Наиболее значительными месторождениями на суше являются Кирикире (начальные запасы более 220 млн. т), Хусепин, Санта-Барбара на складчатом борту и Офисина (169 млн. т), Мата (153 млн. т), Чимире, Санта-Росе, Лас-Мерседес и другие – на платформенном. Вдоль южного края бассейна протягивается полоса насыщенных тяжелой нефтью нижнемиоценовых, олигоценовых и верхнемеловых песчаников, местами выходящими на поверхность. Это так называемый битуминозный пояс Ориноко – одно из крупнейших в мире скоплений нефти. Геологические запасы оцениваются от 70 до 170 млрд. т, но извлекаемая часть составляет не более 10%.

Морские месторождения обнаружены только в пределах складчатого борта. Нефтегазоносны отложения плейстоцена, плиоцена, миоцена и в меньшей степени олигоцена. Месторождения приурочены к крутым брахиантиклиналям, часто осложненным разломами, диапиризмом и грязевым вулканизмом. Месторождения открыты в тринидадской и венесуэльской частях залива Париа и пролива Колумба.

Нефтегазоносный бассейн Баринас-Апуре связан с одноименным предгорным прогибом в юго-западной Венесуэле и восточной Колумбии. Его обрамление представлено складчатыми сооружениями Сьерры-де-Мериды и Восточной Кордильеры, надвинутыми по разлому на складчатый борт прогиба. Платформенная граница проходит по западному склону Гвианского щита. С северо-востока и юго-запада он отделен от смежных бассейнов попе6речными поднятиями Эль-Баул и Сьерра-де-Макарена. Бассейн в основном выполнен меловыми и кайнозойскими отложениями мощностью более 8 км. На складчатом борту в основании разреза появляются маломощные континентальные образования юры и триаса. В перекрытых надвигами глубокопогруженных частях платформенного борта присутствуют неметаморфизованные пологозалегающие отложения палеозоя.

Фундаментом являются кристаллические породы докембрия. На западе, в пределах складчатого борта, в состав фундамента входят также палеозойские породы, которые здесь интенсивно метаморфизованы. В структуре бассейна различают узкий складчатый борт, для которого характерны крутые, линейные, нарушенные разрывами антиклинальные зоны и обширный платформенный склон, осложненный сбросами и пологими поднятиями. Субширотным поднятием Араука бассейн разделен на две впадины – Баринас в Венесуэле и Апуре-Льянос в Колумбии.

Первое месторождение Сильвестро в бассейне было открыто еще в 1948 г., однако интенсивное развитие нефтепоисковых работ началось лишь в 1970-х гг. Обнаружены более 20 нефтяных месторождений с залежами в песчаниках и известняках мела эоцена и олигоцена.

Наиболее крупными в венесуэльской части бассейна являются месторождения Синко (запасы – 52,0 млн. т) и Сильвестро (26,0 млн. т). Разрабатываются 14 месторождений (2003 г.).

Маракаибский нефтегазоносный бассейн находится почти целиком в пределах Венесуэлы. Небольшая юго-западная окраинная часть его заходит на территорию Колумбии. Значительная часть площади бассейна занята озером (лагуна) Маракаибо. Бассейн расположен в пределах штатов Сулия и Фалькон. Площадь венесуэльской части бассейна 74,7 тыс. км².

Несмотря на небольшие размеры, бассейн принадлежит к богатейшим в мире по запасам и добыче нефти. С запада и востока бассейн ограничен склонами горных сооружений Сьерра-де-Периха и Сьерра-де-Мерида, являющихся северными ветвями Восточной Кордильеры. На севере граница бассейна контролируется субширотным антиклинорием полуостровов Гуахира-Парагуана. Фундаментом бассейна являются кристаллические докембрийские, а местами метаморфические палеозойские породы. Осадочный чехол представлен отложениями мелового и кайнозойского возраста максимальной мощностью до 10 км на юго-востоке. Верхняя часть разреза сложена терригенной толщей неогена, олигоцена и эоцена, ниже залегают терригенно-карбонатные отложения палеоцена-мела.

В структуре бассейна различают впадины Маракайбо на юге и Венесуэльского залива на севере, разобщенные субширотным разломом Ока. Обе впадины асимметричны, с наибольшими прогибаниями по фундаменту в юго-восточных частях.

Маракайбский нефтегазоносный бассейн отличается уникальной концентрацией нефтяных скоплений. В нем выявлено более 80 преимущественно нефтяных месторождений с начальными извлекаемыми запасами 5,6 млрд. т нефти и 1,8 трлн. м³ газа (90% составляет газ, растворенный в нефти). В лагуне Маракайбо открыто более 20 месторождений с начальными извлекаемыми запасами около 4,5 млрд. т нефти и 1,2 трлн. м³ газа.

В бассейне выделяется несколько зон нефтегазонакопления. Среди них особое место принадлежит зоне Боливар-Коастал, охватывающей северо-восточную часть лагуны Маракайбо и прилегающее побережье. Эта уникальная зона приурочена к крутому северо-восточному борту впадины, где толщина осадочных пород сокращается по восстанию от 8-7 до 5-4 км. В целом зона состоит из ряда антиклинальных поднятий, выраженных в строении доолигоценовых отложений. Вышележащие породы имеют залегание, близкое к моноклинальному, и образуют лишь слабые изгибы над погребенными структурами. Широко развиты выклинивания и стратиграфические несогласия. Промышленные скопления нефти обнаружены по всему разрезу от фундамента до четвертичных. Основные продуктивные горизонты приурочены к песчаникам миоцена, эоцена и в меньшей степени к песчаникам плиоцена, олигоцена и известнякам мела.

Зона Боливар-Коастал обычно подразделяется на ряд отдельных элементов, именуемых то месторождениями, то площадями, то блоками. Главнейшими из них являются Лагунильяс (начальные извлекаемые запасы – 1 560 млн. т), Бочакеро (950 млн. т), Тиа-Хуана (630 млн. т), Кабимас (230 млн. т), Ла-Роса.

Юго-восточнее зоны Боливар-Коастал, в наземной части, располагается близкая к ней по строению и условиям залегания нефти зона нефтегазонакопления Мене-Гранде-Мотатан. Наиболее крупными в ее составе являются нефтяные месторождения Мотатан (запасы – 370 млн. т), Мене-Гранде (180 млн. т), Баруа (70 млн. т).

В лагуне к югу от зоны Боливар-Коастал обнаружено несколько месторождений антиклинального типа с залежами нефти и конденсата в песчаниках миоцена, олигоцена, эоцена, палеоцена и известняках мела. Наиболее крупными являются месторождения Лама (580 млн. т), Ламар (200 млн. т), Сентро (100 млн. т).

В наземных частях бассейна вдоль его западной, юго-восточной и северо-восточной окраины развиты зоны нефтегазонакопления, связанные с периферийными антиклиналями, вытянутыми параллельно обрамляющим складчатым сооружениям. Зоны, особенно на западе и юго-западе, имеют сложное строение, нарушены многочисленными сбросами и надвигами. К отдельным брахиантиклиналям приурочены многочисленные нефтяные месторождения с залежами в меловых и кайнозойских отложениях, а на некоторых площадях западного борта – в породах фундамента. Наиболее крупные месторождения располагаются в пределах западного борта: Ла-Пас (230 млн. т), Боскан (160 млн. т), Мара (100 млн. т).

Нефтегазоносный бассейн Бонаире-Кариако охватывает северную Венесуэлу и прилегающую акваторию Карибского моря между Береговой Кордильерой Карибских Анд и антиклинорием Подветренных островов. Осадочный чехол представлен вулканогенно-осадочными образованиями верхнего мела и терригенно-карбонатными породами кайнозоя. Толщина кайнозойских отложений колеблется от 3 до 6 км. Из них основная доля приходится на песчано-глинистые образования олигоцена и миоцена. Бассейн состоит из двух самостоятельных прогибов: Бонаире-Токуйо – на западе и Туй-Кариако – на востоке. Интенсивный разворот буровых работ в 1980-е гг. привел к открытию в бассейне 15 месторождений, большинство из которых расположены в акватории. Основные продуктивные горизонты связаны с песчаниками олигоцена и миоцена. Нефти парафинистые, с высоким содержанием серы.

Лицензионная политика. Добычу и распределение углеводородов в Венесуэле контролирует единственная государственная нефтяная компания – Petroleos de Venezuela S. A. (PdVSA). Она была создана в 1976 г. в результате проведения национализации нефтяной промышленности страны и с тех пор играет ведущую роль в государственной экономике. На ее долю приходится 80% экспортных доходов, более половины поступлений в государственный бюджет и 24,9% от ВВП. Приватизация данной компании запрещена по Конституции страны образца 1999 г.

До национализации 1976 г. нефтяные ресурсы в Венесуэле разрабатывались на основе концессий, среди владельцев которых сначала преобладали компании Великобритания, а с конца 20-х гг. – корпорации США. Общий размер доходов, которые получили в Венесуэле иностранные нефтяные корпорации с 1917 по 1975 г. (свыше $ 200 млрд.), многократно превысил соответствующие поступления государства – около $ 45 млрд. Государство постепенно ужесточало условия контрактов с иностранными компаниями. В 1959 г. правительство повысило налог на прибыль нефтяных компаний с 26% до 45%, а к началу 1970-х гг. – до 50% и выше. Стал меняться и порядок определения цен на нефть, после того как при активном участии Венесуэлы в 1960 г. была образована ОПЕК. В 1976 г. вступил в силу подписанный президентом Карлосом Пересом закон о национализации нефтяной промышленности в Венесуэле. Период концессий кончился. Деятельность иностранных фирм ограничивалась рамками сервисных контрактов и участием в разведке и разработке месторождений тяжелой нефти.

Недостаток собственных финансовых ресурсов государства на развитие нефтяной промышленности вынудил президента Рафаэля Кальдера вновь открыть в 1990 г. отрасль для иностранцев.

Допуск внешнего капитала на венесуэльский нефтегазовый рынок осуществляется по трем основным направлениям: заключение контрактов на разработку месторождений, соглашений о разделе продукции (СРП) и создание «стратегических ассоциаций».

Контракты на разработку месторождений – это в основном соглашения между PdVSA и иностранными компаниями на восстановление и эксплуатацию истощенных и малопродуктивных месторождений. В течение 1992-1997 гг. PdVSA заключила 33 сервисных контракта с такими компаниями, как Chevron, BP, Repsol YPF, Total, Petrobras, Shell, CNPC и Teikoku Oil.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8