USD 64.3008

0

EUR 69.4191

0

BRENT 56.09

+0.4

AИ-92 42.43

0

AИ-95 46.28

-0.03

AИ-98 52.06

-0.02

ДТ 48.2

-0.01

Паннонский нефтегазовый бассейн

Паннонский НГБ расположен на территории Венгрии, стран входивших в состав бывшей Югославии, Румынии, Словакии, Молдавии и Австрии и приурочен к одноименной межгорной впадине, развившейся на срединном массиве допозднекаменноугольного возраста, разделившей Альпийский мегантиклинорий на две ветви - Динарскую на юго-западе и Карпатскую на северо-востоке.

На юго-востоке, где древний фундамент массива выходит на поверхность и Динариды сближаются с Южными Карпатами, впадина замыкается. На востоке, где обрамление бассейна образовано горами Апусени и Банат, границей его служит зона распространения маломощных сарматско-плиоценовых отложений, залегающих на метаморфическом фундаменте и слагающих моноклиналь, наклоненную на запад.

На северо-востоке перед Восточными Карпатами выделяется За­карпатский тыловой прогиб, отделенный от горного сооружения Вигорлат-Гутинским разломом, перекрытым эффузивным покровом.

На севере Паннонский бассейн ограничен системой молодых раз­ломов, сопровождающихся на поверхности молодыми андезитовыми покровами, а также блоками, выносящими на поверхность палеозойский фундамент бассейна в Фатранских горах и Татрах Западных Кар­пат. В остальной части граница бассейна определяется выходами на поверхность пород пермского и мезозойского возраста, перекрытых местами маломощными отложениями неогена.

В строении Паннонского НГБ принимают участие осадочные породы каменноугольного, пермского, мезозойского и кайнозойского возраста, слагающие два структурных этажа: нижний (доорогенный), образованный верхнепалеозойскими, мезозойскими и весьма неравномерно раз­витыми палеогеновыми отложениями, и верхний (орогенный) - неогеновый, начинающийся на большой части площади бассейна с гельветского яруса.

Нижний этаж имеет блоковое строение, что обусловливает неравно­мерность распределения слагающих его систем и их мощностей. Верхнепалеозойские отложения мощностью свыше 4,5 км представлены каменноугольными сланцами и известняками и пермскими красноцветными песчаниками, конгломератами, аргиллитами, известняками с включением эффузивов.

Триасовые отложения мощностью свыше 3.5 км образованы преимущественно карбонатными породами с прослоями красноцветных терригенных пород и включением диабазовых и порфиритовых тел. Юрская система характеризуется ограниченным распространением и сложена внизу угленосными терригенными породами, переходящими вверх в карбонатную толщу. Мощность юрских отложений 350-4000 м. Образования мелового возраста сложены карбонатно-терригенными порода­ми мощностью до 2100 м и разделены многочисленными перерывами. В районе Сольнока и Дебрецена в небольшом грабене верхнемеловые (и палеогеновые) отложения представлены терригенным флишем, прослоенным диабазами и андезитами.

Отложения палеогеновой системы, залегающие на различных яру­сах размытых мезозойских пород, развиты на северо-западе бассейна (Малая Венгерская впадина), на севере-в Венгерском Среднегорье (северо-восточнее Будапешта), в Закарпатском прогибе, в Дебреценс- ком грабене и в преддинаридской части бассейна. В Маловенгерской впадине, в Закарпатском прогибе и Дебреценском грабене они выражены терригенным флишем мощностью 200-1000 м. Наиболее полно палеоген (эоцен и олигоцен) представлен на севере бассейна, где мощность его свыше 1 км и сложен он внизу (эоцен) карбонатно-терригенными порода­ми с угленосными пластами в подошве, а вверху - терригенными поро­дами.

Верхний структурный этаж характеризуется максимальной мощностью 7 км. Сложен он терригенными породами плиоцена мощностью до 3 км в Большой Венгерской впадине и преимущественно терригенными породами с маломощными прослоями известняков (литотамниепых) в сарматском и тортонском ярусах и обилием вулканогенных пород (туфы, андезиты, базальты, риолиты) во всем миоценовом отделе. Терригенные бурдигальские и аквитанские (угленосные) отложения распространены ограниченно и мощность их не превышает соответственно 500 и 150 м. Для миоцена Закарпатского прогиба характерно наличие каменной соли в тортонском ярусе. Максимальная мощность миоценовых отложений установлена в Малой Венгерской внадине (до 1 км) и в Закарпатском прогибе (3 км)

Нижний структурный этаж расчленен на ряд блоков Сопровождаю­щие их разломы ориентированы в четырех основных направлениях - северо-восточном, северо-западном (динаридском), субмеридиональном (банатском) и северо-западном (восточнокарпатском). С первым на­правлением связано крупное Баконьское поднятие, выраженное Средне- венгерскими горами Бакони и Вертеш. Поднятие сложено мезозойскими породами мощностью до 3500 м. Баконьский выступ отделяет на северо- западе по разлому Раба Малую Венгерскую впадину, вытянутую в северо-восточном направлении и обрамленную на северо-западе Малы­ми Карпатами и Восточными Альпами. На значительной площади впа­дины на метаморфических породах раннегерцинского фундамента непосредственно лежат неогеновые мощностью до 6 км.

С юго-востока к Баконьскому выступу примыкает по Балатонскому разлому узкий складчатый блок Игал-Бюкк, погребенный под неогеновыми отложениями. На северо-восточном погружении блоков Ьаконь- ского и Игал-Бюкк находится неглубокая Венгерская палеогеновая впадина, выраженная также и в мезозойских отложениях, на юго- западном погружении этих блоков расположена Мурская впадина, вы­раженная в мезозойских и миоценовых отложениях.

Юго-восточнее блока Игал-Бюкк, отделяясь от него разломом Заг- реб-Кульч, располагается обширная Среднедунайская (Большая Вен­герская) впадина, или блок Тисия, с байкальским фундаментом. Впадина протягивается в субмеридиональном направлении от Украинского Закарпатья до предгорья Динарид. В ее пределах мощность неогеновых отложений не превышает 5 км. На юго-западе впадина осложнена не­сколькими небольшими выступами палеозойских и мезозойских пород в горах Мечек и Вилани. На северо-востоке на линии городов Сольнок, Дебрецен, Сату-Маре впадина осложнена глубоким Дебреценским гра­беном, вытянутым в северо-восточном направлении, заполненным дисло­цированным верхнемеловым и палеогеновым терригенным флишем и перекрытым кайнозойскими отложениями.

С юго-запада блок Тисия нарушен рядом разломов северо-запад ного (динаридского) простирания, которые в долине рек Сава и Драва образуют два протяженных (800 км) узких (до 50 км) грабена, за­полненных неогеновыми отложениями мощностью до 5 км. Северный грабен (Дравы) имеет пологий северный борт и крутой, осложненный ступенчатыми сбросами южный борт; у Савского грабена, наоборот, крутой северный и пологий южный борта. Между грабенами находится пологое поднятие с выходами фундамента в горах Папук и Фрушка.

С разломами банатского направления связано образование Банат- ского грабена, протягивающегося восточнее долины Дуная между горстообразными поднятиями Греда-Мрамороканским на востоке н Орловат-Кикиндским на западе. Несколько небольших грабенов про­слеживаются и севернее (за р. Муреш). Северо-восточнее Банатского грабена выделяется Арадский структурный нос, вытянутый в субмерн- диональном направлении. На северо-востоке НГБ разломы восточно- карпатского направления образуют систему Береговскнх горстов и гра­бенов, которыми ограничивается с юго-запада тыловой Закарпатский прогиб.

Нефтегазоносность бассейна охватывает отложения плиоценового отдела (паннонская серия), тортонского и сарматского ярусов, олиго­ценового отдела, верхнего отдела мела и триаса. В последних, а также в меловых и тортонских породах коллекторами служат известняки и доломиты, в остальных - песчаники.

Первое нефтяное месторождение Селница (Югославия) было от­крыто в 1885 г., хотя признаки нефти и колодезная добыча ее фиксировались с 1856 г. В настоящее время в бассейне выявлено 272 место­рождения, в том числе 208 нефтегазовых, конденсатногазовых и га­зовых.

Нефтегазоносны Большая Венгерская впадина, преддинаридская часть бассейна, Мурская впадина. Несколько небольших газовых место­рождений известны на северо-востоке Малой Венгерской впадины и в Закарпатском прогибе (территории Чехословакии).

В Большой Венгерской впадине сравнительно большой ареал зон газонакоплення приурочен к Дебреценскому грабену. С эродированной поверхностью дислоцированного флнша связано развитие небольших пологих (до 10°) брахиантиклинальных структур облекания. Такого же типа структуры развиты с юга и запада грабена над выступами кристаллических пород фундамента.

Дебреценский ареал зон газонакопления содержит свыше 20 пре­имущественно газовых месторождений. Пластовые сводовые залежи заключены главным образом в песчаниках нижнего плиоцена (место­рождения Хайдусобосло, Татарюлеш, Сандасолюш и др.), в меньшей степени миоцена (Хайдусобосло, Ракоцифальва) и флиша (Хайдусо­босло). На месторождении Надькереш газоносны нижнепаннонские, сарматские н палеозойские (фундамент) породы, на месторождении Бихарнадьбайом - газонефтеносны нижнепаннонские и тортонские песчаники.

Южнее Дебреценского ареала месторождения нефти концентрируются в пределах Банатского грабена, ограничивающих его горстов и Арадского структурного носа. Соответственно могут быть выделены Банатский (Притисенский) ареал зон нефтегазонакопления и Араб­ская (Тоткомлошская) зона нефтегазонакопления. В ареале месторож­дения приурочены к небольшим (8-^10 кмХ4-^5 км) брахиантиклиналям.

С ними связаны сравнительно крупные газонефтяные месторож­дения Кикинда, Кикинда-Варош (10 нефтяных и газовых залежей), газовое месторождение Мокрин, а на севере ареала наиболее крупное газонефтяное месторождение Алдье (38 продуктивных пластов в пан- нонских песчаниках на глубине 1700-2650 м). Помимо неогеновых отложений в Банатском ареале известны скопления нефти в коре выветривания фундамента (Кикинда).

В Арадской зоне выявлено свыше 15 преимущественно газовых месторождений, в том числе сравнительно крупные газонефтяные Баттония и Пустафельдвар. Брахиантиклинальные структуры месторождений образовались над пологими выступами кристаллического фундамента.

В пределах преддинаридской части бассейна (Югославия) нефтяные, в меньшей степени газовые месторождения образуют две зоны нефтегазонакопления - Савскую на юге и более крупную Дравскую на севере - приуроченные в одноименных грабенообразных впадинах. Месторождения преимущественно нефтяные, приурочены к сравнительно пологим небольшим (5-=-6 кмХ2ч-3 км) брахиантиклиналям, нарушенным продольными и поперечными небольшими разрывами. Брахиантиклинали отражают выступы кристаллического фундамента.

Пластовые сводовые, реже тектонически и литологически экранированные залежи заключены в песчаниках плиоценового возраста, в мень­шей степени - сарматского и тортонского возраста. Всего в пределах Савской и Дравской зон выявлено 52 месторождения нефти и газа, расположенных на территории Югославии. Среди них наиболее крупные Стружец, Жутнца, Клоштар-Иванич, Гойло. Все месторождения многозалежные, находятся на глубине 400-2300 м.

Сравнительно небольшой Западно-Баконьский (Северо-Мурский) ареал зон нефтегазонакопления расположен в северной части Мурской впадины. Для этого ареала зон характерно развитие пологих брахианти- клиналей, связанных с погребенными блоками, сложенными мезозойскими породами, перекрытыми субгоризонтальнозалегающими породами неогенового возраста. Наиболее типичное в этом ареале месторождение Надьлендьел (открыто в 1951 г.), на котором под неогеновыми отложениями находится пологий эрозионный выступ, сложенный поро­дами триаса и мела и рассеченный на ряд блоков. Нефтеносны доломиты триаса, мергели верхнего мела и литотамниевые известняки тортона, образующие единую массивную залежь на глубине 1900-2500 м. Нефть тяжелая (0,92-0,99 г/см3). В этом же ареале известны место­рождения с литологически экранированными залежами в паннонских песчаниках на структурных «носах» (Хахот-Эдерич, Татарюлеш).

С юга к Северо-Мурскому ареалу примыкает Надьканижский (Южно-Мурский) ареал антиклинальных зон нефтегазонакопления. Место­рождения приурочены к брахиантиклиналям с углами падения крыльев до 15°. Продуктивны ннжнепаннонские песчаники с плохо выдержан­ным составом, иногда лннзовндного строения, образующие в целом пластовые сводовые залежи. Типичным является месторождение Ловаси, на котором продуктивны пять пластов нижнепаннонской свиты в интервале глубин 1000-1600 м. Верхний пласт газоносный, остальные содержат нефть с газовой шапкой. Всего в пределах Северо-Мурского и Южно-Мурского ареалов известно 40 месторождений нефти и газа, в том числе 26 - в Южно-Мурском.

На севере бассейна может быть выделен небольшой ареал зон нефтегазонакопления, расположенный на северо-восточном погружении Игал-Бюккского блока - Бюккский (Мишкольцский). Зоны приурочены к структурам, которые обязаны своим происхождением сложнопостроен- ным блокам, состоящим из пород олигоценового возраста, несогласно перекрытых кайнозойскими отложениями. Продуктивны плотные песчаники олигоцена в тектонически экранированных ловушках (месторождения Мезекерестэш, Демьен, Федемеш и др.).

В Закарпатском ареале зон газонакопления выявлено девять сравнительно небольших газовых месторождений в краевой северо-запад­ной части Закарпатского прогиба (Словакия) с залежами в сарматских и тортонских отложениях.

Наиболее крупное среди открытых конденсатногазовое месторождение Птрукша, на котором в сарматских песчаниках содержится шесть тектонически экранированных залежей на глубине 1100-2000 м. Для газовых залежей характерно АВПД.

В Паннонском НГБ в целом установлено высокое содержание в газах углекислого газа: в 13 газовых месторождениях содержание СО2 свыше 75%.

Такие месторождения известны в Дебреценском и Южно- Мурском ареалах зон, в Малой-Венгерской впадине и др. В последней на месторождении Михайи газ содержит 97,4% СО2.

Разрез басейна характеризуется' высоким современным геотерми­ческим градиентом -65° С/км, чем и объясняется значительное раз­витие в бассейне газовых скоплений. Наиболее изучен НГБ в Большой Венгерской впадине. Самая глубокая скважина Ход-1 (Венгрия) про­бурена до глубины 5842 м.

Система Orphus