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. 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. 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)

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

Хроники газового Феникса по имени RUE

ЖЖ Konfuzij
Хроники газового Феникса по имени RUE

Фирташ оказался кремнем. Деньги, адвокаты и суды на месте. Это еще не финал.
Читать полностью

ГКМ

Южно-Тамбейское месторождение

Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение приурочено к Ямальской нефтегазоносной области. Оно было открыто в 1970 г.  Месторождение располагается на северо-восточном берегу полуострова Ямал, а его часть погружается под воды Обской губы. Средняя глубина залегания углеводородов составляет 1125–3100 м.
Читать дальше

Авторский блок

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

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

Инновационные методы разработки трудноизвлекаемых запасов газа получили премию
В ПАО «Газпром» состоялось награждение лауреатов премии компании в области науки и техники за 2018 год. Первый приз получила работа «Создание и внедрение инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами газа, позволяющих увеличить рентабельность добычи», созданная в ОАО «Севернефтегазпром». «Серебро» получила работа «Разработка комплекса отечественных катализаторов нефтепереработки для получения высококачественных моторных топлив», созданная в ПАО «Газпром нефть».
Читать дальше

 

начало | телетайп | материалы | рейтинги | контакты

©  «Компания ИНТАРИ - сбор, анализ и хранение данных о трубопроводах», 2009 - 2017