Успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии
На континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии имеются 89 глубоководных (205-1351 м) нефтяных и газовых месторождений с запасами 443 млн т нефти, 133,5 млн т конденсата и 4126,7 млрд м³ природного газа в песчаниках палеогенового и мезозойского возрастов на глубинах от 610 до 4727 м. На контин...
Saved in:
| Published in: | Геология и полезные ископаемые Мирового океана |
|---|---|
| Date: | 2012 |
| Main Authors: | , , , |
| Format: | Article |
| Language: | Russian |
| Published: |
Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України
2012
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/56455 |
| 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: | Успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии / В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2012. — № 1 (27). — С. 88-102. — Бібліогр.: 24 назв. — рос. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1859622363796078592 |
|---|---|
| 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 | Успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии / В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2012. — № 1 (27). — С. 88-102. — Бібліогр.: 24 назв. — рос. |
| collection | DSpace DC |
| container_title | Геология и полезные ископаемые Мирового океана |
| description | На континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии имеются 89 глубоководных (205-1351 м) нефтяных и газовых месторождений с запасами 443 млн т нефти, 133,5 млн т конденсата и 4126,7 млрд м³ природного газа в песчаниках палеогенового и мезозойского возрастов на глубинах от 610 до 4727 м.
На континентальних схилах Австралії та Нової Зеландії є 89 глибоководних (205-1351 м) нафтових і газових родовищ, запаси яких дорівнюють 443 млн т нафти, 133,5 млн т конденсату та 4126,7 млрд м³ природного газу в пісковиках палеогенового та мезозойського віків на глибинах від 610 до 4727 м.
In the continental slopes of Australia and New Zealand, there are 89 deepwater (205-1,351 m) oil and gas fields which reserve are equal to 443 million tons of oil, 133.5 million tons of condensate, and 4,126.7 billion m³ of natural gas in sandstones of the Paleogene and Mesozoic ages at the depths from 610 to 4,727 m.
|
| first_indexed | 2025-11-29T06:25:20Z |
| format | Article |
| fulltext |
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
88 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1
УДК 553.982.061.33
© В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк, 2011
Институт геологических наук НАН Украины, Киев
УСПЕХИ НЕФТЕГАЗОРАЗВЕДКИ
НА КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ СКЛОНАХ АВСТРАЛИИ
И НОВОЙ ЗЕЛАНДИИ
На континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии имеют�
ся 89 глубоководных (205�1351 м) нефтяных и газовых месторождений с
запасами 443 млн т нефти, 133,5 млн т конденсата и 4126,7 млрд м3 при�
родного газа в песчаниках палеогенового и мезозойского возрастов на глу�
бинах от 610 до 4727 м.
На континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии в Индийс�
ком и Тихом океанах выявлены крупные запасы нефти и газа в песчаниках
палеогена и мезозоя, вскрытых бурением в осадочных бассейнах Брауз,
Джипсленд, Ж. Бонапарта, Карнарвон/Эксмаут, Грейт Саут и Кентербери.
Австралия в 2003 г. добывала 89 млн м3/сут природного газа и
102 797 м3/сут нефти с конденсатом, причём доля всех материковых место�
рождений в нефтедобыче не превышала 7 %, тогда как морские обеспечива�
ли её остальные 93 % (бассейны Брауз и Ж. Бонапарта в Тиморском море –
2 %, Джипсленд в Бассовом проливе – 42%, Карнарвон/Эксмаут в индооке�
анском прибрежье шт. Западная Австралия – 48,7 %). В том числе 20 глу�
боководных (220–520 м) нефтяных и газоконденсатных месторождений
(Блэкбэк, Ванаэа, Вонду, Вуллибат, Горгона, Гермес, Гриффин, Гудвин,
Джоудл, Кораллина, Коссэк, Ламберт, Ламинария, Персей, Спар Восточ�
ный, Скиндиэн, Стэг, Чинук, Эйджинкорт и Эхо) давали тогда же 53 868 м3/
сут нефти с конденсатом, т.е. более 52 % всей нефтедобычи Австралии [1].
Согласно [22], в сентябре 2005 г. уже около 95 % нефтедобычи и 80 % газо�
добычи Австралия получала из её морских месторождений. В 2009 г. её до�
быча и запасы нефти изменились. 1305 материковых и морских скважин
добывали только 74 тыс. м3/сут нефти, но суммарные текущие доказанные
(извлекаемые) запасы нефти на 1 января 2010 г. увеличились в 2,2 раза по
сравнению с её 238,5 млн м3 на 1 января 2008 г., достигнув 527,5 млн м3, а
природного газа – более чем в 3,6 раза по сравнению с 851 млрд м3 на 1 янва�
ря 2008 г., став равными 3120 млрд м3 [24]. Не изменилось только соотно�
шение материковой и морской нефтедобычи. Последняя, в том числе и глу�
боководная, по�прежнему преобладает.
Нефтегазоразведка континентального склона Австралии началась во
второй половине прошлого века успешным бурением глубоководных сква�
жин в вышеупомянутых осадочных бассейнах. Здесь вскоре были открыты
первые нефтяные и газоконденсатные месторождения – Блэкбэк (1965 г.),
Скарборо (1966), Скотт Риф (1971), Гудвин (1972), Гермес (1973), Ламберт
(1973), Трубадур (1974) и Санрайз (1975), а затем и все другие. Сейчас в оке�
ане глубиной 209–1351 м у побережья шт. Западная Австралия и шт. Вик�
УСПЕХИ НЕФТЕГАЗОРАЗВЕДКИ НА КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ СКЛОНАХ...
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1 89
тория выявлено 88 месторождений. В их числе есть 30 газовых (Ахилл, Брэк�
нок, Герион, Горгона, Дионисий, Западный Сансет, Ио, Йеллоустоун, Клио,
Кризаор, Менад, Оближ, Ортрус, Плутон, Рейндир, Санрайз, Сатир, Скей�
фелл, Скульптор, Спар, Трубадур, Урания, Уэст Трайэл Рокк, Феба, Хэлси�
он, Чэндон, Эскалон, Энджел, Южный Брэкнок и Янш), 13 газоконденсат�
ных (Афина, Бэю/Ундан, Горгониктис, Гудвин, Джоудл, Диониктис, Мей�
тлэнд, Персей, Сансет, Скотт Риф, Титаниктис, Уилкокс и Эхо), 16 газонеф�
тяных (Ван�Гог, Винсент, Западный Диксон, Кросби, Лаверда, Македон,
Новара, Пиренеи, Рэйвнсуорт, Скарборо, Скиддоу, Скиндиэн, Стикл, Чи�
нук, Уитстоун, Эксдейл), два нефтегазоконденсатных (Восточный Спар и
Тайдпол) и 27 нефтяных (Ауттрим, Блэкбэк, Ванаэа, Вонду, Восточная Ла�
минария, Вуллибат, Гермес, Гриффин, Докрелл, Иглхок, Игрэт, Иксетер,
Конистон, Кораллина, Корауэ, Коссэк, Ламберт, Ламинария, Мьютинир,
Рамийэ, Рэмблер, Стайбарроу, Стэг, Таск, Торренс, Эйджинкорт и Энфилд).
В бассейне Джипсленд месторождение Блэкбэк, открытое в 1965 г. под
водами Бассова пролива глубиной около 400 м, разрабатывается с 2000 г.
тремя скважинами, подающими 582 м3/сут нефти плотностью 759 кг/м3 по
подводной системе (ПС), состоящей из донных устьев скважин, манифоль�
дов, донных газо� и нефтепроводов и подводных средств дистанционного
управления нефтедобычей, на неплавучую платформу (НП) мелководного
месторождения Маккерел. Нефть (7,5 млн т) и природный газ (0,7 млрд м3)
месторождения Блэкбэк 92 км юго�восточнее побережья шт. Виктория зале�
гают на глубине от 4000 до 4064 м в олигоценовом дельтовом песчанике Лэт�
роуб, откуда скв. 1�Блэкбэк и скв. 2�Блэкбэк фонтанировали соответственно
по 240 м3/сут нефти с 54 тыс. м3 газа и по 1056 м3/сут нефти с 235 тыс. м3
газа [1]. По�видимому, Блэкбэк из�за его небольших запасов нефти и газа не
стимулировало дальнейшую разведку глубоководья и так и осталось един�
ственным на континентальном склоне в Бассовом проливе. Кроме того, в нём
тогда же шла нефтегазоразведка шельфа, что увенчалось открытием в 1966�
1967 гг. здесь, на мелководье, в тех же олигоцен/эоценовых песчаниках
Лэтроуб на глубине всего от 1055 до 2577 м, а не от 4000 до 4064 м как в
Блэкбэк, гигантских газовых месторождений Марлин (106 млрд м3) и Снэп�
пер (90 млрд м3), газонефтяных Барракута (54 млрд м3 газа и 68 млн т не�
фти) и Кингфиш (90 млрд м3 газа и 143 млн т нефти), гигантского нефтяно�
го Хейлибат (90 млн т) [1, 2, 14].
Другая часть нефтегазоносного континентального склона Австралии
находится под водами Индийского океана западнее и северо�западнее побе�
режья шт. Западная Австралия, где промышленные запасы газа, конденса�
та и нефти выявлены в осадочных бассейнах Карнарвон/Эксмаут, Брауз и
залива Ж. Бонапарта.
Южной границей нефтегазоносного бассейна залива Ж. Бонапарта яв�
ляется материковый блок Кимберли Австралийского кристаллического до�
кембрийского щита, северной – побережье о�ва Тимор, а осадочной толщей
– мощный комплекс мезозойских и кайнозойских отложений, несогласно
наложенный на осадочные породы палеозоя. Третичные карбонаты также
отделены региональным стратиграфическим несогласием от верхнемеловых
алевролитов, аргиллитов, песков и песчаников. В толще аналогичных от�
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
90 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1
ложений мезозоя стратиграфические несогласия регионального масштаба
выявлены также между верхней и средней юрой, в кровле нижней юры и вер�
хнего триаса, а в перми залегает каменная соль, участвующая в строении со�
ледиапиров. Нефть и природный газ образуют сводовые пластовые аккуму�
ляции в нижнемеловых и верхнеюрских (нефтяное месторождение Рэмблер
на самом севере бассейна), пермских (месторождение нефти Торренс юго�за�
паднее Рэмблера, газовое месторождение Хэлсион на северо�западе бассейна,
содержащее пачку газоносных песчаников толщиной 130 м) и юрских/сред�
неюрских дельтовых и турбидитных песках и песчаниках (месторождения
Блэктип, Бэю/Ундан, Западное Сансет, Санрайз, Сансет и Трубадур).
Самыми крупными глубоководными (220�500 м) месторождениями
осадочного бассейна залива Ж. Бонапарта являются Блэктип, Бэю/Ундан,
Западное Сансет, Санрайз, Сансет и Трубадур. Запасы первого из них не опуб�
ликованы, но об его крупном размере свидетельствует прокладка подводно�
го газопровода до побережья. Месторождение Бэю/Ундан – гигантское. Его
извлекаемые запасы природного газа исчисляются 96 млрд м3, конденсата
– 55 млн т. Бэю/Ундан расположено в Тиморском море 500 км северо�запад�
нее австралийского морского порта Дарвин. Это месторождение разрабаты�
валось, потом консервировалось, а сейчас снова разрабатывается. Правда,
из�за отсутствия подводного газопровода к Дарвину здесь отбираются толь�
ко жидкие углеводороды, а сухой природный газ закачивается обратно в
залежь. Западный Сансет, Санрайз, Сансет и Трубадур находятся 250–
270 км севернее м. Лондондерри и 400 км северо�западнее порта Дарвин. В
Западном Сансете осваиваются 250 млрд м3 природного газа, в Санрайзе и
Трубадуре – суммарно 255 млрд м3 природного газа, в Сансете – 479 млрд м3
газа и 40 млн т конденсата. Эти запасы залегают на глубине 2800�3500 м и
более, откуда первые скважины фонтанировали индивидуально по 100–
555 тыс. м3/сут газа [1, 22]. Сейчас в бассейне имеются 10 разрабатываю�
щихся месторождений – Блэктип, Бэю/Ундан, Западный Сансет, Рэмблер,
Санрайз, Сансет, Торренс, Трубадур, Хэлсион и Эскалон. Их начальные сум�
марные извлекаемые запасы, равные 1080 млрд м3 природного газа и
95 млн т конденсата – это богатство земных недр бассейна Ж. Бонапарта, и
оно уже осваивается промышленностью.
Осадочный бассейн Брауз ограничивается на юго�востоке обнажённым
материковым блоком Кимберли Австралийского докембрийского кристалли�
ческого щита, на севере и северо�западе – побережьем о�ва Тимор и отмечает�
ся промышленной нефтегазоносностью в районе о�вов Брауз, Картье, Ашмор
и мористее. В центральной части этого бассейна мощность осадочной толщи
измеряется 5500 м, глубина Индийского океана увеличивается к западу, дос�
тигая более 1100 м. Позднепалеозойская пликативная тектоника и её триа�
совая реактивизация обусловили появление главных региональных поясов
складок, простирающихся с юго�запада на северо�восток, а келловейский
материковый развал отмечен региональным стратиграфическим несогласи�
ем и отчасти новой дизъюнктивной активностью. Последовавшая за этим
морская трансгрессия достигла своего максимума в туронское время, и флюк�
туация уровня мелового моря обусловила седиментацию мелководных пес�
ков, образование песчаных конусов выноса и сопутствующее отложение ар�
УСПЕХИ НЕФТЕГАЗОРАЗВЕДКИ НА КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ СКЛОНАХ...
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1 91
гиллитов, алевролитов и глин. В третичное время произошло накопление
мощной толщи карбонатов. Они проградировали от центра бассейна к его пе�
риферии до тех пор, пока не начался среднемиоценовый тектогенез.
В общем, стратиграфический разрез бассейна Брауз аналогичен стра�
тиграфическому разрезу осадочного бассейна зал. Ж. Бонапарта, характе�
ризуется наличием тех же перерывов осадконакопления, горстов, грабенов,
антитетических и наклонных дизъюнктивных блоков, антиклиналей и скла�
док облекания над соледиапирами. Первые открытия нефти и природного
газа здесь были сделаны в толще триаса – палеоцена мелководной, шельфо�
вой, части бассейна (среди этих открытий было и месторождение Корнея с
82 млн т нефти). Сейчас главными объектами нефтегазоразведки на конти�
нентальном склоне в бассейне Брауз являются пермо�триасовые и юрские
дизъюнктивные блок�антиклинали и складки облекания над ними, где по�
крышками залежей нефти и газа служат глинистые сланцы юры и мела, а
нефтяные и газовые залежи осваиваются или только разведуются в девяти
глубоководных (209�544 м) месторождениях – Брэкнок, Восточная Лами�
нария, Горгониктис, Диониктис, Кораллина, Ламинария, Скотт Риф, Ти�
таниктис и Южный Брэкнок.
Первое из них открыто в 1980 г. скв. 1�Брэкнок в океане глубиной 544 м
на горст�блоке 32 км юг�юго�западнее о�ва Скотт Риф. Она вскрыла на глу�
бине 3843�3934 м мощные газонасыщенные дельтовые песчаники юры –
триаса с аномально высокими пластовыми давлениями в 270 км от побере�
жья шт. Западная Австралия (м. Левек). Месторождения Брэкнок и Юж�
ный Брэкнок совместно содержат 255 млрд м3 природного газа [1, 22].
Самое крупное (613 млрд м3 природного газа и 48 млн м3, т.е. около
38,5 млн т, конденсата) в этом бассейне газоконденсатное месторождение Скотт
Риф расположено в Индийском океане глубиной от менее 200 до 250 м возле
двух атоллов о�ва Скотт Риф, 270–290 км северо�западнее побережья шт. За�
падная Австралия. Газоконденсатные залежи этого месторождения вскрыты
на глубине 3570�3764 м в турбидитных песчаниках верхнего триаса и нижне�
юрских/среднеюрских толстослоистых флювиально�дельтовых песках.
Месторождение Кораллина, в 1995 г. открытое 195 км север�северо�
западнее м. Лондондерри и 80 км юг�юго�восточнее о�ва Тимор, в Тиморс�
ком море глубиной 365 м, имеет извлекаемые запасы 30 млн т нефти в юрс�
ких песках и песчаниках, откуда две первые скважины фонтанировали со�
вместно 8662 м3/сутки нефти плотностью 739 кг/м3 при средней глубине про�
дуктивной толщи в 3180 м. Рядом разрабатывается нефтяное месторождение
Ламинария, выявленное в 1994 г. Четыре его скважины в Тиморском море
глубиной 360 м дают 10 019 м3/сут нефти плотностью 743 кг/м3 из её извле�
каемых запасов, равных 48 млн т и залегающих в тех же песках и того же
возраста на глубине около 3270 м. Кораллина и Ламинария связаны ПС с пла�
вучей платформой (ПП), имеющей нефтехранилище ёмкостью 225 тыс. м3 и
оборудование для отгрузки нефти на челночные танкеры. Освоение Лами�
нарии обошлось в $ 1 млрд. Сейчас готовится к разработке и нефтяное мес�
торождение Восточная Ламинария [1].
В 2004 г. в Тиморском море глубиной 230�235 были открыты газокон�
денсатные месторождения Горгониктис, Диониктис и Титаниктис, суммар�
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
92 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1
но содержащие 269 млрд м3 природного газа и 43 млн т конденсата/нефти в
вышеупомянутых песках. Их разработка идёт по общему проекту «Ихтис»
(«Рыба»). В нём предусмотрено на 2012 год или чуть позже достижение мак�
симального уровня добычи 15 900 м3/сут нефти/конденсата и 34 млн м3/сут
природного газа, прокладка к побережью шт. Западная Австралия подвод�
ных газо� и нефтепроводов длиной по 200 км, приобретение и установка ПП в
море глубиной 230 м, а также пуск завода по производству 6 млн т/год сжи�
женного природного газа (СПГ) на побережье шт. Западная Австралия [1, 22].
Таким образом, в юрских и триасовых песках и песчаниках осадочно�
го бассейна Брауз девять его глубоководных (230�544 м) месторождений
Брэкнок, Восточная Ламинария, Горгониктис, Диониктис, Кораллина, Ла�
минария, Скотт Риф, Титаниктис и Южное Брэкнок содержат начальные
суммарные извлекаемые запасы 1137 млрд м3 природного газа, 38,5 млн т
конденсата и 121 млн т нефти на глубине от 3180 до 3934 м.
69 остальных глубоководных (209–1351 м) месторождений разведуют�
ся или уже разрабатываются в Индийском океане в осадочном бассейне Кар�
нарвон/Эксмаут. Среди них – 23 газовых месторождения (Ахилл, Герион,
Горгона, Дионисий, Ио, Йеллоустоун, Клио, Кризаор, Менад, Оближ, Орт�
рус, Плутон, Рейндир, Сатир, Скейфелл, Скульптор, Спар, Урания, Уэст
Трайэл Рокк, Феба, Чэндон, Энджел, Янш), семь газоконденсатных (Афи�
на, Гудвин, Джоудл, Мэйтлэнд, Персей, Уилкокс, Эхо), два газоконденсат�
нонефтяных (Восточный Спар и Тайдпол), 16 газонефтяных (Ван�Гог, Вин�
сент, Западный Диксон, Кросби, Лаверда, Македон, Новара, Пиренеи, Рэй�
внсуорт, Скарборо, Скиддоу, Скиндиэн, Стикл, Уитстоун, Чинук, Эксдейл)
и 21 нефтяное (Ауттрим, Ванаэа, Вонду, Вуллибат, Гермес, Гриффин, Док�
релл, Иглхок, Игрэт, Иксетер, Конистон, Корауэ, Коссэк, Ламберт, Мьюти�
нир, Рамийэ, Стайбарроу, Стэг, Таск, Эйджинкорт и Энфилд).
Все эти месторождения выявлены в дельтовых и турбидитных песках
и песчаниках мела, юры и триаса многими скважинами, пробуренными в
осадочном бассейне Карнарвон/Эксмаут, имеющем ширину более 300 км на
суше, шельфе и континентальном склоне Австралии и простирающемся на
1000 км с юга на север. Материковая часть этого бассейна очень узкая, по�
коится на докембрийских изверженных и метаморфических горных поро�
дах блока Пилбара Австралийского щита и вместе с шельфовой частью раз�
бита разломами Дампьер, Джиралия, Дарлинг, Келевн/Янбо, Уондаги, Хор�
дават и другими. Они простираются кулисообразно с юга на север, парал�
лельно побережью шт. Западная Австралия, и имеют вид «лестницы сбро�
сов», падающих на запад, в сторону Индийского океана. Осадочный бассейн
Карнарвон/Эксмаут – это удлинённая тектоническая депрессия по кристал�
лическому фундаменту (КФ), крупная и сложно построенная структура, со�
держащая в разрезе земных недр материковой отмели нерасчленённые чет�
вертичные и третичные отложения, кальцилутит Тулонга (верхний мел),
осадочные породы группы Уиннинг (верхний/нижний мел), отложения нео�
кома, юры, триаса, перми, карбона и девона.
Восточной границей бассейна Карнарвон/Эксмаут является выклини�
вание осадочной толщи на докембрийском кристаллическом щите, а запад�
ной – свод Эксмаут, что на расстоянии 400�500 км мористее побережья шт.
УСПЕХИ НЕФТЕГАЗОРАЗВЕДКИ НА КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ СКЛОНАХ...
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1 93
Западная Австралия, в Индийском океане глубиной около 1400�1500 м.
Южная часть бассейна Карнарвон/Эксмаут вмещает область развития па�
леозойских осадочных горных пород, большинство которых перекрыто по
несогласию чехлом из меловых и третичных отложений. На севере бассейна
Карнарвон/Эксмаут развиты мощные толщи перми, триаса, юры и неоко�
ма, над которыми залегает с несогласием мощная толща верхнемеловых,
третичных и четвертичных отложений. Осадочных пород триасового воз�
раста нет в южной части бассейна Карнарвон, но они присутствуют под юр�
скими в его суббассейнах Барроу, Дампьер и Эксмаут. Сводная мощность
юрских отложений в суббассейнах Барроу и Эксмаут превышает 7000 м, а
триасовая осадочная толща разбита 14 конкордантными и дискордантны�
ми сбросами, простирающимися с юга на север и обусловливающими нали�
чие более 17 наклонных горстов и грабенов исключительно в этой триасо�
вой осадочной толще. В северной части бассейна Карнарвон/Эксмаут поздне�
пермская седиментация происходила почти непрерывно вплоть до раннего
триаса, когда началось отложение морских глинистых сланцев и аргилли�
тов Локкер. В течение среднетриасового времени условия осадконакопле�
ния постепенно становились всё менее и менее морскими, в результате чего
повсеместно отложилась толща дельтово�флювиальных песков Мунгару.
Регрессия моря продолжалась и в ранней юре, в конце которой дизъюнк�
тивные подвижки породили прогиб Эксмаут�Барроу�Дампьер и отделили его
от суббассейнов Гасконь и Мерлинли. Докембрийские кристаллические тек�
тонические блоки Пеедамулла, Кейп Престон и Пилбара, суббассейн Гас�
конь и платформа Ранкин оставались тектонически приподнятой группой
останцев древних осадочных бассейнов, образуя крылья мезозойского про�
гиба. Упомянутые дизъюнктивные подвижки, по существу, и определили
геометрию горстовых блоков, которые содержат гигантские запасы нефти,
конденсата и природного газа на платформе Ранкин, наибольшая часть ко�
торой находится на континентальном шельфе.
Все крупные открытия нефти, конденсата и природного газа в подвод�
ных недрах как материковой отмели (платформа Ранкин), так и континен�
тального склона (платформа Ранкин, синклиналь Кенгуру и свод Эксмаут)
связаны с флювиально�дельтовыми песчаниками, возраст которых – от по�
зднетриасового до раннеюрского. Они залегают на глубине до 2700 м в раз�
резе платформы Ранкин и на глубине от 610–696 м (Вонду и Стэг) до 4010–
4727 м (Урания и Клио). Их пористость обычно измеряется 20 %, а прони�
цаемость 0,1 пм2 или больше. Конфигурация нефтяных и газовых залежей
в основном сходная. Нефть и газ залегают в сложно нарушенных разлома�
ми горстовых блоках, которые в течение юрского времени, по�видимому,
образовывали нерегулярно расчленённый рельеф суши. В зависимости от
своей высоты эти приподнятые блоки постепенно перекрывались в течение
мелового времени трансгрессивными отложениями, и ныне аптские и нео�
комские морские аргиллиты и глинистые сланцы залегают в виде чехла на
древней, стратиграфически несогласной, палеоэрозионной, поверхности,
обеспечивая главную покрышку для залежей нефти и природного газа. Ла�
теральные же экраны в определённой мере контролируются сбросами. Мес�
торождения нефти и газа на континентальном склоне Австралии в Индийс�
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
94 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1
ком океане вот уже 45 лет ищутся, разведуются и осваиваются в осадочной
толще суббассейна Эксмаут, в земных недрах как его синклинали Кенгуру,
так и свода Эксмаут, нормально составляющих подводное плато Эксмаут.
Восточная и юго�восточная граница этого плато трассируется вдоль изоба�
ты 200 м, мористее о�ва Барроу [1, 2].
Первостепенным по нефте� и газодобыче в Австралии является имен�
но нефтегазоносный бассейн Карнарвон/Эксмаут. Первой скважиной, про�
буренной в 1953 г. была скв. 1�Раф Рейндж. На глубине 1098–1109 м в от�
ложениях Бедронг фонтанировало 75 т/сут нефти. Это было первым в Авст�
ралии открытием самофонтанирующей нефти. С забоем же на глубине 4452 м
в девонских отложениях.
Гигантское газовое месторождение Горгона выявлено в 1980 г. скв. 1�
Горгона, а оконтурено скв. 1�Северная Горгона в 1982 г. и скв. 1�Централь�
ная Горгона в 1983 г. 65 км северо�западнее нефтяного месторождения Бар�
роу Айленд, что 65 км мористее побережья шт. Западная Австралия. Газовое
месторождение Горгона приурочено к юго�западному концу платформы Ран�
кин, где уже выявлено несколько других гигантских месторождений газа;
глубина Индийского океана в его районе около 250 м. Кровля триасовой кол�
лекторской толщи Мунгару залегает на глубине около 3500 м, а индивиду�
альные пласты пролювиальных песчаников имеют мощность до 50 м и либо
переслаиваются с аргиллитами, либо образуют песчаные тела толщиной до
250 м. Триасовые отложения составляют наклонённый горст, запечатанный
глинистыми сланцами меловой группы Барроу. Суммарные мощности, об�
щей и эффективной, в скв. 1�Горгона, 1�Центральная Горгона и 1�Северная
Горгона соответственно равны 409 и 106 м, 441 и 45 м, 761 и 136 м.
Это месторождение имеет 5 км вширину и не менее 30 км вдлину, а за�
пасы газа – 232 млрд. м3, из которых около 17 % СО2 и азота. Коллекторские
песчаники имеют пористость 15�20 % и проницаемость от десятых до сотых
долей пм2, откуда скважины фонтанировали газом с индивидуальными де�
битами по 1,06 млн. м3/сут на штуцере 31,75 мм. План по освоению Горгоны
успешно осуществляется. Он охватывает установку подводной газодобывной
и газосборной систем в Индийском океане и прокладку по его дну 70�кило�
метрового газопровода к о�ву Барроу, где жидкие углеводороды (УВ) будут на
газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) отделяться от природного газа и танке�
рами отправляться на международный рынок, а осушённый природный газ
пойдёт по подводно�донному газопроводу от о�ва Барроу в шт. Западная Авст�
ралия на его промышленные и местные рынки газопотребления. Это же дол�
жно охватить соседние с Горгоной глубоководные месторождения Герион,
Дионисий, Ио, Кризаор, Менад, Ортрус, Янш и другие. Их суммарные геоло�
гические запасы газа исчисляются 1132 млрд м3 [13].
Согласно сценарию «Интернейшнл Энерджи Эйдженси», опубликован�
ному в 2009 г., мировой спрос на природный газ был в 2007 г. равен
3,0 трлн м3, а в 2030 г. будет равен 4,3 трлн м3.
Для Азии в 2009 г. самым главным событием на рынке сжиженного
природного газа (СПГ) был «зелёный свет», данный массивному Горгонско�
му проекту СПГ. В сентябре 2009 г. партнёры по совместному предприятию
для Горгоны, т.е. «Шеврон Корп.», «ЭксонМобил» и «Роял Датч/Шелл»,
УСПЕХИ НЕФТЕГАЗОРАЗВЕДКИ НА КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ СКЛОНАХ...
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1 95
приняли окончательное инвестиционное решение двинуться вперед с этим
проектом стоимостью почти $ 3,8 млрд. При суммарной оценке ресурсов газа
1,135 трлн м3 Горгона будет по СПГ крупнейшим проектом разработки её
запасов за всю историю Австралии. Строительство завода СПГ для газа из
Горгоны уже идёт на о�ве Барроу. Первые поставки СПГ на экспорт намече�
ны на 2014 г., а для местного потребления – на конец 2015 г.
Японская «Чубу Электрик Пауэр Ко.» приобрела 0,417 % пая «Шев�
рон» по Горгоне и согласилась покупать 1,44 млн т/год СПГ из Горгоны в
течение 25 лет, начиная с 2014 г., а китайская «ПетроЧайна» будет поку�
пать 2,25 млн т/год СПГ из Горгоны в течение 20 лет [20].
Согласно [22], в 2014 г. ожидается выход на пик суммарной максималь�
ной нефте� и газодобычи, соответственно равной 15 900 м3/сут нефти/кон�
денсата и 44,6 млн м3/сут газа, из земных недр месторождений Горгона,
Герион, Ио, Чэндон и Янш, ввод в эксплуатацию на о�ве Барроу завода про�
изводительностью 15 млн т/год СПГ и подача на побережье шт. Западная
Австралия 8,5 млн м3/сут природного газа из упомянутых месторождений.
Месторождение Герион открыто в 1999 г. скв. 1�Герион на расстоянии
30 км от Горгоны. Эта скважина вскрыла газовую залежь толщиной 113 м.
Тогда же было выявлено и газовое месторождение Ортрус скважиной, про�
буренной до глубины 3570 м и вскрывшей газоносную зону эффективной
газонасыщенной толщиной 53 м в Индийском океане глубиной 1200 м [21].
В 2000 г. для поиска глубоководного продолжения Горгоны пробурена скв. 1�
Урания в океане глубиной 1200 м. Она имеет забой на глубине 4010 м и
вскрыла эффективно газонасыщенную зону толщиной 54,5 м с запасами от
50 до 70 млрд м3 природного газа в месторождении Урания. Соседние газо�
вые месторождения Герион и Ортрус ресурсно характеризуются наличием в
земных недрах совокупных запасов природного газа порядка 390 млрд м3
[1]. 200 км мористее побережья шт. Западная Австралия, в Индийском оке�
ане глубиной 1351 м, «ЭксонМобил» открыла сверхгигантское газовое мес�
торождение Янш, пробурив в нём скважины глубиной до 3294 м. Янш име�
ет запасы 566 млрд м3 природного газа на площади 1961 км2 и совокупную
толщину газодобывной зоны 396,5 м. «ЭксонМобил» считает, что Янш –
самое крупное газовое месторождение среди тех, которые когда�либо откры�
вались в австралийских морских экономических зонах [16]. В июле 2003 г.
разведочная (оценочная) скв. 3�Янш, пробуренная «ЭксонМобил» и «Шев�
ронТехако» в Индийском океане глубиной 1329 м до забоя на глубине 2875 м,
фонтанировала 2040 тыс. м3/сут природного газа. Обе нефтегазовые компа�
нии изучают сейчас условия и варианты разработки месторождения Янш,
имея в виду его глубоководность (1329–1351 м) и отдалённость (200 км) от
австралийского морского ближайшего порта Каррата [19].
Тогда же и в том же прибрежье, но уже 50 км север�северо�западнее
морского порта Эксмаут, что на побережье шт. Западная Австралия, «Би�
ЭйчПи Билитон» открыла глубоководное (209 м) нефтяное месторождение
Рэйвнсуорт. Это сделано с помощью скважины, пробуренной до забоя на
глубине 1433 м и фонтанировавшей нефтью немного позднее открытия не�
фтяного месторождения Стайбарроу. Скв. 1�Рэйвнсуорт пробурена пример�
но 10 км юго�восточнее газонефтяного месторождения Винсент. Она достигла
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
96 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1
глубины 1432 м и встретила нефтяной слой толщиной 37 м и слой природ�
ного газа толщиной 7 м в песчанике группы Нижняя Барроу, будучи опро�
бована на приток с ПП в океане глубиной 209 м и 45 км север�северо�запад�
нее морского порта Эксмаут. В 2003 г. и 55 км северо�западнее Эксмаута
«БиЭйчПи Билитон» выявила на соседней с Рэйвнсуорт площади морское
глубоководное нефтяное месторождение, названное Стайбарроу.
В целом же здесь, на прилегающей площади Индийского океана глу�
биной 209–250 м и более, открыто в 2003 г. 10 месторождений, в том числе
газовое Скэйфелл, нефтегазовые Рэйвнсуорт, Энфилд, Винсент, Новара,
Конистон, Лаверда, Скиддоу, Чинук и Скиндиэн [8].
Австралийская нефтяная компания «Вудсайд Энерджи Лтд» вложила
1,48 млрд австралийских долларов в разработку глубоководного нефтяного
месторождения Энфилд. Находящееся 40 км северо�западнее мыса Северо�
западный, что на побережье шт. Западная Австралия, это месторождение
имеет запасы нефти 23 млн м3 (18 млн т), введено в разработку в 2006 г. с
начальной добычей 15 900 м3/сут нефти, а затем увеличит нефтедобычу за
счет подключения соседних месторождений – Лаверда и др. Разработка Эн�
филда будет вестись пятью эксплуатационными нефтяными и шестью водо�
нагнетательными скважинами, по ПС подключенными к ПП�судну, способ�
ному получать, хранить 143 091 м3 и отгружать нефть на танкеры.
Для разработки месторождения Энфилд заказано строительство двух�
корпусного (катамаран) судна�ПП, способного обрабатывать (готовить к
транспортировке на экспорт) 15 900 м3/сут нефти и хранить её 160 тыс. м3.
В том же 2004 г. «ШевронТехако» обнаружила и начала разведывать значи�
тельное газовое и нефтяное месторождение Уитстон в Индийском океане
глубиной 213,5 м. Это месторождение расположено 176 км запад�северо�за�
паднее морского порта Дампьер, что на побережье шт. Западная Австралия,
и имеет в разрезе триасовых песчаников Мунгару нефтяную залежь толщи�
ной 126 м, а в титонских песках – газодобывную зону толщиной 53 м. Глу�
бина залегания нефти около 3384 м [17].
Скв. 1�Стайбарроу, открывшая одноимённое месторождение, встрети�
ла эффективно нефтенасыщенную зону толщиной 18,6 м в песчанике Маке�
дон толщиной 23 м. Она пробурена в феврале 2003 г., а скв. 1�Эскдейл – в
марте, скв. 1�Скиддоу и 2�Скиддоу – в мае, скв. 2�Стайбарроу – в июне 2003 г.
Между апрелем и июлем 2004 г. пробурены скв. 3�Стайбарроу, разведочные
скважины, а также поисковые скв. 2�Эскдейл и скв. 1�Нотт. Скв. 3�Стайбар�
роу, пробуренная в океане глубиной 792 м и 2 км северо�восточнее скв. 1�
Стайбарроу, встретила нефтяную зону толщиной 6,5 м, а скв. 4�Стайбарроу
(сайдтрэкк) – толщиной 16 м. Скв. 2�Эскдейл, пробуренная в океане глуби�
ной 830 м, встретила нефтяной слой толщиной 13 м в нефтяной пачке пере�
слаивания толщиной 24 м. Скв. 1�Нотт, пробуренная в июне 2004 г., лик�
видирована [6].
190 км мористее побережья шт. Западная Австралия в августе 2004 г.
открыто газовое месторождение Плутон в Индийском океане глубиной 400�
1000 м. Запасы газа равны 85 млрд м3 в 63�метровой толще песков Мунга�
ру. А в 15 км от этого месторождения выявлено в том же г. крупное газовое
месторождение Уитстоун, где морские глубины похожие.
УСПЕХИ НЕФТЕГАЗОРАЗВЕДКИ НА КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ СКЛОНАХ...
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1 97
Концепция разработки месторождения Плутон охватывает установку
газодобывной НП в океане глубиной 80–175 м в 15 км от самого месторожде�
ния, семь подводно�донных устьевых арматур семи скважин, два манифоль�
да для них (первый – на четыре скважины, второй – на три), девять внутри�
промысловых донных газопроводов и один общий газопровод к НП [23].
«Шеврон» нашла в 2006 г. газовое месторождение Клио в Индийском
океане глубиной 915 м и 144 км северо�западнее побережья Западной Авст�
ралии, а также 32 км северо�западнее морского газового месторождения
Горгона. Скважина, открывшая Клио, –вертикальная, имеет глубину
4727,5 м и встретила 190�метровую эффективно газонасыщенную триасо�
вую толщу песков Мунгару [9]. Эта же американская компания в том же г. и
на той же площади Большая Горгона выявила газовое месторождение Чэн�
дон в Индийском океане глубиной 1200 м. Оно располагается 260 км севе�
ро�западнее побережья шт. Западная Австралия и 30 км северо�западнее
ультраглубоководных газовых месторождений Ио и Янш. В газе этих двух
месторождений содержится около 2 об. % СО2, а в природном газе Чэндона
– 12–14 об. % углекислого газа [8].
2007 год ознаменовался обнаружением ещё одного ультраглубоковод�
ного газового месторождения Феба на расстоянии 297 км от северо�западно�
го побережья Австралии. Это сделала американская нефтяная компания
«БиЭйчПи Билитон». Она пробурила в Индийском океане глубиной 1174 м
скважину, которая в земных недрах подводного плато Эксмаут вскрыла га�
зодобывную зону толщиной 73 м [5].
В 2007 г. «БиЭйчПи Билитон» начала добычу нефти и газа из месторож�
дения Стайбарроу, что в суббассейне Эксмаут 65 км мористее побережья шт. �
Западная Австралия. Это стоило $ 760 млн. Месторождение – в Индийском
океане глубиной 825 м с самой глубоководной для Австралии схемой разра�
ботки, в которой девять скважин подсоединены к судну�ПП, добывающему
12 719 м3/сут нефти, хранящему и отгружающему нефть на танкеры. Нефть
добывается и из месторождения Эксдейл, где пока одна действующая сква�
жина, связанная подводным нефтепроводом со Стайбарроу. Ожидается, что в
будущем нефтедобыча резко увеличится и пойдет полным ходом. Стайбарроу
и Эксдейл были открыты в феврале 2003 г., и оценивается, что они имеют
суммарные извлекаемые запасы нефти, равные 9,5–14,3 млн м3. Эксплуата�
ционная жизнь этих месторождений равна 10 годам [7].
2009 год – это дата открытия глубоководного газового месторождения
Ахиллес в бассейне Карнарвон/Эксмаут западнее месторождения Горгона и
южнее газовых месторождений Ио и Янш. Скважина, обнаружившая место�
рождение Ахиллес, прошла в нём газодобывную зону толщиной 100 м, сло�
женную триасовыми песчаниками Мунгару [10]. В том же г., но позднее, груп�
па компаний во главе с «Шеврон Австралия» сделала ещё одно ультраглубо�
ководное газовое открытие – месторождение природного газа Сатир, пробу�
рив поисковую скважину в Индийском океане глубиной 1070 м в 160 км севе�
ро�западнее морского порта Онслоу, шт. Западная Австралия. Скважина�пер�
вооткрывательница месторождения Сатир вскрыла в триасовых песчаниках
Мунгару газодобывную зону толщиной 130 м и ожидает испытания её на при�
ток. Оба месторождения располагаются западнее Горгоны [11].
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
98 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1
2010 год для «Шеврон Австралия» – это год открытия и начала раз�
ведки морского газового месторождения Йеллоустоун. Оно находится на
площади Большая Горгона, рядом с месторождениями Ахиллес и Сатир, и
выявлено скважиной, вскрывшей газодобывную зону толщиной 137 м. На
площади Большой Плутон «Вудсайд Петролеум» открыла в 2010 г. место�
рождение Оближ, где бурением опробовано несколько газоносных песков с
газодобывной зоной толщиной более 300 м в песках Мунгару [12].
«Апачи Корп.» из Хьюстона, США, в 2010 г. начинает добычу нефти и
газа из открытого в 2003 г. месторождения Ван�Гог в бассейне Эксмаут. У
фирмы Ван�Гог – это первое месторождение, которое начинает разрабаты�
ваться с помощью судна «Нингалу Вижн», получающего, хранящего и от�
гружающего нефть на челночные танкеры. Скважины здесь закончены с их
подводнодонными головками и 19 горизонтальными латералями. В место�
рождении имеются две водонагнетательные скважины и одна газонагнета�
тельная. Упомянутое «Нингалу Вижн» судно может обрабатывать
23 848,5 м3/сут нефти и конденсата, в том числе 10 016 м3/сут нефти, и хра�
нить 85 855 м3 нефти. Ван�Гог – 51 км север�северо�западнее морского пор�
та Эксмаут.
Во второй половине 2010 г. началась разработка глубоководного мес�
торождения Пиренеи совместно с нефтяными месторождениями Кросби,
Рэйвнсуорт и Стикл, находящимися в Индийском океане глубиной 171�
250 м, по проекту стоимостью $ 1,7 млрд.
В 2011 г. «Апачи» предполагает начать добычу природного газа из ме�
сторождения Рейндир благодаря вводу в строй газоперерабатывающего за�
вода в Дэвил Крик – первого ГПЗ, построенного в Западной Австралии за
последние 15 лет и позволяющего увеличить на 20 % газодобычу для мест�
ного газопотребления в этом штате [4].
2009 год является временем достижения максимальной газонефтедо�
бычи в месторождениях Ван�Гог, Винсент и Стайбарроу. В первом из них,
где глубина океана 350 м, судно�ПП, имеющее нефтехранилище на
95 395 м3, добывает ежесуточно 9540 м3 нефти и 2,265 млн м3 газа. Глубо�
ководное (350 м) месторождение Винсент, где добыча идёт с 2008 г. на суд�
но�ПП с нефтехранилищем ёмкостью 190 тыс. м3, вышло на максимум в
2009 г., давая из восьми скважин 19 080 м3/сут нефти и 2,832 млн м3/сут
газа. Месторождение Стайбарроу в 2009 г. достигло пика только газодобы�
чи в 2,265 млн м3/сут, но готовится и к нефтедобыче на судно�ПП с нефте�
хранилищем ёмкостью 127 190 м3. Пик газонефтедобычи (15 900 м3/сут
нефти и 1,7 млн м3/сут газа) на судно�ПП с нефтехранилищем ёмкостью
160 тыс. м3 в глубоководном (205 м) месторождении Пиренеи и пик газодо�
бычи (27,330 млн м3/сут из извлекаемых запасов 283 млрд м3) в глубоко�
водном месторождении Скарборо приходятся на 2010 г.
На 2012 г. или чуть позже запланировано достижение максимального
уровня в 15 900 м3/сут нефти и 34 млн м3/сут газа, приобретение и установ�
ка ПП в глубоководном (230 м) промысле «Ихтис», пуск материкового заво�
да сжиженного газа производительностью 6 млн т/год и прокладка от «Их�
тис» к берегу газо� и нефтепроводов длиной 200 км при извлекаемых запа�
сах этого промысла 269 млрд м3 газа и 43 млн т нефти/конденсата [18].
УСПЕХИ НЕФТЕГАЗОРАЗВЕДКИ НА КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ СКЛОНАХ...
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1 99
В осадочном бассейне Карнарвон/Эксмаут имеются девять ультраглу�
боководных газовых месторождений. Это – Янш (1329–1351 м), Плутон и
Уитстоун (1000 м), Сатир (1070 м), Фебе (1174 м), Ортрус, Урания и Чэндон
(1200 м), Герион (1232 м).
Самым глубоководным нефтяным месторождением этого бассейна счи�
тается Стайбарроу, открытое под толщей вод Индийского океана глубиной
825 м, а самым глубоководным газонефтяным – Скарборо. Первые скважи�
ны в нём, т.е. скв. 1�Скарборо и 2�Скарборо, фонтанировали природным га�
зом из нижнемелового песчаника с глубины 2069 м ещё в 1966 г., что дало
основание считать его газовым, однако другие скважины, пробуренные здесь
позднее, дали промышленные притоки нефти, и Скарборо стало газонефтя�
ным. Глубина океана в Скарборо равна 912 м.
В этом же осадочном бассейне к гигантским относятся семь газовых и
нефтяных месторождений. Среди них – шесть газовых гигантов и один га�
зонефтяной гигант. Начальные извлекаемые запасы газа каждого из шести
газовых гигантов исчисляются следующим образом: в Герионе они равны
390 млрд м3 (вместе с месторождением Ортрус), Горгоне – 232, Ортрусе –
390 (вместе с Герионом), Плутоне – 85, Урании – 70 и в Янше – 566 млрд м3.
Седьмой гигант – газонефтяное Скарборо. Оно содержит 283 млрд м3 при�
родного газа и 282 млн т нефти. Совокупно же богатство земных недр этих
семи гигантов измеряется 1909 млрд м3 природного газа и 282 млн т нефти,
что составляет около 100 % от опубликованных запасов всех газовых место�
рождений этого бассейна и 89,6 % от запасов всех его нефтяных и газонеф�
тяных месторождений, оцениваемых 314,5 млн т нефти.
В общем, на континентальном склоне Австралии в Индийском океане
и Бассовом проливе глубиной от 205 до 1351 м, где располагаются аквато�
риальные части четырёх осадочных бассейнов (залива Ж. Бонапарта, Бра�
уз, Карнарвон/Эксмаут и Джипсленд), разрабатываются или готовятся к
разработке 88 месторождений нефти, газа и конденсата с совокупными на�
чальными извлекаемыми запасами, равными 4126,7 млрд м3 природного
газа, 133,5 млн т конденсата и 443 млн т нефти. Они залегают в песчаниках
перми, триаса и палеогена на глубине от 610 до 4727 м, откуда скважины
фонтанировали индивидуально с начальными дебитами от 54 тыс. до
2040 тыс. м3/сут природного газа, а также от 240 до 4331 м3/сут нефти.
Австралия в последние 10 лет сохраняла 65–85 % самодостаточность
по нефти, более чем на 100 % уже самодостаточна по газу и является экс�
портером сжиженного природного газа (СПГ). Она, тем не менее, значительно
не разведанная страна, имеющая менее 10 тысяч скважин, пробуренных по
всей её площади, равной более 12 млн км2; первостепенным по нефте� и га�
зодобыче в Австралии является Карнарвонский нефтегазоносный бассейн.
Он разведуется более 40 лет, но уменьшения коэффициента промышленных
открытий нет [22].
Юго�восточнее Австралии на стыке Индо�Австралийской и Тихооке�
анской плит располагается единственная пока в Новой Зеландии газонеф�
тедобывная область – Таранакский нефтегазоносный осадочный бассейн.
Значительная часть его находится в Таранакском заливе (Тасманово море)
глубиной до 110 м и более, имеет кристаллический фундамент (КФ) из до�
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
100 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1
кембрийских кварцитов, гранитов и конгломератов, сложенных гальками
либо кристаллических сланцев, либо гранита, и осадочную толщу эоцена/
палеоцена, залегающую непосредственно на этом КФ и содержащую в пес�
чаниках промышленные запасы газа, конденсата и нефти. Все их месторож�
дения и в земных недрах о�ва Северного, и в подводных недрах Таранакско�
го залива, что у западного побережья этого острова, имеют небольшие раз�
меры, за исключением нефтегазоконденсатногазового Мауи. Оно – гигантс�
кое, содержит 283 млрд м3 природного газа вместе с неопубликованными
запасами нефти/конденсата и может быть вещественным свидетельством в
пользу перспективы открытия нефти и газа в той части Таранакского зали�
ва, где его глубина более 200 м, и в ином глубоководье возле о�ва Северный,
например, в осадочном бассейне Рэйнд, а также восточнее о�ва Южный, на�
пример, в осадочных бассейнах Грэйт Саут и Кентербери [1–3, 15].
Месторождение Мауи площадью 140 км2, открытое в 1969 г. около
50 км мористее побережья Южно�Таранакской бухты, приурочено к круп�
ной двуглавой антиклинали, осложнённой на её восточном крыле разломом
Кейп Эгмонт, простирающемся с юго�запада на северо�восток. Вдоль этого
сброса часто происходят землетрясения, а сам он является частью огромно�
го трансформного разлома, пересекающего весь о�в Северный и проходяще�
го через его совремённые вулканы Эгмонт – на юге и Хантли – на севере. В
Мауи выявлены и разрабатываются две отдельные продуктивные зоны. В
верхней, т.е. в песке «Ц», содержится главная часть извлекаемых запасов
газа, конденсата и нефти, где максимальная эффективная нефтегазонасы�
щенная мощность песка достигает 122 м. Нижняя нефтегазодобывная зона,
т.е. песок «Д», содержит меньшие залежи газа с нефтяными оторочками
(около 12 % от суммарных запасов газа всего месторождения и 20 % запа�
сов конденсата), а максимальная эффективная нефтегазонасыщенная мощ�
ность этой зоны измеряется 61 м. Скв. 1�Мауи с глубины 3015–3022,5 м
фонтанировала чёрной лёгкой парафинистой нефтью. Фонтан такой же не�
фти (80 т/сут) дала и скв. 4�Мауи, но самой продуктивной оказалась скв. 3�
Мауи. Она фонтанировала 1350 тыс. м3/сут природного газа и 200 т/сут кон�
денсата с глубины около 2745 м, а также 1305 тыс. м3/сут газа и 335 т/сут
конденсата с глубины 3050 м. Возле этой скважины глубина залива дости�
гает 110 м, и газ добывается со стальных ажурных платформ, установлен�
ных на морское дно. Добыча газа здесь началась в 1978 г. с 14 550 тыс. м3/
сут газа и 2 835 т/сут конденсата, а газодобывной потенциал месторожде�
ния Мауи достигает 27 млн м3/сут [2].
Недавно Новая Зеландия предложила всем желающим начать поиски
и разведку нефти и природного газа в её глубоководном (1750–2000 м) оса�
дочном бассейне Рейнд, находящемся северо�западнее о�ва Северный. Этот
бассейн заполнен осадочными породами кайнозоя и мезозоя суммарной мощ�
ностью до 7000 м на площади 105 230 км2. В шести его блоках, предложен�
ных в 2010 г. для нефтегазоразведки, согласно данным сейсмики и других
исследований, осадочная толща залегает на континентальной кристалли�
ческой земной коре, геология похожа на геологию Таранакского бассейна,
и, по мнению новозеландской компании «Кроун Минералз», удельная плот�
ность прогнозных запасов нефти и природного газа в упомянутых шести
УСПЕХИ НЕФТЕГАЗОРАЗВЕДКИ НА КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ СКЛОНАХ...
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1 101
блоках бассейна Рейнд может достигать 1,2 млн м3/км2 для нефти и
1,7 млрд м3/км2 для природного газа [15].
В Тихом океане, в районе новозеландских о�вов Антиподов, Баунти,
Кембел и Чатэм, выявлено глубоководное подводное плато, а в нём – шесть
осадочных бассейнов. Одним из них является осадочный бассейн Грэйт Саут.
Согласно данным шести морских скважин (1�Такапу, 1�Тара, 1�Тороа, 1�
Кавау, 1�Пакаху и 1�Хойхо), пробуренных на поперечном профиле длиной
около 375 км, который простирается с северо�запада на юго�восток, от ново�
зеландского о�ва Стюарта до погребённого поднятия Пукаки, на которых
обнажается докембрийский/палеозойский КФ, бассейн Грэйт Саут глуби�
ной 6000 м заполнен осадочными породами неогена, палеогена, маастрихта
и сантона. Забои пяти скважин (1�Такапу, 1�Тара, 1�Кавау, 1�Пакаха и 1�
Хойхо) находятся в гранитах и гранито�гнейсах КФ, поверхность которого
на северо�западном и юго�восточном крыльях бассейна, а также в его самой
глубокой части разбита 18 продольными вертикальными или почти верти�
кальными сбросами, ограничивающими горсты и наклонённые к центру
бассейна тектонические блоки КФ. Самой успешной оказалась скв. 1�Кавау.
Она бурилась с судна в океане глубиной 457 м, достигла кровли верхнеме�
ловых отложений на глубине 2821 м и прошла 91,5 м по базальным пескам
сантона с хорошей пористостью и проницаемостью, откуда фонтанировала
297 тыс. м3/сут природного газа со значительным количеством нефти плот�
ностью 797 кг/м3 ещё в 1980 г. Эти нефтегазоносные пески залегают непос�
редственно на поверхности КФ в его горсте, охватывающем КФ и осадочную
толщу сантона [1].
Американская «Анадарко Петролеум Корп.» совместно с новозеланд�
ской «Ориджин Энерджи Рисосис НЗ Лтд.» уже готова начать бурение по�
исковой скважины в южной части осадочного бассейна Кентербери, что во�
сточнее о�ва Южный, чтобы оценить нефтегазоносность формаций Герберт
и Кавау мелового возраста в океане глубиной 1006,5 м на двуглавой анти�
клинали Каррак/Каравел площадью более 390 км2 по поверхности меловой
толщи 64 км восточнее Данидин, что на восточном побережье о�ва Южный.
Обе упомянутые формации содержат нефть и природный газ, согласно оп�
робованию скв. 1�Тодд Галлеон, пробуренной 30 км северо�западнее в океа�
не глубиной 91 м компаниями «Бритиш Петролеум» и «Шелл» в 1985 г. и
фонтанировавшей 300 тыс. м3/сут природного газа и 356 м3/сут конденса�
та из песчаника мелового возраста с глубины 2745 м. Сейсмика указывает
здесь на наличие признаков нефтегазоносности песчаников мела и газонос�
ности третичных песчаников. Запасы же в Каррак/Каравел оцениваются
равными 119 млн м3 (103 млн т) нефти или же 76,5 млрд м3 природного газа
с 79,5 млн м3 (68,5 млн т) конденсата в песчаниках Герберт. Если песчаники
Кавау окажутся тоже нефтегазоносными, то вышеупомянутые извлекаемые
запасы антиклинали Каррак/Каравел могут быть и в два раза больше [3].
1. Гожик П.Ф., Краюшкин В.А., Клочко В.П. Успехи нефтеразведки на материко�
вом склоне Австралазии и Австралии // Геол. журн. – 2004. – № 3. – С. 23�28.
2. Порфирьев В.Б., Соллогуб В.Б., Чекунов А.В. и др. Строение и нефтегазоносность
северной части Черного моря и сопредельных территорий. – Киев: Наук. дум�
ка, 1978. – 160 с.
КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А.
102 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2012, №1
3. Anadarko, Origin to drill Canterbury deep water // Oil and Gas J. – 2010. – 108. –
No. 10. – P. 8.
4. Apache starts up Van Gogh off W. Australia // Ibid. – No. 7. – P. 8�10.
5. Berman A. Exploration discoveries // World Oil. – 2007. – 228, No. 11. – P. 25.
6. BHP Biliton to develop field off Australia // Oil and Gas J. – 2005. – 103, No. 45.
– P. 5�8.
7. BHP brings Stybarrow project on stream // Ibid. – 2007. – 105. – No. 45. – P. 8.
8. Chevron reports gas find on North West Shelf // Ibid. – 2006. – 104. – No. 28. –
P. 8.
9. Chevron strikes gas with wildcat off Australia // Ibid. – No. 43. – P. 8.
10. Chevron group has Carnarvon basin gas find // Ibid. – 2009. – 107. – No. 40. –
P. 8.
11. Chevron�led group makes gas find off W.Australia // Ibid. – No. 47. – P. 8.
12. Chevron, Woodside make finds off W.Australia // Ibid. – 2010. – 108. – No. 1. –
P. 8�10.
13. Clegg L.J., Sayers M.J., Tait A.M. Gorgon gas field // Amer. Assoc. Petrol. Geol.
Bull. – 1990. – 74. – No. 9. – P. 1515�1516.
14. Deepwater Bass Strait development slated // Oil and Gas J. – 1998. – 96. – No. 1. –
P. 32�33.
15. Exploration and development. New Zealand // Ibid. – 2010. – 108. – No. 4. – P. 40.
16. Fischer P.A. Noteworthy finds // World Oil. – 2003. – 224. – No. 5. – P. 17.
17. Fischer P.A. What’s new in exploration // Ibid. – 2004. – 225. – No. 10. – P. 15.
18. Moritis G. Project start, completion date become less definite // Oil and Gas J. –
2009. – 107. No. 30. – P. 38�49.
19. South Pacific. Plans stress offshore developments World Oil. – 2003. – 224. – No. 8.
– P. 70�71.
20. True W.R. Asia�Pacific LNG capacities, plans to move ahead in 2010 // Oil and Gas
J. – 2010. – 108. – No. 10. – P. 37�45.
21. WAPET group has gas strike off NW Australia // Ibid. – 1999. – 97. – No. 40. –
P. 42.
22. Williamson P.E., Le Poidevin S. Discoveries, pending developments belie 2004 slide
in Australia oil, gas reserves // Ibid. – 2004. – 102. – No. 5. – P. 9�10.
23. Woodside to base new NLG facility on Pluto field // Ibid. – 2005. – 103. – No. 32. –
P. 30�32.
24. Worldwide look at reserves and production // Ibid. – 2009. – 107. – No. 47. – P. 20�21.
На континентальних схилах Австралії та Нової Зеландії є 89 глибоководних (205�
1351 м) нафтових і газових родовищ, запаси яких дорівнюють 443 млн т нафти,
133,5 млн т конденсату та 4126,7 млрд м3 природного газу в пісковиках палеогеново�
го та мезозойського віків на глибинах від 610 до 4727 м.
In the continental slopes of Australia and New Zealand, there are 89 deepwater (205�
1,351 m) oil and gas fields which reserve are equal to 443 million tons of oil, 133.5 million
tons of condensate, and 4,126.7 billion m3 of natural gas in sandstones of the Paleogene and
Mesozoic ages at the depths from 610 to 4,727 m.
Получено 3.03.2011 г.
<<
/ASCII85EncodePages false
/AllowTransparency false
/AutoPositionEPSFiles true
/AutoRotatePages /None
/Binding /Left
/CalGrayProfile (Dot Gain 20%)
/CalRGBProfile (sRGB IEC61966-2.1)
/CalCMYKProfile (U.S. Web Coated \050SWOP\051 v2)
/sRGBProfile (sRGB IEC61966-2.1)
/CannotEmbedFontPolicy /Warning
/CompatibilityLevel 1.4
/CompressObjects /Tags
/CompressPages true
/ConvertImagesToIndexed true
/PassThroughJPEGImages true
/CreateJDFFile false
/CreateJobTicket false
/DefaultRenderingIntent /Default
/DetectBlends true
/DetectCurves 0.0000
/ColorConversionStrategy /CMYK
/DoThumbnails false
/EmbedAllFonts true
/EmbedOpenType false
/ParseICCProfilesInComments true
/EmbedJobOptions true
/DSCReportingLevel 0
/EmitDSCWarnings false
/EndPage -1
/ImageMemory 1048576
/LockDistillerParams false
/MaxSubsetPct 100
/Optimize true
/OPM 1
/ParseDSCComments true
/ParseDSCCommentsForDocInfo true
/PreserveCopyPage true
/PreserveDICMYKValues true
/PreserveEPSInfo true
/PreserveFlatness true
/PreserveHalftoneInfo false
/PreserveOPIComments true
/PreserveOverprintSettings true
/StartPage 1
/SubsetFonts true
/TransferFunctionInfo /Apply
/UCRandBGInfo /Remove
/UsePrologue false
/ColorSettingsFile ()
/AlwaysEmbed [ true
/Academy
/Academy-Bold
/Academy-Italic
/AcademyItalic-BoldItalic
/Euclid
/Euclid-Bold
/Euclid-BoldItalic
/Euclid-Italic
/MT-Extra
/PragmaticaC
/PragmaticaC-Bold
/PragmaticaC-BoldItalic
/PragmaticaC-Italic
/SchoolBookC
/SchoolBookC-Bold
/SchoolBookC-BoldItalic
/SchoolBookC-Italic
/SchoolBookCTT
/Symbol
/SymbolMT
/Webdings
/Wingdings2
/Wingdings3
/Wingdings-Regular
]
/NeverEmbed [ true
/Arial-Black
/Arial-BoldItalicMT
/Arial-BoldMT
/Arial-ItalicMT
/ArialMT
/ArialNarrow
/ArialNarrow-Bold
/ArialNarrow-BoldItalic
/ArialNarrow-Italic
/ArialRoundedMTBold
/ArialUnicodeMS
/TimesNewRomanPS-BoldItalicMT
/TimesNewRomanPS-BoldMT
/TimesNewRomanPS-ItalicMT
/TimesNewRomanPSMT
]
/AntiAliasColorImages false
/CropColorImages true
/ColorImageMinResolution 300
/ColorImageMinResolutionPolicy /OK
/DownsampleColorImages true
/ColorImageDownsampleType /Bicubic
/ColorImageResolution 300
/ColorImageDepth -1
/ColorImageMinDownsampleDepth 1
/ColorImageDownsampleThreshold 1.50000
/EncodeColorImages true
/ColorImageFilter /DCTEncode
/AutoFilterColorImages true
/ColorImageAutoFilterStrategy /JPEG
/ColorACSImageDict <<
/QFactor 0.15
/HSamples [1 1 1 1] /VSamples [1 1 1 1]
>>
/ColorImageDict <<
/QFactor 0.15
/HSamples [1 1 1 1] /VSamples [1 1 1 1]
>>
/JPEG2000ColorACSImageDict <<
/TileWidth 256
/TileHeight 256
/Quality 30
>>
/JPEG2000ColorImageDict <<
/TileWidth 256
/TileHeight 256
/Quality 30
>>
/AntiAliasGrayImages false
/CropGrayImages true
/GrayImageMinResolution 300
/GrayImageMinResolutionPolicy /OK
/DownsampleGrayImages true
/GrayImageDownsampleType /Bicubic
/GrayImageResolution 300
/GrayImageDepth -1
/GrayImageMinDownsampleDepth 2
/GrayImageDownsampleThreshold 1.50000
/EncodeGrayImages true
/GrayImageFilter /DCTEncode
/AutoFilterGrayImages true
/GrayImageAutoFilterStrategy /JPEG
/GrayACSImageDict <<
/QFactor 0.15
/HSamples [1 1 1 1] /VSamples [1 1 1 1]
>>
/GrayImageDict <<
/QFactor 0.15
/HSamples [1 1 1 1] /VSamples [1 1 1 1]
>>
/JPEG2000GrayACSImageDict <<
/TileWidth 256
/TileHeight 256
/Quality 30
>>
/JPEG2000GrayImageDict <<
/TileWidth 256
/TileHeight 256
/Quality 30
>>
/AntiAliasMonoImages false
/CropMonoImages true
/MonoImageMinResolution 1200
/MonoImageMinResolutionPolicy /OK
/DownsampleMonoImages true
/MonoImageDownsampleType /Bicubic
/MonoImageResolution 1200
/MonoImageDepth -1
/MonoImageDownsampleThreshold 1.50000
/EncodeMonoImages true
/MonoImageFilter /CCITTFaxEncode
/MonoImageDict <<
/K -1
>>
/AllowPSXObjects false
/CheckCompliance [
/None
]
/PDFX1aCheck false
/PDFX3Check false
/PDFXCompliantPDFOnly false
/PDFXNoTrimBoxError true
/PDFXTrimBoxToMediaBoxOffset [
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
]
/PDFXSetBleedBoxToMediaBox true
/PDFXBleedBoxToTrimBoxOffset [
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
]
/PDFXOutputIntentProfile ()
/PDFXOutputConditionIdentifier ()
/PDFXOutputCondition ()
/PDFXRegistryName ()
/PDFXTrapped /False
/Description <<
/CHS <FEFF4f7f75288fd94e9b8bbe5b9a521b5efa7684002000410064006f006200650020005000440046002065876863900275284e8e9ad88d2891cf76845370524d53705237300260a853ef4ee54f7f75280020004100630072006f0062006100740020548c002000410064006f00620065002000520065006100640065007200200035002e003000204ee553ca66f49ad87248672c676562535f00521b5efa768400200050004400460020658768633002>
/CHT <FEFF4f7f752890194e9b8a2d7f6e5efa7acb7684002000410064006f006200650020005000440046002065874ef69069752865bc9ad854c18cea76845370524d5370523786557406300260a853ef4ee54f7f75280020004100630072006f0062006100740020548c002000410064006f00620065002000520065006100640065007200200035002e003000204ee553ca66f49ad87248672c4f86958b555f5df25efa7acb76840020005000440046002065874ef63002>
/DAN <FEFF004200720075006700200069006e0064007300740069006c006c0069006e006700650072006e0065002000740069006c0020006100740020006f007000720065007400740065002000410064006f006200650020005000440046002d0064006f006b0075006d0065006e007400650072002c0020006400650072002000620065006400730074002000650067006e006500720020007300690067002000740069006c002000700072006500700072006500730073002d007500640073006b007200690076006e0069006e00670020006100660020006800f8006a0020006b00760061006c0069007400650074002e0020004400650020006f007000720065007400740065006400650020005000440046002d0064006f006b0075006d0065006e0074006500720020006b0061006e002000e50062006e00650073002000690020004100630072006f00620061007400200065006c006c006500720020004100630072006f006200610074002000520065006100640065007200200035002e00300020006f00670020006e0079006500720065002e>
/DEU <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>
/ESP <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>
/FRA <FEFF005500740069006c006900730065007a00200063006500730020006f007000740069006f006e00730020006100660069006e00200064006500200063007200e900650072002000640065007300200064006f00630075006d0065006e00740073002000410064006f00620065002000500044004600200070006f0075007200200075006e00650020007100750061006c0069007400e90020006400270069006d007000720065007300730069006f006e00200070007200e9007000720065007300730065002e0020004c0065007300200064006f00630075006d0065006e00740073002000500044004600200063007200e900e90073002000700065007500760065006e0074002000ea0074007200650020006f007500760065007200740073002000640061006e00730020004100630072006f006200610074002c002000610069006e00730069002000710075002700410064006f00620065002000520065006100640065007200200035002e0030002000650074002000760065007200730069006f006e007300200075006c007400e90072006900650075007200650073002e>
/ITA <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>
/JPN <FEFF9ad854c18cea306a30d730ea30d730ec30b951fa529b7528002000410064006f0062006500200050004400460020658766f8306e4f5c6210306b4f7f75283057307e305930023053306e8a2d5b9a30674f5c62103055308c305f0020005000440046002030d530a130a430eb306f3001004100630072006f0062006100740020304a30883073002000410064006f00620065002000520065006100640065007200200035002e003000204ee5964d3067958b304f30533068304c3067304d307e305930023053306e8a2d5b9a306b306f30d530a930f330c8306e57cb30818fbc307f304c5fc59808306730593002>
/KOR <FEFFc7740020c124c815c7440020c0acc6a9d558c5ec0020ace0d488c9c80020c2dcd5d80020c778c1c4c5d00020ac00c7a50020c801d569d55c002000410064006f0062006500200050004400460020bb38c11cb97c0020c791c131d569b2c8b2e4002e0020c774b807ac8c0020c791c131b41c00200050004400460020bb38c11cb2940020004100630072006f0062006100740020bc0f002000410064006f00620065002000520065006100640065007200200035002e00300020c774c0c1c5d0c11c0020c5f40020c2180020c788c2b5b2c8b2e4002e>
/NLD (Gebruik deze instellingen om Adobe PDF-documenten te maken die zijn geoptimaliseerd voor prepress-afdrukken van hoge kwaliteit. De gemaakte PDF-documenten kunnen worden geopend met Acrobat en Adobe Reader 5.0 en hoger.)
/NOR <FEFF004200720075006b00200064006900730073006500200069006e006e007300740069006c006c0069006e00670065006e0065002000740069006c002000e50020006f0070007000720065007400740065002000410064006f006200650020005000440046002d0064006f006b0075006d0065006e00740065007200200073006f006d00200065007200200062006500730074002000650067006e0065007400200066006f00720020006600f80072007400720079006b006b0073007500740073006b00720069006600740020006100760020006800f800790020006b00760061006c0069007400650074002e0020005000440046002d0064006f006b0075006d0065006e00740065006e00650020006b0061006e002000e50070006e00650073002000690020004100630072006f00620061007400200065006c006c00650072002000410064006f00620065002000520065006100640065007200200035002e003000200065006c006c00650072002000730065006e006500720065002e>
/PTB <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>
/SUO <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>
/SVE <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>
/ENU (Use these settings to create Adobe PDF documents best suited for high-quality prepress printing. Created PDF documents can be opened with Acrobat and Adobe Reader 5.0 and later.)
>>
/Namespace [
(Adobe)
(Common)
(1.0)
]
/OtherNamespaces [
<<
/AsReaderSpreads false
/CropImagesToFrames true
/ErrorControl /WarnAndContinue
/FlattenerIgnoreSpreadOverrides false
/IncludeGuidesGrids false
/IncludeNonPrinting false
/IncludeSlug false
/Namespace [
(Adobe)
(InDesign)
(4.0)
]
/OmitPlacedBitmaps false
/OmitPlacedEPS false
/OmitPlacedPDF false
/SimulateOverprint /Legacy
>>
<<
/AddBleedMarks false
/AddColorBars false
/AddCropMarks false
/AddPageInfo false
/AddRegMarks false
/ConvertColors /ConvertToCMYK
/DestinationProfileName ()
/DestinationProfileSelector /DocumentCMYK
/Downsample16BitImages true
/FlattenerPreset <<
/PresetSelector /MediumResolution
>>
/FormElements false
/GenerateStructure false
/IncludeBookmarks false
/IncludeHyperlinks false
/IncludeInteractive false
/IncludeLayers false
/IncludeProfiles false
/MultimediaHandling /UseObjectSettings
/Namespace [
(Adobe)
(CreativeSuite)
(2.0)
]
/PDFXOutputIntentProfileSelector /DocumentCMYK
/PreserveEditing true
/UntaggedCMYKHandling /LeaveUntagged
/UntaggedRGBHandling /UseDocumentProfile
/UseDocumentBleed false
>>
]
>> setdistillerparams
<<
/HWResolution [2400 2400]
/PageSize [481.890 737.008]
>> setpagedevice
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-56455 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | 1999-7566 |
| language | Russian |
| last_indexed | 2025-11-29T06:25:20Z |
| publishDate | 2012 |
| 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. 2014-02-18T18:58:31Z 2014-02-18T18:58:31Z 2012 Успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии / В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2012. — № 1 (27). — С. 88-102. — Бібліогр.: 24 назв. — рос. 1999-7566 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/56455 553.982.061.33 На континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии имеются 89 глубоководных (205-1351 м) нефтяных и газовых месторождений с запасами 443 млн т нефти, 133,5 млн т конденсата и 4126,7 млрд м³ природного газа в песчаниках палеогенового и мезозойского возрастов на глубинах от 610 до 4727 м. На континентальних схилах Австралії та Нової Зеландії є 89 глибоководних (205-1351 м) нафтових і газових родовищ, запаси яких дорівнюють 443 млн т нафти, 133,5 млн т конденсату та 4126,7 млрд м³ природного газу в пісковиках палеогенового та мезозойського віків на глибинах від 610 до 4727 м. In the continental slopes of Australia and New Zealand, there are 89 deepwater (205-1,351 m) oil and gas fields which reserve are equal to 443 million tons of oil, 133.5 million tons of condensate, and 4,126.7 billion m³ of natural gas in sandstones of the Paleogene and Mesozoic ages at the depths from 610 to 4,727 m. ru Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України Геология и полезные ископаемые Мирового океана Полезные ископаемые Успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии Успіхи пошуків вуглеводнів на континентальних схилах Австралії та Нової Зеландії Successes of searching for hydrocarbons on the continental slopes of Australia and New Zealand Article published earlier |
| spellingShingle | Успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии Краюшкин, В.А. Клочко, В.П. Гусева, Э.Е. Масляк, В.А. Полезные ископаемые |
| title | Успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии |
| title_alt | Успіхи пошуків вуглеводнів на континентальних схилах Австралії та Нової Зеландії Successes of searching for hydrocarbons on the continental slopes of Australia and New Zealand |
| title_full | Успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии |
| title_fullStr | Успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии |
| title_full_unstemmed | Успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии |
| title_short | Успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии |
| title_sort | успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах австралии и новой зеландии |
| topic | Полезные ископаемые |
| topic_facet | Полезные ископаемые |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/56455 |
| work_keys_str_mv | AT kraûškinva uspehineftegazorazvedkinakontinentalʹnyhsklonahavstraliiinovoizelandii AT kločkovp uspehineftegazorazvedkinakontinentalʹnyhsklonahavstraliiinovoizelandii AT gusevaée uspehineftegazorazvedkinakontinentalʹnyhsklonahavstraliiinovoizelandii AT maslâkva uspehineftegazorazvedkinakontinentalʹnyhsklonahavstraliiinovoizelandii AT kraûškinva uspíhipošukívvuglevodnívnakontinentalʹnihshilahavstralíítanovoízelandíí AT kločkovp uspíhipošukívvuglevodnívnakontinentalʹnihshilahavstralíítanovoízelandíí AT gusevaée uspíhipošukívvuglevodnívnakontinentalʹnihshilahavstralíítanovoízelandíí AT maslâkva uspíhipošukívvuglevodnívnakontinentalʹnihshilahavstralíítanovoízelandíí AT kraûškinva successesofsearchingforhydrocarbonsonthecontinentalslopesofaustraliaandnewzealand AT kločkovp successesofsearchingforhydrocarbonsonthecontinentalslopesofaustraliaandnewzealand AT gusevaée successesofsearchingforhydrocarbonsonthecontinentalslopesofaustraliaandnewzealand AT maslâkva successesofsearchingforhydrocarbonsonthecontinentalslopesofaustraliaandnewzealand |