Предкарпатско-Балканский нефтегазоносный бассейн

Предкарпатско-Балканский нефтегазоносный бассейн расположен на территории южной и восточной частей Румынии, северной Болгарии и части Молдавии. По добыче нефти он является ведущим в западной Европе.

В региональном плане бассейн представляет крупную впадину, расположенную между докембрийской Русской платформой на северо-востоке и горными сооружениями Восточных и Южных Карпат и Балкан на западе и юге. По характеру обрамления он относится к типу предгорных с платформенным бортом, выведенным на поверхность. В тектоническом отношении он имеет неоднородное строение. Его южная часть имеет нижнепалеозойский фундамент, северо-восточная часть — докембрийский фундамент.

Бассейн состоит из следующих основных структурных элементов: краевого прогиба Восточных Карпат, моноклинального склона, прилегающей к Восточным Карпатам части Русской платформы, межгорного Карпатско-Балканского прогиба и Северо-Болгарского поднятия. На севере меридиональной части Румынских Карпат бассейн представлен краевым прогибом, имеющим такое же строение, как и в Северо-Предкарпатском прогибе (от которого он отделен поперечным Буковинским поднятием), по платформенный склон которого постепенно поднимается по юго-западному склону Украинского кристаллического массива.

На юге меридионального участка прогиба и в широтной части Восточных Карпат на краевой прогиб накладывается крупная Плоештинско-Фокшанская плиоценовая впадина. Ее северная, наиболее прогнутая часть, наложена на платформенный склон краевого прогиба и заключена между складчатым бортом краевого прогиба и Добруджей; северное крыло широтной части перекрывает краевой миоценовый прогиб, южное крыло впадины полого поднимается на северный склон Северо-Болгарского поднятия.

Для широтной части краевого прогиба характерно разделение его продольным поднятием Валень-Питешть на две параллельные ветви, из которых северная узкая представляет синклиналь (Кымпинскую), а южная широкая (Плоештинско-Бузэусская) осложнена рядом антиклиналей с соляными ядрами миоценового возраста.

В западном направлении Плоештинско-Фокшанская впадина постепенно переходит в Карпатско-Балканский межгорный прогиб миоценового заложения. В северной части его протягивается Жиу-Олтекая антиклинальная зона, возникшая на месте мощной зоны прогибания, сложенной меловым флишем и палеогеновой молассой, и отражающая собой погребенное продолжение горноскладчатых Карпат под неогеном прогиба. Центральная большая часть прогиба сложена сарматско-плиоценовыми отложениями, залегающими на меловых. На юге перед Западными Балканами на меловых отложениях залегает толща палеогена, тортона, сармата и плиоцена, выполняющая здесь небольшую Ломскую впадину, в пределах которой нижнемеловые отложения залегают на глубине около 2500 м. От горноскладчатых Балкан впадина отделена крутым надвигом.

В строении меридиональной части краевого прогиба Восточных Карпат, Плоештинеко-Фокшанской впадины и Карпатско-Балканского прогиба принимает участие мощный комплекс третичных отложений, отчетливо подразделяющийся на два этажа: верхний неогеновый, образующий выполнение впадин и не участвующий в обрамлении бассейна, и нижний палеогеновый, подстилающий верхний и слагающий также горное обрамление бассейна. Верхний этаж залегает несогласно на нижнем и в большей части бассейна отделен перерывом (аквитанский ярус); в его разрезе выделяется плиоценовый структурный ярус, отделенный от миоценового также несогласием.

Схематический разрез третичных отложений применительно к нефтегазоносным областям дается в табл. 20.

Южная большая часть Карнатско-Балканского прогиба, южное и юго-восточное крыло Плоештинеко-Фокшанской впадины и Северо-Волгарское поднятие располагаются на Мизийской плите, сложенной палеозойскими и мезозойскими платформенными формациями. Фундамент плиты образован древними метаморфическими породами, на которых залегает дислоцированный силур. Последний вскрыт в скважинах западнее г. Бухареста, восточнее г. Крайовы и южнее г. Констанцы. Выше силура залегают слабодислоцированные девонские, каменноугольные и пермские отложения и мезозойские отложения, представленные всеми тремя системами. Девонские отложения представлены доломитами и известняками с маломощными прослоями ангидрита, глин и алевролитов. Известняки иногда битуминозные. Мощность девонских отложений составляет около 800 м в румынской части Мизийской плиты и увеличивается до 2000 м в болгарской части.

Каменноугольные отложения представлены внизу (нижний отдел) известняками, иногда с прослоями конгломератов, вверху (средний и верхний отдел) переслаиванием аргиллитов, часто битуминозных, и алевролитов. Мощность каменноугольных отложений превышает 2000 м. Предположительно пермские отложения выражены толщей ангидритов и аргиллитов, выше которых залегает мощная толща (свыше 2500 м), в разрезе которой выделяется верхняя пестроцветная глинисто-мергельная свита, возраст которой определяется как верхний триас — нижний лейас; средняя — доломитовая, среднетриасовая и нижнетриасовая — песчано-глинистая, красноцветная. Во всем разрезе встречаются прослои ангидритов.

Нижне- (средний и верхний лейас) и среднеюрские отложения имеют максимальную мощность порядка 1500 м на юге в придунайской части, где они участвуют в строении Рошиорского прогиба, опоясывающего с севера Североболгарское поднятие. Верхнелейасовые отложения представлены глинисто-мергельной толщей, нижнебайосские — преимущественно песчанистыми отложениями, верхнебайосские и батские — глинистой толщей с маломощными прослоями известняков.

Верхнеюрские отложения сложены известняками и доломитами мощностью до 800 м. Меловые отложения, залегающие несогласно на юрских, начинаются со светло-серых известняков, иногда мелонодобных, валанжинского возраста, мощностью до 250 м, выше которых залегают глины и мергели мощностью до 200 м барремского возраста. Восточнее Бухареста весь неоком представлен органогенно-обломочными известняками.

К аптским отложениям относится сравнительно маломощная (максимально 80 м) и спорадически встречающаяся в разрезе толща песчаников.

Альбские, сеноманские и туронские отложения представлены глинами с маломощными прослоями известняков и песчаников, залегающими несогласно на подстилающих породах. Разрез меловых отложений завершается мелоподобными известняками мощностью около 500 м сенонского возраста.

В восточном направлении по мере приближения к Добрудже из разреза выпадают палеозойские и триасовые отложения. В южной Добрудже на нижнепалеозойских сланцах залегают уже только среднеюрские отложения.

На западе в пределах современного Карпатско-Балканского межгорного прогиба фундамент Мизийской плиты в ряде мест образует выступы, которые фиксируются в палеозойских и мезозойских отложениях как поднятия. Такими поднятиями являются Стрехайское на крайнем западе, юго-восточнее его расположенное, наиболее резко выраженное Опташ-Слатинское и небольшое Гигенское, расположенное на правом берегу Дуная.

В пределах свода Онташ-Слатинского поднятия на кристаллических нижнепалеозойских отложениях непосредственно залегают сильно уменьшенные в мощности среднетриасовые отложения. Вышележащие мезозойские отложения также сильно уменьшены в мощности; в разрезе отсутствуют аптские и киммеридж-титонские отложения. Палеозойские и нижнетриасовые отложения появляются только на крыльях поднятия.

На Стрехайском поднятии отсутствуют отложения доггера, на Гигенском — среднетриасовые и сильно уменьшены в мощности неоком-альбские отложения.

Южнее Стрехайского и Опташ-Слатинского поднятия находится мезозойский Рошиорский прогиб, наиболее резко проявляющийся в триасовых и нижне-среднеюрских отложениях. На юго-западном продолжении Рошиорского прогиба располагается Ломская неогеновая впадина.

На крайнем востоке кристаллический фундамент Мизийской плиты выходит на поверхность, образуя Южнодобруджинекое поднятие.

Севернее Добруджи в районе г. Бырлада в юрских отложениях прослеживается небольших размеров Бырладская впадина.

Североболгарское поднятие сложено с поверхности преимущественно нижнемеловыми отложениями и рассечено разломами на ряд блоков. В восточной части поднятия разломы имеют северо-западное направление. С ними связаны локальные поднятия платформенного облика, группирующиеся в валы. Выделяются (с востока на запад) Владимирско-Каранелитовый, Девненский и Каспичан-Хитринский валы. На западе известны разломы северо-восточного простирания.

Северный край поднятия следует по долине р. Дуная и образован разломом; восточный край образован системой сбросов, спускающихся в Варненскую впадину; на северо-западе поднятие через Русенско-Свиштовскую флексуру погружается в Ломскую впадину. На юге Североболгарское поднятие примыкает к горно-складчатым Балканам через цепочку синклиналей, на восточном продолжении которых выделяется небольшой по протяженности и узкий Нижнекамчийский предгорный прогиб.

Наиболее приподнятая часть Североболгарского поднятия находится на месте Девненского вала, где девонские отложения вскрываются на глубине около 800 м и залегают под верхнеюрскими известняками.

В соответствии с особенностями геологического строения Предкарпатско-Валканского бассейна представляется возможным выделить несколько нефтегазоносных областей и районов.

1. Бухушская или Западно-Молдавская область. В структурном отношении она соответствует Бухушской впадине, расположенной на месте горноскладчатого борта краевого прогиба меридиональной части Восточных Kapпат. Бухушекая впадина выполнена миоценовыми отложениями, дислоцированными в систему линейно вытянутых, наклоненных на восток изоклинальных складок, нарушенных взбросами и надвигами. Наиболее резко складки выражены вдоль западного крыла впадины, где они сильно приподняты, сближены и надвинуты друг на друга. Складки образуют антиклинальную зону, сложенную в наиболее приподнятой части палеогеновыми и местами меловыми отложениями. Значительная часть зоны перекрыта краевым надвигом, по которому палеогеновые отложения Восточных Карпат перекрывают миоценовые отложения Бухушской впадины.

Восточная граница впадины образована срединным надвигом, разделяющим горно-складчатый склон прогиба от платформенного.

В пределах Бухушской нефтегазоносной области выделяются два нефтеносных района: Мойнештинский, расположенный на западе на месте краевой антиклинальной зоны Бухушской впадины, и восточный, соответствующий восточному крылу впадины.

В Мойнештинском районе нефтяные месторождения приурочены к ряду антиклиналей, перекрытых краевым надвигом. Структуры месторождений соответственно представляют поднадвиговые складки. Нефтеносность связана с песчаниками Клива олигоценового возраста. Наиболее крупными являются месторождения Фоале-Тазлэу (рис. 22) и южнее расположенное — Мэгура-Мойнешть.

В восточном районе Бухушской области находятся два старых малодебитных месторождения — Тецкань и Кымпень — с нефтяными залежами в песчаниках гельветского возраста.

2. Сиретская газоносная область, соответствующая платформенному склону краевого прогиба. На докембрийском фундаменте здесь залегают нижнепалеозойские, юрские, меловые и неогеновые отложения. Последние перекрывают размытый пологий рельеф, сложенный меловыми или юрскими отложениями. Структурные поднятия в неогеновых отложениях соответственно отражают поднятые части рельефа. В области установлена газоносность сарматских отложений под гг. Роман, Бакэу (сел. Секуень), Яссы и др. Сиротская газоносная область изучена еще слабо. В Северо-Предкарпатском бассейне ей соответствует Дашавско-Косовская газоносная область.

3. Плоештинско-Фокшанская нефтегазоносная область расположена на месте северного крыла одноименной впадины. В области может быть выделено два нефтегазоносных района: восточный или Бузеуский и западный или Плоештинский (рис. 23).

Бузэуский нефтегазоносный район находится на месте перегиба Восточных Карпат с меридионального на широтное направление, сложен с поверхности преимущественно миоценовыми отложениями, выходящими в сводовых частях развитых здесь крупных брахиантиклинальных складок. Брахиантиклинали, имеющие северо-восточное простирание, осложнены в своде внедрением соленосных отложений тортонского возраста и сильно нарушены сбросами и взбросами. Нефтеносность приурочена к песчаникам мэотического возраста (месторождения Арбанаш, Берка, Сарата Монтэору и др.).

Плоештинский нефтегазоносный район сложен с поверхности плиоценовыми отложениями. Развитые здесь складки вытянуты в широтном направлении. Характер большой части складок определяется скоплениями каменной соли тортонского или аквитанского возраста, приуроченными к сводовым частям брахиантиклиналей или к разрывам. Вдоль северной окраины Плоештинского района развиты узкие, сильно пережатые складки, осложненные взбросами с приподнятыми северными крыльями. Соль тортонского возраста в виде лезвий проникает по плоскостям тектонических нарушений.

Южнее в средней части района располагаются крупные антиклинальные складки с мощными скоплениями в их ядрах каменной соли аквитанского возраста. В некоторых брахиантиклиналях соль выходит на поверхность, как это имеет место, например, на нефтяных месторождениях Ошорь-Горгота, Гура Окницей, Байкой-Цинтя. Складки этой части района характеризуются большой сложностью строения, сильной нарушенностью, крутыми углами падения пластов вблизи соляного ядра. Обычно складки рассекаются продольным взбросом с надвинутым северным крылом.

Еще южнее появляются уже другого типа складки, переходные к платформенным типам, представляющие сравнительно пологие, тектонически меньше нарушенные купола (Тиносу-Бразь, Манешть-Владень и др.).

Нефтегазоносность Плоештинского района, основного по размерам добычи нефти в пределах всего Предкарпатско-Балканского бассейна, связана с отложениями олигоценового, гельветского, сарматского и главным образом мэотического возраста.

Среди структурных форм нефтяных месторождений и сопровождающих 1. Месторождения, связанные с зоной надвигов, опоясывающих северную часть Плоештинского района. Залежи нефти располагаются в южных поднадвиговых частях на моноклинально или антиклинально изогнутых пластах, ограниченных на севере надвигами. Таковы залежи нефти на месторождениях Валя Решка, Окница, Кымпина и др.

2. Месторождения средней части Плоештинского района, приуроченные к зоне соляных брахиантиклиналей Байкой-Цинтя, Морень, Окюрь-Горгота, где соль прорывает мэотические отложения и выходит на поверхность. Залежи нефти здесь прижимаются к боковой поверхности соляных ядер и сильно рассечены поперечными разрывами.

3. Месторождения, связанные с брахиантиклиналями с соляными ядрами, залегающими под мэотическими или более древними отложениями. Залежи нефти в таких условиях залегают в сводовых частях складок. Как правило, залежи сильно нарушены поперечными и продольными разрывами. Таковыми являются месторождения Болдешть, Подени Веки, Урлац-Чептура, Букшань, Марджинень и др.

В пределах всего Плоештинского района в ряде месторождений встречаются стратиграфически экранированные залежи, приуроченные к гельветским отложениям, срезанным мэотическими отложениями (месторождение Буштенарь). На месторождении Щуца Сяка в мэотических отложениях заключена типичная, литологически ограниченная залежь нефти.

4. Питештинская нефтегазоносная область располагается на территории Питештннского поднятия. Последнее представляет собой погребенное поднятие, расположенное на юго-западном погружении продольного Валень-Питештинского поднятия, осложняющего северный борт неогеновой впадины. На месте Питештинского поднятия отсутствуют полностью сарматские, а иногда и полностью миоценовые отложения и плиоцен залегает непосредственно на олигоценовых отложениях.

Складки Питештинского поднятия имеют двухэтажное строение: нижний этаж сложен круто наклоненными палеогеновыми отложениями, которые горстообразно выступают в своде брахиантиклинальных складок. На крыльях таких складок палеоген покрывается маломощной толщей миоцена, преимущественно гельвета, выше которого резко несогласно залегает плиоцен. Питештинское поднятие характеризуется сильным развитием разрывных нарушений, в результате чего площади отдельных структурных поднятий выступают как системы сложно сопряженных блоков. Сеть разрывов образуется пересечением двух основных направлений: северо-восточного и широтного. В таких условиях в области развиты преимущественно тектонически экранированные залежи в мэотических отложениях.

5. Северо-Питештинская область. Между Питештинским поднятием на юге и южным склоном Фагарашского кристаллического массива на севере находится впадина, выполненная неогеновыми отложениями. Северная граница впадины образована выступом кристаллического фундамента на месте широтно вытянутого антиклинального поднятия Козия, выносящего на поверхность также отложения палеогена и нижнего миоцена. На востоке впадина ограничена поперечным разломом, по которому складчатые горные Карпаты резко погружаются во впадину. На западе впадина через небольшой порог открывается в Карпатско-Балканский прогиб.

Впадина осложнена рядом антиклинальных складок, рассеченных поперечными разрывами, протягивающимися на значительном протяжении. Нефтеносность связана с гельветскими отложениями; в олигоцене выявлена газоконденсатная залежь (месторождение Боцешть).

6. Нефтегазоносная область Центральной Олтении расположена на месте центральной части Карпатско-Балканского межгорного прогиба. На севере область ограничена Жиу-Олтским антиклинальным поднятием, в пределах которого на поверхность выходит почти весь разрез неогена; на юге области находится Опташ-Слатинское погребенное поднятие, перед которым выклиниваются гельветские и сильно уменьшаются в мощности сарматские и плиоценовые отложения. Для всей области в целом характерно отсутствие в разрезе палеогеновых отложений, присутствующих севернее и южнее.

В области выделяются два нефтегазоносных района: северный — Балтеньский и южный — Крайовский, соответствующие северному и южному склонам центральной части Карпатско-Балканского прогиба. В Балтеньском районе нефтегазоносность приурочена к линейно вытянутым пологим бра-хиантиклинальным поднятиям. Продуктивными являются мэотическио (газ), сарматские и гельветские песчаники. Гельветские отложения нефтеносны на двух антиклинальных линиях: Балтень-Негоешть и Соку-Бустукань, расположенных в северо-западной части района, юго-восточнее г. Тыргу Жиу. На первой антиклинальной линии известны три нефтяных месторождения, в том числе два из них (Циклень и Балтень) являются наиболее крупными месторождениями в Карпатско-Балканском прогибе. Вторая антиклинальная линия включает месторождение Ликурич-Бустукань, где вскрыта газоконденсатная залежь. Южнее этих антиклинальных линий гельветские отложения преимущественно газоносны.

Сарматские отложения нефтеносны в пределах антиклинальной линии Балтень-Негоешть, также на месторождениях Балтень п Циклень и южнее на месторождении Ликурич-Бустукань. Южнее и юго-восточнее сарматские отложения газоносны (месторождения Хурезань, Градиштя, Бабень и др.).

7. Южная нефтегазоносная область занимает наиболее южную (в пределах Румынии), преддунайскую часть Карпатско-Балканского прогиба и Плоештинско-Фокшанской впадины. В пределах ее можно выделить два нефтегазоносных района: на востоке Бухарестский и на западе Крайовский.

Бухарестский нефтегазоносный район располагается на южном платформенном крыле Плоештинско-Фокшанской впадины, в пределах Мизийской плиты. Структурные формы известных здесь нескольких месторождений представлены пологими формами платформенного типа, но относительно сильно нарушенными разрывами. Нефтегазоносность связана с меловыми (альб-сеноман на месторождении Хырлешть) и сарматскими отложениями (газонефтяная залежь на месторождении Картожань, газ — в Moape Сэракэ).

В Крайовском районе нефтяные и газовые месторождения приурочены к пологим куполовидным поднятиям типа развитых в Бухарестском районе. Нефтеносными являются здесь среднеюрские отложения в зоне сокращения их мощностей на склоне Опташ-Слатинского поднятия (месторождения Чурешть, Сымнику Герчешть), верхнемеловые (Чурешть) и сарматские (газ).

8. Плевенская нефтегазоносная область расположена на месте Ломской впадины. Нефтеносность впадины была установлена совсем недавно. Нефтеносными оказались здесь известняки валанжина (месторождение Гиген) и среднего триаса (Долни Дыбник). Пологие структурные формы месторождений не проявляют себя на поверхности в третичных и верхнемеловых отложениях и выявляются только геофизическими исследованиями по кровле триаса.

9. Варненская газонефтеносная область находится на востоке Болгарии и представляет собой впадину, окаймляющую с востока Северо-Болгарское поднятие. Впадина имеет пологий платформенный борт, поднимающийся на север в сторону Южнодобруджинского поднятия, крутой южный борт, образованный Нижнекамчийским предгорным прогибом Балкан. Нa востоке впадина открывается в сторону Черного моря, а на западе, как уже указывалось ранее, отделена от Североболгарского поднятия системой сбросов. В области известно два месторождения: Тюленевское — нефтяное, расположенное на платформенном борту, и газовое — в предгорной части.

Тюленевское нефтяное месторождение представлено небольшим пологим поднятием северо-восточного простирания, сильно рассеченным разрывами, в результате которых структура представляет собой систему различно сопряженных блоков. Нефтеносными являются известняки валанжина, заключающие газонефтяную массивную залежь.

Небольшое Камчийское газовое месторождение содержит залежь в олигоценовых отложениях.

Рассмотренными основными нефтегазоносными областями не исчерпываются все перспективы Предкарпатско-Балканекого бассейна. Последние прежде всего связываются с верхнемезозойскими отложениями в пределах предгорных областей и с нижнемезозойскими и палеозойскими отложениями на территории Мизийской плиты и Североболгарского поднятия.