Нефть и природный газ на континентальном склоне Австралазии
На континентальном склоне Австралазии в экономической зоне Восточного Тимора, Индонезии, Малайзии и Филиппин имеются 59 глубоководных (233–1841 м) месторождений нефти и газа, заключённых в карбонатах, песках и песчаниках осадочных бассейнов кайнозойско мезозойского возраста. На континентальному схил...
Saved in:
| Published in: | Геология и полезные ископаемые Мирового океана |
|---|---|
| Date: | 2011 |
| Main Authors: | , , , |
| Format: | Article |
| Language: | Russian |
| Published: |
Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України
2011
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/44559 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Cite this: | Нефть и природный газ на континентальном склоне Австралазии / В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2011. — № 1. — С. 73-82. — Бібліогр.: 15 назв. — рос. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1859748058793771008 |
|---|---|
| author | Краюшкин, В.А. Клочко, В.П. Гусева, Э.Е. Масляк, В.А. |
| author_facet | Краюшкин, В.А. Клочко, В.П. Гусева, Э.Е. Масляк, В.А. |
| citation_txt | Нефть и природный газ на континентальном склоне Австралазии / В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2011. — № 1. — С. 73-82. — Бібліогр.: 15 назв. — рос. |
| collection | DSpace DC |
| container_title | Геология и полезные ископаемые Мирового океана |
| description | На континентальном склоне Австралазии в экономической зоне Восточного Тимора, Индонезии, Малайзии и Филиппин имеются 59 глубоководных (233–1841 м) месторождений нефти и газа, заключённых в карбонатах, песках и песчаниках осадочных бассейнов кайнозойско мезозойского возраста.
На континентальному схилі Австралазії в економічних зонах Східного Тімору,
Індонезії, Малайзії та Філіппін є 59 глибоководних (233–1841 м) родовищ нафти та
газу, які містяться у карбонатах, пісках і пісковиках осадових басейнів кайнозойсько -мезозойського віку.
In the Australasia’s continental slope off the Eastern Timor, Indonesia, Malaysia and
Philippines, there are 59 deepwater (233 1841 m) oil and gas fields occurring in carbonates,
sands and sandstones of the Cenozoic Mesozoic age sedimentary basins.
|
| first_indexed | 2025-12-01T22:38:56Z |
| format | Article |
| fulltext |
НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ...
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2011, №1 73
УДК 553.982.061.33
© В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк, 2011
Институт геологических наук НАН Украины, Киев
НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ АВСТРАЛАЗИИ
На континентальном склоне Австралазии в экономической зоне Во�
сточного Тимора, Индонезии, Малайзии и Филиппин имеются 59 глубоко�
водных (233–1841 м) месторождений нефти и газа, заключённых в карбо�
натах, песках и песчаниках осадочных бассейнов кайнозойско�мезозойско�
го возраста.
Нефть и природный газ Австралазии добываются на суше островов Ка�
лимантан, Новая Гвинея, Серам, Сулавеси, Суматра, Ява и в морских эко�
номических зонах Восточного Тимора, Индонезии, Малайзии и Филиппин,
где всё большее внимание сейчас уделяется освоению нефтегазового потен�
циала континентального склона в Арафурском, Тиморском, Южно�Китайс�
ком и Яванском морях, Макасарском проливе, морях Бали и Сулу.
Континентальный склон Калимантана, судя по количеству и разме�
рам выявленных месторождений нефти и природного газа, является перво�
очерёдным геологическим объектом морской глубоководной нефтегазораз�
ведки. Западная часть Калимантана вместе с Малайским п�овом и прилега�
ющая к ним часть дна Южно�Китайского моря рассматриваются в схеме
региональной тектоники как Зондаленд – сложенное изверженными и ме�
таморфическими кристаллическими горными породами стабильное конти�
нентальное ядро, окружённое площадью развития маломощных третичных
отложений Зондского форланда. Кнаружи от последнего располагается ме�
тастабильная тыловая депрессия Зонда, на юге ограниченная Зондской гор�
ной системой – вулканическим (более 150 действующих вулканов) тыловым
аитиклинорным становым хребтом о�вов Ява и Суматра. Депрессия Зонда –
это Западно�Яванский, Зондский и Биллитонский осадочные третичные
бассейны, кристаллическим фундаментом (КФ) которых являются извер�
женные и метаморфические горные породы, на которых залегают либо ба�
зальные миоценовые песчаники, либо песчано�конгломератовые отложения
олигоцен�эоцена. На юге Калимантана находится Южно�Калимантанский
бассейн, или бассейн Барито – резко асимметричная третичная впадина,
самая глубокая часть которой располагается на востоке, простираясь вдоль
хр. Мератус. Мощность третичного осадочного пакета на пологом борту бас�
сейна Барито постепенно уменьшается на запад, в направлении к поднятию
КФ, которое, по всей вероятности, представляет собой изолированный оста�
нец Зондского кратона и состоит из хр. Мератус и кристаллических масси�
вов Касале и Папаан, простирающихся с севера в бассейн Барито[1, 3, 5].
Изучение геологического строения и оценка промышленной нефтега�
зоносности континентального склона Индонезии начались с бурения сква�
жии в Яванском море, и после 1972 г. севернее о�вов Бали и Ломбок именно
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
74 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2011, №1
в этом море глубиной 482 и 610 м были открыты месторождения 1�ДАУ и 1�
Л�46. В первом из них скважина�открывательница дала промышленный фон�
тан природного газа из дельтовых песков нижнего миоцена, а во втором –
мощный нефтяной из эоценовых песчаников. 18 остальных месторождений
нефти и газа (Атон, Бангка, Гада, Ганданг, Гендало, Гула, Гэхэм, Джангк�
рик, Западное Сено, Маха, Мера Бесар, Пути Бесар, Ранггас, Садева, Север�
ная Янака, Хиджау Бесар, Южное Сено и Янака) выявлены на континенталь�
ном склоне Восточного Калимантана и Сулавеси в Макасарском проливе глу�
биной 408–1841 м, напротив дельты р. Макахам и 200 км северо�восточнее
морского порта Баликпапан, что на восточном побережье Калимантана. Про�
буренными здесь глубоководными скважинами открыто в 1997 г. нефтегазо�
конденсатное месторождение Мера Бecap. Выявившая его скв. 6�Мера Бесар
фонтанировала 702 тыс. м3/сут природного газа и 137 м3/сут газоконденсата
с глубины 2609 м из третичных песчаников. Разведочно�оценочная скв. 5�
Мера Бесар, пробуренная в море глубиной 408 м, фонтанировала 1500 м3/сут
нефти и 210 тыс. м3/сут природного газа на штуцере 29 мм с глубины 3392 м
из песков и песчаников третичного возраста при трубном давлении фонтани�
рования 6,3 МПа. Эти и другие скважины вскрыли в разрезе месторождения
Мера Бесар три нефтегазоконденсатодобывных зоны толщиной от 5 до 38 м с
извлекаемыми суммарными запасами газа, нефти и конденсата, равными
36,4 млн т в пересчёте на нефтяной эквивалент (НЭ). С 2007 года месторожде�
ние Мера Бесар находится в разработке [1].
В 1997 и 1998 гг. невдалеке от Мера Бесар, на площади Грэйт Мера
Бесар, были пробурены в проливе глубиной 602 и 686 м скв. 2�Хитам Бесар
и скв. 2�Хиджау Бесар глубиной, соответственно, 2917 м и 2440 м. Они
вскрыли газоконденсатные залежи в тех же песках, что и в Мера Бесар, от�
крыв месторождения Пути Бесар и Хиджау Бесар. Их извлекаемые запасы
газа и конденсата, равные 4,8 млн т НЭ в первом из них и 6,6 млн т НЭ во
втором, было намечено ввести в разработку к 2012 (Пути Бесар) и 2009 году
(Хиджау Бесар).
Рядом с Мера Бесар открыто в 1998 г. в Макасарском же проливе глу�
биной 834–957 м и разрабатывается с 2003 г. месторождение Западное Сено.
Его извлекаемые запасы нефти и газа, исчисляющиеся 65,1 млн т НЭ, зале�
гают в третичных песчаниках толщиной от 15,5 до 87,5 м на глубине 2665–
3858 м в разбитой разломами антиклинали длиной 16 км и шириной 6 км.
В 2003 г. Западное Сено из первых пяти скважин начало давать 2703 м3/сут
нефти и 510 тыс. м3/сут газа, в конце 2003 г. – от 5565 до 6360 м3/сут, а в
2004 г. функционировало 48 и 52 скважины, соответственно. Разработка
идёт с помощью подводной системы (ПС) из донных устьев скважин, мани�
фольдов, райзеров, газо� и нефтепроводов, контрольной и управляющей элек�
тросистем. Нефтегазодобыча поступает на две плавучие платформы (ПП) с
растянутыми опорами, оттуда – на ПП�нефтехранилище с устройством для
отгрузки нефти на танкеры, доставляющие её на нефтеперерабатывающий
завод (НПЗ) в Баликпапане. Туда же по подводному газопроводу подаётся
на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) природный газ. К 2005 г. в Запад�
ном Сено пробурено дополнительно 24 эксплуатационных скважины и ста�
ло добываться 9540 м3/сут нефти и 4248 тыс. м3/сут газа.
НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ...
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2011, №1 75
Южнее, на периклинальной ундуляции складки Сено, разрабатывает�
ся газонефтяное месторождение Южное Сено. Его скважины, пробуренные
в Макасарском проливе глубиной 932–954 м и подключённые ПС к ПП мес�
торождения Западное Сено, фонтанируют нефтью и газом из третичных пес�
чаников толщиной 17–20 м с глубины 3929–3943 м. В том же проливе глу�
биной 1243 м, 16 км южнее месторождения Южное Сено скв. 1�Янака глу�
биной 2896 м промышленно фонтанировала нефтью из упомянутых горных
пород толщиной 12 м, открыв в 1999 г. ультраглубоководное нефтяное мес�
торождение Янака с запасами нефти 4,1 млн т [1].
На той же площади, занятой шестью упомянутыми глубоководными
месторождениями, позднее выявлены и введены в разработку газонефтяное
месторождение Ранггас и газовые Ганданг и Гендало. Первое из них, откры�
тое в 2001 г. скв. 1�Ранггас, разведано, оценено и подготовлено к разработ�
ке четырьмя разведочными скважинами. Ультраглубоководное (1367–
1651 м) газонефтяное месторождение Ранггас имеет высокодебитные сква�
жины, освоение которых показало следующее. Так, скв. 1�Утара Ранггас,
пробуренная на глубину 3850 м в Макасарском проливе глубиной 1604 м,
встретила нефтяную зону эффективной толщиной 10 м и газоносную зону
толщиной 13,5 м в 4 км к северу от оценочной скв. 3�Ранггас. Скв. 1�Уэст
Ранггас, пробуренная 4,5 км западнее скв. 3�Рангтас на глубину 3036 м в
проливе глубиной 1367 м, вскрыла и освоила две продуктивные зоны эф�
фективно нефтенасыщенной толщиной 26 м. Скв. 4�Ранггас фонтанирова�
ла 1297 м3/сут нефти и 181 тыс. м3/сут природного газа с глубины 3103–
3118 м, трубное давление фонтанирования на штуцере 22 мм равнялось
8,6 MПa. При освоении�опробовании скважины дебиты были ограничены
техникой, но начальные дебиты скважины, дающей продукцию из одной
зоны, оцениваются 1590 м3/сут нефти и 227 тыс. м3/сут газа. Скв. 4�Ранг�
гас встретила продуктивную зону эффективно газонасыщенной толщиной
17 м и нефтенасыщенной – 55 м, будучи пробурена до глубины 3432 м в про�
ливе глубиной 1588 м и 4 км севернее открывательницы�скв. I�Ранггас и 2 км
южнее оценочной скв. 3�Ранггас.
Главная часть структуры Ранггас содержит извлекаемые запасы не�
фти и газа в 61,6 млн т НЭ, хотя более ранняя оценка была 103 млн т НЭ.
Нефть и газ имеются и в других блоках Ранггас. Так, «Юнокал Рапак Корп.»
пробурила разведочно�оценочную скв. 5�Ранггас в южном блоке Ранггас до
глубины 3617 м в проливе глубиною 1651 м, вскрыв 62 м эффективно неф�
тенасыщенной и 188,5 м газонасыщенной зоны 2,5 км севернее первоотк�
рывательницы�скв. 1�Ранггас и I км южнее скв. 4�Ранггас. Кроме того, за�
кончена бурением и испытанием скв. 1�Ранггас�Селатан, прирастившая на
юг площадь глубоководного месторождения Ранггас, пробуренная до глу�
бины 3124 м и прошедшая нефтедобывную зону эффективной толщиной 57 м
и газодобывную зону эффективной толщиной 79 м. Обе зоны – с нескольки�
ми пластами.
Аналогично глубоководные газовые месторождения Ганданг (2000 г.)
и Гендало (1999 г.) находятся неподалеку от месторождения Ранггас и в тех
же третичных песках и песчаниках на глубине 3036–3858 м содержат из�
влекаемые запасы природного газа и конденсата соответственно 19,2 млн т
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
76 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2011, №1
и 54,8 млн т НЭ. Скважины, подключённые ПС к ПП, дают природный газ
из нескольких пластов песчаников третичного возраста [1].
Примерно 6 км южнее месторождения Ранггас «Юнокал» открыла в
2003 г. ультраглубоководное (1824 м) месторождение Гэхэм (Гээм), пробурив
там скв. 1�Гэхэм. Она вскрыла чрезвычайно мощный, высококачественный
нефтегазоносный песчаник и газонефтеконденсатную залежь площадью
32,5 км2 на глубине до 4648 м. В этой толще песчаников на долю газоконден�
сатной зоны приходятся 188 м, а на чисто нефтяную – 5,5 м. В 2004 г. «Юно�
кал Ганал Лтд.» пробурила вниз по падению пластов от скв. 1�Гэхэм успеш�
ную разведочную скв. 2�Гэхэм на глубину 5339 м в проливе глубиной 1841 м.
При трубном давлении фонтанирования 4,6 МПа, штуцере 13 мм и оборудо�
вании, ограничивающем освоение, скв. 2�Гэхэм дала 886 тыс. м3/сут природ�
ного газа и 305 м3/сут конденсата. Извлекаемые запасы месторождения Гэ�
хэм оценены 38 млн т НЭ, и их разработка начата в 2006 г.
В Макасарском же проливе, на континентальном склоне Калимантана
и Сулавеси, осваиваются или готовятся к освоению ещё восемь индонезийс�
ких месторождений нефти и газа: Атон (5,5 млн т НЭ), Бангка (8,9), Гада
(14,4), Гула, Джангкрик, Маха (16,5), Садева (16,4 млн т НЭ) и Северная Яна�
ка. В 2012 г. будут охвачены разработкой месторождения Гула и Пути Бесар,
в 2014 – Ганданг, в 2015 – Гада, в 2016 – Маха. Все остальные месторождения
уже разрабатываются, за исключением открытого в 2008 г глубоководного
(400 м) нефтегазового месторождения Джангкрик, где итальянская компа�
ния «ЭНИ» приступила к разведке и оценке его запасов [1, 3, 5, 6].
В общем, 20 глубоководных (233�1841 м) месторождений Индонезии
характеризуются наличием суммарных начальных извлекаемых запасов
нефти, конденсата и газа не менее 371,5 млн т НЭ, разведанных в песках и
песчаниках плиоцена и эоцена, а также в песчанистых конгломератах оли�
гоцена трех осадочных бассейнов (Барито, Кутей и Яваноморский) на глу�
бине от 2440 до 5339 м. Скважины, пробуренные в этих месторождениях,
индивидуально фонтанировали 180 тыс.–886 тыс. м3/сут газа, 1297–
1590 м3/сут нефти и 137–305 м3/сут конденсата.
В Малайзии глубоководные работы по поиску, разведке и разработке
месторождений нефти и природного газа успешно ведутся на континенталь�
ном склоне северной и северо�западной частей Калимантана, где находится
султанат Сабах – автономный нематериковый анклав Малайзии, омывае�
мый водами Южно�Китайского и моря Сулу. Здесь, в акватории трёх ли�
цензионных блоков, простирающихся с юго�запада на северо�восток парал�
лельно побережью, в 1999–2007 гг. открыто 14 месторождений нефти и при�
родного газа.
Первым из них выявлено в 1999 г. глубоководное (более 200 м) место�
рождение Восточное Камунсу с запасами нефти и газа 16,4 млн т НЭ. В
2000 г. открыто и в 2008 г. введено в разработку месторождение Северо�вос�
точное Камунсу с извлекаемыми запасами нефти и газа, оценёнными
25,3 млн т НЭ. В 2002 г. обнаружено месторождение Кике (76,7 млн т НЭ), в
2003 г. – Кике Кесил (13,7), в 2004 г. – месторождения Гумусут (16,4), Ка�
кап (10,3), Маликай (13,7) и Сенангин (13,7), в 2005 г. – Кебабанган (от 14
до 41 млн т НЭ), Кериси и Убах, в 2007 г. – газовое месторождение Ротан.
НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ...
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2011, №1 77
Месторождения Восточное Камунсу и Маликай начато разрабатывать с
2009 г., Какап и Сенангин – с 2010 г. Месторождения безымянное, Кебабан�
ган, Кериси и Ротан разведуются и оцениваются, а все остальные уже раз�
рабатываются [1, 8–11, 14, 15].
«Мерфи Ойл Корп.» успешно разведала нефтяное открытие, сделан�
ное в 2002 г. скв. 1�Кике в глубоководном Блоке «К», в прибрежье султана�
та Сабах. Эта скважина встретила несколько десятков метров высококаче�
ственных нефтенасыщенных третичных песков. Результаты по скв. 2�Кике
также превосходные. Она пробурена примерно в 1,5 км от скв. 1�Кике и
вскрыла те же 5 главных нефтяных песков, заполненных нефтью до их по�
дошв. Сводная эффекгивно нефтенасыщенная их толщина превышает 122 м.
Скв. 2�Кике законсервирована, но с её устья пробурена скважина�дубль вниз
по падению, которая также встретила нефть до подошвы каждого из тех же
главных коллекторов, и только в песке второстепенного значения выявлен
водо�нефтяной контакт (ВНК). «Мерфи Ойл Корп.» проведены в 2003 г. дли�
тельные испытания и определены режимы работы скв. 4�Кике, которая,
будучи пробурена в море глубиной 1360 м, фонтанировала нефтью до 1400т/
сут в течение 15 дней при специально ограниченном дебите. Это – результат
освоения только одного из многих нефтедобывных горизонтов, пройденных
скв. 4�Кике.
В 2004 г. разведочная скв. 7�Кике подтвердила продолжение месторож�
дения Кике вниз по падению пластов. Эта, самая глубокая по своей проход�
ке, равной 4544 м, скважина пробурена в море глубиной 1286 м. Ниже из�
вестных залежей она встретила нефть в многопластовой толще песков, ко�
торые ранее не разбуривались в Блоке «К». ВНК уже определены в пяти из
восьми ранее известных залежей, а скв. 7�Кике открыла совершенно новый
поисковый объект в глубоководье Сабаха с нефтью большей плотности в кол�
лекторах хорошего качества. Месторождение Кике – в Южно�Китайском
море глубиной 1286�1360 м. В месторождении установлена ПП в море глу�
биной 1342 м, а в 2007 г. здесь же заякорено судно, получающее, хранящее
и отгружающее нефтедобычу на танкеры. Разработка этого месторождения
с извлекаемыми запасами 76,7 млнт нефти обошлась $ 1,7 млрд. Заплани�
ровано пробурить ещё 30 нефтедобывных и водонагнетательных скважин,
чтобы поднять в течение 18 месяцев нефтедобычу от 6360 до 19 080 м3/сут.
В 9,5 км от Кике, в том же море глубиной 1311,5 м, выявлено нефтя�
ное месторождение Сиакап Северное. Его толща нефтеносных песков имеег
тот же возраст и то же качество, как и в Кике, и уже рассматриваются воз�
можности разработки Северного Сиакап за счёт его подключения к инфра�
структуре Кике.
Какап является меньшим месторождением и находится в менее глубо�
ком море, но скважины в обоих месторождениях имеют нефтяные слои тол�
щиной по 305 м, откуда они при испытаниях фонтанировали по 1590 м3/сут
каждая. Какап, объединяющееся сейчас с месторождением Гумусут (откры�
тым в 2004 г. фирмой «Шелл») для разработки, требует в 2�3 раза больше
денег, чем Кике.
«Мерфи Ойл Корп.» сообщила в 2004 г. о значительной нефте� и газо�
добывной зоне в многослойной толще пород�коллекторов, вскрытых глубо�
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
78 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2011, №1
ководной поисковой скв. 1�Какап, пробуренной в море глубиной 926 м в
Блоке «К» морского прибрежья Сабаха. С той же точки пробурена и наклон�
ная скважина (сайдтрэкк), где подняты керны из главных залежей нефти.
Скв. 1�Кике Кесил открыла в 2003 г. месторождение Кике Кесил в Бло�
ке «К» у берегов султаната Сабах в Южно�Китайском море глубиной 1360 м
и 4 км севернее месторождения Кике, но на другой структуре.
Подписан контракт на разработку глубоководного месторождения не�
фти Кебабанган с вероятными запасами в 14�41 млн т нефти. Оно открыто в
1994 г. «Роял Датч/Шелл» в глубоководном Блоке «Джей» 94 км северо�
западнее порта Кота – Кинабалу. Здесь, в Южно�Китайском море глубиной
295 м, первая же поисковая скважина встретила мощный слой газа и тон�
кий слой нефти. Разведочно�оценочная скважина, пробуренная до 3194 м,
прошла слой газа и нефти в нескольких интервалах глубин, встретив 300�
метровый слой нефти ниже ожидаемой газовой зоны в турбидитных песках
верхнего миоцена. Опробования скважины показали, что нефть лёгкая и
высокого качества, дебиты из двух зон были до 1590 м3/сут.
В Южно�Китайском же море глубоководное (1421 м) нефтяное место�
рождение Кериси открыто в Блоке «К» скв. I�Кериси глубиной 3426 м. Эта
скважина встретила высококачественную нефть, залегающую в многослой�
ной толще маломощных песков.
Нефтегазовое месторождение Убах, что в Блоке «Джи», третье глубо�
ководное в том же прибрежье султаната Сабах, обнаружено скв. 2�Убах. Она
встретила значительной толщины слой нефти и газа в высококачественном
песке. Эта скважина и её разведочный сайдтрэкк пробурены в море глуби�
ной 1430 м.
«Мерфи Ойл Корп.» заявила, что в Южно�Китайском море её глубоко�
водная скв. 1�Ротан мористее побережья Сабаха встретила значительную
газоносную зону. Скв. 1�Ротан пробурена до глубины 2142 м в море глуби�
ной 1151 м. Она – в 80 км от берега и 50 км северо�западнее ближайшего
морского месторождения и дала метановый, без примесей, природный газ.
Одобрен контракт на интеграцию, выполнение проектных работ по
инжинирингу и совместной глубоководной (1300 м) разработке месторож�
дений Гумусут и Какап, что в Блоках «Джей» и «К», 120 км мористее побе�
режья султаната Сабах. Эти месторождения будут из 29 подводных сква�
жин давать 2385 м3/сут нефти в подводный нефтепровод, идущий в Кима�
нис (Сабах), а попутный природный газ будет закачиваться обратно в не�
фтяные пласты. Эксплуатационные скважины здесь бурятся с января 2008 г.
[1, 8–11, 14, 15].
В море Сулу глубиной 565 м, северо�восточнее побережья султаната
Сабах, «Шелл Малайзия» вскрыла нефтяное месторождение Маликай.
Скв. 1�Маликай встретила нефть высокого качества в виде высокого столба
в породах�коллекторах очень хорошего качества.
Таким образом, 14 вышеупомянутых малайзийских месторождений
нефти и природного газа, открытых в 1999–2007 гг. на континентальном
склоне о�ва Калимантан в море Сулу глубиной 565 м и в Южно�Китайском
море глубиной от 295 до 1430 м, имеют суммарные начальные извлекаемые
запасы нефти и природного газа, равные в пересчёте на нефть от 200 млн до
НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ...
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2011, №1 79
227 млн т. Они залегают в третичных, часто в миоценовых, песках и песча�
никах на глубине от 2142 до 4544 м, откуда скважины фонтанировали по
1400 и 1590 м3/сут нефти. Все месторождения находятся в недрах антикли�
налей, часто осложнённых поперечными и продольными разломами. Гиган�
тским является только одно глубоководное (1286–1360 м) нефтяное место�
рождение Кике с начальными извлекаемыми запасами, исчисляющимися
76,7 млн т нефти.
Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне Фи�
липпин находятся в подводных недрах юго�восточной окраины Южно�Ки�
тайского моря, за исключением глубоководного газонефтяного месторож�
дения Гиппо, выявленного в 1998 году американской нефтяной компанией
«Юнокал» в море Сулу, возле морской границы Филиппин с Малайзией.
Глубоководные месторождения Южно�Китайского моря располагаются 50–
60 км северо�западнее филиппинского о�ва Палаван и 600 км юг�юго�запад�
нее Манилы, в осадочной толще Палаванского блока континентальной зем�
ной коры. Этот блок дизъюнктивно состыкован в одно целое с островной
дугой, и полагают, что в додрейфовую стадию развития он был южной окра�
иной Южнокитайского материка, а затем откололся от последнего в сред�
нем олигоцене при раскрытии Южно�Китайского моря.
Нефть и газ здесь залегают в карбонатной толще Нидо, которая акку�
мулировалась на континентальном блоке Северный Палаван�Рид Бэнк в
позднем олигоцене�раннем миоцене во время дрейфовой фазы развития это�
го блока. Среднемиоценовая�позднеплиоценовая коллизия с Палаванской
субдукционной системой обусловила воздымание Палаванского блока. Его
шельф наклонился на северо�запад. Осадочная толща возникшего грабена
подверглась дизъюнктивным дислокациям, а от размыва воздымавшегося
блока образовался клин кластиков среднего миоцена�плиоцена, погребя
нижнемиоценовые коралловые рифы Нидо под глубоководными глинисты�
ми сланцами, а также песчаниками и конгломератами [1].
На восток и север от рассматриваемого участка Южно�Китайского моря
к середине 1980�х годов было сделано много открытий нефти и газа в извес�
тняке Нидо.
Нефтедобыча здесь началась в 1988 г. из месторождения Галок, откры�
того в море глубиной 348–366 м. Когда в нём было добыто около 61 тыс. м3
нефти, решили разрабатывать нефтяную залежь месторождения Галок толь�
ко совместно с освоением нефтяных месторождений Южный Галок, Октон и
Сан�Мартин. 17 км юг�юго�западнее месторождения Галок разрабатывается
с 1992 г. в море глубиной 348 м газонефтяное месторождение Западный Ли�
напакан, скважины которого с глубины 2489–2592 м фонтанируют по 420–
452 м3/сут нефти и 160–164 тыс. м3/сут природною газа из карбонатного ко�
раллового делювия на склонах трёхглавого погребённого коралловою рифа
Нидо. Извлекаемые запасы нефти здесь не более 3,5 млн т, и её добыча оказа�
лась возможной лишь благодаря благоприятному налоговому режиму и ис�
пользованию нефтегазодобывной/нефгегазотранспортной системы соседнего
месторождения Нидо, находящегося на шельфе и уже выработанного.
Месторождение Камаго открыто скв.�1 Камаго, пробуренной в море
глубиной 732 м, вскрывшей 650 м рифогенной толщи известняков до забоя
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
80 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2011, №1
на глубине 3404 м и фонтанировавшей нефтью и природным газом из зале�
жи, состоящей из газовой «шапки» высотой 570 м и нефтяной оторочки тол�
щиной 80 м. В 1992 г. выявлено месторождение Малампая скважиной глу�
биной 3613 м в море глубиной 846 м. Эта скважина вскрыла известняковый
риф Нидо на глубине от 2956 до 3494 м и получила 2007 м3/сут нефти плот�
ностью 882 кг/м3 из залежи толщиной 106 м.
«Шелл» в 9 км от скв. I�Камаго пробурила в 1992 году скв. 1�Малампая
глубиной 3613 м там, где глубина моря равна 346 м, вскрыв рифовый извест�
няк Нидо на глубине 2956�3494 м и выявив в нём слой газа толщиной 394 м.
Здесь средняя газонасыщенность равна 35% над нефтяным слоем толщиной
106 м, а средняя нефтенасыщенносгь – 71 % (за исключением пачки в 38 м с
очень низкой пористостью известняка в подошве рифа), что значительно
выше, чем в скв. 1�Камаго. Испытания на приток из нефтяной зоны после её
солянокислотной обработки дали фонтан в 2007 м3/сут нефти плотностью
882 кг/м3. Кроме того, впервые для моря глубиной 346 м и с использованием
динамически позиционируемого бурового судна проведено испытание на при�
ток газа и получено 818 тыс. м3/сут eго и 258 м3/сут конденсата.
Значительная неопределённость подсчёта потенциальных запасов не�
фти и газа в разбуренных рифах обусловлена особенностью распростране�
ния коллекторских свойств карбонатов. Ещё одной неопределенностью яв�
ляется латеральное простирание залежей нефти и газа. На основе картиро�
вания, по данным трёхмерной сейсморазведки, выясняется, что Камаго и
Малампая могут образовывать одну структуру. Возможную сообщаемость
между рифами, однако, ещё следует изучить, поскольку сейсмоданные по�
казывают, что в седловине между рифами Нидо известняк маломощен и
может слагаться лишь плотными базальными карбонатами.
Разработка месторождений Камаго и Малампая ведётся совместно с
использованием ПС и НП, в стороне от них установленной на дно моря глу�
биной 43 м. Извлекаемые запасы Камаго и Малампая равны суммарно 99
млрд м3 газа, 15 млн т конденсата и 13,5 млн т нефти. Конденсат на НП от�
деляется от газа в железобетонные ёмкости, откуда отгружается с нефтью
на челночные танкеры, а 14 млн м3/сут газа подаются по газопроводу диа�
метром 588 мм и длиной 504 км на три электростанции мощностью
1200 МВт, 1000 и 500 МВт возле Батангаса, что на о�ве Люсон. Их стоимость
– $ 4,5 млрд, а обустройство месторождений и газопроводов – $ 2 млрд. Раз�
работка Камаго�Малампая сократит на 20–30% зависимость Филиппин от
импорта энергоносителей стоимостью 670 млн долларов/год, даст госбюд�
жету этой страны прибыль, равную $ 10 млрд за 20 ближайших лет, и, кро�
ме того, ещё $ 420 млн/год вплоть до 2021 года от роялти [1, 6, 13].
В общем, на континентальном склоне о�ва Палаван, в морской эконо�
мической зоне Филиппин, осваиваются восемь глубоководных (305–850 м)
месторождений: Галок, Гиппо, Западный Линапакан, Камаго, Малампая,
Октон, Сан�Мартин и Южный Галок. Их суммарные начальные извлекаемые
запасы суммарно оцениваются 99 млрд м3 газа, 15 млн т конденсата и 17 млн т
нефти в миоценовых рифовых известняках на глубине от 2489 до 3613 м, от�
куда скважины фонтанируют индивидуально от 160 тыс. до 818 тыс. м3/сут
газа, до 258 м3/сут конденсата и от 420 до 2007 м3/сут нефти.
НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ...
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2011, №1 81
Континентальному склону о�ва Тимор в Арафурском и Тиморском мо�
рях присуща промышленная нефтегазоносносгь песчаников юры и триаса.
Здесь, в морской экономической зоне Восточного Тимора, осваиваются семь
глубоководных (233�580 м) газовых, нефтяных и газонефтяных месторож�
дений: Абади, Баросса, Джахал, Калдита, Китан, Куда Таси и Южный Ки�
тан, открытых в 1996–2009 гг.
Самое крупное из них – газоконденсатное месторождение Абади – со�
держит 283 млрд м3 природного газа в песчаниках юры и триаса (?) грабена
Кальдер, находится в западной части Арафурского моря глубиной 580 м, в
пределах глубоководного (300�1000 м) блока Масела площадыо 5725 км2,
250 км север�северо�западнее австралийского морского порта Дарвин, и
выявлено в 2001 г. скв. 1�Абади, фонтанировавшей 708тыс. м3/сут природ�
ного газа и 41 м3/сут конденсата [1, 4].
Остальные глубоководные месторождения, т.е. Баросса, Джахал, Кал�
дита, Китан, Куда Таси и Южный Китан, располагаются в подводных не�
драх восточной части Тиморского моря. Месторождение Баросса открыто
295 км северо�восточнее Дарвина в 2006 году скв. 1�Баросса, пробуренной в
море глубиной 233 м до забоя на глубине 4250 м. На штуцере 22 мм эта сква�
жина фонтанировала 850 тыс. м3/сутки природного газа и 1,1–1,4 м3/сут
конденсата из главного песчаного пласта и 23 тыс. м3/сут природного газа
из другого песчаника. В этой газодобыче содержатся 16% СО2, как в место�
рождении Калдита, что южнее, и в австралийском морском газовом место�
рождении Эванс Шоул, что юго�западнее. Сейчас СП из «Сантос Лтд.» и
«КонокоФиллипс» готовит Абади, Бароссу, Калдиту и Эванс Шоул к совме�
стной разработке и подаче их природного газа по подводному газопроводу в
Дарвин на завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) [2].
В Тиморском же море, но уже в троге Фламинго, итальянская нефтя�
ная компания «ЭНИ» осваивает с 2009 г. глубоководное (305 м) газонефтя�
ное месторождение Китан, содержащее 4,1–5,5 млн т нефти. В 2011 или 2012
году оно должно войти в разработку с помощью судна�ПП и ПС. Скв. 1�Ки�
тан, открывшая это месторождение и имеющая забой на глубине 3568 м,
фонтанировала 970 м3/сут нефти при испытании на приток, а скв. 2�Китан,
пробуренная 1,6 км восточнее, имеет забой на глубине 3540 м и почти такой
же дебит нефти. 2 км южнее находится месторождение Южное Китан, и
«ЭНИ», имея в виду две скважины в Китане и одну в Южном Китане, гото�
вится разрабатывать эти месторождения автономно или же за счёт их под�
ключения к соседним месторождениям Джахал и Куда Таси [7, 12].
Таким образом, в юрских и триасовых песчаниках на континенталь�
ном склоне о�ва Тимор в Арафурском и Тиморском морях семь вышеупомя�
нутых глубоководных (233�580 м) месторождений содержат более
283 млрд м3 газа и более 5,5 млн т нефти на глубине от 3540 до 4250 м, отку�
да скважины фонтанируют либо по 23�850 тыс. м3 газа и от 1,1 до 41 м3/сут
конденсата, либо по 970 м3/сут нефти из песчаников юры и триаса.
В общем же, сейчас в Макасарском проливе и морях Арафурском, Сулу,
Тиморском, Южно�Китайском и Яванском, на континентальном склоне
Австралазии, в морских экономических зонах Восточного Тимора, Индоне�
зии, Малайзии и Филиппин, выявлены и осваиваются 59 глубоководных
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
82 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2011, №1
(233–1841 м) газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Их
суммарные начальные извлекаемые запасы равны не менее 382 млрд м3 при�
родного газа, 15 млн т конденсата, 112,7 млн т нефти плюс 515�523 млн т НЭ
на глубине от 2142 до 5339 м в третичных (бассейны Барито, Кутей, Северо�
Палаванский и Яваноморский) и мезозойских (бассейны Кальдер и Фламин�
го) песках и песчаниках. Начальные дебиты скважин достигают индивиду�
ально от 23 тыс. до 886 тыс. м3/сут газа, 1,1�305 м3/сут конденсата и от 420
до 2007 м3/сут нефти.
1. Гожик П.Ф., Краюшкин В. А., Клочко В.П Успехи нефтегазоразведки на мате�
риковом склоне Австралазии и Австралии // Геол. журн. – 2004. – № 3. – С.
23–28.
2. ConocoFillips, Santos test new Timor Sea well // Oil and Gas J. – 2006. – 104, No. 47.
– P. 8.
3. Fischer P.A. What’s new in exploration // World Oil. – 2003. – 224, No. 8. – P. 17.
4. Gas, condensate found in Arafura Sea, Indonesia // Oil and Gas J. – 2001, – 99,
No. 6. – P. 44.
5. Industry Briefs // Ibid. – І998. – 96, No. 30. – P. 47.
6. Knight R., Wright H. Large independents find opportunities in Southeast Asia deep
water // Ibid. – 2004. – 102, No. 44. – P. 41�49.
7. Moritis G. Project start, completion dates become less definite // Ibid. – 2009. –
107, No. 30. – P. 38�49.
8. Murphy has two discoveries off Malaysia // – Ibid. – 2005. – 103, No. 26. – P. 8.
9. Murphy unit lets contract for work off Malaysia // Ibid. – No. 26. – P. 9.
10. Murphy has Sabah deepwater gas discovery // Ibid. – 2007. – 105, No. 6. – P. 9.
11. Petzet A. Malaysian perspective // Ibid. – 2005. – 104, No. 46. – P. 15.
12. Petzet A. Remote, underexplored basins still objects of exploration // Ibid. – 2009.
– 107, No. 32. – P. 36�40.
13. Scherer M., Lambers E.J.T., Steffens G.S. et al. Shell apprising deepwater discovery
off Philippines // Ibid. – 1993. – 93, No. 19. – P. 48�49.
14. Shell group finds oil, gas off Malaysia // Ibid. – 2005. – 103, No. 39. – P. 8.
15. Shell lets contract for Gumusut�Kakap work // Ibid. – 2009. – 107, No. 7. – P. 9.
На континентальному схилі Австралазії в економічних зонах Східного Тімору,
Індонезії, Малайзії та Філіппін є 59 глибоководних (233–1841 м) родовищ нафти та
газу, які містяться у карбонатах, пісках і пісковиках осадових басейнів кайнозойсь�
ко�мезозойського віку.
In the Australasia’s continental slope off the Eastern Timor, Indonesia, Malaysia and
Philippines, there are 59 deepwater (233�1841 m) oil and gas fields occurring in carbonates,
sands and sandstones of the Cenozoic�Mesozoic age sedimentary basins.
Получено 25.10.2010 г.
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-44559 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | 1999-7566 |
| language | Russian |
| last_indexed | 2025-12-01T22:38:56Z |
| publishDate | 2011 |
| publisher | Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України |
| record_format | dspace |
| spelling | Краюшкин, В.А. Клочко, В.П. Гусева, Э.Е. Масляк, В.А. 2013-06-02T18:13:31Z 2013-06-02T18:13:31Z 2011 Нефть и природный газ на континентальном склоне Австралазии / В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2011. — № 1. — С. 73-82. — Бібліогр.: 15 назв. — рос. 1999-7566 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/44559 553.982.061.33 На континентальном склоне Австралазии в экономической зоне Восточного Тимора, Индонезии, Малайзии и Филиппин имеются 59 глубоководных (233–1841 м) месторождений нефти и газа, заключённых в карбонатах, песках и песчаниках осадочных бассейнов кайнозойско мезозойского возраста. На континентальному схилі Австралазії в економічних зонах Східного Тімору, Індонезії, Малайзії та Філіппін є 59 глибоководних (233–1841 м) родовищ нафти та газу, які містяться у карбонатах, пісках і пісковиках осадових басейнів кайнозойсько -мезозойського віку. In the Australasia’s continental slope off the Eastern Timor, Indonesia, Malaysia and Philippines, there are 59 deepwater (233 1841 m) oil and gas fields occurring in carbonates, sands and sandstones of the Cenozoic Mesozoic age sedimentary basins. ru Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України Геология и полезные ископаемые Мирового океана Полезные ископаемые Нефть и природный газ на континентальном склоне Австралазии Нафта і природний газ на континентальному схилі Австралазії Oil and natural gas on the continental margin of Australasia Article published earlier |
| spellingShingle | Нефть и природный газ на континентальном склоне Австралазии Краюшкин, В.А. Клочко, В.П. Гусева, Э.Е. Масляк, В.А. Полезные ископаемые |
| title | Нефть и природный газ на континентальном склоне Австралазии |
| title_alt | Нафта і природний газ на континентальному схилі Австралазії Oil and natural gas on the continental margin of Australasia |
| title_full | Нефть и природный газ на континентальном склоне Австралазии |
| title_fullStr | Нефть и природный газ на континентальном склоне Австралазии |
| title_full_unstemmed | Нефть и природный газ на континентальном склоне Австралазии |
| title_short | Нефть и природный газ на континентальном склоне Австралазии |
| title_sort | нефть и природный газ на континентальном склоне австралазии |
| topic | Полезные ископаемые |
| topic_facet | Полезные ископаемые |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/44559 |
| work_keys_str_mv | AT kraûškinva neftʹiprirodnyigaznakontinentalʹnomskloneavstralazii AT kločkovp neftʹiprirodnyigaznakontinentalʹnomskloneavstralazii AT gusevaée neftʹiprirodnyigaznakontinentalʹnomskloneavstralazii AT maslâkva neftʹiprirodnyigaznakontinentalʹnomskloneavstralazii AT kraûškinva naftaíprirodniigaznakontinentalʹnomushilíavstralazíí AT kločkovp naftaíprirodniigaznakontinentalʹnomushilíavstralazíí AT gusevaée naftaíprirodniigaznakontinentalʹnomushilíavstralazíí AT maslâkva naftaíprirodniigaznakontinentalʹnomushilíavstralazíí AT kraûškinva oilandnaturalgasonthecontinentalmarginofaustralasia AT kločkovp oilandnaturalgasonthecontinentalmarginofaustralasia AT gusevaée oilandnaturalgasonthecontinentalmarginofaustralasia AT maslâkva oilandnaturalgasonthecontinentalmarginofaustralasia |