Венско-Моравский нефтегазоносный бассейн

23.09.2019

Венско-Моравский бассейн занимает восточную часть Австрии и западную часть Чехословакии (рис. 33). Он представляет собой межгорную впадину, расположенную на стыке Альп и Карпат, вытянутую с ЮЗ на СВ. Границами бассейна служат различные тектонические зоны Альп и Карпат. Нa СЗ бассейн опоясывается отрогами Богемского кристаллического массива, на CB — системой горных отрогов Западных Карпат. С востока система Малых Карпат и кристаллические массивы гор Ляйта и Розалин отделяют бассейн от Паннонской впадины. На западе границами бассейна служат предгорья известковых и флишевых Альп, отделяя его от Альпийского краевого прогиба.

Впадина представляет собой ступенчатый грабен, обрезанный по краям крупными сбросами с амплитудами от 100—150 до 2500 м. Центральная часть бассейна глубоко опущена. Вдоль центральной части и бортов бассейна протягивается ряд брахиантиклинальных складок, нарушенных продольными и местами поперечными сбросами (рис. 34).

Фундамент бассейна сложен сильно размытыми отложениями Карнатско-Альпийского палеогенового и верхнемелового флиша и более древними мезозойскими отложениями, образующими крутые опрокинутые и местами разорванные надвигами складки ЮЗ — CB простирания.

Толща неогеновых отложений, выполняющих бассейн, залегает на сильно расчлененной поверхности фундамента с резким несогласием и с базальным (глыбовым) конгломератом в основании и представлена комплексом глинисто-мергелистых и песчано-глинистых отложений общей мощностью до 6000 м. Отмечается более пресноводный характер фаций вверх по разрезу, начиная с сармата. Наиболее характерным для осадочного выполнения бассейна является изменение мощностей и фаций по площади: в наиболее опущенных центральных частях впадины мощность осадков максимальная, преобладают глинистые и мергелистые фации; в бортовых частях бассейна наблюдается уменьшение мощности осадков (150—1500 м), более грубозернистый состав и несогласное залегание слоев внутри неогенового комплекса. Такая резкая смена мощностей обусловлена несогласным залеганием неогенового структурного этажа на фундаменте в связи с образованием грабенового прогиба.

Продольные региональные глубинные разломы являются определяющими в тектоническом строении Венско-Моравского бассейна. Эти сбросы характеризуются большой протяженностью (десятки и сотни километров), значительной шириной зон нарушения и большой глубиной проникновения, часто прослеживаясь во всей толще неогена и в породах фундамента.

Наиболее значительными являются шраттенбергский, штайнбергский, леоиольдсдорфский, адерклааский и мархеггский сбросы. Эти сбросы делят Венско-Моравский бассейн на несколько самостоятельных зон, различных как в тектоническом отношении, так и в отношении условий нефтегазонакопления и интервала нефтегазоносности. К зонам приурочены брахиантиклнальные поднятия; с большинством из них связаны нефтяные и газовые месторождения.

Кроме того, в строении бассейна существенную роль играют региональные поперечные сбросы, установленные большей частью на основании геофизических данных. Наиболее крупным из них является дунайский сброс, который, по А. Коберу, является границей между Альпийской и Карпатской горными системами. Этот сброс отделяет северную, более опущенную, часть Венско-Моравского бассейна от южной, где в разрезе отсутствуют гельветские отложения и мощность осадочного комплекса сокращается от 3500 м (северная часть) до 1200 м.

Интервал нефтегазоносности Венско-Моравского бассейна весьма широк и занимает почти всю толщу миоценового осадочного комплекса от гельвета до нижнего паннона включительно, а также палеогеновые, меловые и юрские отложения. В приподнятой западной зоне, между шраттенбергским сбросом на западе и штайнбергским на востоке, нефть получена из эоценового флиша (месторождение Санкт-Ульрих — Хаускирхен, Гёстинг, Ван-Сикль) в песчаных прослоях, приуроченных к погребенным выступам фундамента. Вышележащие отложения гельвета в пределах опущенной части бассейна вскрыты на площадях Энцерсдорф, Адерклаа, Матцен-Бокфлисс, где имеется ряд нефтеносных и газоносных горизонтов. Кроме того, промышленная нефть получена из гельветского шлифа и базального конгломерата (шлир-базиса) в западной приподнятой части бассейна, на площадях Санкт-Ульрих — Хаускирхен, Маустренк, Хохенрупперсдорф и др.

Продуктивность тортонских и сарматских отложений имеет чрезвычайно широкое горизонтальное и вертикальное распространение. В тортоне насчитывается до 16 продуктивных горизонтов общей мощностью до 130 м, причем количество продуктивных горизонтов уменьшается с севера на юг вместе с уменьшением количества песчаных горизонтов в разрезе: на площади Мюльберн только во вскрытой части разреза установлено 16 продуктивных горизонтов, на месторождении Матцен-Бокролисс — 9, а в Адерклаа — 3. На месторождении Матцен-Вокролисс к одному из горизонтов приурочена крупная нефтяная залежь, а на месторождении Цверндорф — газовая залежь, дающая около половины промышленного газа Венско-Моравского бассейна.

В сарматских отложениях содержатся преимущественно залежи газа на территории от Мюльберга на севере до Эндерсдорфа на юге и лишь в ряде месторождений Цистерсдорфской зоны поднятий (Платвальд, Ван-Сикль, Paг, Гайзельберг) имеются богатые залежи нефти. В разрезе сармата насчитывается до 20 нефтегазоносных горизонтов общей мощностью до 150 м, представленных песчаниками, реже — песками и известняками.

Нижний отдел паннонского яруса в пределах Венско-Моравского бассейна также содержит богатые залежи газа (месторождения Мюльберг, Гёстинг, Paг, Гайзельберг, Матцен и др.). На месторождении Ван-Сикль, кроме газа, получена также промышленная нефть.

Залежи связаны в основном с брахиантиклинальными поднятиями, но встречаются также скопления нефти и газа, связанные с линзами песков и с песчаными прослоями в эрозионных выступах фундамента. В пределах Венско-Моравского бассейна можно выделить следующие основные зоны нефтегазонакопления.

Западная (Шраттенбергско-Штайнбергская) зона — относительно приподнятый блок между двумя крупными региональными сбросами. Мощности неогеновых отложений сокращены по сравнению с центральной зоной в 2—2,5 раза; в разрезе сильно развиты песчаники, конгломераты, органогеннообломочные известняки. Вдоль юго-восточной части шраттенбергского сброса отмечается ряд поднятий блокового типа; промышленных залежей здесь пока не установлено. Все промышленные месторождения этой зоны сосредоточены непосредственно на северо-западном крыле штайнбергского сброса и приурочены к отдельным эрозионным выступам флишевого фундамента (нефтеносны прослои кварцитовых песчаников, срезанные несогласно залегающими миоценовыми отложениями) и к линзовидным песчаникам гельвета.

Залежи стратиграфические и литологические. Месторождения Хаускирхен, Санкт-Ульрих — Нойзидль, Маустренк, Шарфенек и др.

Центральная зона соответствует наиболее погруженной части бассейна. Здесь следует выделить северо-западный район Цистерсдорфских поднятий, связанных непосредственно с опущенным крылом штайнбергского сброса, и Матцен-Адерклааскую зону. Оба района характеризуются полным разрезом неогена, однако во втором преобладают более глубоководные фации, и весь осадочный комплекс достигает максимальной мощности. В разрезе сармата и тортона содержатся частые и мощные пласты и линзы нефтегазоносных песков и песчаников.

В Цистерсдорфском районе месторождения связаны с брахиантиклиналями, срезанными на западе штайнбергским сбросом и местами нарушенными локальными сбросами. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Месторождения — Мюльберг, Платтвальд, Ван-Сикль, Гёстинг, Paг, Гайзельберг, Хохенрупперсдорф.

В пределах чехословацкой части бассейна также имеется ряд месторождений, связанных с брахиантиклинальными поднятиями, приуроченными к штайнбергскому сбросу (Бржецлав, Биловице-Жижков и др.).

В Матцен-Адерклааском районе сосредоточены наиболее крупные нефтяные и газовые месторождения бассейна, связанные с крупными пологими брахиантиклиналями, часто нарушенными сбросами. Залежи в тортоне и сармате пластовые, сводовые, а также и в гельвете (Адерклаа). Месторождения — Матцен-Бокролисс, Адерклаа, Рабенсбург, Цверндорф, Энцерсдорф. На месторождении Адерклаа установлена газоносность верхнемеловых отложений.

Восточная краевая зона расположена почти целиком на территории Чехословакии, характеризуется сильной расчлененностью фундамента, приближенного к поверхности на отдельные тектонические глыбы. Здесь выделяется несколько крупных горстов (Гбельско-Годонинский, Лабско-Шаштинский), ограниченных региональными продольными и поперечными сбросами. Оба горста характеризуются наличием локальных структур, примыкающих непосредственно к ограничивающим их разрывам. Большая часть этих структур является в той или иной степени промышленно нефтегазоносной (Гбелы, Нова Весь, Лаб и др.). Однако их роль в добыче бассейна весьма незначительна.

Мощность неогеновых отложений, представленных в данной зоне в мелководных прибрежных и местами континентальных пестроцветных фациях (средний тортон, нижний сармат), не превышает 1500 м.

Залежи пластовые, связанные с брахиантиклиналями (месторождение Высока, Лаб, Малацки и др.), и линзовидные залежи в моноклинальных ступенчатых блоках в районе Годонинско-Гбельского горста (Годонин, Лужице и др.).

Нефти по удельному весу делятся на две группы: тяжелые асфальтовые с уд. весом 0,92—0,947 и легкие парафинистые с уд. весом 0,81—0,91. Первые, как правило, встречаются в более молодых отложениях (сармат, тортон), вторые — в более древних (шлир-базис и палеогеново-верхнемеловой флиш).

Удельный вес нефтей и содержание смол уменьшаются с глубиной.

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