Группа газовых месторождений Большой Горгон

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

Рис. 2. Разрез отложений бассейна Северный Карнарвон

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