Перспективы нефтегазоносности континентальной части Дальнего Востока и Северо-Востока СССР
В. Г. Васильев
На огромной территории Дальнего Востока и Северо-Востока СССР нефть и газ добываются только на острове Сахалин из третичных отложений.
Более двадцати лет в небольшом объеме на Камчатке велись поисково-разведочные работы на нефть и газ; основанием для постановки этих работ послужил выход нефти в долине р. Богачевка на восточном побережье Камчатки. В 1959 г. в северной части Кроноцкого полуострова в отложениях той же богачевской свиты установлен еще один естественный выход нефти. Всего было пробурено восемь поисковых и опорных скважин общим метражом около 15 тыс. м. В глубокой разведке находились Богачевская и Воямпольская площади. Однако на Камчатке положительные результаты не получены. Низкая эффективность разведочных работ объясняется прежде всего тем, что заложение скважин геологически и геофизически обосновано недостаточно, площади под разведку выбирались без серьезного изучения региональной геологии перспективных в нефтегазоносном отношении районов Камчатки. В результате из разведочных скважин, пробуренных на Богачевской площади, четыре находятся явно в неблагоприятных структурных условиях и одна, возможно, в присводовой части (скв. 6).
На Воямпольской площади скважины также находятся в неблагоприятных условиях по глубоким горизонтам палеогеновых отложений. На восточном берегу разведывалась богачевская свита - наиболее древняя часть развитого здесь третичного разреза; на Западном побережье - тигильская толща, по возрасту относящаяся к нижнему олигоцену - палеоцену.
В результате поисково-разведочных работ установлено региональное распространение признаков нефти и газа, приуроченных к третичным отложениям, участвующим в строении Камчатского полуострова (в Кроноцком, Тигильском, Большерецком, Олюторском и Пенжинском районах). Признаки нефтегазоносности выявлены в отложениях верхнего мела и в Подкагерном районе на северо-западе Камчатки.
При бурении и испытании разведочных скважин на Богачевской площади установлены непромышленные притоки нефти (в скв. Р-2 до 1,5 т и в скв. Р-6 свыше 0,5 т), природного горючего газа (до 60 м3/сутки) на Богачевской площади и углеводородного газа в структурных скважинах на Хромовской площади.
Выявлены основные черты геологического строения Кроноцкого и Тигильского районов.
В районе восточного побережья Пенжинской губы и залива Корфа, в Олюторском районе и на юго-восточном склоне Корякского хребта установлено развитие мощной толщи терригенных отложений (песчаники, конгломераты и т. п.) третичного возраста общей мощностью до 10 000 м. С этими отложениями связаны жилы асфальтита, капельножидкая нефть и т. п.
Геологопоисковыми работами в Кроноцком, Тигильском и Большерецком районах выявлено свыше 70 антиклинальных складок. На остальной территории такие работы не проводились, не считая небольшого объема научных и геофизических исследований для обоснования перспектив нефтегазоносности.
В 1958 г. для оценки перспектив нефтегазоносности и разработки планов поисково-разведочных работ на нефть и газ на 1959-1965 гг. по заданию Министерства геологии и охраны недр СССР была создана комиссия, в работе которой приняли участие научно-исследовательские организации и Дальневосточное, Приморское и Северо-Восточное территориальные управления.
Коллектив геологов пришел к единодушному выводу о больших перспективах нефтегазоносности впадин континентальной части Дальнего Востока и Корякско-Камчатской складчатой области. Кроме того, в качестве перспективного района для организации региональных работ для оценки перспектив нефтегазоносности выделена Колымская платформа.
За 3 года в соответствии с рекомендациями комиссии проведены геологопоисковые работы на нефть и газ в ряде районов, правда в объемах, значительно меньших, чем были рекомендованы и приняты Экспертно-геологическим советом Министерства геологии и охраны недр СССР.
Геолого-геофизические работы, структурное и параметрическое бурение полностью подтвердили перспективность в нефтегазоносном отношении мезозойских впадин Дальнего Востока. К наиболее перспективным районам относятся Амуро-Зейский (Известный под названием Зея-Буреинской впадины.) (Амурская область) и Амуро-Сунгарийский прогибы. Перспективными считаются Ушумунская, Верхне-Амурская, Верхне-Зейская, Буреинская, Предхинганская, Удская, Бира-Урмийская, Тыльско- Торомская, Эворон-Чукчагирская, Усть-Амурская и Удыльская (Хабаровский край), Суйфунская, Имано-Бикинская, Даданьшанская (Приморский край), Пенжинская и Анадырская впадины и Западно-Восточно- и Центрально-Камчатский прогибы (рис. 1). В качестве наиболее перспективного района был выдвинут Амуро-Зейский прогиб (Зея-Буреинская впадина) на основании того, что по данным электроразведки предполагалось под чехлом отложений верхнего мела развитие мощной толщи нижнемеловых образований, которые нефтегазоносны на территории Монгольской и Китайской Народных Республик. Эта впадина является северным продолжением впадины Сунляо, в последней уже тогда были установлены промышленные притоки нефти из песчаников нижнемелового возраста. Интересна также Амуро-Сунгарийская впадина.
В соответствии с рекомендациями комиссии основные работы сосредоточили в Амуро-Зейской, Суйфунской и Анадырской впадинах, а также на полуострове Камчатка.
Основные перспективы нефтегазоносности Хабаровского края и Амурской области связываются с отложениями мезозоя и кайнозоя наложенных впадин и в меньшей мере с отложениями кембрия в северной ее части. Геологическое строение этого региона очень сложное.
Наиболее характерной чертой тектонического строения является четко выраженная закономерность постепенного обрастания Восточно-Сибирской платформы в юго-восточном направлении складчатыми сооружениями (с протерозойских до альпийских включительно).
В северной части Хабаровского края простирается южное окончание Восточно-Сибирской платформы, где осадочный чехол представлен отложениями кембрия, юры и туфогенными образованиями меловой системы. В отличие от распространенных точек зрения на границу этой платформы, обычно проводимую вдоль западных отрогов Верхоянского горного сооружения на рис. 2 в состав платформы включена территория, в пределах которой выделялся так называемый Охотский срединный массив. Таким образом, восточная граница платформы проходит под водами Охотского моря. В этом случае Майская ветвь Верхоянской складчатой системы рассматривается как внутриплатформенная складчатость типа Донецкой на Русской платформе.
В юго-восточном направлении к Восточно-Сибирской платформе постепенно причленялись складчатые системы: протерозойская, нижне, средне- и верхнепалеозойская, доверхнемезозойская, доверхнемеловая, верхнемеловая и третичная.
На складчатом гетерогенном фундаменте развиты наложенные прогибы и впадины.
В результате геофизических работ, опорного и структурного бурения в Зея-Буреинской впадине выяснилось, что под покровом практически горизонтально лежащих третичных и цагаянских отложений верхнего мела залегают отложения нижнего мела изменчивой мощности (рис. 3). За счет дифференциации в движении фундамента в нижнемеловое время в пределах этой обширной депрессии образовались крупные изолированные впадины, разделенные соответствующими зонами поднятий (рис. 4). Геофизическими работами, проведенными в сравнительно небольшом объеме, выявлены Итикутское, Белоцерковское, Лермонтовское, Михайловское и Архаринское локальные поднятия.
Основным достижением в изучении этого района, кроме выяснения сложности геологических структур, является установление отложений нижнего мела, содержащего песчаники с хорошими коллекторскими свойствами, наличия покрышек в разрезе и локальных поднятий, а также прямых признаков нефтегазоносности.
При бурении опорной и колонковых скважин по региональному профилю были выявлены признаки нефтегазоносности (выделение растворенного горючего газа и пленки нефти). Газ содержит до 40% тяжелых углеводородов. Прямые признаки нефтегазоносности зафиксированы в опорной скважине и в колонковых скв. 11, 12, 13 и 18. Полученные данные, а также то, что описываемая территория граничит с промышленно нефтегазоносным районом Северного Китая, позволяют рассчитывать на открытие здесь в ближайшее время месторождений нефти и газа.
В Амуро-Сунгарийском прогибе при проведении геофизических исследований и колонкового бурения определились перспективы нефтегазоносности третичного комплекса отложений, мощность которого восточнее Хабаровска значительна. Признаки нефтегазоносности, выявленные в этих отложениях, подтверждают их перспективность.
Перспективы нефтегазоносности Приморского края связываются с триасовыми, юрскими, меловыми и в меньшей мере с третичными отложениями. На рассматриваемой территории перечисленные отложения выполняют наложенные впадины и составляют верхний структурный этаж. Нижний структурный этаж в большей западной части Приморского края представлен сильно метаморфизованными образованиями, консолидация которых завершилась в верхнем палеозое, в восточной части - мезозойскими складчатыми сооружениями сенонской консолидации. В составе верхнепалеозойской складчатости широко развиты архейские средние массивы.
В Приморском крае известен крупный Ханкайский срединный массив, а в Корейской Народно-Демократической Республике - Фэныпуйлинский и Кэнтейский массивы.
Наложенные впадины плохо изучены. В настоящее время сейсморазведкой и глубоким структурным бурением начали исследовать Суйфунскую впадину, где получены первые признаки нефтегазоносности и данные о развитии локальных поднятий.
Перспективы нефтегазоносности Корякско-Камчатской складчатой области связываются с Камчатским полуостровом и Корякским нагорьем, в строении которых участвуют отложения меловой и третичной систем. Для Корякско-Камчатской складчатой области характерно расположение развитых в ее пределах основных структурных элементов полосами, подчиненными общему северо-восточному простиранию. В строении области к структурным элементам первого порядка относят две крупные зоны прогибания, разделенные зоной поднятий.
В этих прогибах наблюдается два структурных этажа - складчатый фундамент и осадочный чехол. Складчатый фундамент имеет различный возраст. Одновозрастные его зоны также распределены полосами, подчиненными северо-восточному простиранию. Зона фундамента, расположенная между устьями Пенжи и Анадыря, консолидировалась в нижнем мелу и, видимо, развита под водами Охотского моря к западу от Камчатского побережья. С востока к ней примыкает зона верхнемеловой консолидации, охватывающая западное побережье Камчатки и Анадырскую впадину. В районах развития нижнемелового складчатого фундамента верхний структурный этаж представлен верхнемеловыми и третичными отложениями, а в районах развития фундамента верхнемеловой консолидации - третичными отложениями. В первом случае перспективы нефтегазоносности связываются с верхним мелом и кайнозоем, во втором - только с кайнозоем.
На Камчатке перспективными считают различные интервалы третичного разреза Западно-, Восточно- и Центрально-Камчатского прогибов.
В Западно-Камчатском прогибе перспективны тигильская, ковачинская и воямпольская, в Восточно-Камчатском прогибе - богачевская, ольгинская и тюшевская толщи.
В Западно-Камчатском прогибе поисково-разведочные работы нужно сосредоточить на склонах Тигильского поднятия, в Большерецкой впадине и, в меньшей мере, в Паланской впадине; в Восточно-Камчатском прогибе - в Кроноцком районе.
В Центрально-Камчатском прогибе необходимо по возможности быстро пробурить опорную скважину, заложение которой утверждено Ученым советом по опорному бурению.
На Северо-Востоке СССР в нефтегазоносном отношении перспективны районы Корякского нагорья, Пенжинской и Анадырской впадин (отложения мела и палеогена), а также Олюторско-Хатырский прогиб. Территорией с неясными, но возможными перспективами является Колымо-Индигирская платформа. Нефтегазоносность отложений неогена окончательно будет оценена после проведения специальных тематических исследований; на Колымо-Индигирской платформе предположительно нефтегазоносны отложения верхнего палеозоя (главным образом пермь) и мезозоя (юра и мел). Однако окончательно оценить перспективы этих отложений возможно лишь после проведения региональных работ и специальных исследований.
В районах Корякской складчатой области поисково-разведочные работы на нефть и газ в первую очередь следует ставить в Анадырской впадине и Пенжинском и Олюторско-Хатырском прогибах.
Суммарная площадь перспективных и возможно перспективных земель всех рекомендуемых районов составляет 371,4 тыс. км2, что почти в 1,5 раза больше площади осадочного чехла Северного Кавказа. Общая площадь территории, перспективной в нефтегазоносном отношении всех категорий, включая и малоперспективные, составляет 760,3 тыс. км2, что примерно равно площади осадочного чехла всей Средней Азии (810 км2), половине площади Аляски и в 2 раза больше всей территории Японии (372 тыс. км2). Известно, что на севере Аляски открыт ряд нефтегазовых месторождений, приуроченных к мезозою. Дебиты газовых скважин составляют около 250 тыс. м3 в сутки, а запасы отдельных месторождений достигают 150 млн. т. В Японии промышленные месторождения нефти приурочены к песчаникам, сланцам и туфам (По данным сводной работы коллектива японских геологов под редакцией Мурокоши и Хашимото.). Всего выявлено 57 месторождений.
Сведения о геологическом строении рассматриваемых районов, а также смежных территорий, имеющих сходное геологическое строение, указывают на реальную возможность открытия здесь нефтяных и газовых месторождений.
ВНИИГаз
Рис. 1. Карта оценки перспектив нефтегазоносности Амурской области и Хабаровского края (сост. С.Н. Алексейчик, Н.П. Аникеев, В.Г. Васильев, А.П. Васьковский, Г.М. Власов и др.).
Территории: I - перспективные; II - возможно перспективные; III - с невыясненными перспективами; IV - мало перспективные; V - неперспективные. Прогибы: 1 - Предджугджурский; 2 - Верхне- Амурский; 3 - Амуро-Зейский; 4 - Удский; 5 - Тыльско-Торомский; 6-Бурсинский; 7-Предхинганский; 8 - Бира-Урмийский; 9 -Усть- Амгуньский; 10 - Амуро-Сунгарийский; 11 - Имано-Бикинский; 12 - Восточно - Камчатский; 13 - Центрально-Камчатский; 14 - Западно- Камчатский; 15 - Пенжинский.
Впадины: 16 - Анадырская; 17 - Верхне-Зейская; 18 - Ушумунская; 19 - Эворон - Чукчагирская; 20 - Удыльская.
Рис. 2. Тектоническая схема Амурской области и Хабаровского края (сост. С.Н. Алексейчик, В.Г. Васильев, Г.М. Власов и др.).
Нижний структурный этаж
Складчатые области: I - архейская и протерозойская (фундамент Восточно-Сибирской низменности); II- нижнепалеозойская; III-среднепалеозойская; IV - верхнепалеозойская; V - преднижнемеловая (Майская ветвь Верхоянской складчатой системы); VI - предверхоянская; VII - верхнемеловая; VIII - третичная. Геоантиклинальные поднятия в складчатых областях: IX - Становое (архей- протерозойское); X - Селемджино-Кербинское (нижнепалеозойское); 1 - Гонжинское, 2 - Мамынское, 3 -Туранское; XII - мезо-кайнозойские Сихотэ-Алинское и Восточно-Сахалинское поднятия.
Верхний структурный этаж XIII - чехол Восточно-Сибирской платформы. Впадины и прогибы: 4- нижнепалеозойский Предджугджурский (Сетта-Дебанский); юрские: 5 - Нижнеалданская; 6 - Алгаминская; юрско-меловые: 7 - Бира-Урмийский; 8 - Предхинганская; нижнемеловые-кайнозойские: 9 - Западно-Охотская; верхнемеловые - кайнозойские: 10 - Верхнезейская; 11 - Амуро-Зейская; 12 - Усть-Амгунский; 13 - Амуро-Сунгарийский. Мезозойские субгеосинклинальные прогибы: 14 - Верхнеамурский; 15 - Удский; 16 -Тыльско-Торомский; 17 - Буреинский. Погребенные мезозойские прогибы: 18 - Ушумунский; 19 - Зейско-Селемджинский. Кайнозойские впадины: 20 - Эворон-Чукчагирская; 21 - Чля-Орельская; 22 - Удырская; 23 - Бикинская; 24 - Поронайская; XIV-мезо-кайнозойский Восточно-Сихотэ-Алинский вулканический пояс.
Главные структурные элементы Восточно-Сибирской платформы: А - восточная часть Алданского щита; Б - алданская часть Восточно-Сибирской низменности; В - Охотский выступ Восточно-Сибирской платформы, а-глубинные разломы; б - главнейшие надвиги; в - крупные дизъюнктивы; г - юго-восточная граница Восточно-Сибирской платформы и предполагаемое ее Продолжение; д - предполагаемая граница Предджугджинского прогиба; е - граница между складчатыми зонами и структурными элементами.
Рис. 3. Стратиграфический разрез Зея-Буреинской впадины (сост. И.Н. Сулимов).
Рис. 4. Тектоническая схема Зея-Буреинской впадины (сост. И.Н. Сулимов).
Области обрамления: 1 - складчатые горные сооружения палеозойского возраста; 2 - палеозойские глыбовые горы; 3 - древние складчатые сооружения, покрытые третичными осадками; 4 - прогибы, заложенные в эпоху верхней юры - нижнего мела; 5 - верхнемеловые прогибы; 6 - меловой прогиб, соединяющий Зея-Буреинскую и Сунлянскую впадины; 7 - зоны крупных поднятий палеозойского фундамента; 8 - зоны крупных погружений фундамента; 9 - локальные антиклинальные структуры, намеченные по геофизическим данным (А - Итикутская, Б- Белоцерковская, В - Лермонтовская, Г -Михайловская, Д - Архаринская); 10 - линии крупных разломов фундамента, закрытые рыхлыми отложениями.