Прибрежные месторождения Боливар (BCF), также известные как прибрежный комплекс Боливар, расположены на восточной окраине озера Маракайбо , Венесуэла . [1] Прибрежное месторождение Боливар является крупнейшим нефтяным месторождением в Южной Америке с его 6000-7000 скважинами и лесом связанных с ними вышек, тянется на тридцать пять миль вдоль северо-восточного побережья озера Маракайбо. Они образуют крупнейшее нефтяное месторождение за пределами Ближнего Востока и содержат в основном тяжелую нефть с плотностью менее 22 градусов API . Также известные как месторождения Восточного побережья , прибрежное нефтяное месторождение Боливар состоит из месторождений Тиа-Хуана, Лагунильяс, Бачакеро, Сеута, Мотатан, Баруа и Амбросио. [2] Месторождение побережья Боливар находится в экорегионе сухих лесов Маракайбо , который был серьезно поврежден сельским хозяйством и скотоводством, а также добычей нефти. [3] Нефтяное месторождение по-прежнему играет важную роль в добыче нефти в стране, добывая приблизительно 2,6 млн баррелей нефти в день. [4] Важно отметить, что нефтегазовая промышленность относится к прибрежному комплексу Боливар как к единому нефтяному месторождению, несмотря на то, что оно состоит из множества подполей, как указано выше.
Bolivar Coastal Complex полностью принадлежит и управляется Petróleos de Venezuela, SA (PDVSA) ( испанское произношение: [peðeˈβesa] ; англ.: Petroleum of Venezuela ), венесуэльской государственной нефтегазовой компанией. Она занимается разведкой, добычей, переработкой и экспортом нефти, а также разведкой и добычей природного газа . С момента своего основания 1 января 1976 года с национализацией венесуэльской нефтяной промышленности, PDVSA доминирует в нефтяной промышленности Венесуэлы, пятого по величине экспортера нефти в мире . Согласно списку нефтяных месторождений , Bolivar Coastal Field занимает 5-е место в мире по извлекаемым запасам нефти, прошлым и будущим, с объемом 30-32 миллиарда баррелей. [5] Части нефтяного месторождения уже полностью истощены. [6]
Крупные выходы нефти вокруг озера Маракайбо были отмечены в XVI веке испанцами, которые использовали смолу для замазывания своих кораблей и лечения кожных заболеваний у скота. Базирующаяся в США компания General Asphalt Company провела первые геологические исследования на восточном берегу озера Маракайбо, но продала свою концессию Royal Dutch Shell в 1912 году. Shell пробурила скважину-открыватель в Мене-Гранде в 1914 году и знаменитый фонтан Los Barrosos 2 в Кабимасе в 1922 году. [7] Еще одной крупной находкой стала скважина «Zumaque 1» в 1914 году [8] в районе Мене-Гранде, бассейн Маракайбо , примерно в 50 милях (80 км) к юго-востоку от Кабимаса ( штат Сулия ). Добыча быстро росла, и это стало самой важной добывающей собственностью Shell во всем мире. Затем компания Pan American Oil Эдварда Доэни предприняла необычный шаг, получив концессии на самом озере. Эти концессии были куплены компанией Indiana Standard (ныне Amoco) в 1925 году, но разработка была минимальной до тех пор, пока они не были проданы компании Standard Oil of New Jersey (ныне Exxon ) в 1931 году. Разработка месторождения на озере Маракайбо быстро продвигалась после окончания Второй мировой войны , и оно стало важнейшим производственным объектом Exxon во всем мире в 1950-х и 1960-х годах.
Национализм тогда сыграл свою роль в нефтяной промышленности: после 1958 года не было предложено новых концессий на разведку, а в конце 1975 года отрасль была национализирована. Национализированная структура, Petroleos de Venezuela SA , в настоящее время является одной из крупнейших в мире интегрированных нефтяных компаний.
Предоставление блоков реактивации маргинальных месторождений компаниям Occidental и Shell в 1994 году ознаменовало начало новой фазы международного участия в бассейне Маракайбо. Другой блок впоследствии был предоставлен консорциуму Tecpetrol, Nomeco и Wascana, а Chevron в принципе согласилась с Maraven, дочерней компанией Petroleos de Venezuela , на предприятие, которое будет включать гигантское месторождение тяжелой нефти Boscan и асфальтовое подразделение Chevron в США. Два блока в бассейне будут предложены в ходе разведочного раунда 1995 года.
Подводя итог, можно сказать, что нефтяные месторождения бассейна Маракайбо сыграли важную роль в росте трех крупнейших в мире нефтяных компаний: группы Royal Dutch/Shell, Exxon и Petroleos de Venezuela. Значительная часть ранних разработок технологий добычи на шельфе и закачки пара происходила именно там.
Сэр Генри Детердинг однажды назвал покупку Shell объектов General Asphalt вокруг озера Маракайбо своей лучшей деловой сделкой. Это сильное заявление от человека, чьи деловые сделки включали слияние Royal Dutch Petroleum с Shell Transport and Trading. [9]
В настоящее время регион Карибского залива содержит 5% от общего объема конечных извлекаемых запасов углеводородов на Земле (Horn, 2003). Венесуэла обладает крупнейшими запасами углеводородов среди всех углеводородных регионов западного полушария, с доказанными запасами нефти около 70 млрд баррелей нефти и доказанными запасами газа 147 трлн куб. футов (Геологическая служба США, 2000; Audemard and Serrano, 2001). Эти оценки запасов не включают огромные нетрадиционные запасы пояса тяжелой нефти Ориноко, где, по оценкам, находится около 1200 млрд баррелей тяжелой и сверхтяжелой нефти (Fiorillo, 1987; Геологическая служба США, 2000). [10] Активная тектоническая обстановка нефти в Венесуэле сложна. Несколько тектонических поясов, которые включают в себя вулканические дуги, преддуговые и задуговые бассейны, находятся на шельфе венесуэльской окраины. Простирающаяся с запада на восток картина надвигов и боковых разломов рампы и форландовых бассейнов на суше (Babb and Mann, 1999; Mann, 1999) была создана диахронной косой конвергенцией между карибскими дуговыми террейнами и южноамериканской континентальной окраиной с позднего мела (западная часть Колумбии) до настоящего времени (восточная часть Тринидада). Это идеальное сочетание тектонических и стратиграфических событий привело к образованию одной из самых продуктивных нефтяных систем в мире.
Отложение пород, связанных с рифтами, в поздней юре ознаменовало начало осадочной геологической истории бассейна Маракайбо в структурных понижениях или полуграбенах, контролируемых линейными нормальными разломами северо-северо-восточного простирания. В раннем мелу — палеоцене смешанная обломочно - карбонатная платформа развивалась на территории современного бассейна Маракайбо. Термическое оседание и тектоническое спокойствие пассивной окраины привели к накоплению осадков и отсутствию деформации бассейна в этот период. Немногочисленные структуры, присутствующие в бассейне Маракайбо в меловой период, образовались в результате тектонического поднятия Западных и Центральных Кордильер Колумбии . Это поднятие ответственно за увеличение оседания к концу мелового периода , что привело к отложению толстого морского сланца формации Колон в маастрихте . В позднем туроне – кампане формация Ла Луна отлагалась в условиях шельфового склона в бескислородных условиях. Формация Ла Луна стала основной материнской породой северо-запада Южной Америки.
В позднем палеоцене и раннем-среднем эоцене Карибская плита и северо-западная окраина Южной Америки образовали сложный клин форленда, заполненный обломочными осадками в северо-восточной части бассейна Маракайбо . Бассейн форленда характеризовался эоценовым клином флювиально-дельтовой седиментации (формация Мисоа) толщиной приблизительно 5 км (3,1 мили), где сосредоточены самые продуктивные углеводородные резервуары бассейна Маракайбо. Флювиальное и мелководно-морское осадконакопление продолжалось в южных и юго-западных районах бассейна Маракайбо. Эоценовое несогласие представляет собой основную герметизацию над эоценовыми резервуарами, но оно локально нарушено сбросами , что позволяет углеводородам подниматься вверх в миоценовые резервуары на краях бассейна. [10]
На рисунке ниже показаны углеводородные резервуары в бассейне Маракайбо. Большинство эоценовых коллекторных пород пространственно выровнены с простирающимися с севера на юг разломами Икотеа и Пуэбло-Вьехо , тогда как большинство миоценовых коллекторных пород сгруппированы вдоль восточной и северо-восточной окраины современного озера Маракайбо.
Девяносто четыре процента углеводородных резервуаров в бассейне Маракайбо обнаружены в эоцен - миоценовых обломочных породах (Talukdar и Marcano, 1994). Только 6% резервуаров обнаружены в подстилающих мел - палеоценовых карбонатных породах и фундаменте. [10]
Рисунок справа показывает интерпретированную сейсмическую линию восток-запад и север-юг в центральной части бассейна Маракайбо, суммируя основные элементы нефтяной системы Маракайбо от меловой материнской породы до эоценовых и миоценовых резервуаров. Две интерпретированные сейсмические линии показывают северо-восточное утолщение эоценового обломочного клина, юго-западное утолщение миоцен-голоценового обломочного клина и основные структурные и стратиграфические контроли бассейна, унаследованные от семейства разломов, простирающихся на север-северо-восток. [10]
Углеводородные материнские породы в бассейне Маракайбо представляют собой верхнемеловые морские карбонатные породы (известковые сланцы и глинистые известняки), которые составляют формацию Ла-Луна сеноманского – кампанского возраста. Предыдущие геохимические исследования показывают, что формация Ла-Луна является источником 98% от общего объема запасов нефти, обнаруженных в бассейне Маракайбо. Еще 2% от общего объема запасов нефти были получены из неморских углей и сланцев палеоценовой формации Орокуэ, которые обнаружены в юго-западной части бассейна. Гонсалес де Хуана и др. (1980) предположили, что эоценовые и миоценовые наземные материнские породы, в настоящее время глубоко погребенные в южной части бассейна, могут выступать в качестве дополнительных материнских пород для формации Ла-Луна. Геохимический анализ третичных осадочных пород не указывает на значительный углеводородный потенциал эоценовых и миоценовых сланцев, и нет никаких доказательств наличия нефти, связанной с этим типом материнских пород. [10]
Изменение сантонской среды осадконакопления на более насыщенные кислородом и более прохладные воды в формации Ла Луна (член Трес Эскинас) предполагает начало тектонической активности (Erlich et al., 2000; Bralower and Lorente; 2003; Parra et al., 2003; Zapata et al., 2003). Позднемеловая тектоническая активность , возможно, была связана с реактивацией разломов под бассейном или региональной конвергенцией плит в западной Колумбии, что вызвало резкие изменения в палеотопографии и палеоклимате и положило конец условиям пассивной окраины. Увеличение апвеллинга и большая оксигенация шельфовых вод северной части Южной Америки могут быть связаны с (1) миграцией Южноамериканской плиты в сторону меловой внутритропической зоны конвергенции (Villamil et al., 1999); (2) увеличение стока пресной воды, вызванное появлением Центральной Кордильеры Колумбии (Эрлих и др., 2003); и (3) установление циклов «влажный-сухой» и затопление палеобатиметрических барьеров для циркуляции океана (Эрлих и др., 2003). [10]
Формация Ла Луна является наиболее заметной формацией в бассейне Маракайбо и является материнской породой для большинства прибрежных месторождений Боливар. Она считается крупной нефтематеринской породой . На рисунке справа показано распределение в процентах углеводородов, сгенерированных материнскими породами формации Ла Луна.
Сравнение газохроматографических и биомаркерных характеристик нефтей и экстрактов материнской породы Ла-Луна показывает, что формация Ла-Луна является материнской породой для более чем 98% нефтяных скоплений в бассейне Маракайбо. Материнские породы Ла-Луна содержат нефтеносный кероген типа II и богаты водородом , при этом основная часть органического вещества получена из водорослей и бактерий (Perez-Infante et al., 1996). Среднее исходное общее органическое вещество (TOC) материнской породы Ла-Луна в бассейне Маракайбо составляет 5,6%. Максимальные значения TOC локально достигают 16,7%. В юго-западной части бассейна среднее значение TOC составляет 4,3%. В районе Сьерра-де-Периха значения TOC колеблются от 3,7 до 5,7%. В Андах Мериды значения TOC колеблются от 1,7 до 2%. На рисунке справа показано распределение в процентах углеводородов, сгенерированных материнскими породами формации Ла Луна. Сравнение газохроматографических и биомаркерных характеристик нефтей и экстрактов материнской породы Ла Луна показывает, что формация Ла Луна является материнской породой для более чем 98% нефтяных скоплений в бассейне Маракайбо.
Они представляют собой широкий спектр коллекторных пород по всему бассейну Маракайбо, от метаморфических пород до неглубоких, неконсолидированных, миоценовых пород. По мнению Хардинга и Туминаса, структурные ловушки контролируются различными особенностями, включая нормальные сбросы, инвертированные сбросы на изогнутой континентальной плите . Стратиграфические ловушки обнаруживаются в гетерогенных , смешанных речных и приливно-доминируемых дельтовых системах, определяющих регрессивно-трансгрессивные циклы на эоценовом шельфе Маракайбо и прибрежных речных миоценовых песчаниковых породах (Guzmn и Fisher, 2006). Основные фации коллекторов представляют собой сложенные распределительные каналы и приливные бары (Maguregui, 1990; Ambrose et al., 1995; Escalona, 2003). Углеводородные резервуары можно классифицировать по трем основным типам:
Геологи-нефтяники суммируют эволюцию нефтяной системы бассейна Маракайбо в четыре фазы. На соседнем изображении показаны четыре основные тектонические фазы, контролирующие нефтяную систему бассейна Маракайбо.
В течение этой фазы в позднем мелу и палеоцене материнская порода формации Ла Луна отлагалась на мелководной, пассивной окраине, от шельфа до склона среде. Ее толщина колеблется от 40 до 150 м (от 130 до 490 футов). Изменения толщины карбоната контролировались незначительным рельефом фундамента нижележащих домеловых структур, таких как Меридская арка. [10]
В раннем эоцене косое столкновение между Карибской и Южноамериканской плитами сформировало асимметричный клин флювиально-дельтовых эоценовых пород, которые отложились в форландовом бассейне (Lugo and Mann, 1995; Escalona and Mann, 2006a). Меловые материнские породы были погребены на глубине 5 км (3,1 мили) в северо-северо-восточной части бассейна Маракайбо и достигли нефтяного окна. Разрывной бассейн, контролируемый реактивированными юрскими разломами северо-северо-восточного простирания, образовался в центральной части бассейна Маракайбо (суббассейн Икотеа; Escalona and Mann, 2003b). Сдвиговые разломы обеспечили вертикальные пути для миграции углеводородов из меловых материнских пород (формация Ла Луна) в эоценовые песчаные резервуары. [10]
В период с позднего эоцена до олигоцена большая часть бассейна Маракайбо была субаэрально обнажена и размыта изостатическим отскоком , который последовал за окончанием фазы конвергенции форландового бассейна . Этот период отскока и эрозии продолжался приблизительно 20 млн лет в центральных частях бассейна и характеризуется потерей углеводородов на поверхности (Talukdar и Marcano, 1994). Кроме того, биодеградация масел произошла из-за вторжения метеорных вод в неглубоко залегающие эоценовые резервуары. [10]
В период с миоцена по голоцен его фаза развития бассейна характеризовалась поднятием Сьерра -де-Периха и Меридских Анд , образованием простирающейся с севера на юг синклинали Маракайбо и инверсией эоценовых структур в центральной части бассейна в раннем миоцене. В отличие от эоцена , неогеновый депоцентр располагался в южной части бассейна Маракайбо, где континентальные фации выклиниваются на восток-северо-восток, образуя крупные стратиграфические ловушки . [10]
Сложное взаимодействие деформации, захоронения и седиментации в бассейне Маракайбо в меловой период объединилось, чтобы сделать бассейн одной из самых эффективных и продуктивных нефтяных систем на Земле. Отложение и распределение идеальных исходных и коллекторных пород стратиграфически и структурно контролировались многочисленными тектоническими событиями, которые привели к образованию, миграции и накоплению углеводородов. [11] Бассейн Маракайбо имеет многообещающий потенциал обнаружения углеводородов в в основном неразбуренных более глубоких структурных и стратиграфических ловушках центрального и восточного бассейна (например, суббассейны Икотеа и Пуэбло-Вьехо). По прогнозам, в этих районах будет добыто более 14 миллиардов баррелей средней и легкой нефти конечных извлекаемых запасов (Геологическая служба США, 2000). Бассейн Маракайбо имеет долгую историю как крупный нефтедобывающий бассейн, но многие районы остаются плохо изученными. Большой разведочный потенциал в сочетании с огромным количеством остаточной нефти в известных резервуарах гарантирует, что бассейн Маракайбо будет иметь долгое будущее как крупный нефтедобывающий бассейн. [9]
