С начала 50-ых годов в Китае бурно развиваются поисково-разведочные работы на нефть и газ на востоке и северо-востоке страны. В результате было открыто много месторождений, в том числе крупных. Главным геологическим объектом поисков месторождений нефти и газа за прошедшие десятилетия были озерно-аллювиальные («неморские») отложениях мела и кайнозоя. В результате этих открытий в Китае была создана мощная нефтяная промышленность и страна вошла в число ведущих нефтедобывающих стран мира. В 1997 г. в Китае было добыто 163 млн. т нефти. Но по мере развития реформ, осуществляемых в последние 20 лет, и интенсивного роста экономики Китай стал остро ощущать недостаток в энергетическом сырье, в первую очередь в нефти и газе. В связи с этим в начале восьмидесятых годов Правительство Китая приняло стратегическую программу развития нефтяной промышленности «Стабилизация добычи на востоке, наращивание добычи на западе». Согласно этой программе, в 1984 году возобновились прекращенные в 60−70-ые годы поисково-разведочные работы на нефть и газ в крупном Таримском осадочном бассейне. За прошедшие после этого годы был открыт ряд месторождений нефти и газа, начата добыча нефти, получен огромный по объему информации и ценный по содержанию материал по геологии, геофизике, нефтегазоносности и геохимии нафтидов этой территории. Правительство и Китайская национальная нефтяная корпорация (С1ЧРС) планируют и дальше проводить работы в Таримском бассейне. Главная их цель на ближайшую перспективу — выявление гигантских и крупных высокодебитных месторождений в морских отложениях синия и палеозоя. Для решения этой задачи необходимо системно проанализировать всю полученную информацию и, опираясь на мировой опыт поисков нефти в морских отложениях, выработать эффективную систему поисков месторождений. При этом, по мнению китайских ученых и геологов — практиков (Ван Тао, Чжан Ивэй, Ли Гоюй, Лян Диган, и др.) важно учесть опыт российской геологической школы, которой удалось открыть в древних морских отложениях на Сибирской платформе большое число гигантских и крупных месторождений. Будучи прикреплен для выполнения кандидатской диссертации к кафедре месторождений полезных ископаемых геолого-геофизического факультета Новосибирского государственного университета, автор в течение ряда лет изучал российский опыт поисков месторождений нефти и газа в докембрийских и палеозойских морских отложениях и попытался с учетом этого опыта и традиций российской школы геологии нефти и газа рассмотреть материалы по геологии и нефтегазоносности Таримского бассейна. Как уже было отмечено, китайские геологи считают такое сравнение очень полезным. Этим определяется актуальность выполненной работы.
В своей работе автор опирался на теоретические разработки российской школы геологии нефти и газа, основы которых были заложены И. М. Губкиным и развиты после Второй мировой войны в трудах А. А. Трофимука, А. А. Бакирова, Э. А. Бакирова, И. О. Брода, Н. Б. Вассоевича, В. С. Вышемирского, Ф. Г. Гурари, Г. Е. Дикенштейна, АН. Дмитриевского, Н. А. Еременко, А. Н. Золотова, М. К. Калинко, Ю. НКарогодина, А. Э. Конторовича, Н. А. Крылова, С. П. Максимова, М. М. Мандельбаума, Н. В. Мельникова, М. Ф. Мирчинка, ВДНаливкина, С. Г. Неручева, И. И. Нестерова, В. В. Самсонова, В. В. Семеновича, Б. А. Соколова, Г. Е. Рябухина, В. Е. Хаина, В. И. Шпильмана и др. крупных ученых.
Автор использовал также результаты теоретических исследований крупных китайских ученых Пань Чжунсяна, Чжу Ся, Чэнь Года, Чжан Ивэя, Ли Гоюя, Лян Дигана, Цзя Цэнцзао, Фан Пу, Гу Цзяюя, Ху Чжиана, Янь Луня, Кан Юйчжу и др., а также американских и европейских ученых Б. Вельте, Дж. Демейсона, К. Петерса, Дж. Молдована, Б. Тиссо, Дж. Ханта и др.
Целью диссертации является построение с учетом теоретических разработок и опыта научных геологических школ России и Китая модели строения и оценка перспектив нефтегазоносности Таримского нефтегазоносного бассейна, обоснование главных направлений поисков крупных месторождений.
Для достижения поставленной цели автор должен был решить следующие задачи-.
1.на основе изучения обширной китайской литературы и собственных обобщений построить и описать модель геологического строения Таримского осадочного бассейна (стратиграфия, тектоника, магматизм, история геологического развития и др.);
2.изучить имеющуюся информацию о распределении, типах и катагенезе органического вещества выделить в разрезе основные нефтегазопроизводящие толщи, установить время нахождения их в главных зонах нефтеи газообразования;
3.выделить в бассейне главные очаги и зоны нефтегазонакопления;
4. выделить в осадочном чехле региональные и зональные флюидоупоры и проницаемые комплексы, выполнить нефтегазогеологическую стратификацию осадочного чехла;
5. провести нефтегазогеологическое районирование территории бассейна, выполнить в соответствии с традициями российской геологической школы нефтегазогеологическое районирование территории бассейна, выделить нефтегазоносные области как самостоятельные объекты оценки перспектив нефтегазоносности, планирования и проведения региональных, поисковых и оценочных работ;
6.описать строение месторождений и залежей нефти и газа, выявить типы резервуаров, построить на основе классификации китайских (Пань Чжунсяна, Чжу Ся, Чжан Ивэя, Ли Гоюя и др.) и российских (И.О.Брод, Н. А. Еременко, Г. АГабриэлянц, Ф. Г. Гурари, Ю. Н. Карогодин, И. И. Нестров и др.) ученых классификацию месторождений и залежей Таримского бассейна;
7.установить главные геологические закономерности размещения месторождений нефти и газа;
8. изучить геохимию нефтей, выявить их связи с конкретными нефтепроизводящими толщами, установить характер вторичных изменений нефтей и газов в залежах;
9. выполнить оценку перспектив нефтегазоносности и сформулировать главные направления поисков крупных месторождений.
В настоящей работе автор защищает следующие положения.
1.Таримский нефтегазоносный бассейн приурочен к древней платформе, сложен отложениями синия и фанерозоя, имеет максимальную мощность отложений свыше 16 км, объем осадочного выполненения 3 964 000 км³, по строению является платформенным, гетерогенным, по объему осадочного выполнения — крупным, по мощности отложений сверхглубоким. По объему и стратиграфическому диапазону осадочного выполнения он может быть сопоставлен с такими бассейнами как Прикаспийский на Русской платформе, Енисей-Хатангский и Вилюйский на Сибирской платформе, но выгодно отличается от них большой мощностью кайнозойских (до 10 км) отложений, что должно было благоприятствовать новейшей фазе генерации углеводородов и сохранению их залежей.
2.В бассейне имеется три стратиграфических уровня локализации нефтегазопроизводящих пород с высоким начальным генерационным потенциалом: кембрий-ордовикский, карбоновый и триасово-юрский. Особенностью бассейна является наличие как морских, так и неморских нефтепроизводящих пород, среди последних развиты как аллювиально-озерные, так и озерно-болотные фации.
3.В бассейне выделены мигрирующие во времени очаги нефтегазообразования, что позволяет производить дифференцированную оценку перспектив нефтегазоносности.
4.Важной особенностью Таримского бассейна является низкий градиент катагенеза органического вещества с глубиной, что повышает перспективы нефтеносности глубокозалегающих горизонтов синия и палеозоя.
5.В Таримском бассейне выделены этажи нефтегазоносности, региональные и зональные резервуары нефти и газа, проведено разделение территории на нефтегазоносные области.
6.Нефти Таримского бассейна имеют несколько источников, подверглись сложным превращениям (катагенез, биодеградация, гипергенез) в залежах. Формирование залежей происходило в несколько этапов.
7.Ресурсы нефти и газа Таримского бассейна оценены объемно-статистическим методами, разработанными Л. М. Бурштейном, А. Э. Конторовичем, М. С. Моделевским, А. А. Растегиным, А. А. Трофимуком. Геологические ресурсы равны 42,3 млрд. тУУВ, в том числе нефти 13,5 млрд. т, растворенного в нефти газа — 2,7 трлн. м3, свободного газа — 22,7 трлн. м3, конденсата — 3,4 млрд. т.
Автор полагает, что научная новизна излагаемой ниже работы состоит в следующем:
•впервые описана комплексная модель геологического строения и нефтегазоносности Таримского бассейна;
•на основе осадочно-миграционного учения о нефтегазообразовании рассмотрены особенности накопления и катагенетического преобразования органического вещества (ОВ), выделены нефтепроизводящие свиты и очаги генерации углеводородов (УВ), зоны их преимущественной аккумуляции;
•показано, что очаги интенсивной генерации нефти мигрировали во времени по площади бассейна, что необходимо учитывать при его районировании по перспективам нефтегазоносности;
•построена типизация месторождений и залежей нефти и газа в бассейне- •рассмотрена геохимия нефтей, показано, что в бассейне можно обособить три семейства нефтей: морские (источники — кембрий, ордовик), неморские (источникитриас, юра) и смешанные (источник — карбон). При формировании залежей УВ имели место большие масштабы вертикальной миграции, залежи неоднократно переформировывались, подвергались биодеградации и гипергенезу, заполнение ловушек происходило в несколько этапов;
•с учетом опыта изучения нефтегазоносных бассейнов российскими учеными впервые проведено расчленение разреза на региональные и зональные резервуары и выполнено нефтегазогеологическое районирование территории бассейна, дана оценка нефтегазоносности отдельных областей и резервуаров;
•проведено сравнение особенностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления в Таримском бассейне и в нефтегазоносных бассейнах Сибири, показано, что по типу коллектора и условиям формирования залежи углеводородов в погребенных выступах ордовика Таримский бассейн можно сравнивать с Юрубчено-Тохомской зоной нефтегазонакопления в рифее Сибирской платформы и залежами нефти в палеозойских эрозионно-тектонических выступах в Западно-Сибирском бассейне;
•с использованием новых методик дана общая оценка ресурсов углеводородов Таримского бассейна, согласно которой он может рассматриваться как один из крупнейших нефтегазоносных бассейнов Китая.
В основу работы положены материалы по геологии и нефтегазоносности Таримского нефтегазоносного бассейна опубликованные в мировой, главным образом, китайской литературе, описание керна, материалы промыслово-геофизических исследований скважин, лабораторного изучения керного материала и пластовых флюидов, собранные автором лично и с помощью коллег в Китайской национальной нефтяной корпорации в 1996;98 гг., а также результаты тематических исследований по отдельным вопросам нефтегазовой геологии Таримского бассейна, с которыми автора любезно ознакомили друзья и коллеги в Китае. В порядке сопоставления автор использовал также личные материалы, собранные им в процессе многолетних исследований нефтегазоносных бассейнов в восточных районах Китая.
Автор оценивает практическую значимость выполненной диссертационной работы с двух точек зрения. Во-первых, в работе впервые обобщена обширная литература по геологии и нефтегазоносности Таримского нефтегазоносного бассейна на китайском языке, опубликованная главным образом после 1990 г., недоступная основной массе российских исследователей из-за языковых трудностей. Автор надеется, что это обобщение будет полезно русским ученым, имеющим большой опыт изучения нефтегазоносности древних платформ. Во-вторых, собранная и систематизированная китайскими геологами и геофизиками обширная информация о строении Таримского бассейна впервые проанализирована с учетом опыта российской научной школы в области геологии нефти и газа. Автору будет приятно, если такой анализ окажется полезным катайским ученым и геологам, изучающим Таримский бассейн.
Основные положения диссертации автор докладывал на конференции, посвященной 120-летнему юбилею Томского государственного университета «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири» (Томск, 1998) и на Втором Международном металлогеническом совещании «Металлогения, нефтегазоносность и геодинамика Северо-Азиатского кратона и «эрогенных поясов его обрамления» (Иркутск, 1998), на семинарах в ИГНГ СО РАН. По теме диссертации опубликовано 5 работ.
Диссертация выполнена в Институте геологии нефти и газа СО РАН и на кафедре месторождений полезных ископаемых Новосибирского госуниверситета под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора, академика А. Э. Конторовича. Автор был направлен в Россию для продолжения образования и изучения опыта российских геологов замечательными китайскими учеными и геологами, профессорами Чжан Ивэем, Ли Гоюем., Ли Сюшэном, Тун Чжаоци.
В процессе работы над диссертацией автор постоянно пользовался консультациями и отеческой поддержкой д.г.-м.н. А. К. Башарина, Г. С. Фрадкина, к.г.-м.н. С. Ю. Беляева, Л. М. Бурштейна. В Китае автор широко пользовался советами профессоров Чжан Ивэя, Ли Гоюя, Лян Дигана, Цзя Цэнцзао и У Банхой, в России — Л. В. Алабина, Н. А. Берзина, Л. С. Борисовой, В. С. Вышемирского, В. ПДаниловой, НП. Запивалова, В. АЗахарова, Ю. Н. Карогодина, В. А. Каштанова, М. А. Левчука, В. Н. Меленевского, В. И. Москвина, А. Н. Фомина, Е. М. Хабарова. Помощь в редактировании и оформлении работы оказали А. Э. Башарин и С. Ю. Беляев, в подготовке графики — В. П. Волкова и О. Г. Васильева.
Всем перечисленным специалистам автор глубоко благодарен.
С особым чувством автор благодарит своего учителя и научного руководителя доктора г-м. наук, профессора, академика А. Э. Конторовича. Без его поддержки, постоянного внимания и требовательности автор не смог бы завершить работу в намеченные сроки.
1. История нефтегазопоисковых работ и современное состояние геологогеофизической изученности.
Геологические исследования в Таримском бассейне начались более 100 лет назад, но плановое изучение геологии и нефтегазоносности было развернуто только после основания КНР. В истории нефтепоисковых и геологических работ выделяется четыре периода.
1) В первом периоде (1951;1958 гг.) Советским объединением «Аэрогеология» были выполнены региональная геологическая съемка масштаба 1:200 000, структурно-геологическое картирование масштаба 1:50 000 и 1:25 000, грави-, магнитои электроразведка по профилям, расстояние между которыми составляло 5 км в Кашгарской депрессии и Кучайском прогибе на юго-западе и севере Таримского бассейна. В 1953 -1955 гг. было проведено первое глубокое бурение на выявленных структурах, но промышленные притоки нефти или газа не были открыты. В 1957;1958 гг. была проведена общая гравии магниторазведка на западном и восточном берегах реки Хэтянь на площади 370 000 км², а в 1959 году и на площади Лобнор (восточная часть Синьцзяна).
В 1958 году было открыто первое в Таримском бассейне нефтяное месторождение Ицикэликэ в Кучайском прогибе. Залежи обнаружены в юрских образованиях кэцзылэнурской свиты.
За этот период было пробурено 16 скважин (всего пройдено 18 450м). Перечень выполненных работ приведен в табл. 1.
Табл. 1. Основные поисково-разведочные работы на нефть и газ на Таримской платформе за период 1951 — 1958 гг.
Работы Изучено разрезов (м) Количест. образцов Площадь изученной территории (км2) Изучено профилей (км) Пробуренные скважины Метраж (м).
Геологическое Картирование Мелкомасшт абное 20 046 18 000 72 691.
Среднемасш табное 206 970 7134 35 033.
Детальное 390 370 40 488.
Грави-магнитная съемка 1/500 000 -1/1 000 000 431 970 32 264.
1/200 000 28 600 13 181 всего 460 570 45 445.
Электроразведка 11 000 1976.
Сейсморазведка 3100 510.
Бурение 16 18 450.
II) В начале второго периода (1959;1977 гг.), в 1959;1961гг. была проведена гравии магниторазведка по профилям на площади Лобнор и детальная грави-, магниторазведка и электроразведка в Кучайском прогибе и на Северо-Таримском поднятии. Полевые работы проходили на южном склоне Куруктагского хребта и северных склонах Алтынтагского и Куньлуньского хребтов. В Кашгарском и Кучайском районах были проведены детальные геологические работы. В эти годы было пробурено 15 скважин на локальных структурах в Кашгарском и Кучайском районах. Начиная с 1962 и до конца шестидесятых годов разведочные работы продолжались в разных объемах в нескольких районах.
В 1970 году начались сейсморазведочные работы на площадях Бачу-Кашгар-Шачэ и Юйтянь-Ечэн. На 15 локальных структурах, подтвержденных сейсморазведкой, было пробурено 39 скважин, в том числе 12 скважин в Кучайском прогибе, 25 — в юго-западных районах и 2 скважины — на Бачуском Высоком поднятии. Но только в 1977 году был получен фонтан конденсата из параметрической скважины Кэцань-1, заложенной на основании данных сейсморазведки и электроразведки. Это событие ознаменовало определенный этап в истории поисков и разведки на нефть и газ в Таримском бассейне. Все выполненные за этот периоде работы показаны в табл. 2.
Табл. 2. Основные поисково-разведочные работы на нефть и газ на Таримской платформе за период 1959 — 1977 гг.
Работы Изучено разрезов (м) Количест. образцов Площадь изученной территории (км2) Изучено профилей (км) пробуренные скважины Метраж (м).
Геологическое Картирование Мелкомасштабное 78 112 11 381 42 576.
Среднемасш табное 631 160 7840 18 611.
Детальное 174 508 608 1800.
Грави-магнитная съемка Обзорная 74 000 7674.
Детальная 45 743 22 498.
Электроразведка 5222 3646.
Сейсморазведка Обзорная 61 970 6259.
Детальная 10 000 1448.
Бурение 85 128 348.
На основе гравии магниторазведочных, в том числе аэромагнитных, материалов в 1960 году Цзинь Янлянь определил границы Таримской платформы, выделил и систематически описал ее основные структурные элементы.
В 1966 году Сэн Лисюнь и Чжэн Дэсэнь, в связи с большим количеством нефтегазопроявлений в отложениях карбона и перми в Кельпинском районе, исследовали нефтепроизводящий потенциал этих пород, и выяснили, что наиболее перспективные породы этого возраста находятся в западной части бассейна.
Глубокое бурение способствовало пониманию геологии и структуры Таримской платформы, детализации стратиграфической схемы внутренней части бассейна, расширению территории, перспективной для поисков и разведки на нефть и газ.
III) С 1978 года во внутренних частях бассейна ведется большой объем сейсморазведочных работ. Интенсивность их особенно возросла в 1983 году, когда были организованы две американские и одна китайская сейсморазведочная бригады, использовавшие американское оборудование. На основании полученных данных подтвержден ряд структур разных порядков.
В этом периоде (1978;1984 гг.) на некоторых локальных структурах был пробурен ряд скважин, в которых обнаружены нефтегазовые проявления, но промышленные притоки получены только в 1984 году из параметрической скважины Шацань-1 на Северо-Таримском поднятии с глубины 5391,18 м. Бурением этой скважины было практически открыто нефтегазовое месторождение Якэла, ставшее первым во внутренней части платформы. Ранее месторождения и нефтегазопроявления были выявлены только в краевых предгорных депрессиях. Нефть в этой скважине приурочена к ордовикским отложениям, из которых до этого не было промышленных притоков, это расширило стратиграфический диапазон поисков и разведки на нефть и газ в Таримском бассейне.
В течение этого периода пробурено 58 скважин (пройдено 210 585 м), открыто одно нефтегазовое месторождение. Все выполненные работы за этот период работы, перечислены показаны в табл. 3.
Табл. 3. Основные поисково-разведочные работы на нефть и газ на Таримской платформе за период 1978 — 1984 гг.
Исследования Изучено разрезов (м) Количест. образцов Площадь изученной территории (кмг) Изучено профилей (км) Пробуренные скважины Метраж (м).
Геологические детальные 33 068 697 ЗОИ.
Гравиметрические обзорные 43 841 16 575.
Аэромагнитные (1/200 000) 298 000 157 218.
Космическая и аэрофотосъемка 300 000 159 409.
Сейсмические обзорные 190 260 15 412.
Бурение Поисковое 40 141 400.
Разведочное 18 69 185.
Всего 58 210 585.
IV) Четвертый период начался в 1985 году, когда почти все поисково-разведочные работы были сосредоточены на площадях Северо-Таримского поднятия и Северного прогиба. За период до 1990 года выполнены сейсморазведка 2 В объемом 44 368 м и 30 ч л.
1044 км, высокоточная аэромагниторазведка на площади 300 000 км в восточной части бассейна, геохимическая разведка на площади 1700 км² в районах Инмайли и Луньнань и геологическая съемка в периферических частях Тармиской платформы.
За это время на 19 структурах было пробурено 33 разведочных и 12 оценочных скважин с общей проходкой 296 361 погонных метров, отобрано 5693 м керна. 8 структур оказались перспективными, что подтверждено 15 скважинами, давшими промышленные притоки нефти и (или) газа. В 1987 году были получены промышленные притоки нефти из отложений триаса в скважине Луньнань-1, в 1988 году — мощные притоки нефти и газа из терригенных отложений триаса и юры в скважине Луньнань-2, в 1989 году — притоки нефти и (или) газа из карбонатных отложений ордовика в скважинах Инмай-1, Луньнань-8 и Тачжун-1, в 1990 году — притоки нефти и газа из отложений триаса, карбона и ордовика в скважине Луньнань-14, притоки нефти из отложений ордовика в скважине Инмай-7, притоки нефти из кварцевых песчаников карбона в скважине Дунхэ-1, в 1991 годупритоки нефти и газа из триасовых песчаников в скважине Луньнань-57, и из меловых отложений в скважине Инмай-9.
Несмотря на огромный объем уже проведенных разными методами исследований чехла Таримской платформы, и уже полученные результаты, выразившиеся в открытии ряда месторождений нефти и газа, поиски и разведка на нефть и газ в Таримском бассейне в настоящее время еще находятся на начальном этапе. До конца 1990 года сейсморазведка 2 В выполнена в объеме 79 570 м, т. е. 0,14 км на каждый квадратный километр. Пробурены 204 скважины с проходкой 657 960 м (половина этих скважин была пробурена в первом и втором периодах), т. е. 1,17 м на каждый квадратный километр, одна скважина на 2760.
•у км. До сих пор все поисково-разведочные работы проводились с целью открытия структурных ловушек. Работа по поискам и разведке стратиграфических и литологических залежей еще не начата. Все, сказанное выше, свидетельствует, что предстоит еще огромная работа по изучению геологического строения и выяснению перспектив нефтегазоносности Таримской платформы.
2. Стратиграфия.
Вначале отметим, что на территории Таримской платформы, в общепринятых ее границах, за исключением краевых выступов, на поверхности не обнажены ни докембрийские, ни палеозойские ни даже мезозойские образования. Сведения о них на территории платформы получены только по керну не очень многочисленных скважин и по геофизическим данным тоже не очень обильных. Естественные обнажения сосредоточены в обрамляющих платформу складчатых сооружениях и в четырех краевых выступах, которые включены в состав платформы.
Изучение стратиграфии в естественных обнажениях на территориях обрамляющих платформу складчатых поясов и краевых выступов началось более 100 лет назад. С заложением в 70-ых годах первых скважин, связанных с поисками и разведкой на нефть и газ в предгорных депрессиях постепенно накапливаются сведения о стратиграфии региона в целом и отдельных частей платформы на юго-западе и севере. Систематическое исследование стратиграфии Таримской платформы, особенно ее внутренних частей, стало возможным только с 80-ых годов двадцатого столетия, что связано с развертыванием работ по поиску и разведке на нефть и газ на территории всего осадочного бассейна. В последнее десятилетие, с целью выяснения стратиграфии, структуры и нефтегазоносности во внутренних его частях пробурено более 100 разведочных скважин и проведены сейсмические работы. В результате получено много ценных материалов, углублены знания различных аспектов геологии, в том числе и стратиграфии.
Все эти годы, особенно в последнее десятилетие, вопросами стратиграфии занимались Цзя Чэнцзао, Юнь Тяньшоу, Кан Юйчжу, Гу Цзяюй, Чжан Цзэнмин, Бай Юйлэй, Ван Жэньдэ, Гао Чзе, Лю Ваньсян, Чжан Гуйчжи, Чжао Чжисинь, Чжоу Лу, Яо Хойцзюнь и многие другие китайские геологии. Результаты их исследований опубликованы в большом количестве статей, в виде геологических карт и монографий (Sun Dazhong et al., 1985; Atlas., 1985; Yianping Li et al., 1991; Сборник., 1992; Тектоническая., 1995; Нефтяная., 1996 и др.).
Крупное обобщение результатов исследований по стратиграфии Таримской платформы за последние годы сделали сотрудники Бюро по геологии и полезным ископаемым Синьцзян-Уйгурского автономного района (Regional., 1993).
Кроме того, стратиграфией Таримского бассейна и сопредельных территорий занимались и геологи других стран: Белов и др., 1985; Брежнев, 1991;. Брежнев, Раабен, 1992, 1993; Хоментовский, 1996; Brookfield, 1994 и многие другиевсе они внесли существенный вклад в разработку ее основ.
При описании стратиграфии Таримской платформы использованы результаты исследований поименованных выше геологов, за что автор выражает им искреннюю благодарность.
В пределах Таримской платформы, но главным образом в обрамляющих ее складчатых сооружениях, установлены отложения от архея до четвертичного возраста. Отложения архея, нижнего, среднего и верхнего (до синийского рубежа в 850 млн. лет) протерозоя, образующих, по мнению большинства геологов, многоэтажный фундамент Таримской платформы в настоящее время как неперспективные на нефть и газ, не привлекают внимания. Поэтому нет надобности в описании их стратиграфии. Большее внимание уделим здесь стратиграфии отложений осадочного чехла, начинающегося нижнесинийскими и заканчивающегося миоцен-плиоценовыми толщами.
На рис. 1 изображена сводная стратиграфическая колонка, соответствующая обобщенному разрезу отложений, сохранившихся до настоящего времени в пределах Таримского кратона. Из этой колонки видно, что разрез осадочного чехла имеет исключительно большую мощность, достигающую местами 15 и более км и большой полнотой. На рис. 2 изображена корреляционная таблица, на которой приведены названия свит и серий в главных структурных элементах чехла Таримской платформы.
Ниже дадим краткое описание разреза и охарактеризуем поведение литологических фаций на территории Таримского бассейна.
2.1. Синийская система.
Синийские отложения в естественных обнажениях известны только в Тянь-Шаньском складчатом обрамлении, на выступах (рис. 3) и единичными скважинами вскрыты в пределах Таримской платформы.
По традиции синий разделен на верхний и нижний. Нижний синий на Таримской платформе распространен, видимо, ограниченно. Так, в обнажениях на периферии бассейна отложения нижнего синия обнаружены только на Куруктагском и Тикеликтагском выступах. Во внутренних частях бассейна они существуют, видимо, только в восточной части платформы, севернее Восточного Низкого поднятия (рис. 3). Верхний синий обнаружен на всех четырех выступах в краевых частях платформы и, по сейсмическим данным, широко распространен во внутренней части платформы.
В традиционном плане синийские отложения описываются как продукт пассивных окраин, сформирововшихся по периферии древнего Таримского кратона. Но присутствие в разрезе магматических пород кислого и основного состава, сходных с рифтогенными комплексами, заставляет многих исследователей предполагать наличие крупных рифтов (авлакогенов), осложняющих эту пассивную окраину. Это особенно касается нижнего синия.
Нижний синий в естественных обнажениях, по данным бурения и геофизическим материалам предполагается только в северном, но наиболее широко в северо-восточном обрамлении Таримского кратона. Возможно, отложения этого возраста формировались здесь в широком протяженном троге, ориентированном в северо-западном направлении и протягивающемся от Казахстана до северного обрамления Южно-Китайской платформы.
Возраст й.
Серые коигломершы с прослоями и есчаннковчередование серых песчаников, алеаролнпя и жшггочжрых аргиллитов.
N1 к:
Jз.
2 0: Рз о. га—.
С,.
Э 03.
§ 2,.
ЩИ!
В предгорных Прогибах — конгломераты с горизонтами песчаниковво внутренней части бассейна — чередование серых песчаников и бурых аргиллитов, внизу разреза — преимущественно песчаники.
В верхней часта — чередование буровато-красных и бурых алевро^ лкгов и аргиллитовв средней часта — буровато-красные песчаники с прослоями аргиллитов, на Северо-Таримском поднятии, в Кучайском прогибе и Кашгарском районе — темно-серые аргиллита с прослоями бурых песчаников и алевролитовв нижней части разрезабуро-красные лесчашоси" алевролиты и аргиллит, в подошвепесчаники и конгломераты.
На окраинном западе бассейна" гипсы, темно^ерые аргиллиты, ор-гакногенные известняки, прослои доломитовв остальных областях — бурые конгломераты, гравелит, песчаники* алевролиты, аргиллиты и аюилритовые аргиллиты с прослоями зеленых тесчанистых аргиллитов.
На окраинном западе бассейна — снетло-зеленые ювеепшкн. темной Серые аргиллиты, буровато-красные аргиллиты, серые долошгты и гипсыв остальных областях — песчаники и конгломераты буровато-красного и темно-серого цвета. ^.
Буровато-красные конгломерат и песчаники с прослоями бурых аргиллитов.
В верхней часта — буровато-красные гравелиты и конгломератыи средней и нижней частях — вишневые аргиллита горизонтами зеленоватого щигта.
Серией темно-серые песчанистые аргиллиты, глинистые алевролиты с прослоями углистых аргшмитов и светло-серых песчаников, линэовидными слойками гравелитов и конгломератов, пластами углей.
Сз * — * - а —;
С2 тГт-ГгП-: в) .т. 55.
Цитологические характеристики а.
В верхней и средней частях — свсгло-серые песчаники с прослоями серых песчанистых аргиллитов и пластами юпкокачественны* углейв нижней — светло-серые полимиктовые гравелит н конг-(тояюраты с прослоями песчанистых аргиллитов и углей. и верхней части — светлосерые кварцевые гравелиты, песчаники и глинистые алевролюы, темно-серые аргиллит и пласпл углей-. средней-серо-зеленые аргиллиты, песчаники, гравелит, конгломероты, с прослоями мергелейв нижней — темно-серые углистые аргиллиты, серо-зеленые гравелит и конгломерат о 5 2 Й.
ЧХ ф о чао"'.
В верхах — светло-фиолетовые гравелит и конгломераты, серо-зеленые конгломераты с прослоя"01 песчаниковв нижней части — светлые красные песчаники и конгломераты, пестро-цветные аргиллит, серые известняки, алевролиты. азацыи, риилкгыбурые аргиллиты, песчаникисерые швеязыки пифогенными известнякамиСурне аргиллиты и песчаникисерые аргиллит. ерые органокластическме и рнфогеипые известняки, аргиллит.
Серые аргиллит с прослоями серых известняков и буроватых песчаников. ерые. оуроватые арпсиппи, нссчанксяыс аргиллиты с прослоями: ерых известняков и оуроиотых песчаниковв подошве — светлые кварцевые песчаники и коигломериш.
Пуровато-красные и б>рые гравел"гты. конгломерат, песчаники.
В верхней и средней частях — буровато-красные аргиллиты с мало мощными прослоями серо-зеленых алевролитовв южней-светлые кварцевые песчаники с прослоями буроватых аргиллитов.
Желто-зеленые кварцевые песчшаоси, алевролиты, аргиллит, нес-инистые аргиллиты с прослоями бурых мелко-зеркисты> песчаниковв подошве — маломощные конгломерат.
На западе бассейна — темные аргнклитна востоке — серые конгло мероты, гравелиты, песчаники, иеечанисшсарпшнт и аргшлнт западе бассейна — серые оргшюкластические известняки, красно-Цветные аргиллиты и известнякина востоке — серые мергели, < прослоями аргиллитов, серые граувокки, алевролиты, аргиллиты, с обломочными известняками.
На западе бассейна — серые известняки. На востоке: в верхней част серые арпишггы, алевролтыв средней части — черные крем-кисте породы и аргиллитв нижней част — серые известят.
На западе бассейнасерые доломиты, водорослевые доломитына востоке — серые и микритовые известняки с прослоями известко-вистых аргиллитов и аргиллитов, серые брекчиевндные ибпомочиые и микритовые известняки, аргагигт.
В№ 1.
Й^^ЖЗ? бассейка — антилрттэвие аргихнпи, известняки с поос-10ЯМИ кремиисшх пород. иаТистжс — «микритовые иэвейняки «а мшде — серые и белые долошгшна востокеитвесткжи кремнистые породы и зффущвц.
1 кроиле ра гретасерые доломитв верхней части пестрые лед-иковые отложения, темжкерые аргиллит: в средней и щгжно частях — мер*елп, («чрие песчаишси. комгломероти.
Чередование пестрых ледниковых отложений. бурых песчашосов равежгтон и конгломератов.
Рундамеиг метаморфические юроды (степень метаморфизма < чсленослониеной до грапулитоной).
Обстановки седиментации Ц
2 о о. О.
О ¦н-н 6.
О* *.
V > о ^ п §.
55 ф с к ® %%.
I? ^ А.
Рис. 1. Сводный геологический разрез чехла Таримской платформы.
РИС.
2. Корреляция местных стратиграфических шкал (по Цзя Чэнцзао и др., 1992).
Atlas., 1985; Brookfield, 1994; Xiao Xuchang e.a., 1994 и др.). Именно в этом троге, большая часть которого располагалась, по-видимому, вне территории современной Таримской платформы, сохранились наиболее мощные и полные разрезы не только нижнего, но и верхнего синия (рис. 4). Достаточно быстро нижнесинийские отложения выклиниваются на юге, уже на территории Таримской платформы, а верхнесинийские становятся маломощными. Из их разрезов исчезают тиллиты и магматические образования.
Нижнесинийский разрез (см. рис.2) на Куруктагском выступе состоит из трех свит (снизу вверх): бэйисийской свиты (640−1670 м) сложенной базальтами, трахитами, андезитами и фельзитами с прослоями тиллитовалэтунгоуской свиты (24−760 м), которая в низах разреза представлена ледниковыми конгломератами, а в верхах — доломитами, известняками, песчаниками и аргиллитами. По всему разрезу присутствуют горизонты трахибазальтов, кварцевых порфировтэруйайкэньской свиты (348−1845 м), состоящей из двух пачек: нижней, представленной темно-серыми и зелено-серыми аргиллитами, и верхней, сложенной желто-зелеными или серыми полевошпатовыми песчаниками. В разрезе этой свиты часто встречаются ледниковые отложения.
Верхний синий известен в Куруктагском и Кельпинском выступах. В Куруктагском выступе в его составе выделяются юйкэньгоуская свита (204 м), сложенная зелеными, темно-серыми полевошпатово-кварцевыми и полевошпатовыми песчаниками, с прослоями алевритистых аргиллитов и, реже, песчанистых известняков с горизонтами вулканитовшуйцяньская свита (204 м) серых водрослево-обломочных доломитов с пролоями алевритистых аргиллитовханьгэрцяокэская свита (24−647 м), представленная пестроцветными ледниковыми конгломератами и рассланцованными аргиллитами.
На территории Кельпинского выступа в верхнесинийском разрезе выделяются две свиты: сугайтэбулакэская свита (552 м) по составу пород подразделяющаяся на нижнюю пачку, представленную чередованием фиолетово-красных и буровато-серых алевропесчаников, серо-фиолетовых сланцев и серо-зеленых диабазов. Характерными в основании этой части разреза являются фиолето-красные конгломераты. Верхняя пачка сложена серо-желтыми и зеленовато-серыми алевритистыми аргиллитами, сланцами, мелкозернистыми доломитистыми песчаниками с прослоями конгломератов. В кровле разреза залегают известняковые доломиты. Выше сугайтэбулакэской залегает цигэбулакэская свита (178 м), представленная светло-серыми и белыми доломитами, водорослевыми доломитами.
А В С О.
Улутау Каратау Кельпин Куруктаг.
Рис. 4. Области распространения и стратиграфические колонки ледниковых образований синия (по ВгоокйеЫ, 1994).
Отложения: 1 — континентальные," 2 — шельфовые, 3 — 6ассеиновые, ~4 -диамиктиты.
В составе синайских образований собраны и изучены обильные микрофитолиты, позволившие уточнить возраст этих отложений.
Предсинийское время знаменуется деформационными, магматическими и метаморфическими процессами, нарушившими горизонтально-слоистые окраиннократонные и интракратонные вулканогенно-осадочные толщи среднего и верхнего протерозоя. В результате воздымания консолидировавшейся области Таримского кратона, по-видимому, гипсометрически не очень значительно, и последующей выравнивающей денудации, четко обозначилась синийская трансгрессия. В раннем синии она затронула, по-видимому, только локальные районы преимущественно на севере. По имеющимся данным, в составе нижнесинийских отложений преобладают или субаквальные или субконтинентальные обстановки с широким развитием гляциальных обстановок.
В позднем синии в обстановках осадконакопления на территории Таримского региона уже преобладают морские. Только на востоке (рис. 5) сохранились фации аллювиальных равнин с субконтинентальным, возможно, озерным осадконакоплением. На остальной территории преобладают мелководнои глубоководно-шельфовые обстановки. Имеющийся материал позволяет предполагать, что обстановки глубокого шельфа сформировались преимущественно по северной периферии Таримского массива в области современных складчатых систем. Только на северо-востоке они прослеживаются к югу на территорию уже Таримской платформы.
Заключение
.
Выполненный в работе анализ геологического строения и нефегазоносности Таримского нефтеназоносного бассейна позволил сделать следующие главные выводы:
1. В течение верхнего протерозоя (синия) и фанерозоя Таримский осадочный бассейн развивался как инракратонный бассейн.
Фундамент Таримской платформы сложен метаморфическими комплексами от архея до верхнего протерозоя (исключая синий) включительно. В разных частях территории возраст фундамента не одинаков. Есть точка зрения, что на юге фундамент сложен глубокометаморфизованными породами архея, а на севере — средне и слабометаморфизованными породами протерозоя. Со времени распада Пангеи-1 (по В.Е.Хаину) началась история формирования чехла будущей Таримской платформы, или история зарождения и развития Таримского нефтегазоносного бассейна.
2. Вулканогенно-осадочный чехол Таримской нефтегазоносного бассейна сложен отложениями от синия до четвертичного возраста включительно. Максимальная мощность чехла в Маньцзярской депрессии достигает 16 000 м. По мощности осадочного чехла и сложной истории геологического развития на других древних платформах Таримский бассейн можно сравнивать только с уникальным Прикаспийским бассейнов в северной Евразии на территории России и Казахстана.
3. По истории осадконакопления и литологическому составу вулканогенно-осадочный чехол Таримского нефтегазоносного бассейна делится на три комплекса. В нижний входят морские образования от синия до ордовикав средний — прибрежно-морские переслаивающиеся с континентальными формации от силура до пермив верхний — континентальные мезозойско-кайнозойские отложения.
3. В вулканогенно-осадочном чехле определен ряд стратиграфических перерывов и локально угловых несогласий: предсилурийский, предкаменноугольный, предпермский, скользящий во времени от начала до конца верхней перми, предюрский и предпалеогеновый. Эти перерывы в осадконакоплении, особенно предсилурийский, предкаменоугольный и предпермский сыграли огромную роль в формировании каверново-трещинных резервуаров в отложениях ордовика и являются одним из ведущих факторов, определивших современное размещение залежей нефти и газа в таримском бассейне.
4. В современной структуре осадочного чехла платформы выделены крупные структуры — региональные поднятия, прогибы и краевые выступы, осложненные тектоническими элементами второго и более высокого порядков.
Наряду с крупными пликативными элементами, на территории Таримской платформы отмечены многочисленные и разновозрастные дизъюнктивные дислокации, которые разделены на краевые и внутриплатформенные. Особое место среди глубинных разломов занимают краевые швы, большинство из которых (Алтынтаг, Синди и др.) имеют сдвиговую составляющую.
5. В соответствии с традициями и опытом российской геологической школы (А.А.Бакиров, Э. А. Бакиров, Ф. Г. Гурари, М. К. Калинко, Ю. Н. Карогодин, А. Э. Конторович, Н. В. Мельников, И. И. Нестеров, А. А. Трофимук и др.) в вулканогенно-осадочном чехле Таримского бассейна автором выделены два нефтегазоносных этажа (мегарезервуара): синийско-палеозойский и мезозойско-кайнозойский, а в их составе региональные резервуары. Каждый резервуар образован проницаемым комплексом и перекрывающим его флюидоупором. В синийско-палеозойском мегарезервуаре выделены три региональных резервуара — синийско-кембрийский, ордовикский и силур-пемский. В мезозойско-кайнозойском мегарезервуаре выделены четыре региональных резервуаратриасовый, юрский, меловой и неогеновый.
Флюидоупорами для синийско-нижнепалеозойских резервуаров служат преимущественно плотные известняки и аргиллиты ордовика и вышележащие глинисто-аргиллитовые породы, для средне-верхнепалеозойских — глинисто-аргиллитовые карбона, перми, триаса и юры, и соленосные горизонты верхнего карбона, а для мезозойско-кайнозойских — глинистые и соленосные горизонты неогена.
6. При изучении истории нефтегазообразования в Таримском бассейне автор опирался на исследования крупных российских, китайских и западных геологов и геохимиков Н. Б. Вассоевича, А. Э. Конторовича, Лян Дегана, С. Г. Неручева, Б. А. Соколова, Б. Тиссо, Фан Пу, Дж. Ханта и др.
В осадочном чехле Таримского нефтегазоносного бассейна выделены три главных комплекса нефтегазопроизводящих пород: кембрийско-ордовикский, каменоугольный и триас-юрский. Первый представлен сапропелевым органическим веществом, второй смешанным — гумусово-сапропелевым и сапропелево-гумусовым и третий гумусовым.
На большей части бассейна кембрий-ордовикский комплекс находится в зоне глубинного газообразования, карбоновый — в главной зоне нефтеобразования и в зоне глубинного газообразования и триас-юрский — в зоне главного образования, там где он погружен на значительные глубины. Анализ показал, что глубинная зональность катагенеза в Таримском бассейне необычная — даже на глубине 4,5 — 5,0 км породы еще не вышли из главной зоны нефтеобразования. Это позволяет предполагать небольшой тепловой поток из фундамента пплатформы в течение всей фанерозойской ее истории.
7. Изучение геохимии нефтей Таримского бассейна позволяет выделить среди них два главных семейства — семейство морских нефтей, источником которых являются нефтегазопроизводящие породы кембрия и ордовика и семейство смешанных и континентальных нефтей, источником которых являются нефтегазопроизводящие породы карбона, триаса и юры.
8. Залежи нефти формировались в Таримском бассейне начиная с ордовика. Нефтегазообразование многократно прекращалось и затем при полседующие накоплении осадков возобновлялась. Тяжелые, сернистые нефти в отложениях ордовика, залегающие в настоящее время на глубинах больше 5 км, подверглись гипрегенным изменения во время предсилурийского, а возможно и более поздних перерывов в осадконакоплении. В бассейцне зафиксированы биодеградированные нефти. Наличие в одной ловушке смеси биодеградированной и «неизмененной» нефти позволяет автору вслед за Лян Деганом считать, что после поступления первой порции нефти она подверглась биодеградации, а в дальнейшем в это ловушку поступали новые порции нефти.
Залежи нефти в погребенных выступах имеют сложную природу, в них по геохимическим данным предполагается как сингенетичные, так и вторичные, мигрировавшие из более молодых отложений нефти. По этим особенностям формирования залежи нефти в погребенных выступах Таримского бассейна подобны залежам в протерозое бассейна Бохайского залива (Ли Го Юй и др.) и залежам в палеозойских выступах Западно-Сибирского бассейна, перекрытых юрскими нефтепроизводящими породами (В.С.Вышемирский, Н. П. Запивалов, А. Э. Конторович, В. С. Сурков, А. А. Трофимук и др.).
9. Коллекторские свойства в выявленных и прогнозируемых резервуарах вполне удовлетворительные. Коллектора с высокими фильтрационно-емкостными свойствами на глубинах 4,0−6,0 км распространены достаточно широко, хотя качество их существенно различно в разновозрастных толщах.
В нижнепалеозойских резервуарах из-за древнего возраста, больших глубин и интенсивности вторичных процессов параметры коллекторов весьма умеренные. В обломочных породах первичная пористость почти отсутствует, а вторичные поры и трещиноватость развиты слабосоответственно общая пористость пород терригенных резервуаров низкая, хотя в отдельных пластах на локальных площадях обнаружены эффективные коллектора. Основные коллектора в этом комплексе связаны с карбонатными породами. В них преобладает вторичная пористость (3−4%), в зоне выветривания достигающая 24%.
В среднеи верхнепалеозойских резервуарах фильтрационно-емкостные свойства обломочных пород предопределены, главным образом, палеогеографическими условиями их седиментации. Например, установлено, что девонские прибрежно-морские отложения характеризуются лучшими коллекторскими свойствами (пористость до 18%) по сравнению с одновозрастными толщами в зоне литорали (12%). Трещиноватые коллектора отмечены в девонских известняках (5−7%) и кварцевых мелкозернистых песчаниках на глубинах около 6000 м (до 15%) — в эффузивных коллекторах нижней перми интенсивно развиты трещины, которые могли служить удовлетворительными коллекторами.
В мезозойско-кайнозойском комплексе хорошие коллектора с высокой пористостью и проницаемостью представлены песчаниками значительной мощности. Например, на Цзилакэском газовом месторождении триасовые песчаники на глубине 4300 м имеет среднюю пористость 24%, нефтеносные песчаники на Луньнанском месторождении на глубине 4500 м — 20%, меловые песчаники на Инмайлиской структуре -22%.
10. Анализ размещения в разрезе Таримского бассейна нефтегазопроизводящих толщ, региональных и зональных флюидоупоров и проницаемых комплексов, учет пликативной и дизъюнктивной тектоники бассейна позволил провести нефтегазогеологическое районирование бассейна.
В пределах Таримской нефтегазоносной провинции автором по налогии с районированием российских бассейнов (А.А.Бакиров, Г. Е. Дикенштейн, К. А. Клещев, А. Э. Конторович, С. П. Максимов, Н. В. Мельников, И. И. Нестеров, В. В. Семенович, А. А. Трофимук, Н. Ю. Успенская и др.) выделены четыре нефтегазоносные области с разновозрастными этажами продуктивности: Кучайская (мезозой), Юго-Западная (кайнозой), Центрально-Таримская (нижний и средний палеозой) и Северо-Таримская (синий — средний палеозой, мезозой).
10. Промышленные залежи и месторождения в Таримском бассейне выявлены на Северо-Таримском и Центрально-Таримском поднятиях, в Кучайском и Юго-Западном прогибах.
В пределах Северо-Таримского поднятия нефтегазоносны разновозрастные.
— 2 <9 С горизонты синия, палеозоя и мезозоя. Наиболее древние залежи связаны с карбонатными горизонтами верхнего синия. Коллектором здесь является кора выветривания на погребенных выступах синий-нижнепалеозойских отложений. В зонах разрывных нарушений этаж нефтегазоносности существенно увеличиваетсяздесь залежи углеводородов одного генотипа установлены не только в ордовикских, но и в каменноугольных, триасовых и юрских отложениях. В частности, такие залежи выявлены в Луньнанском и Сантамском грабенах, осложняющих Луньнанскую зону погребенных холмов. При этом типы залежей, сформировавшихся за счет вертикальной миграции УВ из нижнеордовикских толщ, весьма разнообразны: антиклинальные, литологически и тектонически экранированные и другие.
11. В Таримском нефтегазоносном бассейне несмотря на слабую и неравномерную изученность открыто 23 месторождения и более 50 залежей, выявлены многочисленные нефтегазопроявления. Доказана промышленная нефтегазоносность синийско-ордовикского, каменноугольно-пермского, триасово-мелового и палеоген-неогенового комплексов.
По запасам нефти главенствуют триасовые (50%) и каменноугольные (около 20%) горизонты. В продуктивных горизонтах ордовика и триаса сосредоточено наибольшее количество газа (около 60%), остальные ресурсы газа примерно равномерно распределены по разрезу неогеновых и меловых отложений.
В чехле Таримской платформы установлены разнотипные ловушки нефти и газаантиклинальные, литологически, стратиграфически и тектонически экранированные, а также комбинированные структурно-литологические.
12. Оценки, выполненные по трем уравнениям, показали, что интервальные оценки начальных геологических ресурсов углеводородов варьируют в суммарном интервале от 12,0−19,2 до 93,4−126,4 млрд. т УУВ, средние равны 38,0 млрд. т, 44,9 млрд. т и 42,3 млрд. т УУВ.
