|
УДК 553.982(726) |
Геология гигантских нефтяных месторождений зоны Ла-Реформа, Южная Мексика
Статья переведена с англ, и подготовлена к печати канд. геол.-минералог. наук Ю.Г. Бакаевым.
А.А. МАЙЕРХОФФ (фирма «Пемекс», Талса, Оклахома)
По суммарным запасам нефти и газа район Ла-Реформа будет занимать одно из ведущих мест в мире.
На юге Мексики, западнее северной части Центрально-Американской геосинклинали, к отложениям палеогена, мела и верхней юры приурочены гигантские нефтяные месторождения. Они распространяются на западную прибрежную окраину платформы Юкатан (рис. 1), прослеживаются вдоль юго-восточной и южной границ бассейна Мексиканского залива и севернее геосинклинали Галф-Кост.
При написании этой работы были проанализированы материалы, полученные в рассматриваемом регионе с начала поисковых работ и до 1977 г. включительно. Однако в связи с тем, что продолжаются исследования, новые данные могут внести коррективы в сделанные выводы. Особенно это касается прибрежных участков, на которых работы (кроме сейсморазведки) проведены в недостаточном объеме.
Рассмотрим продуктивные и возможно продуктивные районы, окружающие бассейн Мексиканского залива. По его периферии размещаются следующие перспективные на нефть и газ провинции.
I. Платформа Флорида находится на северо-востоке. Она сложена карбонатными и эвапоритовыми толщами мощностью 2-6 км. В рифовых известняках альба выявлено 10 мелких месторождений.
II. Бассейн Гальф-Кост - Бургос, расположенный на севере (соответственно на территории США и Мексики), известен под названием «геосинклиналь Галф-Кост». Его выполняют дельтовые и морские осадки палеоцена и плейстоцена, преимущественно песчаники и глины, с которыми связаны залежи нефти и газа. Отложения кайнозоя мощностью 2-3 км перекрывают продуктивную толщу морских терригенных и карбонатных пород верхней юры и мела, которую подстилают мощные комплексы юрского возраста с соляными грядами и интенсивно развитым диапиризмом.
III. Карбонатная платформа Тамаулипас - Голден-Лейн - Эль- Абра размещается на западе и представляет собой гигантский комплекс лагунных, рифовых, предрифовых и депрессионных карбонатных образований. Продуктивны в основном келловианские пласты сеномана; небольшие залежи установлены в верхнемеловых и нижнетретичных терригенных породах и трещиноватых известняках. В области развития лагунных и рифогенных фаций общая мощность осадков составляет 5 км, а в зонах глубоководных - сокращается до 2 км.
IV. Бассейн Веракрус, выявлен на юго-западе. Небольшие залежи содержатся в продуктивных нижнетретичных терригенных и трещиноватых карбонатных породах. В 1973-1977 гг. бурение велось вдоль западной его окраины на ряде крупных приразломных антиклиналей, погребенных под чехлом третичных отложений. В результате была доказана нефтеносность рифовых и предрифовых фаций апта и турона (рис. 2). Продуктивная толща мощностью более 1500 м является продолжением рифо-предрифового комплекса Тамаулипас- Голден-Лейн - Эль-Абра и распространяется далее на юг и восток, переходя в фации Ла-Реформа. В этих породах выявлено несколько крупных залежей. Дебиты отдельных скважин достигали 150- 300 т/сут.
V. Бассейны Салина (Истмус) и Макуспана, обнаруженные на юге, выполнены третичными терригенными образованиями, залегающими с несогласием на более древних меловых и юрских карбонатных породах. Почти все залежи связаны с песчаниками миоцена. Суммарная мощность разреза 1-7 км, причем максимальные значения отмечаются на участках между соляными грядами и в межкупольных мульдах. Соль преимущественно юрская, но предполагают также наличие альбской и триасовой.
VI. Карбонатная платформа Юкатан известна на востоке и юго-востоке. До обнаружения месторождений Ла-Реформы в мезозойских отложениях бассейнов Салина и Макуспана, как и на самой платформе Юкатан, не было открыто ни одной крупной залежи (продуктивными считались морские осадки и дельтовые песчаники миоцена).
Мощность меловых и верхнеюрских пород в зоне Ла-Реформа и на Юкатане варьирует от 3 до 5 км.
Зона Ла-Реформа прослеживается на двух крупных структурных элементах: в северной части Центрального геосинклинального форланда (на юго-западе) и на стабильном массиве Юкатан (на северо-востоке). Она занимает площадь на суше 6000 км2 - протягивается на 90 км при ширине 75 км. Западная и южная окраины ее являются областями развития нижнемеловых рифовых и предрифовых фаций, с которыми связаны месторождения нефти в складчатом поясе западной части бассейна Веракрус (см. рис. 2, 3). В этой части зона Ла-Реформа простирается почти широтно, а на востоке и севере - почти меридионально, в полосе между западным побережьем Юкатана и краем шельфа, ограниченным изобатой 200 м. Северный край зоны трассируется в море сейсморазведкой приблизительно на 200 км. По-видимому, протяженность ее в прибрежных водах превышает 400, а общая составляет более 500 км.
Коллекторы зоны Ла-Реформа представлены поровыми и трещиноватыми карбонатами рифового шлейфа. Они размещаются между одновозрастными мелководными крупнослоистыми лагунными карбонатно-эвапоритовыми образованиями на юге и востоке и глубоководными тонкослоистыми карбонатными отложениями на севере и западе (см. рис. 3). От собственно зоны Ла-Реформа (от западной ветви A) отделяется (см. рис. 1) полоса развития более молодых продуктивных пород (восточная ветвь Б). По данным бурения можно предполагать, что в прибрежной части Мексиканского залива одна ветвь непосредственно перекрывает другую, но информации для подтверждения данной гипотезы еще недостаточно.
В пределах восточной ветви выявлены одно месторождение на суше и три в море. Последние приурочены к предрифовым обломочным фациям палеоцена (перекрывающим верхнемеловые известняки, мергели и глины, отложившиеся в условиях открытого моря), а также верхней юры-нижнего турона. Интенсивные нефтепроявления зафиксированы и в верхнеюрско-меловых породах, но промышленных залежей в них пока не установлено. Месторождения, открытые на суше, связаны с предрифовыми обломочными породами эоцена. В настоящее время в скважине-открывательнице испытываются отложения палеоцена. Перспективы этого района пока не определены, поскольку здесь пробурено только четыре скважины. Он обнаружен в 1977 г. и еще не получил наименования.
Предметом анализа в данной статье является восточная ветвь - собственно зона Ла-Реформа. Она была выявлена по данным геологической съемки и структурно-картировочного бурения. Первые месторождения (Кактус и Ситио-Гранде) обнаружены на антиклинории Чьяпас, где нижнетуронские и более древние коллекторы залегают на глубине 2500-4350 м. Антиклинорий сформировался в ларамийскую фазу орогенеза (кампан - ранний эоцен). Он четко выражен в рельефе и простирается параллельно складчатому поясу севера Центрально-Американской геосинклинали, а иногда частично заходит на его площадь.
В 1972 г., вслед за открытием первых месторождений, на суше и на море начаты детальные сейсмические исследования МОГТ с применением суммирования вначале 12- и 24-, а позднее 48-кратного. Всего проведено свыше 20 000 км сейсмических профилей и выявлено более 150 антиклиналей. Ширина структур 5-12, длина 10-29 км; глубины залегания их замков от 300 до более 2000 м. В настоящее время на суше и в море ежемесячно обнаруживается сейсморазведкой в среднем 10 антиклинальных складок.
Число открытых месторождений (более 26 на континенте) наглядно подтверждает, что нефтеносность здесь не ограничивается группой изолированных структур на антиклинории Чьяпас. В подстилающих продуктивный комплекс осадках выявлены поднятия, простирающиеся в том же направлении, что и структуры зоны Ла-Реформа, а не северной окраины Центрально-Американской геосинклинали. На одних участках продуктивны изолированные купола с самостоятельными ВНК, на других (см. рис. 3, 4), где высота нефтенасыщенной части разреза выше замка структуры, залежи размещаются также и в синклиналях между антиклиналями. Форма складок (см. рис. 4, 5) свидетельствует о том, что под зоной Ла-Реформа широко распространены «подушки» (вспучивания) юрской соли. Полагают, что очертания антиклиналей зависят от характера перемещения юрских соляных толщ.
По результатам бурения было сделано предварительное заключение о том, что аккумуляция УВ повсеместно обусловлена структурным фактором (ловушки антиклинального типа). В процессе дальнейших исследований на ряде южных и восточных участков изучаемого региона ее стали связывать с наличием непроницаемых барьеров в лагунных и ангидритовых толщах. На западе и севере мощность предрифового продуктивного комплекса латерально сокращается и он замещается депрессионными (глубоководными) фациями с высоким содержанием ОВ.
Заслуживает внимания тот факт, что в синклинальных участках, где даже не установлено залежей, фиксируются остаточные нефтяные скопления. Это говорит о том, что в целом зона предрифовых фаций Ла-Реформа представляет собой гигантскую стратиграфическую ловушку, наклоненную на запад и север в сторону Мексиканского залива. В ларамийскую фазу орогенеза сформировались антиклинальные ловушки, которые заполнились нефтью в результате вторичной миграции. Палеогеографические реконструкции показали, что на юге и востоке лагунные карбонаты и эвапориты располагались в структурном отношении выше предрифовой зоны и служили экраном для нефти, мигрировавшей в меловое время вверх по региональному наклону. Эта гигантская стратиграфическая ловушка по данным сейсморазведки и бурения протягивается на суше с юго-запада на северо-восток не менее чем на 90 км и еще в море более чем на 200 км. Она не существовала до ларамийской фазы орогенеза, в течение которой сформировались выявленные структурные ловушки.
Механизм аккумуляции УВ в более молодых отложениях восточной ветви неясен. Данных для суждения о том, были ли ловушки в целом структурными, либо важную роль сыграли стратиграфические факторы, как в собственно зоне Ла-Реформа, недостаточно.
Геохимические исследования нефтей показывают, что УВ генерированы не перекрывающими третичными и верхнемеловыми толщами глин и мергелей, а глубоководными карбонатными породами верхней юры, залегающими западнее и южнее района Ла-Реформа. Большинство геологов фирмы «Пемекс» полагает, что юрские отложения, местами эквивалентные по возрасту нижней части предрифовых фаций, а местами ими перекрытые, служили основным источником УВ. По нашему же мнению, юрские толщи не могли в полной мере обеспечить такой огромный объем УВ, и в качестве материнских пород следует рассматривать весь глубоководный комплекс верхней юры - нижнего турона.
В западной части зоны Ла-Реформа самые верхи коллектора (нижний турон) представлены калькаренитами мощностью 100 м, выклинивающимися к востоку. Для них характерны величины первичной пористости, свидетельствующие о генерации и миграции нефти на ранних стадиях. Ниже калькаренитов на западе и на всей площади на востоке продуктивны доломиты (с вторичной пористостью в виде пустот и каверн) и доломитизированные известняки мощностью до 2 км и более. Коллекторы от кровли нижнего турона до ВНК пронизаны сложной системой тонких соединяющихся трещин.
Пористость верхних калькаренитов варьирует от 14 до 26%, доломитов и доломитизированных известняков - от 6 до 14% и более (в среднем 11%). Проницаемость изменяется от единиц до нескольких сотен миллидарси. В отдельных образцах керна, отобранных ниже верхних калькаренитов, зафиксированы величины ее 42 мД, на месторождениях Ситио-Гранде 135, Кактус 16 и Кундуакан 122 мД. Проницаемость увеличена благодаря наличию системы тонких соединяющихся трещин.
Покрышкой являются вышележащие глины верхнего турона, коньяк-маастрихта, а местами и палеогена. Латерально и вверх по региональному наклону на восток покрышкой на отдельных участках служат непроницаемые лагунные карбонатно-звапоритовые формации.
Нефтяные залежи характеризуются нормальным гидростатическим давлением. В наиболее глубоких скважинах давление на забое достигало 450, а на устье скважин при фонтанировании находилось в диапазоне 100-190 кгс/см2. Типичная величина давления на устье скважины при фонтанировании (на примере месторождения Ситио-Гранде) составляет 110 кгс/см2.
На старых месторождениях давление в пластах падает. Нефти несколько недонасыщены, несмотря на то, что заполняют ловушку от покрышки до ВНК. В процессе разработки происходит устойчивое снижение статического давления, и на всех месторождениях планируется заводнение. На крыльях структуры Ситио-Гранде уже сейчас закачивается до 20 тыс. т/сут воды, а в дальнейшем планируется довести темп заводнения до 40 тыс. т/сут.
Пластам присущи режимы растворенного газа, упругий, а многим водонапорный. По-видимому, все три режима могут быть отмечены на большинстве месторождений, если не на всех.
Нефти имеют следующие показатели: плотность 0,824-0,888 г/см3, давление насыщения 316-331 кгс/см2, объемный коэффициент 1,713-2,321, остаточную вязкость 4,6-8,3 сП, пластовую температуру 122-128°С; газовый фактор снижается с 452 в кровле залежи до 4,6 м3/т в нижней ее части. На восточной и западной окраинах зоны Ла-Реформа величина газового фактора настолько увеличивается, что на ряде месторождений добывается в основном газ (например, на Агаве 2,5 тыс. м3/сут).
Эффективная нефтенасыщенная мощность разреза на месторождениях составляет: 230 м на юго-восточном тектоническом блоке Ситио-Гранде (см. рис. 5), 1003 м на Агаве, 2000 м на одном из участков Самарии (см. рис. 4) и более 2083 м на Сабанкуе.
Дебиты отдельных скважин достаточно высокие: вначале они варьируют от 475 до 2467 т/сут, а на одном из месторождений достигали даже рекордного уровня 5090 т/сут (все замеры выполнены при 13-мм штуцере). 19 сентября 1977 г. суточная добыча по 117 скважинам была 90 515 т (т.е. 772 т на скважину). Добыча возрастает ежегодно на 20-30%. Кроме нефти из 117 скважин ежесуточно извлекается 24 млн. м3 газа (205 120 м3 на скважину). По состоянию на 19 сентября 1977 г. в бурении находилось 50 скважин.
В пределах зоны Ла-Реформа нормальные пластовые давления фиксируются в разрезе терригенных пород миоцена (до глубин 2400- 3200 м), а АВПД - в глинах палеогена-кампана (мощность от нуля до 1400 м). От подошвы кампана до кровли продуктивной толщи, залегающей на отметках - 2500 - -4350 м, пластовые давления нормальны и практически остаются стабильными вплоть до забоя (-3770- -6500).
Первоначально на бурение скважины глубиной 4 тыс. м затрачивалось 270-300 дней, а теперь 110-200. Обычно конструкцией скважины предусматривается: установка на глубину 495-505 м - кондуктора (диаметром 46 см), 2005- 2500 м - промежуточной колонны (27,3 см), а несколько ниже подошвы кампанских отложений - обсадной колонны (23,2 см) и, наконец, хвостовика (12,7 см).
При бурении до подошвы миоценовых отложений используется нормальный водный бентонитовый раствор, в зонах АВПД - промывочная жидкость на нефтяной основе с повышенным содержанием СаС12 (плотность 1,75 г/см3), ниже - эмульсифицированные растворы малой плотности на водной основе, которые предотвращают потерю циркуляции при проходке карбонатных отложений.
В восточной ветви зоны проблемы АВПД при бурении палеоген-кампанских пород не существует, поскольку все горизонты ниже миоценовых сложены карбонатными образованиями.
Далее приводится краткое описание некоторых месторождений рассматриваемого региона.
Месторождение Ситио-Гранде (см. рис. 4, 5). Именно его выявление стало началом разведки зоны Ла-Реформа. Бурение скв. 1 (открывательницы) закончено в мае 1972 г. при забое 4197 м; на ее проводку и испытание затрачено 270 дней. Опробованы интервалы 4120-4130 и 4137-4147 м. Приток нефти через 13-мм штуцер составил 236 т/сут и газа 160 тыс. м3/сут. В опробованных интервалах залегают доломиты сеномана. При испытании скв. 5 через 12-мм штуцер с глубины 3938-3942 м получен приток нефти дебитом 800 т/сут. Эффективная мощность продуктивного пласта (от ВНК на глубине 4180 м) составляет 452 м. Размер структуры 9х5 км. Месторождение целиком разрабатывается с применением законтурного заводнения. Темп закачки (20 тыс. т/сут) планируется увеличить вдвое.
Месторождение Кактус (см. рис. 4). Оно обнаружено в 1972 г. на антиклинали размером 13X7 км. Глубина скважины-открывательницы 3760 м. На ее бурение и опробование затрачено 192 дня (в настоящее время на это уходит 110 дней). Опробованы калькарениты нижнего турона в интервале 3740-3750 м: при 8-мм штуцере приток нефти составлял 232 т/сут и газа 164 тыс. м3/сут, при 13-мм соответственно 349 т/сут и 200 тыс. м3/сут. Давление на устье скважины 180 кгс/см2; газовый фактор 442 м3/т. Кровля пород олигоцена залегает на отметке -1885, эоцена -2120, палеоцена -3080 и мела -3270 м.
Скв. 5 пробурена до глубины 3953 м. Первоначально дебит нефти при 13-мм штуцере был 634 т/сут. Суммарная нефтенасыщенная мощность пород 1482 м.
Месторождение Самария (см. рис. 4). Залежь нефти в отложениях миоцена была выявлена еще в 1960 г. В 1973 г. при опробовании пород мелового возраста в интервале 4030-4047 м выявлена другая залежь. На бурение скважины-открывательницы второй залежи ушло 280 дней (в настоящее время на эти операции затрачивают 190 дней). Вначале притоки нефти через 20-мм штуцер варьировали от 1090 до 1540 т/сут. На ряде блоков нефтенасыщенная мощность составляла 700, а на одном превышала 2000 м. Забой самой глубокой скважины находится на отметке -6500 м.
Месторождение Кундуакан (см. рис. 4). Отложения мела встречены здесь на глубине всего 2500 м. Притоки нефти через 13-мм штуцер были 1090, а через 20-мм варьировали от 1540 до 2656 т/сут. Зафиксирован абсолютный свободный дебит 5060 т/сут. Нефтенасыщенная мощность 900 м.
Месторождения Мундо-Нуэво и Агаве. Первое располагается в 12-13 км. к западу от Ситио-Гранде, а второе - в 35 км к востоку от него (см. рис. 3). На месторождении Мундо-Нуэво залежь вскрыта в 1976 г. на глубине 4320 м. При опробовании продуктивного пласта в интервале 3485-3510 м притоки очень легкой нефти (0,775 г/см3) и газа составили соответственно 265 т/сут и 2,5 млн. м3/сут через штуцер 9 мм. На месторождении Агаве нефтенасыщенная мощность 1003 м. Легкая нефть и значительное количество газа получены на глубине более 3812 м; давление на устье фонтанирующей скважины 180 кгс/см2. Кровля меловых отложений фиксируется на отметке -3789 м.
Официально опубликовано, что запасы только семи месторождений, находящихся на суше, оцениваются в 2 млрд. т. На отдельных структурах значение их варьирует от 55 до 200 млн. т. Минимальная величина доказанных извлекаемых запасов нефти (Категория C1 по классификации СССР.) на уже разведанных 26 структурах (включая три за пределами зоны Ла-Реформа) превышает 4,1 млрд. т. Извлекаемые запасы нефти на неразбуренных площадях, расположенных между разведанными, не менее 4 млрд. т. Возможно, что после того, как будут вскрыты скважинами известные в настоящее время 150 структур в пределах восточной и западной ветвей зоны Ла- Реформа, суммарные запасы нефти окажутся здесь значительно выше, чем в Саудовской Аравии и Кувейте, вместе взятых.
Рис. 1. Схема расположения основных тектонических элементов в юго-восточной части Мексики.
а -север Центрально-Американского орогена; границы: б - платформы Юкатан, в - бассейнов (I - Веракрус, II - Салина, III - Комалкалко, IV - Макуспана, V - Чапаял и Аматику), г - массивов (VI - Тукстла, VII - Чьяпас); д - зона Ла-Реформа (А - западная, Б - восточная ветви)
Рис. 2. Геологический разрез бассейна Веракрус.
Отложения: а - верхнего мела, б - нижнего мела (рифовые фации); зоны развития: I- продуктивных рифовых отложений (погребенное предгорье), II - третичных осадков
Рис. 3. Схема размещения месторождений в зоне Ла-Реформа.
Фации: а - глубоководные, б - рифогенные (зона Ла-Реформа), в - мелководные (лагунные); г -область развития соленосных толщ в бассейне Чапаял; д - нефтяные месторождения: 1 - Тепотзинго, 2 - Трес-Пуэблос, 3 - Оксиакакуе, 4 - Кундуакан, 5 - Крисол, 6 - Тьерра-Колорада, 7 - Самария, 8 - Ириде, 9 - Кактус, 10 - Нисперо, 11 - Паредон, 12 -Ломбарда, 13 - Зарза, 14 - Агаве, 15 - Рио-Нуэво, 16 - Ситио-Гранде, 17 - Качо-Лопес, 18 - Сабанкуй, 19 - Мундо-Нуэво, 20 - Артеса, 21 - Жиралдес, 22 - Сунуапа, 23 - Колано
Рис. 4. Структурная карта центральной части зоны Ла-Реформа (составлена с учетом материалов О.Ф. Виньегро, 1975 г.).
а - изогипсы кровли альб-сеноманских отложений, км; б - линии фациального замещения; в - сдвиги; г - сбросы; скважины: д - продуктивные, е - открывательницы (1 - Ириде, 2 - Самария-101, 3 - Кактус, 4 - Нисперо, 5 - Рио-Нуэво, 6 - Ситио-Гранде-1, 7 - Сабанкуй-1)
Рис. 5. Структурная карта месторождения Ситио- Гранде.
а - изогипсы продуктивного сеноманского горизонта, км; скважины: б - нагнетательные, в - продуктивные, г - «сухие»; д - ВНК; е - сбросы. I, II, III - блоки