ГКМ / 17.08.2010 / Газовые месторождения Тамар, Далит и Левиафан

Рис. 1. Схема геологического строения Восточного Средиземноморья

Рис. 1. Схема геологического строения Восточного Средиземноморья

Рис. 2. Разрез осадочных отложений Левантийского бассейна по данным геофизических исследований

Рис. 2. Разрез осадочных отложений Левантийского бассейна по данным геофизических исследований

Рис. 3. Сейсмический профиль через газовые месторождения восточной части Левантийского бассейна (голубым показаны залежи газа)

Рис. 3. Сейсмический профиль через газовые месторождения восточной части Левантийского бассейна (голубым показаны залежи газа)

В 2009 г. в восточной части акватории Средиземного моря были открыты три новых газовых месторождения – Тамар, Далит и Левиафан.  В геологическом отношении данная часть Восточного Средиземноморья относится к Левантийскому осадочному бассейну, расположенному в зоне сопряжения Аравийской,  Африканской и Евразийской плит (рис. 1) и выполняющему одноименную впадину. На севере Левантийская впадина ограничивается складчатыми структурами Кипра, на юге  граничит с отложениями конуса выноса дельты Нила, на западе – c возвышенностью  Эрастосфен, на востоке ее граница проходит по побережью Средиземного моря. Впадина характеризуется небольшими в сравнении с другими средиземноморскими впадинами глубинами (не более 2200 м у южной оконечности Кипра),  что объясняется значительной мощностью осадочного чехла (10–12 км), сформировавшемся во многом благодаря интенсивному сносу осадков из дельты Нила.

Левантийский бассейн представляет собой структуру растяжения, образованную за счет развития левых сдвигов северо-восточного простирания. В центральной части бассейна предполагается наличие коры океанического типа, сформированной на ранних стадиях развития бассейна Неотетис предположительно в перми – ранней юре. Глубина залегания фундамента на восточном побережье Средиземного моря составляет 7 км, в центральных частях бассейна –  14–16 км, а на западной окраине бассейна в районе поднятия Эратосфен вновь уменьшается до 5–6 км. Основание фундамента бассейна разбито многочисленными разломами, образующими горст-грабеновые структуры.

 По данным глубоководного бурения и геофизических исследований в строении осадочного чехла Левантийского бассейна участвуют породы нескольких осадочных комплексов (рис. 2).

Нижний осадочный комплекс представлен породами рифтовой стадии пермского-раннеюрского возраста. По составу они представлены терригенными обломочными породами, карбонатами и эвапоритами, выполняющими грабенообразные впадины. Вышележащие осадочные комплексы сложены относительно полого залегающими платформенными отложениями мезозойского-кайнозойского возраста. Со средней юры до эоцена включительно на территории Левантийского бассейна отлагались морские осадки пассивной окраины континента.  При этом отложения южной и восточной окраины бассейна относятся к мелководно-морским и склоновым фациям, тогда как северная и западная окраины бассейна характеризуются более глубоководными отложениями.

Юрские отложения представлены главным образом песчаниками и карбонатными породами, среди которых отмечаются трещиноватые и оолитовые доломиты, обладающие хорошими коллекторскими свойствами.  Меловые-эоценовые отложения также характеризуются присутствием как  песчаников, так и карбонатов, при этом последние часто выражены в рифовых фациях. К началу олигоцена карбонатное осадконакопление сменяется терригенным. Олигоцен и миоцен представлены пелагическими известковыми глинами и сланцами. Кроме того, в восточной части бассейна в разрезе отмечаются  интервалы мощных грубозернистых песчаников и конгломератов. Их появление связывается с наличием разветвленной системы каньонов на континентальном склоне, доказательством чего являются обнаруженные геофизическими методами горизонты с турбидитовыми осадками.

В верхней части миоцена отмечается мощная толща мессинских эвапоритов, с которыми связана соляная тектоника региона, нарушающая субгоризонтальное залегание вышележащих пород чехла.  Мессинские эвапориты прослеживаются вдоль всего Левантийского бассейна, а их мощность в западной части бассейна достигает 1–2 км, что делает данную толщу прекрасным региональным флюидоупором. В восточной части бассейна мощность эвапоритов значительно сокращается, и местами они полностью исчезают из разреза.

Плиоцен-плейстоценовые отложения распространены в Левантийском бассейне неравномерно,  достигая максимальной мощности 1,6 км в его восточной части. Сверху они ограничены поверхностью дна Средиземного моря.  Литологический состав плиоцен-плейстоценовых отложений определяется преобладанием глинистых осадков – мадстоунов и аргиллитов. Кроме того, отмечаются небольшие тела грубозернистых песчаников, имеющих ограниченное распространение. Линзы и прослои этих песчаников содержат большое количество биогенного газа.

Нефтегазоносность  Левантийского бассейна связана с песчаниками миоценового и плиоцен-плейстоценового возраста. Возможно, потенциальной газоносностью также обладают песчаники и известняки мела, юры и триаса. Региональными флюидоупорами и покрышками служат отложения мессинских эвапоритов, а также глинистые сланцы в разрезе отложений палеогена, неогена, мела, юры, а также эвапориты триаса.  

Месторождение Тамар

Юрские отложения представлены главным образом песчаниками и карбонатными породами, среди которых отмечаются трещиноватые и оолитовые доломиты, обладающие хорошими коллекторскими свойствами. Меловые-эоценовые отложения также характеризуются присутствием как песчаников, так и карбонатов, при этом последние часто выражены в рифовых фациях. К началу олигоцена карбонатное осадконакопление сменяется терригенным. Олигоцен и миоцен представлены пелагическими известковыми глинами и сланцами. Кроме того, в восточной части бассейна в разрезе отмечаются интервалы мощных грубозернистых песчаников и конгломератов. Их появление связывается с наличием разветвленной системы каньонов на континентальном склоне, доказательством чего являются обнаруженные геофизическими методами горизонты с турбидитовыми осадками. В верхней части миоцена отмечается мощная толща мессинских эвапоритов, с которыми связана соляная тектоника региона, нарушающая субгоризонтальное залегание вышележащих пород чехла. Мессинские эвапориты прослеживаются вдоль всего Левантийского бассейна, а их мощность в западной части бассейна достигает 1–2 км, что делает данную толщу прекрасным региональным флюидоупором. В восточной части бассейна мощность эвапоритов значительно сокращается, и местами они полностью исчезают из разреза. Плиоцен-плейстоценовые отложения распространены в Левантийском бассейне неравномерно, достигая максимальной мощности 1,6 км в его восточной части. Сверху они ограничены поверхностью дна Средиземного моря. Литологический состав плиоцен-плейстоценовых отложений определяется преобладанием глинистых осадков – мадстоунов и аргиллитов. Кроме того, отмечаются небольшие тела грубозернистых песчаников, имеющих ограниченное распространение. Линзы и прослои этих песчаников содержат большое количество биогенного газа. Нефтегазоносность Левантийского бассейна связана с песчаниками миоценового и плиоцен-плейстоценового возраста. Возможно, потенциальной газоносностью также обладают песчаники и известняки мела, юры и триаса. Региональными флюидоупорами и покрышками служат отложения мессинских эвапоритов, а также глинистые сланцы в разрезе отложений палеогена, неогена, мела, юры, а также эвапориты триаса. Месторождение Тамар Первая скважина Тамар-1 была пробурена на месторождении в 2008 г. Глубина моря в районе месторождения составляет около 2000 м. Газовая залежь обнаружена в нескольких пластах раннемиоценовых песков (турбидитов), в том месте, где их строение осложнено домессинской антиклинальной структурой, которая простирается с северо-запада на юго-восток (рис. 3). Мощность продуктивной толщи составляет около 140 м. Глубина залежи от уровня моря – приблизительно 5 км. Газ на месторождении Тамар представлен чистым метаном. По предварительным оценкам его запасы составляют 200 млрд. м3 – это крупнейшее газовое месторождение, среди открытых в 2009 г.

Месторождение Далит

Месторождение находится на расстоянии около 50 км от побережья Израиля. В настоящее время здесь пробурены две скважины – Далит-1 и Далит-2, которые подтвердили наличие газовой залежи, располагающейся на глубине 4000 км от уровня моря в подсолевых отложениях нижнего миоцена и связанной с небольшим поднятием домессинского возраста. Глубина моря в районе месторождения – около 1600 м. Запасы месторождения  составляют приблизительно 14–20 млрд. м3.

Месторождение Левиафан

Месторождение находится на расстоянии более 100 км от береговой линии Израиля. Сейсмические данные указывают на сходство месторождения Левиафан с месторождением Тамар. Газовая залежь располагается в подсолевых отложениях нижнего миоцена и связана с антиклинальной структурой домессинского возраста. По результатам геофизических исследований потенциальные запасы данного месторождения, возможно, в два раза превышают подсчитанные запасы месторождения Тамар. Однако данные глубоководного бурения, подтверждающие эти предположения, пока отсутствуют.

Источники:

Roberts G., Peace D. Hydrocarbon plays  and the prospectivity of the Levantine Basin, offshore Lebanon and Syria from modern seismic data // GeoArabia. Vol.12. №3. 2007. P. 90–124. 

Gardosh M. A., Druckman Y. Seismic stratigraphy, structure and tectonic evolution of the Levantine Basin, offshore Israel. Geological Society, London, Special Publications.  2006. V. 260. P. 201–227.

Nader F.H. The Levant offshore Basin and its petroleum perspectives: petroleum prospects of Lebanon . AAPG European Region Annual Conference abstracts. 2009. P. 95–98.

www.nobleenergyinc.com


Тэги:газ 

Рейтинги

Первая десятка: США, Россия, Иран, Катар, Канада, Китай, Норвегия, Саудовская Аравия, Алжир, а также Индонезия.
Читать дальше


Календарь

27-27 мая 2016 года
Российский рынок газа. Биржевая торговля
Санкт-Петербург, "Кемпински Мойка 22"

Биржевая торговля газом способна стать эффективным инструментом совершенствования системы газоснабжения в России.

Подробности

Блоги

50 лет СПГ-торговле

ЖЖ IV_G
50 лет СПГ-торговле

Wood Mackenzie подводит итоги 50 годам развития СПГ в мире: в настоящее время в торговлю сжиженным природным газом вовлечено 45 стран.

Читать полностью

ГКМ

Газовое месторождение Зор

Зор является крупнейшим газовым месторождением, открытым за последнее время, на его долю приходится больше трети запасов газа Египта.

Читать дальше

Авторский блок

А. А. Паранук
Установка непрерывной вакуумной перегонки мазута производительностью 100 тонн в сутки по сырью

В работе приводится описание установки непрерывной вакуумной перегонки мазута производительностью 100 тонн в сутки по сырью. Приведены преимущества предлагаемой установки перед существующим оборудованием по вакуумной перегонке мазута, описание установки и ее технологические характеристики. Приводится детальный анализ ее технологического оборудования.

Читать дальше

Пресс-релизы

"Саратовнефтегаз" (АК "РуссНефть") наращивает добычу природного газа
Остаточные запасы свободного газа на Западно-Рыбушанском месторождении оцениваются в 1327 млн куб м. Читать дальше

 

Из кубических футов -> в куб м

Футы кубические трлн.

Метры кубические млрд.

Футы кубические млрд.

Метры кубические млн.

Из MMBTU -> в долл за тыс куб м

MMBTU

Долл. за 1000 м. куб.

Из млн тонн СПГ -> в тыс куб м

Сжиж. природный газ млн.т.

Метры кубические млрд.

Из €/MWh -> в долл за тыс куб м

€/MWh

1000 метров кубических долл.

Из пенсов на терму (NBP) -> в долл за тыс куб м

Цена за терму, пенсов

Долл. за 1000 м. куб.

начало | телетайп | материалы | рейтинги | контакты

©  «Компания ИНТАРИ - сбор, анализ и хранение данных о трубопроводах», 2009 - 2016