Среднеевропейский нефтегазоносный бассейн

23.09.2019

Среднеевропейский или молассовый нефтегазоносный бассейн расположен на территории Западной Австрии, южной части ФРГ и Швейцарии; небольшая его часть попадает в пределы Франции. Бассейн вытянут с ЗЮЗ на BCB более чем па 600 км, при максимальной ширине на меридиане горы Ампфинге порядка 120 км. Площадь бассейна равняется 36 тыс. км2 (рис. 17).

Бассейн образован на базе предгорного прогиба Альп и характеризуется асимметричным строением. Южное обрамление бассейна образовано высокоприподнятыми (2—3 км) складчатыми сооружениями Центральных и Восточных Альп. Непосредственно границей бассейна служит главный альпийский надвиг.

С северо-запада бассейн ограничен складчатой системой юры и квестовыми грядами Швабской Юры и Франконской Юры, обрывы которых обращены на северо-запад. Эти горы, сложенные юрскими известняками и доломитами, поднимаются в среднем до 700—800—1000 л. К юго-юго-западу от Женевы Юрские горы смыкаются с Альпами, замыкая нефтегазоносный бассейн с запада.

Северо-восточным обрамлением бассейна служит Богемский (Чешский) массив. Несколько восточнее Амштеттена, где Богемский массив максимально приближен к Альпам, бассейн узкой горловиной сообщается с Пред-карпатским прогибом.

Западная и центральная части бассейна орографически образованы Швейцарским (Миттельланд) и Швабско-Баварским плоскогорьями, поднимающимися до 500 м и даже 1000 м (на западе).

Фундамент бассейна образован гранитами, гнейсами и слюдистыми сланцами, обнажающимися в пределах Богемского массива и постепенно ступенчатообразно погружающимися к югу до глубины свыше 4—5 км в зоне альпийского фронтального надвига.

В осадочном выполнении бассейна принимают участие отложения верхнего палеозоя, мезозоя и кайнозоя (табл. 19). Породы палеозойского (верхний карбон) и мезозойского возраста, трансгрессивно залегающие на фундаменте, на дневную поверхность (за исключением юры) не выходят, и об их присутствии можно судить только по данным глубокого бурения. Палеозойско-мезозойский осадочный комплекс, характеризующийся сокращенными мощностями стратиграфических подразделений, не имеет (за исключением, возможно, верхней юры) практического значения для нефтеносности. Вышележащая часть осадочного выполнения представлена толщей третичных морских и пресноводных моласс мощностью, колеблющейся от сотни метров на северном платформенном борту до 4000 м на юге, вблизи фронта Альпийского надвига.


В тектоническом отношении Среднеевропейский нефтегазоносный бассейн, отдельные участки которого изучены крайне неравномерно, отличается довольно сложным строением (рис. 18). Наиболее прогнутая часть его значительно смещена к югу и располагается у предгорьев Альп. Отчетливо различаются южный складчатый борт и северный платформенный борт бассейна.

Южный складчатый борт, получивший название субальпийской складчатой молассовой зоны, протягивается узкой (не более 20 км) полосой вдоль Альпийского горного сооружения.

Западные и восточные (восточнее оз. Химзее) его участки частично перекрыты надвинутыми флишевыми зонами Альп и устанавливаются менее отчетливо (рис. 19). Южная граница субальпийской молассовой зоны, как упомянуто выше, образована альпийским фронтальным надвигом. Северной границей также служит крупный всброс, по которому молассы надвинуты на север. Это нарушение в Австрии получило название линии Цермюллена.


На южном борту выделяется ряд сипклиналеобразных чешуй, надвинутых на север и сложенных нижнетретичными молассами. Кроме того, в районе Имменштадта, к северу от оз. Маттзее (Австрия) на глубине порядка 2 км были впервые обнаружены крупные покровы, образованные палеогеновыми и меловыми породами. С отложениями южного борта связаны небольшие нефтегазопроявления и одно месторождение нефти — Тегернзее, не разрабатываемое в настоящее время.

На платформенном борту бассейна выделяется южная, наиболее прогнутая часть, получившая название «внутреннего молассового трога». Этот трог расположен главным образом в южной Баварии и лишь небольшой узкой полосой заходит в западную Австрию и, возможно, в Швейцарию. В пределах этого прогиба, частично уходящего под складчатый борт бассейна, развиты максимальные мощности третичных отложений, в которых присутствуют эоценовые и нижнеолигоценовые породы. Осадочный комплекс осложнен нарушениями, простирающимися параллельно фронту. Складчатые структурные формы играют подчиненную роль и большей частью сопровождают зоны нарушений.

В австрийской части бассейна установлено трансгрессивное залегание отложений аквитанского и бурдигальского ярусов на подстилающих слоях.

В пределах трога известен ряд нефтяных и газовых месторождений.

Внутренний молассовый трог отделяется на северо-востоке от основной части платформенного борта структурным порогом, получившим в ФРГ название Ландсгут-Нойотингской зоны поднятий (или нарушений), а в Австрии — зоны Бургхаузен-Геретсберг и находящейся на ее продолжении зоны поднятий Мюлайтен-Пухкирхон-Вегшайд и далее Бад-Халл.

В пределах этого структурного порога установлено повышенное залегание кристаллического фундамента, на котором местами сохранились верхнекаменноугольные аркозовые песчаники и углистые сланцы и континентальные образования триаса, перекрываемые или маломощным мезозоем, или третичными молассовыми толщами.

Основная часть платформенного борта подразделяется на северо-восточный (Баварско-Австрийский) участок, примыкающий к Богемскому массиву, северо-западный (Западно-Баварский), примыкающий к Швабско-Франконской Юре, и крайний западный (Швейцарский). Последний отделяется от остальной части северного борта грабенообразной зоной, протягивающейся с ЮВ на СЗ. С этой зоной связано Боденское озеро. Швейцарская часть бассейна изучена очень слабо.

Для Западно-Баварского участка платформенного борта бассейна характерно; широкое развитие карбонатных отложений верхней юры (450 м), а также кейпера, лейаса и доггера (порядка 300 м), отсутствие нижней части молассовых отложений (разрез начинается с верхнего олигоцена) и широкое развитие верхнего миоцена; широкое развитие пресноводных моласс. В структурном отношении участок характеризуется глыбовым строением и развитием очень пологих антиклинальных поднятий, рассеченных разрывами. Эти нарушения простираются преимущественно с ЮЗ на СВ. В пределах Западно-Баварского участка выявлена также протяженная зона разломов, простирающаяся через Байтенхауз, Фронхофеи, Гайсберен, JIayбен, Риден на Швабмюнхен. С этой зоной связано несколько нефтяных месторождений.

Баварско-Австрийский участок бассейна также характеризуется отчетливо выраженной глыбовой тектоникой, отражающей подвижки отдельных блоков фундамента. Разрывы не проникают выше хаттских слоев. В отличие от предыдущего участка, граница с которым носит в какой-то степени условный характер, здесь развиты молассы верхнего эоцена и нижнего олигоцена, характерные для внутреннего молассового трога, выклинивающиеся в северном и западном направлениях. Западная часть участка в пределах Восточной Баварии, где широко развиты мальм-верхнемеловые отложения, получила название Браунаутского трога. Здесь еще развиты рупельские отложения, но остальная часть нижнетретичной толщи уже отсутствует.

В Среднеевропейском бассейне естественные нефтегазопроявления были известны давно, но промышленную добычу нефти начали осуществлять в самое последнее время. Месторождения нефти и газа сосредоточены в основном пока лишь в Баварии. В Австрии известно только одно небольшое месторождение (Пухкирхен).

По характеру строения и нефтегазоносности в Среднеевропейском нефтегазоносном бассейне выделяется несколько нефтегазоносных областей. Южный складчатый борт бассейна соответствует Приальпийской нефтегазоносной области. Далее выделяются Внутреннемолассовая, Баварско-Австрийская, Западно-Баварская и Швейцарская нефтегазоносные области, соответствующие вышеописанным одноименным тектоническим районам.

1. Приальпийская нефтегазоносная область. В пределах области известно большое количество нефте- и газопроявлений, выходов асфальта и тяжелой нефти. У Тегернзее, на южной границе области, с 1883 г. разрабатывалось небольшое месторождение нефти антиклинального типа. Всего было добыто около 4,5 тыс. т. нефти из неглубоко залегающих третичных отложений. В 1958 г. была получена нефть у Мурнау, Нефтеносны рупельские песчаники (зона бауштейн) на глубине порядка 2 км.

2. Внутреннемолассовая нефтегазоносная область. В нее включается Внутримолассовый трог и ограничивающая ого с северо-востока зона поднятий. Эта зона поднятий является крупной, пока в основном потенциальной антиклинальной зоной нефтегазонакопления. В ее пределах расположено небольшое нефтяное месторождение Пухкирхен антиклинального типа, связанное с погребенным выступом фундамента, ограниченного разрывами. Нефтеносны песчаники верхнего эоцена мощностью 1,8 м, образующие пластовую сводовую залежь на глубине 2540 м. Среднесуточная добыча около 12 т. Уд. вес нефти 0,8550. В пределах этой же зоны расположено газовое месторождение Гендорф. Газоносны песчаники бурдигальского яруса. Залежь пластовая, тектонически экранированная.

В области известны также четыре параллельных друг другу зоны нефтегазонакопления, связанных с крупными разломами. Эти разломы запечатывают в общем моноклинально залегающие слои. Месторождения располагаются к югу от разломов, что свидетельствует об одностороннем питании. Эти зоны расположены между средними течениями рек Изар и Инн.

К самой южной зоне приурочены нефтегазовые месторождения Моосач и Альбахинг. Нефтеносны песчаники верхнего эоцена и газоносны песчаные горизонты в литотамниевых известняках литторфа. Co следующей к северу зоной связаны газовые месторождения Хоенлинден, Шнаупинг, Одгессен (открыты в 1958 г.). Газоносны песчаные горизонты верхнего эоцена, песчаники ампфинг, литотамниевые известняки рупельского яруса. Еще севернее расположена зона, с которой связаны нефтегазовые месторождения Иссен, Ампфинг, Вантерн-Штейнкирхен. Нефтеносны латтофские базальные песчаники (свита ампфинг) и газоносны литотамниевые слои латторфского яруса, песчаные горизонты основания рупельского яруса (слои бауштейн), песчаники xаттa. К самой северной зоне приурочено газовое месторождение Дорфен, где газоносны песчаники в основании рупеля. Во всех месторождениях заложи пластовые сводовые или пластовые, тектонически экранированные. На месторождении Ампфинг мощность коллекторского горизонта равняется 10 м. Глубина залежи 1800 м. Уд. вес нефти 0,93. Добыча внутреннемолассовой области в 1959 г. составила 113,7 тыс. т нефти.

3. Баварско-Австрийская возможно нефтегазоносная область. Несмотря на то что в разрезе моласс известны проявления газа и нефти, месторождений пока не обнаружено.

4. Западно-Баварская нефтегазоносная область, В ее пределах известна одна зона нефтегазонакопления, связанная с крупным разломом. К этой зоне приурочено три нефтяных месторождения: Гаимертинген, Лayбен и Мончсрот, расположенные к югу от плоскости нарушения.

Залежи пластовые, тектонически экранированные. Основной нефтеносный горизонт — песчаники Бауштейнской зоны (хаттский ярус). На месторождении Гаимертинген пористость песчаника 16,8%, проницаемость 46 мд. Уд. вес нефти 0,840.

5. Швейцарская возможно нефтегазоносная область (очень небольшая часть ее — Савойская впадина — попадает во Францию). В ее пределах пока промышленных месторождений не обнаружено. Однако по аналогии со смежной областью можно встретить зоны нефтегазонакопления, связанные с разломами. Наряду с третичными отложениями, мощность которых меньше, чем в более восточных районах, определенный интерес представляют смятые в складки карбонатные толщи юры и триаса. С ними известно значительное количество нефтегазопроявлений как в естественных обнажениях, так и в глубоких скважинах.


Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна