими свойствами, пористостью порядка 16%, проницаемостью от сотни мД до нескольких мД. Дебит одной скважины из этого горизонта составляет рекордный, по канадским меркам, уровень добычи — 7.7 тыс. т/сут. Дебит обоих продуктивных горизонтов составляет от 27.4 тыс. т/сут. до 301.4 тыс. т/сут нефти [14, 15]. Добываемый попутный газ вновь инъецируется в резервуар для поддержания давления. Общая мощность этих двух продуктивных горизонтов составляет 450 м. Третий продуктивный горизонт — песчаники и конгломераты переходной зоны юры-мела (формация Жанна д’Арк). Литологический состав всех обнаруженных крупных залежей — континентальные, дельтовые и мелководно-морские песчаники. Плотность скважин в бассейне составляет 1 скважина на 250 км 2 .

Перспективы бассейна Жанна д’Арк по прежнему связаны с доказанными и уже известными продуктивными горизонтами: позднеюрскими и раннемеловыми. Также перспективы связываются с позднемеловыми и третичными образованиями на окраинах бассейна, с отложениями конусов выноса и соляными диапирами. В бассейне насчитывается до 20 окраинных суббассейнов, в которых потенциальные запасы углеводородов в позднемеловых и раннетретичных образованиях составляют миллионы тонн в отложениях конусов выноса.

Бассейн Флемиш Пасс. Бассейн Флемиш Пасс — рифтовый бассейн мезозойского возраста, расположен на северо-востоке бассейна Жанна д’Арк. Бассейн целиком погружен под воду на глубины 1000 м и более (рис. 1). В бассейне было пробурено всего 3 скважины — Кайле L-11, Баккалие I-78 и Габриель С-60, которые подтвердили наличие материнских пород серии Эгрет и мощную толщу прекрасных песчаных коллекторов формации Хиберния и Жанна д’Арк (рис. 5). Не исключено и присутствие других коллекторов в более молодых образованиях. Весь бассейн покрыт 3D-сейсмикой, которая показала наличие крупных антиклинальных структур. Бассейн разбит многочисленными разломами на ряд суббассейнов, которые имеют различное осадочное наполнение и структурную историю. В 2008 г. скважинами Миззен-О-15, Миззен-О-16 и Тукмор В-27 выявлены 2 структуры. Коммерческих скоплений углеводородов открыто не было, однако признаки нефти и газа были отмечены. Позже, в 2012 г., на структуре Миззен были открыты залежи нефти, потенциальные запасы которых оцениваются в 685 млн т. В 2013 г. в июне и августе было открыто 2 месторождения — Харпун, а затем структура Бей дю Нор. Последняя расположена в 500 км к северо-востоку от города Сент-Джонс и в 20 км южнее структуры Миззен (глубина моря 1100 м). Запасы месторождения Бей дю Нор оценены в 82.2 млн т нефти. Структура Харпун находится в 10 км севернее структуры Бей дю Нор [19]. В обеих структурах продуктивны юрские отложения с высококачественными коллекторами и светлой нефтью уд. веса 0.855 г/см [21]. В целом бассейн считается высокоперспективным на нефть и газ.

Бассейн Лаврентия имеет четко выраженный отпечаток соляной тектоники. Территория мало исследована, тем не менее здесь в 2010 г. была пробурена одна скважина Бандол-1 во французской части бассейна [9]. Скважина вскрыла антиклинальную структуру с залежью в юрских карбонатных отложениях с высокой пористостью, а также она вскрыла меловые песчаники. Кроме того, скважина выявила позднемеловые и ранне третичные склоновые песчаники конусов выноса. Однако она оказалась сухой. Предварительное сейсмическое картирование бассейна показало, что возможные и потенциальные запасы нефти в бассейне Лаврентия могут быть оценены в 82–96 млн т, газа — в 224–252 млрд м 3 .

Бассейн Вейл является мезозойским рифтовым бассейном, расположен в мелководной части акватории. Бассейн находится между бассейном Сейбл и Жанна д’Арк (рис. 1). Осадочный чехол бассейна имеет мощность 5–8 км, представлен полным мезозойским разрезом. В пределах бассейна пробурено 15 скважин с 1960-х гг. и по сей день. 11 из 15 скважин были пробурены в сводовых частях соляных куполов на небольших глубинах и затем были заброшены. Хотя материнские породы не были встречены при бурении этих скважин, поскольку это были неглубокие скважины, возможно, такие породы залегают в более глубоких горизонтах- в альбских отложениях вдоль континентального склона, или в киммериджских образованиях, как на шельфе Новошотландского бассейна, или же в серии сланцев Эгрет, как в бассейне Жанна д’Арк. Позднеюрские и раннемеловые коллекторы будут целью при глубоком бурении. В бассейне Вейл встречены нижнемеловые песчаные коллекторы формации Микмак и Миссисауга, которые являются основными продуктивными горизонтами Новошотландского бассейна, а также карбонатные коллекторы в юрских рифах. Перспективы бассейна оцениваются очень высоко, поскольку в 9 из 15 скважин отмечены признаки нефти и газа.

Новошотландские бассейны представлены собственно Новошотландским бассейном, бассейном Сейбл и рядом мелких незначительных суббассейнов, которые разделены выступами фундамента, разломами и т. д. Новошотландский бассейн расположен на расстоянии 900 км от полуострова Новая Шотландия, находится целиком в пределах акватории, охватывая территорию шельфа и склона шириной 200 км. Отложения, формирующие бассейн, образуют пологую моноклиналь, наклоненную на юго-восток, мощность отложений увеличивается с удалением от побережья. На окраине шельфа полуострова Новая Шотландия мощность бассейна достигает 10 км. Осадочный чехол представлен мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Кайнозойский разрез состоит из терригенных образований, мезозойские отложения представлены меловыми терригенными породами, которые подстилаются известняками и эвапоритами юрского возраста. Нижняя часть разреза датируется позднепалеозойским возрастом (рис. 6) [22]. Геофизическими исследованиями в бассейне установлен целый ряд солянокупольных структур [7]. История поисково-разведочных работ на нефть и газ в Новошотландском бассейне началась в 1959 г., и только в 1969 г. было открыто месторождение Онондага, а в 1971 г. — месторождение Сейбл, запасы которого оценены в 12 млн т. нефти, 168 млрд м 3 газа. Материнскими породами в бассейне считаются верхнеюрские и нижнеюрские отложения. Нижнеюрские материнские породы генерируют нефть в юго-западной части бассейна, а на восточной окраине они преимущественно генерируют газ [22]. Юрские и меловые дельтовые образования являются основными коллекторами. Коллекторами могут быть также оолитовые нижнеюрские образования и песчаники. К сегодняшнему дню в Новошотландском бассейне пробурено более 30 поисковых, оконтуривающих и добывающих скважин. В 1998 г. было открыто газовое месторождение Дип Пануке с запасами 28 млрд м 3 (таблица) [6]. В Новошотландском бассейне открыто более 28 месторождений нефти, газа и газоконденсата. Запасы нефти бассейна Новошотландия оцениваются в 110 млн т, газа — около 336 млрд м 3 . Перспективы бассейна связаны с континентальным склоном, с залежами в турбидитовых отложениях. Основные продуктивные горизонты Новошотландского бассейна заключены в среднеюрских кластических отложениях формации Мохисан, а также в рифовых, оползневых и оолитовых отложениях формации Бакаро, кроме того, в верхнеюрских дельтовых образованиях формации Микмак. Выше по разрезу продуктивные горизонты залегают в нижнемеловых берриасских дельтовых отложениях формации нижний Миссисауга, в валанжинских дельтовых и турбидитовых образованиях формации средний Миссисауга, в барремских дельтовых породах формации верхнего Миссисауга, также известны в аптских дельтовых и турбидитовых отложениях формации Логан Каньон и в альбских песчаниках (рис. 6, 7).

Рис. 6. Сводный стратиграфический разрез Новошотландского бассейна [23].

1 — песчаник, 2 — известняк, 3 — доломит, 4 — глинистый сланец, 5 — соль, 6 — метаморфические и изверженные породы, 7 — вулканические породы, 8 — красноцветные слои и разломы, 9 — интервалы материнских пород, 10 — глубоководные турбидиты, 11 — газ, 12 — нефть.

Рис. 7. Поперечный геологический разрез по линии ДД’ Новошотландского бассейна [23].

1 — соль, 2 — базальт, 3 — разломы, 4 — известняк, 5 — газовые месторождения, 6 — нефтяные месторождения.

Для бассейна Сейбл материнскими породами являются верхнеюрские, титонские отложения. На острове Сейбл, в 50 км восточнее него и примерно на таком же расстоянии юго-западнее открыты газоконденсатное месторождение Уэст Сейбл, нефтегазовое Праймроз и газовое Тебо (рис. 1, таблица). В первом из них продуктивны песчаники верхнего мела и палеогена, во втором — юрские отложения, а в третьем — меловые. Структурно месторождение Уэст Сейбл выражено как закрытый соляной диапир. В последнее время в 30 км северо-восточнее острова Сейбл открыт ряд месторождений нефти, газа и газоконденсата (Китналта, Вентура и другие) (таблица) [3]. На месторождении Вентура скважина D-23 вскрыла шесть газоносных горизонтов ниже глубины 3900 м и дала при испытании крупный промышленный приток газа (280–620 тыс. м 3 /сут.). Площадь структуры 44 км 2 , глубина залегания коллектора около 4960 м. В бассейне Сейбл 12 месторождений нефти и газа.

Из анализа геологических и стратиграфических разрезов осадочных бассейнов, а также углеводородных месторождений, расположенных на восточной Атлантической окраине Канады, становится очевидным, что в осадочных бассейнах на севере рассматриваемого региона Лабрадорского моря отмечаются в основном скопления газа в продуктивных песчаных и карбонатных коллекторах. Далее на юг, в Ньюфаундлендском регионе идет преимущественно аккумуляция нефти и только в терригенных коллекторах, а на самом юге, в Новошотландской области, отмечены опять скопления газа, но только уже в терригенных отложениях. Примечательно также, что в высоких широтах, таких как район Лабрадорского моря, возраст продуктивных отложений начинается с более древних отложений, чем в бассейнах, расположенных южнее, вследствии этого стратиграфический диапазон нефтегазоносности в них значительно шире. Так, в бассейне Хопдейл нефть и газ встречаются в палеозойских, мезозойских и третичных образованиях, а в более южных от него регионах — в бассейнах Жанна д’Арк, Флемиш Пасс, Сейбл и других — только в мезозойских и кайнозойских породах, что прекрасно видно на стратиграфических разрезах (рис. 2, 6). Подобное обстоятельство необходимо учесть при проведении поисково-разведочных работ. Перспективы нефтегазоносности на континентальных окраинах Восточно-Канадского региона связаны преимущественно с континентальными склонами и турбидитовыми отложениями, залегающими в них. Позднеюрские и раннемеловые коллекторы будут целевыми отложениями при глубоких бурениях. Однако широкое распространение позднемеловых и раннетретичных перспективных на нефть и газ образований вполне реально, поскольку они потенциально эффективны и залегают на неглубоких горизонтах. Также перспективы нефтегазоносности на окраинах бассейнов связываются с позднемеловыми и третичными образованиями, с отложениями конусов выноса и соляными диапирами.

Источник