Геологическое строение нефтяных месторождений


В Венесуэле выделяются три нефтеносных бассейна: Маракайбо, Ориноко и Апуре. Их площадь почти одинакова, территория каждого бассейна равняется примерно 8 млн. га.

Бассейн Маракайбо

По своей добыче и запасам рассматриваемый бассейн намного превосходит два других. К концу 1949 г. здесь было добыто 3,75 млрд баррелей нефти, а размеры доказанных запасов достигали 7 млрд баррелей.

В геологическом отношении бассейн Маракайбо представляет собой синклинальную впадину, служащую областью накопления осадков; почти полностью окруженный горами, этот бассейн постепенно опускался, и в нем одновременно накапливалось огромное количество осадков; в то же время окружающие бассейн горы поднимались. В центре бассейна находится озеро Маракайбо, подстилаемое осадочными толщами общей мощностью 4,8 тыс. м, то есть их мощность равна высоте снежных вершин Сьерра-Невада-де-Мёрида, расположенных на юго-востоке. Стекающие с гор потоки приносят в озеро ил и песок, которые скоро заполнили бы его, если бы дно озера не опускалось примерно с такой же скоростью, с какой отлагаются осадки. Поскольку гористые края озера поднялись, площадь озера уменьшилась и обнажились его прибрежные части, став, таким образом, доступными для эрозии и для геологического исследования.

Геологическое строение нефтяных месторождений Венесуэлы

Недра бассейна Маракайбо слагаются тремя основными свитами нефтеносных пород. На древних метаморфозированных породах залегают меловые толщи, песчаники, известняки и сланцы мощностью 1 800 м. Поверх них лишь со слабым несогласием отложились эоценовые осадки, большей частью пески и илы, а затем после кратковременного эрозионного перерыва, опять-таки с незначительным несогласием, отложились миоценовые пески и сланцы. Обильные запасы нефти были обнаружены в породах всех трех свит: меловой, эоценовой и миоценовой. Сначала нефть была обнаружена в менее глубоко залегающей миоценовой толще, а позднее — в эоценовой и меловой.

За исключением нескольких небольших месторождений, находящихся к юго-западу от озера, а также месторождения Кумаребо и нескольких небольших месторождений на северо-востоке в штате Фалькон, эксплуатируемые месторождения этого озерного бассейна приурочены к широкому поясу, простирающемуся от Мене-Гранде — месторождения, где впервые была открыта нефть, — на северо-запад, к Маракайбо и далее, и кончающемуся месторождением Мара на севере. Эта полоса замечательна тем, что все действительно крупные как миоценовые, так и эоценовые и меловые нефтяные месторождения лежат в ее пределах. Рассматриваемую зону можно разделить на две части: прибрежную нефтеносную площадь Боливар у северо-восточной оконечности озера Маракайбо и месторождения округов Маракайбо и Мара на северо-западе.

Прибрежная нефтеносная площадь Боливар. В первые годы проведения разведочных работ еще не знали, что многие месторождения вдоль берега озера Маракайбо в округе Боливар (штат Сулия) образуют единую нефтеносную площадь, и каждому из них было дано свое название Ла-Роса, Тиа-Хуана, Лагунильяс, Бачакеро и др. В настоящее время они объединяются под общим названием прибрежной нефтеносной площади Боливар. Суточная добыча этой площади выше, чем любого другого месторождения земного шара.

Прибрежная нефтеносная площадь Боливар, располагающаяся высоко на северо-восточном борту бассейна Маракайбо, локализуется на территории, охватывающей восточный берег озера Маракайбо, и простирается примерно на 69 км с северо-запада на юго-восток. Ширина этой полосы сильно колеблется и заходит максимум на 16 км в озеро. Скважина Мене-Гранде, впервые встретившая нефть, была пробурена филиалом «Роял Датч-Шелл» в 1917 г. и давала небольшие количества нефти из песков Санта-Барбара. Лишь пять лет спустя, 14 декабря 1922 г., когда зафонтанировала мощная скважина Н-4, принадлежащая компании «Роял Датч-Шелл», с суточным дебитом около 100 тыс. баррелей тяжелой нефти, был дан толчок для развития этого крупного и исключительно богатого нефтеносного района. После более чем двадцапятилетней эксплуатации границы продуктивной площади все еще не полностью определены.

«Вепесуэлен ойл консэшнс» — филиал компании «Роял Датч-Шелл» — является концессионером всей земли в этом районе. Ее первоначальная концессионная площадь на суше впоследствии была расширена благодаря приобретению нескольких крупных концессионных участков на озере. «Мене-Гранде ойл» — филиал корпорации «Галф ойл» — имеет ряд концессионных участков на озере, площадь которых ограничена прилегающей к берегу полосой шириною в 1 000 м. Все концессии «Креол петролеум корпорейшн» находятся на озере.

Как миоценовые, так и эоценовые продуктивные пласты нефтеносной площади Боливар в геологическом отношении представляют собой ловушку стратиграфического типа. Нефтеносная площадь Боливар является моно­клиналью, пласты которой в общем полого падают на юго-запад, по направлению к центру бассейна. Надэоценовые слои падают под углом 2—10° к юго-западу, причем в общем моноклинальная структура осложнена несколькими хорошо выраженными сбросами. Подэоценовая эрозионная поверхность также обладает падением к юго-западу. Сами эоценовые слои были смяты в складки и разорваны сбросами до того, как их головные части были срезаны эрозией. Все эти нарушения чрезвычайно осложняют изучение развития природных резервуаров нефти в эоценовых отложениях.

С поверхности продуктивные площади сложены в основном выветренными песками и глинами четвертичного и позднетретичного возраста. К востоку от Лагунильяс и к северу от Ла-Роса встречаются выходы нефти и асфальта. В ряде мест в пределах продуктивной площади Боливар промышленные притоки нефти были получены из формаций Лагунильяс, Ла-Роса, Икотеа, Лас-Флорес, Потреритос и Мисоа. Но большая часть нефти до сих пор получена из песков Лагунильяс и Ла-Роса. За последние годы неуклонно возрастала добыча нефти из песчаников Потреритос. Разработка эоценовых толщ начала привлекать серьезное внимание лишь семь-восемь лет тому назад. В будущем, по-видимому, начнется разработка меловых формаций.

Скопления нефти и газа в надэоценовых толщах приурочены, в основном, к ловушкам стратиграфического типа, образованным в результате выклинивания миоценовых песков вверх по восстанию и в результате запечатывания этих песчаных пластов в местах их выхода на поверхность затвердевшей нефтью. Локальные структурные изгибы играют второстепенную роль; песчаные пласты формаций Икотеа (олигоцен) встречаются лишь в местных понижениях эоценовой эрозионной поверхности, и к ним поэтому приурочены также скопления лишь в ловушках стратиграфического типа. В нижележащих эоценовых слоях, по-видимому, имеются скопления как в структурных ловушках, так и в ловушках стратиграфического типа.

Удельный вес нефти, добываемой на площади Боливар, колеблется от 0,855 до 0,993. Это нефть с асфальтовым основанием, но свойства ее изменчивы. Нефть подразделяется на несколько видов.

Месторождения округов Маракайбо и Мара в штате Сулйя. В авгу­сте 1944 г. «Шелл Карибеан компани» закончила бурение скважины в меловых известняках в районе месторождения Ла-Пас. Суточный дебит скважины превышает 5 тыс. баррелей. Скважина явилась первой скважиной в этом районе, пробуренной в пластах, ниже третичных, и давшей значительное количество нефти. В 1945 г. на площади Мара, расположенной в той же зоне, что и месторождение Ла-Пас, была завершена бурением скважина ОМ-2, впервые встретившая здесь нефть. Всего к марту 1949 г. на участке между месторождениями Ла-Пас («Шелл») и Мара («Шелл» — «Креол» — «Тексас») было закончено бурением 28 скважин с потенциальной суточной производительностью около 200 тыс. баррелей.

В разрезе района Ла-Пас — Мара вскрыта толща известняков мощ­ностью около 540 м, залегающая между верхнемеловыми сланцами Колон и подстилающими известняки породами фундамента. Сверху вниз эта толща слагается:

  1. базальным горизонтом формации Колон (30 м);
  2. формацией Ла-Луна (90 м);
  3. известняками Когольо (420 м).

Все части этого разреза оказались продуктивными.

Эти и более поздние открытия нефти в меловых толщах имеют большое значение не только благодаря количеству и качеству нефти, но и благодаря тому, что они открывают большие возможности для продолжения разработок меловых пластов и в других районах Венесуэлы. Несмотря на то, что почти невозможно точно определить характер меловых залежей, считается вероятным, что скопления нефти здесь приурочены почти исключительно к зонам трещиноватости в плотных известняках. Все части разреза — от кровли известняков до слоев, залегающих непосредственно на фундаменте, — продуктивны. Известные ныне меловые месторождения находятся недалеко от западной окраины бассейна Маракайбо, обозначенной горами Периха, проходящими вдоль границы Венесуэлы с Колумбией. Вполне возможно, однако, что в меловых слоях, подстилающих большую часть всего бассейна Маракайбо, могут быть обнаружены крупные местные скопления нефти, имеющие промышленное значение. О наличии этих слоев под дном озера Маракайбо уже говорилось.

Бассейн Ориноко

Этот нефтеносный бассейн занимает второе место после бассейна Маракайбо по размерам добычи и запасам нефти. С начала разработок и до конца 1949 г. здесь было добыто свыше 1 млрд, баррелей. На севере бассейн ограничен Береговым хребтом, на юге его границей является река Ориноко, на востоке он омывается Атлантическим океаном, а на западе примыкает к возвышенности Эль-Бауль (штат Кохедес). Последняя представляет собой поднятие фундамента, образующее седловину между рассматриваемым бассейном и бассейном Апуре, находящимся далее к западу. Начиная с мезозоя в бассейне Ориноко происходило отложение осадков, основной материал которых составляли продукты разрушения кристаллических пород Гвианского щита на юге и метамор­фических пород поднимавшегося Берегового хребта на севере. Имело место постепенное общее погружение к востоку, благодаря чему бассейн углубился в этом направлении.

Бассейн Ориноко лежит в пределах льяносов. Более древние породы покрыты молодыми осадками, слагающими плоские равнины и столовые возвышенности так, что разведка на нефть основывается главным образом на геофизических методах и бурении; стратиграфические исследования ограничиваются Береговым хребтом, где некоторые формации выходят на дневную поверхность.

Важнейшие месторождения бассейна Ориноко, как и бассейна Мара­кайбо, приурочены к трем основным зонам, а именно:

  1. зоне, включающей месторождение Кирикире, площадь Большой Хусепин и площадь Сан-Хоакин;
  2. зоне, включающей месторождение Тукупита, площадь Тембладор и площадь Большая Офисина;
  3. зоне, включающей месторождения Лас-Мерседес, Тукупидо и соседние месторождения на западе.

Зона Кирикире — Хусепин — Сан-Хоакин. Эта зона состоит из трех частей: собственно месторождения Кирикире на северо-востоке, площади Большой Хусепин в середине и площади Сан-Хоакин — Санта-Роса — Эль-Робле на юго-западе.

Месторождение Кирикире было первым промышленным месторождением, открытым в восточной Венесуэле, и до сего дня оно еще дает наибольшее количество нефти. В конце 1949 г. здесь было добыто почти 326 млн. баррелей. В начальный период месторождение Кирикире давало 51,6 тыс. баррелей в сутки.

Открытие в 1913 г. выходов асфальта и газа, располагающихся параллельно горной цепи на северной окраине тектонически неустойчивого бассейна Матурин (штат Монагас), дало толчок к бурению многочисленных разведочных скважин в период между 1918 и 1927 гг. (оказавшихся непродуктивными). В 1928 г. на основе предположения геологов о миграции нефти с юго-востока и благодаря наличию многочисленных выходов на южном выступе антиклинали Кирикире в районе Кирикире была пробурена разведочная скважина, которая стала давать большой фонтан нефти.

С точки зрения структуры, Кирикире представляет собой монокли­наль плиоцено-плейстоценового возраста, простирающуюся с северо-востока на юго-запад и имеющую падение к юго-востоку под углом приблизительно 15°. Формация Кирикире, включающая нефтеносные породы, представляет собой ряд вклинивающихся и перекрывающих друг друга серий конусов выноса континентального происхождения, несогласно залегающих на смятых в складки слоях возраста от мелового до миоцено­вого, головы которых срезаны эрозией. Формация слагается песчанистыми глинами, переслаивающимися с неотсортированным обломочным материалом, в котором встречаются как валуны, так и глинистые пески. В большинстве районов точная корреляция отдельных песчаных пластов невозможна из-за очень резкой литологической изменчивости слоев по простиранию. В подобных районах в целях корреляции в разрезе определяются точки, относительно которых известно, что осадконакопление в них происходило в одно и то же время.

Нефтеносная площадь Кирикире представляет собой овал непра­вильной формы, размерами примерно 9,5 X 5,5 км. Максимальная мощность нефтеносного песка в центральной части площади составляет 210 м средняя мощность на скважину — 58 м.

Главными продуктивными зонами Кирикире в 1948 г. являлись базальные горизонты Зета, Эта и Тэта, содержащие в основном легкую нефть. Однако в них присутствуют многочисленные водоносные пласты, содержащие тяжелую нефть в непромышленных количествах. Пласты, лежащие выше горизонта Зета, обычно продуктивны вдоль северного борта структуры, а в южном направлении (вниз по падению) они, как правило, содержат воду и тяжелую окисленную нефть.

Важнейшей проблемой для данного месторождения является определение местоположения нефтематеринских пород, так как континентальные свиты Кирикире представляют, по-видимому, природные резервуары, в которых находятся лишь вторичные скопления нефти. Чтобы обнаружить материнские породы, были пройдены скважины глубже поверхно­сти несогласия в основных залежах по всему месторождению. На осно­вании изучения полученных материалов наиболее вероятными из всех; возможных материнских толщ признаны меловая формация Санта-Ана и эоценовая формация Мундо-Нуэво. Не исключена, однако, возможность первоначального образования нефти и в олигоценовых отложениях.

Вдоль северной границы контура нефтеносности известно наличие газовой шапки. Ее отсутствие в некоторых скважинах помогло обнаружить сброс Монеб. Вода обычно встречается на самых окраинах эксплуатируемых площадей, но иногда она попадается и на различных глубинах по всему месторождению. Хотя здесь нет доказательств наличия водонапорного режима, вполне возможно предположить, что он здесь имеется, так как скважина, расположенная к юго-западу от месторождения, дала мощные фонтаны воды из формации Ки­рикире.

Изменчивость удельного веса нефти (0,845—0,979) по разрезу может быть объяснена характером литологического состава пород-коллекторов, а также типом самого скопления. Добываемая сырая нефть относительно тяжела, с содержанием серы 1,18%. Первые погоны имеют исключительно высокое октановое число, этим же качеством отличается и бензин, получаемый путем крекинга. Керосиновые погоны мало пригодны для освещения, но дают отличное тракторное горючее. Погоны газойля представляют интерес главным образом как сырье для крекинга, или гидрогенизации. Смазочные масла не находят широкого применения.

Из местных нефтей можно получать асфальт, применяемый в жарких странах, и бункерное горючее, отличающееся исключительно высоким качеством. Лучшее применение сырой нефти Кирикире — это получение из нее авиационного бензина, обычного и крекированного автомобильного бензина, сырья для гидрогенизации, дизельного горючего для морских судов и высококачественного бункерного топлива.

Район Большой Хусепин к концу 1949 г. дал 3Д общего количества нефти, добытой на месторождении Кирикире, а именно 230 млн. баррелей; однако к тому же времени его ежесуточная добыча составляла 6З тыс. баррелей, то есть более чем на 11 тыс. баррелей превышала ежесуточную добычу на месторождении Кирикире.

Из верхнемиоценовой свиты Ла-Пика нефть впервые была получена 11 октября 1938 г., когда «Креол петролеум корпорейшн» пробурила скважину Хусепин № 1 вдоль северного борта бассейна Матурин.

Удельный вес сырой нефти месторождения Хусепин колеблется от 0,845 до 0,922, в среднем же он составляет 0,871. Нефть имеет умеренное содержание Серы и наибольшее применение находит в производстве моторного горючего среднего качества, различных видов газойля, дизельного горючего и бункерного топлива.

Площадь Сан-Хоакин — Эль-Робле в юго-западной части рассматриваемой зоны дала с начала разработки в 1936 г. и по 1949 г. 64 млн. баррелей нефти, а ее ежесуточная добыча на конец 1949 г. составляла 28,3 тыс. баррелей нефти. Большая часть этого количества поступала с месторождений Сан-Хоакин — Гуарио и Эль-Робле.

Месторождение Сан-Хоакин, открытое в 1939 г. в штате Ансоатеги, находится в 80 и к югу от Барселоны — административного центра штата, в 19 км к северо-востоку от месторождения Санта-Ана, начавшего давать продукцию в 1936 г., и в 19 км к юго-западу от месторождения Санта-Роса, открытого в 1941 г. Все три месторождения располагаются вдоль оси регионального поднятия, простирающегося с северо-востока на юго-запад. Скважина, обнаружившая нефть месторождения Сан-Хоакин, была пробурена в целях исследования благоприятной структуры, выявленной геологической съемкой на поверхности.

Непосредственно в районе месторождения структура представляет собой асимметричную антиклинальную складку, простирающуюся на северо-восток по азимуту 50°. Ось этой складки испытывает относительные погружения и воздымания по простиранию, в результате чего образуются три продолговатых купола, расположенных уступами, которые носят следующие названия в направлении с северо-востока на юго-запад: Гуарио, Северо-восточный и Юго-западный. Северо-западное крыло этой структуры имеет среднее падение в 10°, а на юго-востоке углы падения крыла колеблются от 15° в более молодых горизонтах до опрокинутого залегания в более древних, что также свидетельствует о наличии взбрасывания.

В этом районе имеются выходы плиоценовых, верхнемиоценовых и среднемиоценовых отложений. Плиоценовые слои выходят на крайнем северо-восточном погружении поднятия и плащеобразно перекрывают более древние толщи. Верхне- и среднемиоценовые отложения выходят вдоль осевой зоны антиклинали, там, где ось ее воздымается в юго-западном направлении.

Скопления нефти и газа приурочены лишь к замкнутым структур­ным формам, образуемым каждым из трех куполов. К настоящему вре­мени запасы нефти обнаружены в 23 песчаных пластах толщ Наранха, Верде, Амарильо и Колорадо олигоцен-миоценовой формации Офисина и в песчаниках верхних 600 м олигоценовой формации Мерекуре. Макси­мальная нормальная мощность формации Офисина, обнаруженная до на­стоящего времени, достигает 2 487 м. Наименее глубоко залегающий продуктивный песчаный пласт этой формации — Наранха Е — обнаружен в скважине М-15 (Северо-восточный купол) на глубине 1152 — 1171 м, а самый глубокий, сопоставляемый сейчас с пластом Колорадо, зале­гает в скважине ММ-7 на глубине 2742 — 7755 м (Юго-западный купол). Общая мощность формации Мерекуре пока неизвестна: бурением прой­дены лишь верхние 600 м. Нефть, добываемая на месторождении Мере­куре, поступает с глубин 2282 — 2314 м в скважине М-19 (Северо-восточный купол) и 3198 — 3213 м в скважине 011-8 (купол Гуарио).

Подавляющим большинством скважин пройден один или более пес­чаных пластов формации Офисина, причем важнейшее значение из всех обнаруженных до сих пор коллекторских пластов имеет песчаный пласт Наранха Б на куполе Гуарио (резервуар Наранха Б-2). В общем нефтеносные пласты формации Офисина маломощны; их мощность ко­леблется приблизительно от 1 до 12 м; правда, изредка отдельные пла­сты достигают мощности 30 и более метров. Иногда эти песчаные пласты бывают однородными, но обычно они включают прослойки сланцев и углистого материала и отличаются резкой изменчивостью по простиранию. Некоторые из песков грубозернисты и рыхлы, однако большая часть их тонкозерниста и плотна. Пористость обычно колеблется от 15 до 20%, иногда доходит до 25—30%. Проницаемость, как правило, низка. Однако в некоторых песках отмечена проницаемость, превышающая 1 дарси.

Как известно, ко всем продуктивным песчаным горизонтам формации Офисина приурочены газовые шапки, причем этаж нефтеносности колеблется от 60 до 300 м и более. При добыче используется давление газа, растворенного в нефти, и давление свободного газа шапки. Добываемая нефть имеет исключительно высокое содержание парафинов (в среднем 13%) и относительно высокую точку застывания, хотя ее удельный вес в среднем составляет 0,811.

Скважина М-4 и скважина Гуарио-4, которыми была опробована формация Мерекуре и которые дают из нее нефть, показали, что эта формация содержит очень большие запасы газа и дистиллята, а также некоторые количества нефти. Но прежде чем оценить все возможности этой формации, необходимо дальнейшее исследование разреза по вертикали и по простиранию. В настоящее время нет достаточных данных для расчленения пройденного разреза на горизонты, прослеживаемые от одной скважины к другой; все же здесь различаются три отдельные залежи.

Часть разреза Мерекуре, пройденная бурением, слагается, в основном, очень плотными песчаниками с прослоями плотных черных глинистых сланцев и характеризуется почти непрерывной серией пиков высокого сопротивления на кароттажной диаграмме. Добываемая здесь нефть имеет те же качества, что и нефть, добываемая из песков Офисины, хотя ее удельный вес выше примерно на 0,05.

Месторождение Эль-Робле, расположенное на северо-западном борту того же регионального поднятия, что и месторождение Сан-Хоакин, лежит в 4 км к северо-западу от последнего (штат Ансоатеги). Оно было открыто в 1939 г. скважиной ЯРЫ-1, пробуренной для исследования благоприятной структуры, выявленной геологической съемкой на поверхности. В структурном отношении месторождение представляет собой широкий пологий структурный нос, среднее падение в пределах которого составляет около 3°. Известно существование здесь небольших сбросов, пока еще точно не прослеженных.

На поверхности все месторождение Эль-Робле сложено плиоцено­выми отложениями (формации Кампо-Санто), мощность которых соста­вляет менее 300 м. Плиоценовые отложения подстилаются верхнемиоце­новой формацией Фрейтес, которая, в свою очередь, подстилается олиго­цен-миоценовой формацией Офисина.

До 1948 г. нефть и газ были обнаружены в 14 песчаных пластах горизонтов Амарильо и Колорадо (формации Офисина), причем 11 верхних продуктивных песчаных пластов месторождения Сан-Хоакин (при­надлежащих горизонтам Наранха и Верде формации Офисина) водо­носны во всех скважинах Эль-Робле. Ближе всего к поверхности залегает продуктивный песчаный пласт (Амарильо С), вскрытый скважиной ЯРЫ-6 на глубине 2385 — 2391 м, а глубже всего — пласт Колорадо, вскрытый скважиной Анако-1 на глубине 3260 — 3291 м.

Разрез формации Офисина на месторождении Эль-Робле сходен с разрезом на месторождении Сан-Хоакин, однако отличается большей мощностью и плотностью пород. Исключая пласт Амарильо С, все нефтеносные пески плотны, мелкозернисты и несколько сцементированы. Их пористость низка, а проницаемость в отдельных скважинах превышает 1 дарси. Горизонт Амарильо хорошо развит в большинстве скважин, но к юго-востоку, по-видимому, постепенно переходит в глины (в скважинах ЯРЫ-3 и ЯРЫ-6 он маломощен и глинист). Это основной коллекторский горизонт, известный в настоящее время на данном месторождении. Он разрабатывается десятью из одиннадцати скважин, пробуренных до настоящего времени. Контуры нефтеносности для большинства песчаных пластов пока еще не установлены, и полагают, что пласт Колорадо К, являющийся вторым по величине коллекторским горизонтом, содержит крупные запасы нефти к западу и юго-западу от разведанной площади. Сырая нефть, добываемая на месторождении Эль-Робле, первоначально была сходной с нефтью, поступавшей из песков формации Офисина на месторождении Сан-Хоакин. Дальнейшая разработка привела, однако, к быстрому падению давления, сопровождавшемуся понижением удельного веса нефти в среднем до 0,747, быстрым повышением содержания растворенного газа и падением содержания парафинов до 5%.

Зона Туку пита — Тембладор — Офисина. Суточная добыча нефти в этой зоне значительно превосходит добычу в зоне Кирикире — Хусепин — Сан-Хоакин, находящейся севернее; правда, общее количество нефти, добытой с начала разработки, еще уступает последней. Главным производящим районом в рассматриваемой зоне является нефтеносная площадь Большой Офисины.

Месторождение Тукупита в восточной части зоны разрабатывается лишь с 1945 г. К концу 1949 г. здесь было добыто всего 6,25 млн. баррелей нефти, а суточная добыча составляла 7 865. баррелей.

Площадь Тембладор (штат Монагас) охватывает несколько отдельных месторождений, из которых в 1949 г. разрабатывалось лишь месторождение Тембладор. Общая добыча этой площади на конец 1949 г. была немного меньше 32 млн. баррелей, а суточная добыча равнялась 9756 баррелям.

С поверхности вся эта площадь сложена четвертичной формацией Меса. Скважина Тембладор-1, открывшая нефть в этом районе, была пробурена в 1936 г. на северном, расположенном ближе ко впадине, крыле крупного регионального нарушения (нарушение Тембладор), обна­руженного сейсморазведкой. Район Тембладор находится на далеком южном борту бассейна Матурин, составляющего часть структурной впа­дины восточной Венесуэлы. В структурном отношении район предста­вляет собой моноклиналь, падающую на север под углом примерно в 2° и нарушенную рядом региональных сбросов, простирающихся в напра­влении восток-северо-восток — запад-юго-запад, пересекаемых в свою очередь меньшими сбросами, имеющими обычно простирание северо-запад — юго-восток. Обе группы сбросов создают благоприятные воз­можности для нефтенакопления, так как в связи с отсутствием замкну­тых структурных форм они образуют необходимые ловушки для нефти и газа, мигрировавших вверх по восстанию пластов из центральной части бассейна. Правда, запечатывание продуктивных горизонтов в некоторых случаях достигается благодаря выклиниванию песков, а не экранированию сбросами. На месторождениях района Тембладор, таким образом, в большей мере преобладают ловушки, экранированные сбросами, и в меньшей мере — сочетание тектонического и литологического экранирования.

Стратиграфический разрез рассматриваемого района слагается из 90 — 150-метровых четвертичных отложений (формация Меса), несогласно подстилаемых плиоценовой формацией Лас-Пьедрас мощностью около 750 м, несогласно лежащей на миоценовой формации Фрейтес мощностью 570 м. Олигоцен-миоценовая формация Офисина мощностью около 150 м несогласно подстилает формацию Фрейтес и, в свою очередь, несогласно подстилается приблизительно 180—210-метровой меловой формацией Тембладор, покоящейся на изверженно-метаморфическом фундаменте (Гвианский щит). Выше приведены цифры мощности формаций месторождения Тембладор; на месторождениях Эль-Пилбн и Уракоа мощности несколько меньшие, так как эти месторождения расположены южнее, то есть ближе к борту бассейна Матурин.

Нефтеносные пласты этого района ограничиваются песками формаций Офисина и Тембладор. На месторождении Тембладор в формации Фрейтес было обнаружено некоторое количество свободного газа, а формация Тембладор содержит лишь мощные битуминозные пески и тяжелую нефть, которые не разрабатываются. Разработки ограничиваются песками формации Офисина, которые на этом месторождении встречаются по всему разрезу формации (150 м), хотя ни один песчаный пласт не является продуктивным по всей площади место­рождения.

Верхняя часть формации Офисина на месторождении Эль-Пилон газоносна. Добыча нефти ведется только в нижней части этой формации и в верхней части формации Тембладор. На месторождении Уракоа, в верхней части формации Офисина, развиты лишь песчано-глинистые породы; нижние части в скважине Табаска-1 (скважина дала лишь газ) и в скважине Уракоа-1 (вторая из двух скважин этого месторождения) хорошо развиты. Нефть в последней не была получена из-за плохих коллекторских свойств. Формация Тембладор продуктивна в скважине Табаска-1.

Коллекторы формации Офисина представлены песчаными породами от рыхлых до плотных, от мелко- до среднезернистых, переслаивающихся с тонкими глинистыми пластами и содержащих несколько угольных про­пластков. Продуктивные горизонты формации Тембладор приурочены лишь к ее верхней части и сложены в основном рыхлыми, от мелко- до грубозернистых, аркозовыми породами, переслаивающимися с плотными глинистыми породами. Месторождение Тембладор обладает ярко выраженным водонапорным режимом, что в сочетании с хорошей пористостью и проницаемостью коллекторов дает, как полагают, высокую нефтеотдачу. Тем не менее нефть здесь находится в смеси с соленой водой и почти с самого начала извлекается вместе с ней. Такое загрязнение нефти вызывает необходимость применения тщательного ее обезвоживания и обессоливания.

Нефть, добываемая на месторождениях Пилбн и Уракоа, сходна с нефтью Тембладора, но тяжелее последней. Нефть месторождения Тем­бладор, имеющая нафтеновое основание и умеренное содержание серы, более всего пригодна для получения авиационного и автомобильного бензина, газойля и бункерного горючего.

Район Большой Офисины в штате Ансоатеги включает ряд нефтяных месторождений, находящихся по соседству со старейшим месторождением Офисина. С начала разработок в 1933 г. здесь было добыто свыше 371 млн. баррелей нефти, а в конце 1949 г. среднесуточная добыча составляла 198,8 тыс. баррелей. Скважина Офисина № 1, открывшая нефть, была пробурена в пункте, где данные магниторазведки и сейсмо­разведки методом преломленных волн обнаружили структурное осложнение на фоне общего регионального падения на север.

Большая часть концессий этого района принадлежит «Мене-Гран-де ойл компани», или совместно компаниям «Мене Гранде» и «Креол». Остальные концессии принадлежат «Сокони-Вакуум ойл компани оф Венесуэла». Компания «Мене-Гранде» ведет буровые работы как на принадлежащих ей, так и на находящихся в совместном владении концессиях.

Месторождения Большой Офисины располагаются на южном борту впадины восточной Венесуэлы (бассейн Ориноко). В этом районе имеются выходы пологозалегающей четвертичной формации Меса и верхнемиоценово-плиоценовой толщи Сакакуаль (формации Лас-Пьедрас и Альгарробо). Они залегают несогласно на миоценовой формации Фрейтес и миоцен-олигоценовой формации Офисина, которые не выхо­дят на дневную поверхность. Последняя формация, имеющая мощность около 900 м, несогласно лежит на меловой формации Тембладор, кото­рая, в свою очередь, несогласно покоится на изверженных и метаморфи­ческих породах фундамента (Гвианский щит).

Южный борт впадины восточной Венесуэлы простирается на восток-северо-восток, испытывая в этом направлении общее пологое погружение. Региональное падение слоев в северном направлении составляет от 2 до 4°, увеличиваясь постепенно по направлению к оси бассейна. Здесь имеется несколько очень пологих структурных носов и депрессий. Однако характерной и важной для возможного нефтенакопления чертой этого района является сложная сеть разрывов. Более крупные разрывы простираются параллельно оси бассейна и неизменно пересекаются меньшими сбросами, простирающимися с северо-запада на юго-восток.

Скопления нефти и газа месторождений района Большой Офисины встречаются на обращенных к бассейну (северных) крыльях широтных разрывов, причем экранирование скоплений обеспечивается поперечными сбросами или в некоторых случаях выклиниванием песчаных горизонтов. Число последних в различных местах колеблется от 50 до 70, причем максимальное число продуктивных песчаных пластов на одном месторождении составляет 47 (месторождение Западная Гуара). Большое число песчаных пластов, в сочетании с многочисленными сбросами и рядом случаев выклинивания привело к образованию замечательных примеров многопластовых месторождений в этом районе. Наибольшее число продуктивных пластов формации Офисина в пределах одного месторождения равняется 100 (месторождение Офисина). Следы нефти без промышленных скоплений часто встречаются в песках нижележащей формации Тембладор.

Песчаные породы нефтеносных пластов, мощность которых нередко превышает 30 м, отличаются невысокой плотностью и однородностью строения; они довольно чисты и среднезернисты. Пористость обычно составляет 20—25%, иногда доходит почти до 30%, а проницаемость, как правило, колеблется от 300 до 1 000 миллидарси, изредка достигая нескольких тысяч миллидарси. Некоторые из песчаных пластов содержат только газ. Почти все нефтяные залежи имеют газовые шапки. Этаж нефтеносности различен, достигая 150 м. Глубина залеганий продуктивных горизонтов колеблется от 1 200 до 2 100 м, и ввиду многопластовости месторождений одновременная разработка двух и трех продуктивных зон представляет обычное явление.

Добываемая нефть имеет в большинстве смешанное основание, удельный вес колеблется от 0,751 до 1,014. Максимальный вес нефти около 0,966. Точки застывания колеблются от — 10° и ниже до — 30°, а содержание парафинов от 0,5 до 15% и выше. Удельный вес высокопарафинистых нефтей (более 4 % содержания парафинов) обычно меньше.

Содержание серы колеблется от менее 0,5 (более легкие нефти) до 1,2% (средние нефти) и до 2,3% (более тяжелые нефти).

Зона Лас-Мерседес — Тукупидо. Из общей добычи зоны со времени начала разработок в 1943 г. вплоть до 1950 г. в размере 13,5 млн. баррелей 5,77 млн. баррелей было получено с месторождения Лас-Мерседес, открытого в 1943 г. и имевшего суточную добычу в 1949 г. 11 тыс. баррелей. Месторождение Тукупидо, вступившее в эксплуатацию в 1945 г., дало к концу 1949 г. 4,89 млн. баррелей нефти, и в конце того же года его суточная добыча составляла 13,6 тыс. баррелей. Месторождение Паласио, открытое в 1947 г., давало 5,2 тыс. баррелей в сутки. Два месторождения — Гуаванита и Сабан — начали давать небольшие количества нефти в 1948 г., а месторождение Руис, которое начало разрабатываться в 1949 г., в декабре того же года давало 3,8 тыс. баррелей в сутки.

Бассейн Апуре

Изыскания в бассейне Апуре по-настоящему были начаты лишь в 1947 г. К марту 1949 г. стало известно, что в двух-трех скважинах, заложенных в эоценовых и меловых пластах без достаточного геологического обоснования, были встречены промышленные запасы нефти. Перспективы бассейна считаются обещающими.