Тип бассейна: Платформ
Подтип бассейна: Пассивных окраин (перикратонно-океанический)
Класс бассейна: Периокеанический
Возраст бассейна: Зрелый - Мезозойский
Тип полезных ископаемых:
Геологический возраст начало:
Геологический возраст конец:
Площадь: 443626.03 км²
Бассейн Сантос
Нефтегазоносный бассейн Сантос площадью 352000 км2 расположен на юго-востоке Бразилии (рис. 1). Бассейн Сантос отделен на юге от бассейна Пелотас крупным выступом фундамента Флорианополис, на севере ограничен поднятием Кабо Фрио от бассейна Кампос, на западе, на суше, ограничивается береговой горной грядой Серра до Мар, и, наконец, на востоке находится, по существу, огромная часть бассейна и она покрыта как мелководными, так и глубоководными водами Атлантического океана.
Рис. 1. Схематическая карта размещения бассейнов Сантос, Кампос и Эспирито Санто: 1 – полигон распространения аптской соли; 2 – условные границы бассейнов
Осадочный бассейн Сантос сложен мощной толщей пород мезозойско-кайнозойского возраста. В целом палеозойские отложения не играют сколько-нибудь существенной роли в строении этого осадочного периконтинентального бассейна. Палеозойские образования вместе с юрскими, а кое-где и с нижнемеловыми (берриас) входят в состав так называемого дорифтового комплекса и залегают на докембрийском фундаменте.
Общая толщина осадочного чехла в бассейне Сантос достигает 23 км.
История геологического развития бассейна Сантос во многом идентична истории осадочных бассейнов, приуроченных к континентальной окраине Бразилии, поскольку они возникли при распаде древнего материка Гондваны на Южно-Американский и Африканский континенты около 150 млн лет назад, в раннемеловое время. Оставшиеся с того времени (апт-альб) грабены и полуграбены, часть из которых оказалась в составе африканской, а другая в составе южно-американской окраин, в процессе позднеэоценовой активизации трансформировалась в систему прогибов и впадин, в которых накапливались большие массы осадков, сносившихся с края шельфа. При эрозии эпиплатформенных орогенных сооружений, выросших в краевой части этих континентов, мобилизовывался терригенный, кластический и глинистый материал, который мутьевыми и другими градационными потоками перемещался вниз по склону, заполняя отдельные впадины и прогибы. Благодаря действию этих потоков в них сформировались толщи турбидитов и других отложений гравитационного генезиса, зачастую характеризующиеся прекрасными коллекторскими свойствами. Именно в этих отложениях были открыты на склоне крупные залежи углеводородов на месторождениях Марлим, Ронкадор, Албакоре и др.
В то же время, при распаде суперматерика Гондваны (апт-альб) на Южно-Американский и Африканский континенты между этими континентами образовались огромные котловины. При этом краевые части континентов с течением времени превратились в крупные озера. Спустя миллионы лет в этих озерах стали накапливаться осадки, обогащенные органическим материалом, переносимые реками в южном направлении. В то время как континенты дрейфовали друг от друга, органический материал откладывался и накапливался уже в новом пространстве, покрытом солеными водами Атлантического океана, который был затем образован. В аридные периоды времени соленые воды Атлантики испарялись и превращались в эвапориты (галит, ангидрит, карнелит и другие), покрывая толщу осадков, богатых органическим веществом. Толща соли до 2000 м и более, образованная в этих палеоозерах, надежно перекрывает осадки с накопившимися в них зрелыми органическими породами. В течение миллионов лет под воздействием термохимических процессов этот органический материал преобразовался в углеводороды (нефть, газ). Толщина отложений соли как флюидоупора меняется от бассейна к бассейну и имеет ограниченное распространение (см. рис. 1). Самая широкая часть поверхности солевого полигона до 400 км находится в бассейне Сантос. Распространяясь к северу, в 300 км от береговой линии, ширина солевого полигона уменьшается до 100 м в бассейне Серджипи–Алагоас.
Еще на ранних этапах изучения зон, переходных от континента к океану, было установлено существование на пассивных окраинах двух систем линейных прогибов: системы внутренних прогибов, прослеживаемых в полосе прибрежной равнины и мелководного шельфа, и системы прогибов внешних, которые протягиваются вдоль нижней половины континентального склона и прилегающих районов подножия. Прогибы первого типа – это грабены и полуграбены рифтового заложения, заполненные наиболее древними осадочными комплексами (по крайней мере нижняя и средняя части разреза). Внешние прогибы имеют более молодое заполнение и отвечают этапу развития собственной окраины материка. На континентальных склонах бассейна Сантос в диапазоне глубин океана от 400 до 2500 м в последнее время были открыты гигантские месторождения нефти и газа (рис. 2). Эти месторождения открыты в подсолевых отложениях баррем-апта. В бассейне Сантос углеводороды сосредоточены в надсолевых отложениях двух продуктивных комплексов, имеющих альб-туронский и сантон-миоценовый возраст, а также в подсолевых образованиях баррем-апта. Что касается надсолевых образований, то это толщи цикличного переслаивания песчаников, алевритов и глин, для большей части которых характерна градационная слоистость, что является свидетельством их гравитационного, турбидитового генезиса.
Данные бурения и геофизики указывают на то, что в верхней части континентального склона и особенно при приближении к краю шельфовой зоны разрез этих отложений становится глинистым. Из него совершенно выпадают породы, обладающие хорошими коллекторскими свойствами. Таким образом, становится очевидным, что вмещающие надсолевые отложения на континентальных склонах имеют глубоководный генезис и образуются в результате действия гравитационных процессов, которые активируются только на участках со значительными уклонами морского дна. Среди них главную роль играют оползни, зерновые и турбидитовые (мутьевые) потоки. Подобная картина наблюдается также на континентальных склонах Западной Африки. Вот почему вместо многочисленных месторождений нефти и газа в пределах материковой отмели бассейна Сантос, включающей шельф и прибрежную равнину, где поисково-разведочные работы ведутся уже давно, здесь были обнаружены лишь множество мелких и незначительных по запасам залежей нефти и газа. Становится очевидным, что толщи турбидитов в глубоководной части атлантической окраины Южной Америки в районе Бразилии в бассейне Сантос покрывают огромные площади. Сложенный ими продуктивный комплекс имеет толщину 155 м и включает породы, являющиеся прекрасными коллекторами. Так, пористость олигоцен-миоценовых песчаников турбидитового генезиса достигает 15…20 % при проницаемости 1…2 Дарси, открытые на континентальном склоне бассейна месторождения являются многопластовыми (от 6 до 8 продуктивных горизонтов). Породы, играющие роль флюидоупоров, обычно в надсолевых отложениях образованы глинами, хотя в некоторых случаях встречаются эвапориты, а в качестве материнских отложений рассматриваются озерные глинистые сланцы сенонского возраста, которые обогащены зрелым органическим веществом. В надсолевых отложениях немалую роль играют также известняки альб-туронского возраста, где сосредоточены крупные скопления углеводородов, особенно в глубоководных районах.
Бассейн Сантос стал бурно развиваться с 2006 г. благодаря открытию гигантских месторождений в подсолевых отложениях баррем-апта, как, например, месторождения Лула с запасами 1,2 млрд т нефти, Либра с запасами 1,8 млрд т и др. (табл. 1) (см. рис. 2).
Рис. 2. Схематическая карта размещения нефтяных и газовых месторождении бассейна Сантос: 1 – месторождения нефти; 2 – месторождения газа; 3 – профильный разрез АВ. Цифры на карте – названия месторождений: 1 – Атланта, 2 – Олива, 3 – Тамбуата, 4 – Уругуа, 5 – Тамбау, 6 – Карапиа, 7 – Пирапитанга, 8 – Мексилхао, 9 – Коркодаво, 10 – Парати, 11 – Иара, 12 – Тьюпи, 13 – Юпитер, 14 – Гуара, 15 – Кариока, 16 – Пао де Акукук, 17 – Канамба, 18 – Бем-те-Ви, 19 – Лагоста, 20 – Мерлуза, 21 – Тубарао, 22 – Эстрела до мар, 23 – Корал, 24 – Каравела, 25 – Каравела Сул, 26 – Пиракука, 27 – Сапинхоа, 28 – Каркара, 29 – Биакуа, 30 – Сул де Лула, 31 – Ареа де Ирасема, 32 – Кампо де Сепиа, 33 – Флорим, 34 – Сампо де Итару, 35 – Бузиос, 36 – Либра, 37 – Барбиго, 38 – Суруру, 39 – Франко, 40 – Сагитеро
Подсолевые глубоководные апт-барремские отложения в бассейне Сантос, по существу, являются уникальными в мире (рис. 3) В них открыты в последнее десятилетие гигантские скопления углеводородов, что привело почти к удвоению запасов Бразилии по нефти и газу, доведя общие ресурсы до более 3 млрд т и 4,7 трлн м3, соответственно.
Рис. 3. Геологическое строение бассейна Сантос. Подсолевые и надсолевые отложения: 1 – разлом
Бурением скважин на эти отложения установлено, что аптская солевая толща имеет автохтонное происхождение. Эта толща соли перекрывается более молодыми надсолевыми породами, которые, в свою очередь, перекрываются мобильными аллохтонными солями. Соляной диапиризм представляет собой активную силу в бассейнах на окраинах Бразилии.
Материнские породы в подсолевых отложениях представлены формацией Итапема (баррем-апт) толщиной от нескольких сот метров, состоят из известняков (calciditites) и черных глинистых сланцев, образованных в палеоозерах Лагоа Фейа (толща Писаррас) в бассейне Сантос. Органически обогащеные сланцы являются основными материнскими породами. Эта формация коррелируется с формацией Кокейрос в бассейнах Сантос. Коллектором в подсолевых отложениях является формация Барра Велла толщиной 300…350 м, состоящая из известняков со строматолитами и laminated microbialites. Известняки частично доломитизированы, они распространены в бассейне Сантос, возраст формации – верхний баррем-апт.
Чтобы оценить уникальность подсолевых отложений, сопоставим крупнейшие месторождения на окраине Бразилии: Либра и Ронкадор (табл. 1). Месторождение Либра находится в бассейне Сантос и представляет собой залежь в подсолевых отложениях. Из него добывают нефти больше, чем из 5 крупнейших месторождений Бразилии вместе взятых: Ронкадор, Албакоре, Джубарте, Марлим и Марлим Сул. Перечисленные месторождения находятся в бассейне Кампос в надсолевых отложениях. Кроме того, если пористость коллекторов надсолевых отложений около 15…20 %, а проницаемость до 1…2 Дарси, то характеристика подсолевых коллекторов гораздо выше – пористость примерно 30 % и более, проницаемость достигает 5 Дарси, а нефть светлая, легкая, почти без содержания серы, в отличие от тяжелых нефтей, преобладающих в надсолевых отложениях.
Таблица 1. Сравнительная характеристика месторождений Либра и Ронкадор
Подсолевые коллекторы в бразильской окраине считаются самыми лучшими в мире. Более того, залежи подсолевых месторождений надежно защищены 2000...4100-метровой толщей флюидоупора, состоящей из эвапоритов, обеспечивающей определенные температурные условия для сохранения жидких углеводородов (рис. 4). В бассейне Сантос пробурено 29 месторождений в подсолевых отложениях. Глубина скважин достигает 7 тыс. м и более, это сверхглубоководное бурение, поскольку, чтобы достичь залежи, необходимо пройти толщу соли временами до 4100 м. В 2017 г. 80 скважин из подсолевых отложений дали более половины общей бразильской добычи нефти. В качестве примера, дебит одной скважины из подсолевых отложений дает больше нефти, чем весь штат Бахия, где традиционно в добыче участвуют более 1300 скважин.
Анализ более 40 крупных месторождений углеводородов, преимущественно нефтяных в глубоководной части бассейна Сантос, выявил тенденцию залегания этих крупных месторождений в продуктивной полосе нефтезалежей, протягивающихся в интервале глубин моря от 400 до 2500 м (возможно 3000 м и более) в системе внешних прогибов, которые простираются вдоль нижней половины континентального склона. Эта полоса предположительно протягивается и далее на север. Именно в этих прогибах открывают в последнее время новые крупные месторождения. Все месторождения в этой полосе по категории запасов оцениваются как крупные и гигантские. В последние 10–15 лет поисково-разведочные работы ведутся преимущественно уже в подсолевых отложениях: в бассейне Сантос открыто 29 месторождений, в бассейне Кампос – 21, а в бассейне Эспирито Санто – 7. Новые глубоководные и сверхглубоководные месторождения (глубина моря 1500…3000 м), а также бурение в подсолевые отложения апта в бассейнах Сантос, Кампос и Эспирито Санто открывают новые горизонты для Бразильской нефтегазовой индустрии.
Рис. 4. Стратиграфический разрез континентального склона юго-восточной Бразилии: 1 – известняк; 2 – доломит; 3 – песчаник; 4 – глинистый сланец; 5 – материнские породы; 6 – соль; 7 – вулканические породы; 8 – фундамент
Источник данных: Геология и перспективы нефтегазоносности бассейна Сантос. А. Забанбарк, 2020
Следующий Бассейн: Santos Ultradeep