Объемы добычи нефти в Мексиканском заливе в 1992–2003 гг.

Представители нефтяных компаний, работающих в мелководной части залива, заявляют, что ежегодное снижение дебита старых добывающих скважин составляет до 33 % в год, новых скважин – до 47 %. По их мнению, ускоренное уменьшение добычи из введенных в разработку месторождений не столь негативно, поскольку:

– заставляет нефтяные компании работать более целеустремленно, чтобы поддерживать добычу нефти при ее снижающихся остаточных запасах;

– стимулирует более эффективную разработку небольших месторождений, что повышает ресурсную базу извлекаемой нефти;

– вынуждает нефтяные компании возмещать истощающиеся запасы за счет бурения соответствующего числа разведочных и добывающих скважин, обеспечивающих более плавное снижение остаточных запасов; однако некоторые компании считают основной задачей обеспечение ускоренного истощения запасов.

Что же касается добычи газа в мелководной части Мексиканского залива, то в результате совершенствования технологии заканчивания газовых скважин удалось увеличить дебиты вводимых в разработку новых скважин от 138 тыс. м³/сут в начале 1990-х гг. до 173 тыс. м³/сут к началу 2000 г. Несмотря на снижение запасов, на вновь открываемых газовых месторождениях удалось сохранить довольно стабильную добычу газа, и только с конца 1990-х гг. наметилась тенденция ее медленного уменьшения.

Возмещение запасов в мелководной части Мексиканского залива является наиболее острой проблемой, от решения которой зависит поддержание добычи нефти и газа. Для предотвращения снижения добычи необходимо наращивать запасы. С этой точки зрения 1993–2000 гг. были довольно благоприятными:

– при добыче нефти с газовым конденсатом, равной 338 млн т, пополнение новых запасов составило 335 млн т, т. е. 99 % добычи;

– объем вновь открытых запасов газа составил 790 млрд м³ при его добыче 951 млрд м³, т. е. 83 % добычи;

– основной объем вновь наращиваемых запасов получен за счет доразведки открытых месторождений; в 1991–1998 гг. 90 % новых запасов нефти и конденсата было доразведано на старых месторождениях; около 24 % запасов газа получено на вновь разведанных месторождениях и 76 % – в результате доразведки запасов на разрабатываемых месторождениях.

Таким образом, основной объем наращивания запасов нефти и газа обеспечивается за счет интенсивной разработки и доразведки месторождений, в том числе крупных, открытых еще в 1960–1970-е гг.

На крупных месторождениях, осложненных сбросами и сдвигами, могут находиться отдельные изолированные блоки, не охваченные разработкой. Их можно ввести в разработку в результате зарезки вторых наклонных стволов в скважинах эксплуатационного фонда. В качестве примера можно привести наращивание запасов на семи крупных старых месторождениях, расположенных в Южном Проходе (South Pass) Мексиканского залива. Их начальные доказанные запасы составляли 123 млн т нефти и 72 млрд м³ газа. Через девять лет в результате внедрения интенсивных методов разработки дополнительно было разведано 18 млн т нефти и 30,4 млрд м³ газа. Фактически запасы нефти и газа возросли на 23 % (в нефтяном эквиваленте) по сравнению с начальными. Интенсивная разработка месторождений может оказаться экономически привлекательной за счет использования существующих платформ и инфраструктуры, зарезки вторых и третьих стволов в существующих скважинах. Стоимость зарезки второго ствола составляет примерно 2 млн долл. (при глубине скважины около 3 000 м), бурения новой скважины – 6 млн долл.

Замедление темпов падения добычи связывают с разведкой и разработкой мелких меторождений с использованием передовых технологий. Передовые технологии в области разведки позволяют на порядок снижать число бесприточных скважин, что важно для рентабельной разработки небольших месторождений.

В связи с незагруженностью оборудования по обработке продукции на многочисленных морских платформах, число которых в мелководной части залива достигает около 4 000, создаются благоприятные условия для рентабельной эксплуатации вновь вводимых в разработку небольших месторождений и даже отдельных скважин. Продукция последних по подводным трубопроводам поступает на незагруженные платформы и после обработки по существующим трубопроводам транспортируется на берег для дальнейшей переработки. Общая протяженность таких трубопроводов превышает 46 400 км.

Исходя из создавшихся условий рентабельной эксплуатации мелких месторождений, эксперты США из года в год увеличивают число открываемых мелких месторождений в мелководной части залива, содержащих значительные ресурсы нефти (по оценке 1,055 млрд т) и газа (по оценке 2,762 трлн м³). Особое внимание должно быть обращено на повышение эффективности эксплуатации небольших месторождений на основе широкого внедрения подводного заканчивания устья скважин и использования существующей инфраструктуры для обработки продукции и дальнейшего ее транспорта до берега. Несмотря на все перечисленные меры и ускоренный ввод в разработку многочисленных мелких месторождений в западной мелководной части Мексиканского залива, в будущем вряд ли можно предотвратить снижение добычи нефти и газа.

Более долговременные перспективы добычи нефти в мелководной части Мексиканского залива будут связаны со следующими факторами:

– темпами и масштабами внедрения новых прогрессивных технологий в области разведки и разработки месторождений;

– отменой существующих ограничений на разведку и разработку месторождений в восточной мелководной части залива;

– предоставлением определенных льгот, направленных на стимулирование ведения работ в мелководных частях залива.

Кроме того, на добычу нефти не только в мелководной части, но и во всем Мексиканском заливе значительное влияние будут оказывать работы по освоению глубокозалегающих структур, подсолевых отложений, особенно глубоководных и сверхглубоководных месторождений. Прежде всего, часть новых запасов нефти и газа в мелководной части залива может быть открыта в результате разведки глубокозалегающих структур, на глубине более 4 500 м от морского дна. Глубокозалегающие структуры, по всей вероятности, распространены на всех участках залива. До настоящего времени они слабо разведаны: из общего числа пробуренных в заливе 35 000 скважин только 1 842 пробурены на глубину более 4 500 м. По оценке Службы управления минеральными ресурсами MMS (Mineral Ma­nagement Service), в трех глубокозалегающих структурах может содержаться от 141 до 566 млрд м³ неразведанных ресурсов газа, или в среднем около 300 млрд м³.

Большая часть глубоких скважин в заливе пробурена в 1980-х гг. с использованием данных сейсморазведки 2D. Было открыто 508 месторождений с общими извлекаемыми запасами газа 283 млрд м³, или около 557 млн м³ на одно месторождение. Наиболее успешные результаты получены в северо-восточной части залива, где открыто 24 месторождения с извлекаемыми запасами газа 71, 4 млрд м³, или почти 2,97 млрд м³ на одно месторождение; на 479 месторождениях сосредоточено около 212,4 млрд м³ извлекаемых запасов газа, или в среднем 443 млн м³ на одно месторождение. При использовании методов сейсморазведки 3D возможно открытие крупных месторождений с высокодебитными скважинами.

На открытых в последнее время месторождениях в глубокозалегающих структурах при использовании новых технологий заканчивания скважин дебиты газа могут составить 500–2 250 тыс. м³ / сут. Рентабельная добыча из таких скважин может быть обеспечена только при высоких дебитах, так как расходы на бурение и заканчивание скважины составляют 10–20 млн долл. Эти дорогостоящие скважины характеризуются высокими пластовыми давлением и температурой, а также большим содержанием в продукции СО₂ и H₂S. Высокие затраты на бурение таких скважин и использование специально созданных тяжелых дорогостоящих самоподъемных буровых установок могут быть снижены в результате использования для обработки и транспорта продукции существующей незагруженной инфраструктуры в мелководной части залива. Кроме того, имеются перспективы открытия продуктивных структур в подсолевых отложениях, которые охватывают до 60 % территории северной части Мексиканского залива. Осадочные отложения большой толщины, залегающие под этими солевыми отложениями, могут содержать значительные объемы углеводородов. В 1980-х гг. уже были пробурены скважины на подсолевые отложения, но результаты тогда не оправдали ожидания. Однако по мере совершенствования сейсмической разведки и обработки ее данных стало возможным открытие крупных месторождений.

В 1993 г. группой компаний Phillips-Anadarko-Amoco впервые в подсолевых отложениях было открыто месторождение Mahogany с промышленными запасами нефти и газа. Скважина была пробурена на глубину 5 032 м и введена в эксплуатацию в 1996 г. с начальным дебитом нефти 959 т/сут, газа – 283 тыс. м³/сут.

Совершенствование технологий сейсморазведки 3D и проходки соляных толщ способствовало выявлению подсолевых структур. Особенно хорошие результаты были получены компанией Anadarko, которая только в 1998 г. открыла три крупных месторождения. Одно из них – месторождение Hickery – открыто разведочной скважиной, пробуренной до глубины 6 588 м, при этом успешно пройден самый мощный в заливе пласт соли толщиной 2 440 м. Скважиной вскрыт продуктивный пласт толщиной 92 м, состоящий из многих прослоев песчаника. Запасы месторождения оцениваются в 5,5 млн т. Несмотря на успехи отдельных компаний в разведке и разработке глубокозалегающих структур, находящихся в подсолевых отложениях, на ближайшую перспективу трудно ожидать быстрого наращивания темпов разработки аналогичных структур.

Перспективы наращивания добычи нефти и газа в Мексиканском заливе связаны, прежде всего, с возрастающим числом вводимых в разработку глубоководных и сверхглубоководных месторождений. Первые шаги перехода от мелководных к глубоководным месторождениям (т. е. при глубине моря более 200 м) предприняты в конце 1970-х – начале 1980-х гг. Если в начальный период освоение мелководной части Мексиканского залива в основном осуществлялось с использованием самоподъемных стальных платформ, то по мере перехода к освоению более глубоких участков стали широко применяться стационарные стальные платформы. Для глубин моря более 300 м начали использоваться тяжелые конструкции стационарных стальных платформ, состоящих из верхней и нижней конструкций, перевозимых на место установки раздельно на баржах. Стыковка конструкций осуществлялась непосредственно на отметке, выбранной согласно проекту разработки месторождения.

Первая глубоководная платформа была установлена в 1979 г. на месторождении Cognac, открытом компанией Shell в блоке 194 Mississippi Canyon, где глубина моря составляет 309 м. Здесь впервые был преодолен 300-метровый барьер глубины установки стационарных платформ. Расположенное на платформе оборудование обеспечивало суточную добычу газа 3,68 млн м³ в период выхода месторождения на максимальную добычу. Тем самым было показано, что глубоководные продуктивные пласты обладают большими добычными возможностями. В 1984 г. корпорацией Exxon началась эксплуатация месторождения Lena с использованием стационарной платформы, установленной на глубине моря 310 м. В 1989 г., через 10 лет после установки глубоководной платформы на месторождении Cognac, компания Shell установила на месторождении Bullwinkle стационарную платформу на глубине моря 405 м. Впоследствии для освоения более глубоководных месторождений стали применяться платформы, надводная часть которых удерживалась несколькими связками, состоящими из предварительно напряженных труб. При разработке сверхглубоких месторождений (при глубине моря более 1 500 м) предпочтение отдается использованию технологии подводного заканчивания скважин с подачей продукции на плавающие платформы различных конструкций, удерживаемых на оттяжках, или на плавающие суда, оборудованные для приема, обработки, хранения и последующего транспорта продукции насосами и компрессорами.

После достигнутых успехов в области открытия крупных глубоководных месторождений в конце 1970-х и начале 1980-х гг. в следующее десятилетие было разведано только 15 крупных месторождений с запасами каждого более 13,7 млн т (по американской классификации к категории крупных относятся месторождения с запасами более 13 млн т). Эти результаты поставили под сомнение наличие в глубоководной части залива крупных запасов нефти и газа. Ведущие организации США, занятые оценкой ресурсов континентального шельфа, такие как Служба управления минеральными ресурсами в 1995 г. и Национальный совет по нефти (National Petroleum Council) в 1992 г. объявили о низкой ресурсной базе глубоководной части Мексиканского залива. Однако в 1995–1999 гг. была достигнута наибольшая эффективность разведочных работ, обеспечивших открытие 14 крупных глубоководных месторождений.

В 2000–2001 гг. было открыто еще девять крупных месторождений. Наиболее примечательно, что в 1998–2001 гг. открыто четыре крупнейших месторождения (Mad Dog, Thunder Horse, Thunder Horse North, Trident) с запасами каждого, более 55 млн т. Всего в 1985–2001 гг. открыто 218 месторождений, из которых 45 относятся к крупным, запасы каждого превышают 13,7 млн т в нефтяном эквиваленте. Эти крупные месторождения, в основном, были открыты на глубине моря от 800 до 1 600 м. Около 80 % открытых на глубоководных участках Мексиканского залива месторождений со значительными запасами были нефтяными, содержащими значительные объемы нефтяного газа. Однако Служба управления минеральными ресурсами до сих пор считает, что около 2/3 остаточных ресурсов газа сосредоточено на газовых месторождениях.

Высокие дебиты вводимых в эксплуатацию новых скважин являются важным фактором, положительно влияющим на рентабельность разработки глубоководных месторождений в заливе. Об этом свидетельствуют следующие примеры:

– скважина, пробуренная компанией Shell на месторождении Ursa в блоке 854 Mississippi Canyon, работала с дебитом 4 110 т / сут нефти и конденсата;

– скважина, пробуренная компанией ВР на месторождении Troika (находится в Green Canyon Block 244), работала с дебитами нефти 4 245 т / сут и газа 1,87 млн м³/сут.

Этот положительный опыт оказал огромное влияние на пересмотр всей стратегии разработки месторождений. Так, на газовом месторождении Mensa компании Shell с запасами газа 28 млрд м³ дебит единственной пробуренной скважины составляет 28,3 млн м³/сут. Данное месторождение может разрабатываться всего тремя скважинами с подводным расположением устья, хотя Национальный нефтяной совет США в 1992 г. указывал, что для разработки месторождения газа с аналогичными запасами необходимо пробурить 30–40 скважин.

Достигнутые успехи в разведке и разработке месторождений позволяют более оптимистически оценивать потенциальные ресурсы нефти и газа по всему Мексиканскому заливу, особенно по его глубоководным участкам.

В настоящее время по данным Службы управления минеральными ресурсами, доказанные запасы на открытых месторождениях, а также предполагаемые в результате будущих открытий запасы оцениваются по нефти в 6,7 млрд т, по газу в 8,375 трлн м³. Из известных потенциальных ресурсов нефти и газа в Мексиканском заливе рентабельно может быть извлечена только их часть. Степень извлечения этих ресурсов зависит от размеров месторождений и глубины моря, стоимости платформ, скважин и оборудования для подводного заканчивания устья скважин, коэффициента успешности разведки, совершенствования технологии.

Немаловажную роль будут играть и такие факторы, как рост спроса, цены на нефть и газ, а также предоставление компаниям финансовых инициатив, включая освобождение от платежей роялти, которые могут стимулировать их заинтересованность в разработке труднодоступных месторождений Мексиканского залива.

Геологическое строение Мексиканского залива и отдельных месторождений

Этот нефтегазоносный бассейн располагается в пределах одной из крупнейших впадин земной коры, наиболее прогнутая часть которой занята водами Мексиканского залива. Впадина имеет почти изометрическую форму диаметром около 1 800 км и выполнена кайнозойскими и мезозойскими отложениями мощностью до 15 км. Наземная часть бассейна занимает Примексиканскую низменность и расположена на территории южных штатов США (Техаса, Луизианы, Арканзаса, Миссисипи, частично Алабамы, Джорджии и Флориды) и Мексики (штаты Тамаулипас, Веракрус, Табаско). На юго-востоке он ограничен разломом, отделяющим его от Антильской геосинклинальной системы.

На севере бассейн обрамляется выходами палеозойских отложений в складчатых системах Аппалачей и Уошито или выступами докембрийского фундамента (своды Нашвилл и Паскола); на северо-западе соединяется с Пермским бассейном, на востоке его граница проходит через свод Окала Флориды; западное и южное обрамление бассейна образовано ларамийским горным сооружением Восточной Сьерра-Мадре. Наземная часть осложнена рядом прогибов и поднятий. Субаквальная часть бассейна включает шельф, континентальный склон и абиссальную равнину с глубиной дна до 4 км. Для всего бассейна в целом характерно проявление соляной тектоники с солью раннеюрского или пермского возраста.

Нефтегазоносность связана с миоценовыми, палеогеновыми и меловыми, в меньшей степени плиоценовыми и юрскими отложениями. Коллекторами являются преимущественно песчаники для кайнозойских и известняки для меловых пород. На северо-западе нефтегазоносны также песчаники и известняки карбона и ордовика. Большая часть месторождений нефти и газа связана с локальными поднятиями платформенного типа, солянокупольными структурами и зонами выклинивания песчаных отложений. В мексиканской части известны также нефтяные месторождения, приуроченные к антиклиналям линейной складчатости и протяженным рифогенным зонам. В нефтегазоносном бассейне Мексиканского залива известно несколько месторождений-гигантов (нефти – Ист-Техас, газа – Монро, Картидж и др.).

Добыча нефти в бассейне на территории Мексики ведется с начала XX в. (район Тампико), на территории США – с 1920-х гг. Ее быстрому росту благоприятствовала возможность использовать морской транспорт для перевозки нефти. Природный газ добывается интенсивно со времен Второй мировой войны. С 1960–1970-х гг. в бассейне ведется подводное бурение для получения нефти и газа на береговой отмели штатов США – Техас и Луизиана, где запасы нефти ранее оценивались в 374 млн тонн.

К настоящему времени здесь выявлено около 5 000 нефтяных и почти 4 000 газовых разновеликих месторождений. По направлению к внешней (экваториальной) части бассейна происходит омоложение нефтегазосодержащих горизонтов от верхней юры до плейстоцена. В этом же направлении увеличивается глубина залегания углеводородных скоплений от нескольких сотен метров до 6 500 м. Нефти внешней зоны в основном легкие, малосернистые. Лишь в районах, где их залежи связаны с кепроками соляных куполов, содержание серы в нефтях возрастает. Во внутренней, континентальной зоне бассейна преобладают нефти средней плотности, иногда высокосернистые. По групповому составу нефти метаново-нафтеновые. В составе газов отмечается небольшое количество гомологов метана и высокое содержание газового конденсата.

Тектоническое строение Мексиканского залива и нефтегазоносность отдельных зон

Бассейн Мексиканского залива разделяется на следующие крупные элементы: 1) впадину Мексиканского залива; 2) предкордильерские краевые прогибы; 3) Багамско-Кубинский краевой прогиб; 4) зону краевых прогибов Уошитской и Аппалачской складчатых систем и примыкающую к ней небольшую окраину докембрийской платформы.

Впадина Мексиканского залива занимает наибольшую часть рассматриваемого бассейна. Основная средняя часть впадины располагается под водами одноименного залива, в котором выделяется зона шельфа, континентальный склон и глубоководная котловина Сигсби, ограниченная крутыми уступами Сигсби, Флорида и Кампече.

Континентальная окраина впадины, выделяющаяся в США и Мексике под названием Галф-Кост, входит в состав эпигерцинской Северо-Американской плиты. Платформенный осадочный чехол образует в целом обширную и пологую мегамоноклиналь. Структура последней осложнена погребенными поднятиями, прогибами и зонами региональных разломов. Основные зоны разломов группируются в два пояса – Северный и Южный. Простирание первого меняется с северо-восточного на широтное и затем на юго-восточное. Этот пояс состоит из следующих зон региональных разломов: Балконес и Люлинг-Дарст-Крик (на северо-западе), Мексиа-Талко (на северо-западе и севере), Южно-Арканзасской (на севере) и Пикенс-Джильбертаун (на юго-востоке). Южный пояс также включает ряд зон региональных разломов, из которых наиболее значительны Сэм-Фордайс-Вандербилт в северо-западной части пояса и Типитайт-Батон-Руж – в средней. Местами разломы в этом поясе замещаются флексурами.

Между Северным и Южным поясами разломов обособляется целый ряд поднятых и погруженных элементов. Первые представлены (с запада на восток) поднятием Сан-Маркос, сводами Сабин и Монро, и далее поднятиями Джексон и Уиггинс. Самые крупные из них – своды Монро и Сабин. Диаметр последнего равен 150 км. Наибольшей вертикальной амплитудой характеризуется поднятие Джексон (около 300 м по подошве нижнего мела). Поднятия Сан-Маркос и Уиггинс нечетко выражены в структурном плане.

В северо-западной части Галф-Коста находится прогиб Рио-Гранде, представляющий полувпадину, вытянутую в северо-западном направлении и открывающуюся на юго-восток в Мексиканский залив. Еще три прогиба – Тайлер (Восточно-Техасский), Северо-Луизианский и Миссисипский – располагаются соответственно западнее свода Сабин, между сводами Сабин и Монро и между сводом Монро и поднятием Уиггинс. Наибольшее развитие диапиризма на территории Северного Галф-Коста имеет место в регионе, охватывающем южные районы штатов Техас и Луизиана и распространяющемся на юг подводами Мексиканского залива до уступа Сигсби. В шельфовой части этого региона наряду с соляными установлены в большом количестве глиняные диапиры. Северная периферия региона частично совмещается с Южным поясом разломов.

В мексиканской части Галф-Коста также выделяется ряд поднятий и прогибов. Наиболее крупные поднятия (с севера на юг) – Эль-Бурро-Пикачос, Коауила, Тамаулипас и Юкатанское. Поднятия Тамаулипас и Коауила представляют собой краевые поднятия эпигерцинской плиты. На севере западной и южной частей Галф-Коста выделяются прогибы Сабинас и Бургос (Северо-Восточный). Первый из них заключен между поднятиями Коауила и Эль-Бурро-Пикачос, а второй располагается в низовьях р. Рио‑Гранде и открывается в Мексиканский залив. На юго-западе и юге мексиканской части Галф-Коста обособляются поперечные окраинные прогибы эпигерцинской плиты: Тукспан, Вера-Крус, Салина-дель-Истмо и Макуспана-Кампече. Разрез осадочного чехла Галф-Коста наиболее изучен в его северной части. Здесь он начинается красноцветными отложениями предположительно пермско-триасового возраста, перекрывающими герцинское складчатое основание с резким угловым несогласием. Выше залегает толща эвапоритов, относящаяся скорее всего к верхнему триасу – средней юре. Верхняя юра представлена известняками и терригенными образованиями. Общая мощность юрских пород оценивается в 2–2,5 км. Нижний мел выражен базальной пачкой песчаников, а в остальной своей части – преимущественно карбонатными породами. Верхний мел характеризуется трехчленным строением: между верхней и нижней песчано-глинистыми толщами заключены карбонатные породы. Мощность меловых отложений в северном Галф-Косте определяется в 2,5–4 км.

Кайнозойские отложения на западе Северного Галф-Коста (штаты Флорида, Алабама) представлены преимущественно карбонатными породами, а в остальной его части – гораздо более мощными терригенными толщами. В области их распространения с севера на юг глинисто-песчаные аллювиальные, дельтовые и лагунные отложения сменяются все более глубоководными морскими, в которых возрастает содержание глин, а в палеогеновой части разреза появляются пачки мергелей. Максимальная мощность палеогена отмечается в прибрежных районах штата Техас (до 7 км), неогена – у побережья штата Луизиана (около 8 км) и плейстоцена – южнее побережья штата Луизиана, у внешней окраины шельфа (до 3 км). Общая мощность осадочного чехла возрастает в Северном Галф-Косте к Мексиканскому заливу, достигая наибольших значений (возможно, свыше 15 км) на побережье штата Луизиана и в смежной части шельфа.

Строение центральной глубоководной части впадины Мексиканского залива изучено недостаточно. В середине ее осадочный чехол подстилается базальтовым слоем. От Северного Галф-Коста на юг мощность осадочного чехла убывает и в котловине Сигсби, по данным геофизических исследований, не превышает 5–6 км, а еще южнее к Юкатанскому поднятию она сокращается до 1–3 км. В котловине Сигсби, главным образом около уступа Кампече, геофизическими работами были выявлены многочисленные локальные поднятия, большинство которых выражено в рельефе морского дна. Предположение о том, что эти поднятия представляют собой соляные диапиры, подтверждено бурением. Скважина, заложенная на одном из таких поднятий при глубине моря 3 572 м, вскрыла разрез осадочного чехла мощностью 144 м и вошла в зону кепрока, сложенную карбонатными и эвапоритовыми породами юры, насыщенными нефтью и газом.

Предкордильерские краевые прогибы являются небольшими элементами бассейна, расположенными в его южной и западной окраинах. Из изолированных друг от друга прогибов наиболее широкий – Чиапас – располагается на территории Мексики, Гватемалы и Белиза. Он примыкает к окраинным прогибам эпигерцинской плиты Салина-дель-Истмо и Макуспана-Кампече. Краевые прогибы Чиконтепек и Паррас находятся между западным складчатым обрамлением бассейна и соответственно поднятиями Тамаулипас и Коауила.

Багамско-Кубинский краевой прогиб сформировался перед Кубинско-Северогаитянским мегантиклинорием, в сочленении последнего с устойчивым элементом, так называемой Багамской «платформой». На современной суше располагается только внутренний борт этого прогиба. Он образован породами мела-плиоцена.

Зона краевых прогибов Уошитской и Аппалачской складчатых систем с примыкающей к ней небольшой юго-восточной окраиной докембрийской платформы представляет собой самую северную часть бассейна Мексиканского залива. Крайний западный элемент этой зоны – выходящий на дневную поверхность предуошитский прогиб Аркома (Арканзасский), а крайний восточный – общий для юго-западной части Аппалачской и восточной части Уошитской складчатых систем прогиб Блек-Уорриор. На значительном протяжении зона краевых прогибов перекрыта наложенной Миссисипской гемисинеклизой, сформированной полого залегающим комплексом, распространяющимся в северном направлении на древнюю Северо-Американскую платформу до южной части Иллинойского бассейна. В прогибе Аркома на внутреннем борту осадочные толщи смяты в крутые складки, разбитые разрывами.

В рассматриваемой зоне краевых прогибов бассейн Мексиканского залива подстилается докембрийским фундаментом. В прогибе Аркома мощность палеозойских отложений достигает 9 км. Песчано-аргиллитовая угленосная толща среднего Пенсильвания (до 6 км) покрыта терригенным комплексом верхнего Пенсильвания (около 2 км) и подстилается кембрийскими – нижнепенсильванскими терригенно-карбонатными отложениями. В прогибе Блэк-Уорриор развиты породы палеозоя общей мощностью до 7,5 км, главным образом пенсильванского возраста. До подошвы верхнего миссисипия разрез здесь преимущественно карбонатный, а выше этого стратиграфического уровня – песчано-глинистый. Миссисипская наложенная гемисинеклиза сформирована терригенными отложениями мела-палеогена, в основном дельтовыми фациями палео-Миссисипи. Значительная часть этого комплекса, мощность которого составляет около 5 км, принадлежит аконсервационной зоне.

Бассейн Мексиканского залива богат нефтью и газом. В нем расположены все месторождения Мексики и многие месторождения США.

Здесь выявлено 40 из 100 крупнейших по текущим извлекаемым запасам нефти месторождений этой страны. Начальные извлекаемые запасы нефти и газа в бассейне, главным образом в указанной выше части, по расчетам в 1977 г. превышали соответственно 9 млрд т нефти и 10 трлн м³ газа.

Подавляющее большинство месторождений бассейна Мексиканского залива отчетливо группируются в целый ряд ареалов и зон нефтегазонакопления (рис. 2.2).

Ареал Северного пояса региональных разломов (см. рис. 2.2) объединяет ряд приуроченных к последним зон нефтегазонакопления, которые последовательно сменяют друг друга в этом поясе по его простиранию от штата Техас до штата Миссисипи. Основными в ареале являются зоны Люлинг-Дарст-Крик, Мексиа, Талко, Пикенс и Джильбертаун. В ареале присутствуют нефтяные месторождения приразрывных моноклинальных участков с залежами в ловушках экранирования по разрыву и иногда в небольших линзах тектонической трещиноватости. Длина месторождений значительно превышает их ширину. К наиболее значительным в ареале относятся месторождения Мексиа, Пауэлл, Пикенс, Джильбертаун, Талко. В последнем запасы нефти составляли 40 млн т. Основными продуктивными горизонтами ареала служат меловые песчаники, а в его юго-западной части также известняки раннемелового возраста. Вблизи ареала, южнее зоны Пикенс располагается среднее по запасам нефтяное месторождение Тинсли (30 млн т), связанное с брахиантиклиналью, разбитой сбросами. Продуктивны в нем песчаники мела и палеогена.

Зона нефтенакопления Чапмен находится у р. Колорадо, рядом с описанным выше ареалом. Она очень невелика и объединяет около 20 небольших, но весьма своеобразных месторождений (Чапмен, Литтон-Спрингс, Хилбиг и др.), связанных с лакколитообразными интрузиями предкампанского возраста. После внедрения интрузивных тел район был осушен, и они в своих верхних частях подверглись выветриванию. При последующем погружении выпуклые поверхности интрузивных тел перекрылись плохопроницаемыми мергельными слоями кампана, образовавшими складки облекания. Однако аккумуляция углеводородов в этой же зоне не контролировалась структурным фактором, залежи нефти возникли в обладающих повышенной пористостью и проницаемостью периферийных участках интрузивных тел – линзах выветривания.

Рис. 2.2. Элементы нефтегеологического районирования Северного Галф-Коста:

а – ареалы зон нефтегазонакопления; б – зоны нефтегазонакопления; в – изогипсы поверхности фундамента бассейна, км; месторождения: – нефтяные и газонефтяные, д – газовые и газоконденсатные

Месторождения: 1 – Люлинг-Браньон; 2 – Мексиа; 3 – Пауэлл; 4 – Талко; 5 – Пикенс; 6 – Джильбертаун; 7 – Тинсли; 8 – Джексон; 9 – Ван; 10 – Хаукинс; 11 – Ист-Тексас; 12 – Родесса; 13 – Картидж; 14 – Каддо-Пайн-Айленд; 15 – Слайго; 15а – Баском-Грин-вуд; 15б – Бетани; 16 – Хоакин; 17 – Коттон-Валли; 18 – Хейнсвилл; 19 – Магнолиа; 20 – Шулер; 21 – Смаковер; 22 – Лисбон; 23 – Монро; 24 – Ричленд; 25 – Дэли-Биг-Крик; 26 – Крэнфилд; 27 – Лейк-Сент-Джон; 28 – Джей; 29 – Саут-Пасс, блок 24; 30 – Саут-Пасс, блок 21; 31 – Делта-Уэст, блок 30; 32 – Саут-бальер; 33 – Бей-Мерчанд; 34 – Тим-бальер; 35 – Кейлу-Айленд; 36 – Лейк-Барр; 37 – Лафитт; 38 – Анс-ля-Бютт; 39 – Уикс-Айленд; 40 – Юджин-Айленд; 41 – Шип-Шоал; 42 – Дженнингс; 43 – Уэст-Типитайт; 44 – Креол; 45 – Спиндлтоп; 46 – Амелиа; 41 – Сур-Лейк; 48 – Барберс-Хилл; 49 – Конро; 50 – Хамбл; 51 – Гус-Крик; 52 – Уэбстер; 53 – Гастингс; 54 – Томпсон; 55 – Кейти; 56 – Олд-Ошен; 57 – Гавернмент-Уэллс; 58 – Армстронг; 59 – Уэст-Ранч; 60 – Том-О'Коннор-Грета; 61 – Рефухьо; 62 – Агуа-Далс-Страттон; 63 – Силлигсон

Солянокупольная зона нефтегазонакопления Тайлер располагается в одноименном прогибе и содержит ряд месторождений закрытых диапиров, в большинстве с глубоко погруженным соляным ядром. Вскрытая бурением часть разреза таких месторождений представлена слоями, образующими пологие куполовидные поднятия, разбитые густой сетью преимущественно радиальных разрывов. Наибольшими запасами нефти обладают крупнейшее месторождение Хаукинс (110–150 млн т) и месторождение Ван (70 млн т). В этих месторождениях, как и во всей зоне, нефтегазоносны меловые песчаники.

Ареал зон нефтегазонакопления Сабин-Монро, приуроченный к одноименным сводам, является одним из наиболее богатых нефтью и газом. Тектонические движения в меловое-предэоценовое время обусловили неоднократное воздымание, осушение этих сводов и возникновение резких угловых несогласий в их пределах. К центральным частям сводов Монро и Сабин отмечается сокращение мощности меловых отложений, выклинивание их отдельных горизонтов или срезание поверхностями несогласия. Рост поднятий сопровождался формированием разрывов на их склонах. В пределах ареала на сводах Сабин и Монро основными нефтегазоносными горизонтами служат песчаники мелового возраста (в гораздо меньшей степени – отложения палеогена), а в северной его части – верхнеюрско-меловые песчаники и известняки. Ареал объединяет зоны нефтегазонакопления с месторождениями, приуроченными к куполовидным и брахиантиклинальным складкам. Эти складки представлены двумя разновидностями. Одна из них – складки двухэтажного строения. Верхний этаж в них выражен пологим поднятием, а нижний – брахиантиклиналью, которая имеет значительно более крутые крылья и срезана поверхностью резкого углового несогласия, расположенной в основании палеогена или внутри верхней части верхнего мела. Залежи нижнего этажа содержатся в ловушках экранирования по поверхности несогласия или в сводово-эрозионных выступах, залежи верхнего этажа – в сводовых ловушках. Все основные залежи заключены в ловушках нижнего этажа. Таковы, например, структуры одного из значительных месторождений свода Сабин – среднего по запасам газонефтяного месторождения Каддо-Пайн-Айленд, и двух основных месторождений (газовых) свода Монро: Монро (с запасами до 270 млрд м³) и Ричленд (215 млрд м³). Среднее нефтяное месторождение Дэли-Биг-Крик, приуроченное к поверхности углового несогласия в основании палеогена, находится на высокой части юго-восточного склона свода Монро.

К другой структурной разновидности месторождений данного ареала относятся месторождения, представленные куполовидными и брахиантиклинальными складками, в разрезе которых не отмечается резких угловых несогласий. Примерами таких месторождений, очевидно, является находящееся на своде Сабин крупнейшее газовое месторождение Картидж, а также значительное газоконденсатное месторождение Бетани и газовое Баском-Гринвуд. Залежи содержатся главным образом в сводовых, а также в сводово-выклинивающихся и линзовидных ловушках.

Зона нефтегазонакопления Родесса размещается на северо-западном склоне свода Сабин. Месторождения зоны приурочены к протяженному разрыву. Самое крупное месторождение Родесса (53×7 км) содержит залежь нефти и газа в ловушке экранирования по разрыву, частично выклинивающейся. Продуктивны в зоне породы нижнего мела.

Миссисипский ареал солянокупольных зон нефтегазонакопления находится в одноименном прогибе. Зоны ареала объединяют месторождения пологих куполовидных поднятий с глубоко погруженным соляным штоком. Залежи заключены в сводовых ловушках в песчаниках мела и палеогена. Из месторождений ареала можно указать на нефтяное месторождение Крэнфилд и газонефтяное Лейк-Сент-Джон.

Один из крупнейших в бассейне ареалов зон нефтегазонакопления – Северный Прибрежный – занимает южные районы штатов Луизиана и Техас. У берегов штата Луизиана он распространяется на шельф Мексиканского залива. Здесь весьма широко представлены соляные, а в шельфовой части также глиняные диапиры. Они образуют в осадочном чехле округлые или эллиптические в горизонтальном сечении колонны диаметром 0,8–9 км и высотой предположительно до 10 км. В кровле штоков присутствует так называемый кепрок. Иногда в нем содержатся обломки пород, поднятые штоком с глубины при внедрении в надсоленосные толщи. Кепрок образуется за счет растворения соли в кровле штока и накопления таким образом нерастворимых компонентов. В некоторых куполах кепрок, иногда вместе с каменной солью, формирует карнизы, нависающие над соляными штоками. Внедрение последних сопровождается возникновением разрывов в смежной части прорванного осадочного чехла.

В данном ареале характерными и резко преобладающими являются месторождения, связанные с открытыми и закрытыми соляными диапирами. Типичны ловушки экранирования ядром диапира, по поверхности несогласия и по разрыву, а также линзовидные (в кепроке), сводовые (нередко разбитые на блоки) и выклинивающиеся ловушки.

Еще в 1901 г. одна из скважин, пробуренная на юго-востоке штата Техас, дала из кепрока с глубины 335 м мощный нефтяной фонтан, ознаменовавший открытие первого в ареале солянокупольного месторождения – Спиндлтоп. Скважина в течение двух недель фонтанировала с дебитом свыше 10 000 т/сут. При последующем бурении в южных районах штатов Луизиана и Техас были обнаружены значительные солянокупольные месторождения нефти с залежами в линзовидных ловушках кепрока или в сводовых ловушках над неглубоко залегающим соляным штоком. Первые залежи в ловушках экранирования на крыльях соляных куполов разведаны в 1914 г. В 1930-х гг. в ареале началось освоение солянокупольных месторождений с глубоко погруженным соляным ядром.

В рассматриваемом ареале открыто около 1 000 месторождений, приуроченных к соляным диапирам. Из них примерно тридцать (в основном морских) входят в сотню крупнейших месторождений США по текущим извлекаемым запасам нефти.

В ареале установлена широкая промышленная нефтегазоносность отложений эоцена-антропогена, в южной части штата Луизиана с глубины 6 км получена первая нефть из пород верхнего мела. Нефтегазоносные горизонты ареала представлены песчаниками. Отложения плейстоцена продуктивны в узкой полосе западного побережья штата Луизиана и на смежном шельфе, плиоцена – в прибрежной части штата Луизиана и на примыкающем шельфе, миоцена-олигоцена – в этих же областях, а также в юго-восточной части штата Техас. Из пород эоцена нефть и газ получены во многих районах по всей площади ареала.

По начальным извлекаемым запасам нефти первые места в ареале занимают месторождения Шип-Шоал и Гастингс (116 и 102 млн т). За ними следуют месторождения Конро (100 млн т), Кейлу-Айленд (97 млн т), Бей-Мерчанд и Уэбстер (по 90 млн т), Томпсон (63 млн т), Саут-Пасс, блок 24 (60 млн т), Делта-Уэст, блок 30 (53 млн т) и Саут-Пасс, блок 27 (48 млн т). По запасам газа на первом месте стоит месторождение Олд-Ошен (140 млрд м³), затем идут Бастиан-Бей и Байо-Сейл (по 100 млрд м³). Характерно для ареала чрезвычайно широкое распространение газоконденсатных залежей.

Зоны нефтегазонакоплений Иегуа-Джексон и Фрио-Виксберс размещаются в юго-восточной части шт. Техас, простираясь параллельно друг другу на северо-восток. Первая является внешней относительно средней части бассейна и структурно представлена зоной выклинивания на северо-запад по восстанию слоев мегамоноклинали Галф-Кост песчаных коллекторов эоценового возраста. В зоне резко преобладают выклинивающиеся нефтегазоносные ловушки. Месторождения здесь невелики. Наиболее значительны из них месторождения Гавернмент-Уэллс и Армстронг.

Гораздо более богата нефтью и газом зона Фрио-Виксберг. Местоположение этой зоны, как и зоны Иегуа-Джексон, совпадает с полосой выклинивания песчаных коллекторов (в данном случае олигоценовых) на северо-запад. В зоне открыто одно крупнейшее (Том-О'Коннор-Грета, 110 млн т) и ряд средних (Силлитсон, Агуа-Далсе-Страттон, Уэст-Ранч и др.) по запасам нефти месторождений.

Следует упомянуть еще о двух месторождениях северного Галф-Коста, находящихся вне рассмотренных ареалов и зон нефтегазонакопления. Месторождение Ист-Тексас открыто в 1930 г. в зоне нефтегазонакопления Ист-Тексас, приуроченной к моноклинали, срезанной поверхностью углового несогласия на западном склоне свода Сабин. Огромная залежь (65×8 км) находится в ловушке экранирования по поверхности несогласия в нижнемеловых песчаниках Вудбайн. Запасы нефти месторождения составляли 750–800 млн т, и хотя около 600 млн т из них уже добыто, оно остается одним из крупнейших месторождений США по текущим извлекаемым запасам.

Месторождение Джей, расположенное на востоке Северного Галф-Коста, связано с локальным платформенным поднятием. Нефтеносны в нем верхнеюрские породы на глубине 4,6–4,8 км. Запасы нефти равнялись 45 млн т.

В распределении однофазных залежей отчетливо выражена вертикальная зональность. Газовые залежи сосредоточены, с одной стороны, до глубины 1 км, а с другой – глубже 4,5 км. Максимальное количество нефтяных залежей установлено в интервале 1–3 км, однако при этом они распространяются в разрезе бассейна до глубин, превышающих 7 км.

Ареал зон нефтегазонакопления Бургос (Северо-Восточный) располагается в низовьях р. Рио-Гранде на территории Мексики и США. Он включает ряд примерно параллельных линейных зон локальных платформенных поднятий. Зоны характеризуются субмеридиональным простиранием, которое к югу переходит в юго-восточное. Месторождения приурочены к брахиантиклиналям конседиментационного генезиса. Это пологие складки с неширокими сводами, к которым мощность многих горизонтов уменьшается или они выклиниваются. Длина наибольших складок достигает 20–30 км. Продуктивные горизонты слагаются песчаниками в западных зонах главным образом эоценовыми, в средних – олигоценовыми и в восточных – миоценовыми.

В ареале разведаны и более древние продуктивные горизонты. Залежи присутствуют в сводовых и выклинивающихся ловушках. Газовые и газоконденсатные месторождения значительно преобладают над нефтяными. В ареале можно выделить газоконденсатное месторождение Мисьон, нефтегазовые месторождения Тревиньо и Рейноса-Мехикано. Последнее по запасам газа (105 млрд м³) являлось крупнейшим.

Ареал зон нефтегазонакопления Эбано-Пануко – старейший нефтедобывающий район Мексики. Первые притоки нефти здесь были получены на месторождении Эбано-Чапакао в 1901 г. Ареал приурочен к окраинному поднятию Тамаулипас (рис. 2.3). Он объединяет ряд изометричных и линейных в плане зон нефтегазонакопления. Месторождения выражены очень пологими, округлыми, овальными или слабоудлиненными складками, иногда достигающими значительных размеров. Залежи содержатся в сводовых ловушках. Нефтеносны главным образом известняки выделяемого в Мексике «среднего мела» – альбского и сеноманского ярусов, а также пока в незначительной степени – верхнеюрские известн яки.

Рис. 2.3. Ареалы и зоны нефтегазонакопления Восточной Мексики:

а – ареалы зон нефтегазонакопления (А – Эбано-Пануко, Б – Фаха-де-Оро); б – зоны нефтегазонакопления (I – Поса-Рика; II – Основная; III – Внешняя; IV – Внутренняя); месторождения: в – нефти; г – газа.

Месторождения: 1 – Баркадон; 2 – Танау-липас; 3 – Эбано-Чапакао; 4 – Пануко; 5 – Аренкью; 6 – Микуэтла; 7 – Поса-Рика; 8 – Сан-Андрее; 9 – Наранхос-Серро-Азуль; 10 – Санта-Агеда; 11 – Исла-де-Лобос; 12 – Атун

В ареале находится целый ряд нефтяных месторождений, в том числе крупнейшее месторождение Пануко (запасы до 180 млн т) и среднее Тамаулипас (25–30 млн т).

Восточнее этого ареала в море открыто крупнейшее нефтяное месторождение Аренкью с запасами до 140 млн т. В структурном отношении оно представлено поднятием, осложненным разрывом. Залежи обнаружены в известняках верхней юры в ловушках экранирования по разрыву, выклинивающихся и сводовых.

Ареал зон нефтегазонакопления Фаха-де-Оро (Золотого пояса) помещается в прогибе Тукспан и связан с крупным погребенным атоллом длиной около 200 км и шириной до 70 км. В плане он образует вытянутый в субмеридиональном направлении эллипс, восточная половина которого находится в Мексиканском заливе. В ареале имеются три зоны нефтегазонакопления. Основная зона распространяется на протяжении всего атолла, а две значительно меньших – внешняя и внутренняя – располагаются на северо-западе ареала, где они простираются параллельно основной зоне (см. рис. 2.3). Месторождения связаны с рифовыми массивами, высота которых в основной зоне достигает 1 001 м. Ловушками служат биогенные выступы, сложенные «среднемеловыми» известняками свиты Эль-Абра.

Сугубо подчиненное значение имеют продуктивные горизонты палеогена. Ареал является одним из самых богатых нефтью районов Мексики. Масштабы его нефтеносности были установлены в 1908 г., когда в основной зоне нефтегазонакопления скв. Сан-Диего дала фонтан дебитом до 30 000 т/сут. Основная зона нефтегазонакопления содержит резко преобладающую долю нефтяных запасов ареала и все наиболее значительные его месторождения: крупнейшее нефтяное месторождение Наранхос-Серро-Азуль (с запасами, по разным источникам, от 160 до 220 млн т), средние Санта-Агеда, Исла-де-Лобос, Атун и др. Последние два месторождения морские.

Зона нефтегазонакопления Поса-Рика структурно объединяет группу линейно расположенных платформенных поднятий и протягивается параллельно юго-западной части ареала Фаха-де-Оро (см. рис. 2.3). В пределах зоны Поса-Рика основной продуктивный горизонт – «среднемеловые» известняки свиты Тамабра – характеризуется значительной изменчивостью состава и коллекторских свойств. Поэтому в месторождениях, приуроченных к локальным пологим поднятиям, кроме залежей, заключенных в сводовых ловушках, иногда осложненных размывом, встречаются залежи в ловушках, выклинивающихся на крыльях этих поднятий или в их наиболее поднятой части. Именно такова основная залежь месторождения Поса-Рика – крупнейшего месторождения зоны, в котором запасы нефти составляли 145 млн т и газа 35 млрд м³. Среди других месторождений зоны наибольшими являются нефтяные месторождения Сан-Андрее, Микуэтла и Эль-Альясго. Кроме меловых пород нефть все в больших количествах обнаруживают в верхнеюрских известняках. В последних наряду со сводовыми ловушками встречаются также ловушки в виде эрозионных выступов.

Ареалы зон нефтегазонакопления Салина и Макуспана располагаются соответственно во впадинах Салина-дель-Истмо и Макуспана-Кампече.

В первом из них открытые месторождения приурочены к соляным куполам и брахиантиклиналям с неглубоко залегающим ядром соли. Залежи заключены в ловушках экранирования по разрыву или самим соляным ядром. Небольшие нефтяные залежи содержатся также в линзовидных ловушках кепрока. В ареале Макуспана месторождения выражены куполовидными поднятиями или брахиантиклиналями, иногда нарушенными разрывами. Залежи нефти и газа находятся в сводовых ловушках, часто разбитых на блоки. Продуктивны в обоих ареалах песчаники миоцена и в очень незначительной степени олигоцена. Среди месторождений, открытых в ареале Салина, есть ряд средних по запасам нефти и газа (Эль-План, Отатес, Магальянес и др.). По некоторым данным, в месторождении Огаррио (ареал Салина) заключено около 115 млн т нефти, а в месторождении Хосе-Коломо (ареал Макуспана) – до 140 млрд м³ газа и 20 млн т нефти. На крайнем юге бассейна Мексиканского залива, на западе Гватемалы выявлена группа нефтяных месторождений с залежами в породах раннемелового возраста.

Между прогибами Макуспана-Кампече и Салина-дель-Истмо выявлено несколько десятков нефтяных и газонефтяных месторождений (в том числе крупных и крупнейших по запасам), приуроченных к брахиантиклинальным и куполовидным складкам, разбитым разрывами на блоки. Она заключает гигантское месторождение Бермудес (с запасами нефти 900 млн т и газа 500 млрд м³), крупные месторождения Кактус, Ситио-Гранде и др. Продуктивны известняки мелового и юрского возраста.

Нефтегазоносный район Чиконтепек располагается перед фронтом ларамид Сьерра-Мадре-Ориенталь западнее ареала зон нефтегазонакопления Фаха-де-Оро и зоны Поса-Рика. Длина этого района достигает 120 км, а ширина 15–25 км. В его пределах развита кайнозойская (предположительно эоценовая) песчано-глинистая толща мощностью до 600 м, выполняющая эрозионную ложбину, выработанную в карбонатном меловом-нижне­палеогеновом комплексе. Толща характеризуется очень сложным соотношением входящих в ее состав линзовидных песчаных и глинистых горизонтов. По некоторым данным, в охарактеризованном выше комплексе континентальных отложений района Чиконтепек пластовые запасы нефти в многочисленных линзовидных ловушках достигают 15 млрд т. Однако промышленное значение этого района оценивается по-разному. Нефтесодержащие песчаники здесь обладают очень невысокими коллекторскими свойствами и начальные дебиты скважин, как предполагают, не превысят 7–8 т/сут, а без применения вторичных методов поддаются извлечению лишь 7 % пластовых запасов. Освоение этого района требует бурения на его площади не менее 16 000 скважин и обязательного широкого использования гидроразрыва нефтесодержащих песчаников.

Северо-Кубинская зона нефтегазонакопления, расположенная на внутреннем борту Багамско-Кубинского краевого прогиба, объединяет ряд очень небольших месторождений (Гуанабо, Мотембо, Бакуранао и др.), приуроченных к линейным антиклиналям, нарушенным разрывами. Большинство залежей нефти заключено в ловушках экранирования по разрыву и в сводовых ловушках, разбитых на блоки. В таких ловушках нефтеносны песчаники, известняки мела и песчаники палеогена.

На месторождении Мотембо залежи содержатся в линзовидных ловушках – трещиноватых участках поверхностной зоны серпентинитовой интрузии, внедрившейся в ядро складки.

Ареалы зон нефтегазонакопления Блэк-Уорриор и Аркома располагаются в крайней северной части бассейна. Ареал Блэк-Уорриор приурочен к одноименной впадине и объединяет несколько зон преимущественного газонакопления, связанных с региональными разрывами и простирающихся параллельно друг другу в юго-восточном направлении. Газовые и газоконденсатные месторождения приразрывных моноклинальных участков содержат залежи на глубине до 2,5 км в ловушках экранирования по разрыву. Продуктивны песчаники миссисипия. Месторождение Малдон среднее по запасам газа и конденсата, остальные месторождения незначительные.

Ареал Аркома в Предуошитском прогибе заключает тяготеющие к внутреннему борту последнего антиклинальные зоны нефтегазонакопления с месторождениями, связанными с линейными брахиантиклиналями, часто осложненными разрывами. Залежи находятся в ловушках экранирования по разрыву и в сводовых ловушках. Все более или менее значительные месторождения ареала газовые. Залежи сухого газа содержатся в песчаниках Пенсильвания. Наибольшие газовые запасы установлены в месторождениях Ред-Оук-Норрис (около 70 млрд м³) и Кинта (до 35 млрд м³).

О разрушительных ураганах в Мексиканском заливе

В связи с тем, что США во многом зависят от добычи нефти и газа в Мексиканском заливе, удары, которые нанесли ураганы Катрина и Рита в августе и сентябре 2005 г., создали практически неразрешимые проблемы.

Из 4 000 платформ, зарегистрированных ММS (Mineral Managemant Service), 3 050 подверглись ударам ураганов Катрина и Рита. По предварительной оценке, 109 старых, уже дослуживающих платформ были полностью разрушены; это составило 1,7 % всего объема добычи в заливе нефти и 0,9 % объема добычи природного газа. Еще 53 платформам был нанесен значительный ущерб.

Перед ураганом Катрина на 28–29 августа 2005 г. суммарная добыча в Мексиканском заливе составляла 1,5 млн барр/сут нефти и 10 млрд фут³/сут природного газа. К 19 сентября 2005 г. после урагана Катрина суммарная добыча в этом регионе сократилась до 837,648 тыс. барр/сут нефти и 3,37 млрд фут³/сут природного газа. Это почти вдвое меньше прежнего объема добычи нефти и втрое меньше прежней добычи природного газа. Затем последовал ураган Рита, после которого на 25 сентября 2005 г. сокращение добычи нефти составило 100 % (добыча нефти полностью прекратилась), а природного газа 84,47 % (добыча природного газа сократилась на 8,05 млрд фут³ /сут, т. е. составляла всего 1,95 млрд фут³/сут). На 21 октября 2005 г. добыча нефти составляла 986,805 тыс. барр/сут (всего 65,79 % объема добычи до ураганов), а природного газа – 5,34 млрд фут³/сут (53,37 % нормального объема добычи). Большая часть поврежденных мощностей находилась на этот момент в состоянии ремонта и восстановления (так же, как и подводные трубопроводы и перерабатывающие мощности, расположенные на побережье). Характер и число повреждений буровых установок, трубопроводов и перерабатывающих мощностей достаточно разнообразный. Следует отметить, что повреждения, нанесенные обоими ураганами, достаточно серьезные. Катрина перекинулся на континент в районе Бурриса (Луизиана), на востоке Южного Орлеана, сила ветра достигала 60,3 м/с. Однако до этого штормовой ветер был еще сильнее во время прохода урагана над добывающим регионом, расположенным в центрально-восточной части Мексиканского залива. Как было рассчитано Научной ассоциацией (Earth Science Association – ESA), в 2004 г. на 108-километровом участке, над которым прошел ураган Катрина, добывалось 556 тыс. барр/сут нефти и 2 млрд фут³/сут природного газа. Этот объем составлял 38 % суммарной добычи в Мексиканском заливе. Из них 379 тыс. барр/сут нефти и почти половина объема (примерно 1 млрд фут³/сут природного газа) добывалось на 54-километровом участке, находящемся в самом центре урагана. Операторами месторождений, расположенных на этом участке, являются всего несколько компаний. Самая крупная из них – Shell. В соответствии с данными MMS на этом участке ураган разрушил 46 платформ и четыре буровые установки.

23–24 сентября 2005 г. еще один ураган, Рита, прошел над добывающим регионом Мексиканского залива. Сила ветра достигла максимальной скорости, составляющей 63 м/с. По сообщениям ESA, на месторождениях, над которыми прошел ураган Рита (протяженность участка составила также 108 км), добывалось примерно 2,84 млрд фут³/сут природного газа и 250 тыс. барр/сут нефти, что составляло в 2004 г., 17 % всей добычи нефти в Мексиканском заливе. Из них примерно 130 тыс. барр/сут нефти добывалось на месторождениях, которые находились в центре урагана. Ураганом Катрина были повреждены мощности, 85 % которых управлялись примерно десятью компаниями. Во время урагана Рита примерно 54 % поврежденных мощностей управлялись также десятью компаниями. По предварительным данным MMS, ураганом было разрушено 63 платформы и одна буровая установка.

Несмотря на ураганы и природно-техногенные катаклизмы, освоение нефтегазовых ресурсов Мексиканского залива активно продолжается.