ГКМ / 07.09.2010 / Группа газовых месторождений Большой Горгон

Рис. 1. Схематическое строение НГБ Северный Карнарвон. Обозначены месторождения УВ Барроу и Большой Горгон

Рис. 1. Схематическое строение НГБ Северный Карнарвон. Обозначены месторождения УВ Барроу и Большой Горгон

Рис. 2. Разрез отложений бассейна Северный Карнарвон

Рис. 2. Разрез отложений бассейна Северный Карнарвон

Рис. 3. Группа месторождений Большой Горгон

Рис. 3. Группа месторождений Большой Горгон

Группа газовых месторождений Большой Горгон находится на шельфе северо-западного побережья Австралии в пределах нефтегазоносного бассейна (НГБ) Северный Карнарвон Западноавстралийской нефтегазоносной провинции (НГП).  НГБ Северный Карнарвон практически полностью располагается на пассивной окраине Австралийского континента, протягиваясь на 1000 км вдоль его западного и северо-западного побережья. Бассейн представляет собой  пологую моноклиналь, погружающуюся на северо-запад в сторону Индийского океана.   На северо-востоке и юго-западе Северный Карнарвон ограничен погребенными подводными поднятиями, отделяющими его от бассейнов Кэннинг и Южный Карнарвон.

 В строении Северного  Карнарвона участвует ряд поднятий, разделяющих бассейн на систему впадин, представляющих собой погребенные грабены. С юго-запада на северо-восток выделяются впадины Эксмут, Барроу, Дампьер и Бигл. Преимущественное простирание структур – северо-восточное (рис. 1).

Бассейн Карнарвон выполнен мощной (до 15 км) толщей фанерозойских отложений. По особенностям своего состава и строения толща подразделяются на два структурных этажа. К нижнему относятся породы палеозойско-верхнеюрского возраста, к верхнему – все более молодые отложения от мела до плейстоцена. Нижний структурный этаж отражает этап рифтового развития бассейна. Породы этого этажа разбиты многочисленными разломами на блоки, формирующие горст-грабеновые структуры. Отложения верхнего структурного этажа с размывом и резким угловым несогласием залегают на отложениях нижнего. Они имеют более широкое площадное распространение и пологое моноклинальное залегание, практически не нарушенное разрывными нарушениями. Породы верхнего структурного этажа характеризуют пассивно-окраинную стадию развития бассейна.

В НГБ Северный Карнарвон известно не менее 100 месторождений нефти и газа. Выделяется несколько нефтегазоносных комплексов: нефтеносный – в песчаниках нижнего мела и верхней юры, газоконденсатный – в песчаниках средней юры – нижнего мела и газовый – в среднеюрских песчаниках.

Впадина Барроу – самая перспективная в отношении нахождения УВ часть НГБ Северный Карнарвон. На востоке и юго-востоке она ограничена системой разломов Флиндерс и береговой линией Австралии, на западе и северо-западе – древним погребенным горстом  Рэнкин, на юго-западе – прогибом Эксмут.

Впадина Барроу сформировалась как серия небольших структурно контролируемых депрессий северо-восточного простирания, образовавшихся в течение плинсбаха и оксфорда на синрифтовой стадии развития бассейна Карнарвон.

Формирование чехла бассейна Северный Карнарвон, по всей видимости, начало происходить с раннего палеозоя. В ордовикско-силурийское время в обстановке растяжения формируется мощная (4 км) толща песчаников, карбонатов и эвапоритов. В середине девона территория воздымается и осушается. Трангсрессия, наступившая в позднем девоне, привела к формированию мелководно-морских отложений общей мощностью около 1 км. В раннем карбоне глубина моря незначительно увеличивается. В позднем карбоне в разрезе отмечаются горизонты тиллитов – отложений древних ледников. В пермском периоде на территории вновь господствует мелководно-морское терригенное осадконакопление. К концу перми в бассейне Карнарвон начинает закладываться будущая впадина Барроу (рис. 2).

К раннему триасу происходит существенная структурная перестройка плана строения бассейна – появляются области растяжения коры, а триасовые отложения отделяются от перми резким угловым несогласием и перерывом в осадконакоплении. Формирование рифтов в бассейне Карнарвон связано с заложением океана Тетис, а также распадом Пангеи на два суперконтинента – Лавразию на севере и Гондвану на юге.

Дорифтовые триасовые отложения включают в себя формации Локер Шейл (глубоководные сланцы) и Мунгароу (дельтовые фации сланцев и песчаников). Песчаники формации Мунгароу являются коллекторами для крупных газовых месторождений поднятия Рэнкин (Большой Горгон). Мощность отложений формации Мунгароу может достигать 3 км.

Раннеюрские отложения представлены глубоководными сланцами и глинами формации Динго мощностью до 5 км. Формирование тонко- и  мелкозернистых фракций временами прерывалось за счет периодического отложения песков, которые приносились с континента за счет воздымания бортов рифтовой впадины.

В поздней юре в связи с распадом суперконтинента Гондвана на западную (Южная Америка и Африка) и восточную (Австралия, Антарктида, Индия, Мадагаскар) части во впадине Барроу формируются подводные конусы выноса, отложения которых перемежаются с песчано-глинистыми отложениями рифта. Верхнеюрские отложения конусов выноса являются коллекторами для месторождения Барроу Айленд.

Наступившее в начале раннего мела общее воздымание территории привело к перерыву в осадконакоплении. Раннемеловые отложения несогласно перекрывают отложения как дорифтового, так и рифтового компексов. В бассейне Барроу они известны как «дельта Барроу», поскольку представляют собой выдержанную по строению и составу толщу дельтовых отложений. Сейсмическими методами в строении нижнемеловой толщи выделяется две формации: базальная Малуэ и верхняя Флакур. Проградация дельты происходила с южной стороны впадины, о чем свидетельствуют уменьшающиеся к северу мощности отложений. Раннемеловые отложения включают в себя также тела песчаников, формирование которых связывается с перемывом дельтовых отложений в периоды изменения уровня моря. Песчаники дельтового комплекса являются прекрасными коллекторами для множества газовых месторождений региона.

В конце раннего мела за счет наступившей новой трансгрессии происходит формирование глубоководных глинистых сланцев формации Мадеронг, несогласно залегающих на дельтовом комплексе. Отложения этой формации играют роль региональной покрышки в формировании залежей УВ в породах нижнего мела.

 После раннего мела впадина Барроу развивается как часть пассивной окраины Австралийского континента. В позднем мелу преобладает карбонатное осадконакопление. В структурном плане происходит формирование небольших поднятий типа Рэнкин, которые в дальнейшем сыграют значительную роль в формировании месторождений нефти и газа.  

В эоцене и миоцене разрез карбонатов дополняется незначительной примесью терригенной составляющей. В среднем миоцене за счет коллизии Индо-Австралийской и Евразийской плит в осадочном чехле бассейна происходит формирование крупных брахиантиклинальных складок. Одной из таких складок является современный остров Барроу, в структуре которого находится крупное нефтяное месторождение Барроу.

Группа газовых месторождений Большой Горгон находится приблизительно в 150 км от северо-западного побережья Австралии и в 1200 м от г. Перт – столицы Западной Австралии. Месторождения располагается на континентальном шельфе Австралийского материка на глубине от 200 до 1400 м. В пределах группы газовых месторождений Большой Горгон выделяется пять газовых  полей: Горгон, Крисаор, Дионисис, Вест Траял Рокс и Спар (рис. 3).  Размеры Большого Горгона составляют 5 х 30 км.

Месторождения были открыты в 1980 г. при бурении скважины Горгон-1. Семь остальных скважин были пробурены на месторождениях в период с 1982 по 1998 гг. В геологическом отношении группа газовых месторождений Большой Горгон относится к южной части поднятия Рэнкин. Основные газовые залежи приурочены к песчаникам формации Мунгароу триасового возраста, покрышкой для них являются глубоководные сланцы той же формации. Отдельные толщи песчаников, относящиеся к отложениям речной долины, достигают мощности 50 м и либо переслаиваются с русловыми аргиллитами, либо слагают песчаные тела мощностью до 220 м. Пористость песчаников на месторождениях составляет 15–20%, проницаемость около 10–1000 миллидарси. Кровля формации Мунгароу находится на глубине около 3500 м от поверхности морского дна. Кроме того, газ обнаружен и в меловых песчаниках.

Запасы группы месторождений Большой Горгон превышают 1 трлн. м³ газа, что составляет около 25% разведанных ресурсов газа всей Австралии. Газ содержит диоксид углерода в количестве от 12 до 17%, а также незначительную примесь азота.

Источники:

Baillie P.W., Jacobson E.P. Prospectivity and exploration history of the Barrow sub-basin, Western Australia //  APPEA Journal. 37(1). 1997. P. 117–135

Clegg L.J. Sayers M.J. Tait A.M. The Gorgon gas field // AAPG Conference-Giant Oil and Gas Fields of the Decade 1978–1988. 1990.

Sheng He, Middleton M. Heat flow and thermal maturity modelling in the Northern Carnarvon Basin, North West Shelf, Australia // Marine and petroleum geology. V.19. I9. 2002. P. 1073–1078.

www.ret.gov.au

www.petroleum-acreage.gov.au

Тэги:горгон,  большой горгон,  большой горгон запасы,  большой горгон месторождение,  горгон месторождение,  газ австралия,  горгон карта