Нефтяные и газовые месторождения Италии
В.П. КОЗЛОВ
В настоящее время в Италии можно выделить следующие нефтегазоносные области: 1) равнина р. По, 2) о. Сицилия, 3) Адриатическое побережье Апеннин, 4) Калабрия, 5) Тоскания и 6) Кампания (рис. 1).
Область равнины р. По с севера и запада ограничивается предгорьями Альпийских хребтов, с юга - северными склонами Апеннин, а на востоке она переходит в Приадриатическую низменность. Площадь равнины при длине 400 км и ширине 100-120 км составляет 46 000 км2.
Наиболее древними породами, вскрытыми буровыми скважинами, являются верхнетриасовые, которые вместе с другими мезозойскими отложениями образуют первые отроги Альпийских гор.
Верхнетриасовые отложения слагаются карбонатными породами, среди которых преобладают доломиты. Поскольку часть этих доломитов относится и к лейасу, то мощность отдельно триаса до сих пор не установлена, вскрытая же мощность всей нерасчлененной толщи составляет 2400 м.
Средне- и верхнеюрские отложения мощностью от 100 до 416 м также представлены карбонатными породами, но в них уже преобладают окремнелые и мергелистые известняки.
Нижний отдел меловых отложений слагается преимущественно глинами мощностью от 13 до 212 м, а верхний - известняками мощностью от 125 до 300 м.
Третичные отложения развиты здесь наиболее полно. Они начинаются с флишевых известняково-мергелистых и глинистых толщ эоцена мощностью от 500 до 1200 м. Олигоцен и аквитанский ярус сложены кластическими породами с прослоями мергелей и базальных конгломератов суммарной мощностью свыше 2000-2500 м. Бурдигальский ярус представлен главным образом мергелями и глинами мощностью от 200 до 600 м.
Гельветский и тортонский ярусы выражены 1700-1800-метровой толщей мергелей, глин и песчаников, среди которых широкое распространение имеют флишевые образования под названием «чешуйчатых глин». Верхний миоцен сложен преимущественно эвапоритами - гипсами, сернистыми известняками, связанными с отложениями мергелей и глин, а иногда и с молассами. Отложения верхнего миоцена местами достигают огромных мощностей.
Плиоцен в подошве нижнего отдела представлен грубозернистыми (до конгломератов в основании) терригенными породами, а вверху - глинисто-песчаными; максимальная мощность отдела достигает 1150 м. Суммарная мощность среднего и верхнего отделов составляет свыше 1000 м. Они характеризуются однородными глинисто-песчаными отложениями, которые, однако, в структурноприподнятых зонах становятся более песчаными, а в пониженных, наоборот, глинистыми.
Мощность четвертичных отложений иногда превышает 2000 м.
Равнина р. По расположена в тектоническом прогибе между двумя горными системами альпийского узла - Альп и Апеннин (рис. 2). Формирование прогиба, вероятно, началось еще в эоцене, но наиболее активное погружение территории происходило в среднем миоцене и плиоцене. В тесной связи с формированием прогиба происходило и образование складки, которое, однако, было приурочено к двум основным фазам - между миоценом и плиоценом и в среднем плиоцене. К указанным тектоническим фазам следует отнести и возникновение основных дизъюнктивных дислокаций.
В плиоценовое время происходило окончательное формирование структурных планов всех третичных складок, а также возникновение главнейших тектонических разрывов.
Благодаря неравномерности проявления тектонических движений структурное развитие отдельных частей прогиба различно. Так, южные его окраины оказались вовлеченными в более интенсивные движения, и поэтому структуры здесь в большинстве своем являются сильно дислоцированными и сдвинутыми по плоскостям разрывов. В центральных же зонах прогиба указанные явления в значительной мере уступают пликативным дислокациям, обусловленным, видимо, их устойчивым погружением. Следует подчеркнуть характерную черту всех развитых здесь структур - их линейную вытянутость и приуроченность к определенным тектоническим направлениям, преимущественно ориентированным параллельно главнейшим простираниям окаймляющих его Апеннинских и Альпийских предгорий.
Нефтегазоносность фиксируется во всех отложениях, начиная с олигоцена и до четвертичных включительно, однако естественные выходы нефти и газа больше всего связаны с «чешуйчатыми глинами» Северных Апеннин и особенно Пармских Альп. Нефть и газ этих выходов были известны еще до нашей эры и применялись в быту и в военном деле. В последнее время в Карнийских Альпах обнаружены палеозойские известняки, пропитанные асфальтом, которые с учетом новейших данных по нефтеносности мезозоя Апеннин существенно расширяют перспективы нефтегазоносности равнины р. По. В настоящее время в этой области выявлены преимущественно газовые месторождения. Нефти здесь мало, и она обычно находится в виде оторочек газовых залежей. Продуктивные горизонты обнаружены в миоценовых, плиоценовых и четвертичных отложениях, причем наибольшее количество особенно крупных скоплений газа связано с основанием или средней частью отложений плиоцена.
Все залежи газа и нефти обычно находятся в массивных песчаниках и связаны со сводовыми, экранированными и стратиграфическими типами ловушек (см. рис. 2). Встречаются залежи в песчаных линзах, располагающихся в нижней части «чешуйчатых глин».
Газ четвертичных отложений метановый, тяжелые углеводороды составляют не более 0,1-0,2%. В плиоцене содержание последних в газе постепенно увеличивается с глубиной, но в большинстве случаев оно не превышает 1-2%. Лишь в отдельных месторождениях (Кортемаджоре) содержание в газе тяжелых углеводородов достигает 7,8%. В миоцене газ всегда жирный, причем в «чешуйчатых глинах» месторождения Кастель д'Альпи тяжелые углеводороды представлены целиком этаном (8,6%). Нефти же всех горизонтов легкие; удельный вес их обычно колеблется в пределах 0,745-0,85.
Разведочные работы промышленного характера проводились в 1865 г., однако первое крупное месторождение нефти и газа (Поденцано) было открыто лишь в 1933 г.
Наибольший размах поиски получили в пятидесятых годах и с этого времени начинаются открытия основных промышленных месторождений нефти и газа. По состоянию на начало 1958 г. в эксплуатации находилось уже 22 газовых, 2 нефтяных и 9 газо-нефтяных месторождений. По стратиграфическому признаку залежи нефти и газа распределяются следующим образом: в миоцене - 2 нефтяных и 4 газо-нефтяных; в нижнем плиоцене - 9 газо-нефтяных и 33 газовых; в среднем и верхнем плиоцене - 23 газовых; в четвертичных отложениях - 3 газовых. Указанные залежи размещаются в 31 структурной, 16 стратиграфических и 37 смешанных ловушках.
В четвертичных морских отложениях на небольшой глубине имеются и мелкие газовые месторождения, в которых газ растворен в равном объеме воды хлоркальциевого типа, имеющей минерализацию от 5,711 до 18,149 г/л.
Генезис углеводородов месторождений равнины р. По итальянские специалисты связывают с литолого-стратиграфическими комплексами, в которых они залегают. В подтверждение они указывают на примерно одинаковый химический состав углеводородов, залегающих в определенных стратиграфических горизонтах, и на отсутствие их вертикальной миграции из нижних горизонтов в верхние через глинистые толщи.
Другим доказательством образования углеводородов в содержащих их литолого-стратиграфических комплексах приводится факт закономерного увеличения в составе газов тяжелых углеводородов с глубиной и нахождение в глинах миоцена и плиоцена совершенно изолированных песчаных линз, заполненных нефтью или газом. Вертикальная миграция углеводородов допускается лишь в зонах, где кровля залежей нарушена дизъюнктивными дислокациями или эрозией. Горизонтальная же миграция углеводородов в условиях равнины р. По признается несомненной.
Одним из крупных газо-нефтяных месторождений здесь является Кортемаджоре, открытое в начале 1949 г. Оно приурочено к антиклинальной складке, вытянутой в широтном направлении примерно на 8 км, ширина ее 3 км, амплитуда 160 м. Крупные газоконденсатные залежи с небольшим количеством нефти приурочены к пескам свиты Кавиага нижнего плиоцена, залегающей на глубине от 1500 до 1700 м, а залежи нефти с небольшим количеством газа - к прослойкам сильно глинистого песка тортона. На некоторых участках месторождения встречаются и «блуждающие» (линзовидные) нефтяные пески. Залежи преимущественно структурные, но встречаются и смешанного типа.
Состав газа в процентах следующий: СН4 - 91,69-92,57; С2Н6 - 4,82-4,97; С3Н8 - 1,30 - 1,34; С4Н10 - 0,59-0,94; С5Н12 - 0,30-0,56; N2 - 0,42-0,50. Общее содержание серы 0,0024 - 0,0063 г/м3, удельный вес при температуре 0° С и давлении 760 мм рт. ст. 0,782-0,787.
Нефть же практически одинакова на всех участках месторождения, наблюдается лишь некоторое облегчение плиоценовой нефти по сравнению с тортонской.
Примерно одинаковый солевой состав имеет пластовая вода, которая относится к хлор-кальциевому типу, со средней минерализацией 200 г/л. В нефтеносных горизонтах она присутствует или в подошве залежи, или как краевая. Пластовое давление в залежах нефти и газа соответствует гидростатическому и варьирует от 169 ат до 179 ат. Из находящихся в эксплуатации 50 скважин в 1956 г. было добыто 995 554 687 м3 газа, 65 840 т нефти и 254 т конденсатного бензина. Запасы газа в месторождении оцениваются в 20 млрд. м3.
Также крупными газовыми месторождениями являются Рипалта, Серньяно, Равенна, Кавиага, Корнелиано, Корреджио и Пиадена.
Область Адриатического побережья охватывает две провинции - Марке и Абруццо.
Третичная система здесь представлена отложениями от эоценовых и до плиоценовых включительно и характеризуется глинами, песчаниками и мергелями гипсоносной серии и органогенными известняками с прослойками глин, суммарная мощность этих отложений изменяется от 2500 до 4000 м, но в районе между Анконой и Пескарой она сокращается до 1000-2000 м.
Четвертичные отложения в основном представлены морскими песками и глинами мощностью до 1500 м.
Преобладающими структурными формами являются крутые антиклинальные складки, разбитые многочисленными сбросами. В мезозое отмечаются также массивные плоские, иногда осложненные складками поднятия. Структурные формы верхних и нижних горизонтов, как правило, не совпадают.
Нефтегазопроявления широко распространены как по разрезу, так и по площади, причем больше всего они развиты в зонах тектонических нарушений. Впрочем, и вне этих зон третичные и особенно мезозойские известняки и доломиты часто бывают пропитаны нефтью или битумом.
Выходы нефти и газа фиксируются и в четвертичных отложениях вдоль побережья Адриатического моря, и в самом море.
Залежи нефти и газа здесь в основном связаны с отложениями миоцена и плиоцена. Так, в районе Анконы нефтеносными являются гипсоносные мергелистые глины и плитняковые песчаники верхнего миоцена, а газоносными плиоценовые пески, как например, в Ези. В этом же районе (антиклиналь Казалбордино) в 1955 г. была выявлена непромышленная нефть на глубине свыше 3000 м в трещиноватых известняках нижнего мела.
Нефтяное месторождение в Аланно открыто в 1953 г. на глубине 700 м. Оно ежегодно давало до 70 000 т нефти. Другие месторождения нефти, связанные со среднемиоценовыми известняками, расположены в долине р. Пескара. Открытое в них в 1955 г. нефтяное месторождение сначала в Чиньо, а затем, вероятно, его продолжение, в Валлекупо залегает на глубине до 640 м. Нефть его имеет удельный вес 0,855. Тогда же здесь открывается и месторождение Скерни. В 1955 г. добыча нефти в Чиньо и Валлекупо составляла 272 т/сутки, но в 1956 г. она снизилась до 120 т.
В Калабрии небольшая залежь метанового газа открыта в 1953 г. в отложениях нижнего плиоцена района Кампо-Кимпи. Разведочные работы теперь проводятся в пределах всего Тирренско-Ионического побережья.
В Тоскании перспективы нефтегазоносности связываются с третичными отложениями предгорной равнины Тоскано-Эмилианских Альп. В настоящее время в 50 км к северу от Флоренции в «чешуйчатых глинах» уже выявлена небольшая залежь газа.
В Кампании нефтегазоносность предполагается также в третичных отложениях, наиболее развитых в межгорной впадине.
О. Сицилия входит в состав Альпийской складчатой системы и является южной оконечностью Апеннинской тектонической полосы. В геологическом строении острова принимают участие залегающие местами на сильно метаморфизованном и дислоцированном палеозое мезозойские отложения, представленные преимущественно известняками, кремнистыми известняками и доломитами. Мощность их варьирует от 2000 до 3000 м.
Третичные отложения сложены глинами, песчаниками и гипсоносными известняками сульфатной толщи, переслаивающимися с «чешуйчатыми глинами». Мощность их изменяется в еще больших пределах - от 1000 до 7500 м. Следует подчеркнуть, что иногда среди них присутствует тектоническая брекчия, состоящая из известняков и доломитов более древнего возраста.
Нефтегазоносность Сицилии связывается с глубоким тектоническим прогибом, развитым в ее южной части. Классические нефтегазопроявления здесь известны с древнейших времен. Они распространены в широком стратиграфическом диапазоне от палеозоя и до четвертичных отложений включительно. Нефтегазопроявления обычно приурочены к зонам тектонических нарушений и представлены выходами газов, разнообразных нефтей и асфальтов.
Систематические нефтепоисковые работы на острове начались в 1901 г., однако первое крупное месторождение нефти было открыто в куполовидном поднятии около Рагузы лишь в 1953 г. Залежи нефти здесь связаны с 460-метровой (по другим данным - 517 м) толщей доломитов верхнего триаса. Нефть Рагузы сильно вязкая, имеет удельный вес 0,93- 0,94. Попутный газ содержит до 60% СО2. Доказанные запасы нефти месторождения Рагузы определяются в 10-50 млн. т, добыча в 1956 г. составляла 462 тыс. т. В 1958 г. суточная добыча нефти возросла до 4760 т.
В Рагузе имеется и крупнейшее месторождение асфальта, разработка которого продолжается более 1000 лет. По запасам асфальта оно занимает после Тринидада второе место в мире. Залежи асфальта приурочены к зонам тектонических нарушений в третичных отложениях, представленных «чешуйчатыми глинами», нуммулитовыми известняками и гипсоносными мергелями, залегающими непосредственно на известняках и доломитах верхнего триаса. Предполагается, что асфальт образовался за счет нефти, поступавшей по тектоническим трещинам из вероятных нефтематеринских триасовых (пермских?) отложений.
Тяжелая нефть в доломитах верхнего триаса открыта в Ното и в Виттории, а еще западнее в Энне и около Трапани в миоцене обнаружен и жирный газ. Значительные залежи самой тяжелой сернистой нефти в Сицилии (удельный вес до 1,037) открыты в Джеле уже в среднетриасовых доломитах и доломитизированных известняках, залегающих на глубинах от 3200 до 3400 м. Залежь контролируется нарушенной сбросами антиклиналью. Дебит из скважины первооткрывательницы достигает 165-200 т/сутки. Два крупных газовых месторождения открыты в районе Катании в третичных отложениях. Здесь же с антиклиналью Риццо связаны небольшие залежи газа в четвертичных песках морского происхождения.
Буровые работы в Италии стали резко возрастать после второй мировой войны. В 1956 г. было пробурено 221 тыс. пог. м при средней глубине скважин более 2000 м. Нефтяные промышленные ресурсы на это время составляли 15 млн. т. Добыча нефти в 1958 г. достигала 1500 тыс. т. На 1960 г. она планируется в 2,5-3 млн. т.
Значительный удельный вес в топливном балансе страны (10-11%) занимает природный газ, разведанные запасы которого только для области равнины р. По к началу 1957 г. определялись в 100 млрд. м3. Добыча природного газа в 1957 г. составляла около 5 млрд, м3, в 1960 г. его добычу предполагается довести до 7 млрд. м3.
ЛИТЕРАТУРА
1. Газовое месторождение Кортемаджоре (материалы акц. об-ва «Аджип Минерариа»), 1957.
2. Газовые месторождения в долине р. По (материалы акц. об-ва «Аджип Минерариа»), 1957.
3. Геологическая и горнопромышленная характеристика долины р. По (материалы акц. об-ва «Аджип Минерариа»), 1957.
4. Erdol und Kohle, 9 September, 1958.
5. Italy and Sicily. World Petroleum Report, v. 4, January, 1958.
6. King R. Petroleum Development in Europe in 1957. Bull. Amer. Ass. Petr. Geol., No. 7, v. 42, 1958.
7. Monthly Bulletin of Statistics. United Nations. August, 1958.
8. Skeet T. H. H. Oil and Natural Gas in Italy. Petroleum, v. XXI, No. 8, 1958.
9. Stand und Aussichten der Erdol - und Erdgasvorkommen in Westeuropa. Erdol u. Kohle, Nr. 3, S. 184, 1958.
10. World Petroleum, 1955, v. 26, No. 1, 4, 6; 1956, v. 27, No. 1,8, 11, 12; 1957, v. 28, No. 3,4, 5, 8, 12, 13; 1958, v. 29, No. 1, 4, 12.
ВНИИГаз
Рис. 1. Схематическая обзорная карта нефтегазоносных областей Италии.
1 - равнина р. По; 2 - о. Сицилия; 3 - Адриатическое побережье; 4 - Калабрия; 5 - Кампания; 6 - Тоскания.
Рис. 2. Схематический геологический разрез через равнину р. По (по данным AGIP Mineraria).
1 - алмовий; 2 - четвертичные морские отложения; 3 - средний и верхний плиоцен; 4 - нижний плиоцен; 5 - верхний миоцен; средний миоцен; 6 - тортон; 7 - гельвет; нижний миоцен; 8 - бурдигальский; 9 - аквитанский; 10 - олигоцен; 11 - мезозой; 12 - «чешуйчатые глины»; 13 - нефть; 14 - газ.