УДК 55:553.98(514)

Геологическое строение и нефтегазоносность Таримского бассейна

Е.В. КУЧЕРУК (ВИНИТИ), Н.И. ЖУКОВ (ВНИГНИ)

Таримский бассейн - крупнейший в Китае; его площадь, с учетом краевых выступов (Кэпин, Тэкэликэ и др.) приближается к 700 тыс. км². В начале 80-х годов в Таримском бассейне развернулись широкомасштабные поисково-разведочные работы. Центральные его районы были впервые пересечены протяженными гравиметрическими и сейсмическими профилями, причем последние были увязаны с важнейшими параметрическими скважинами, число которых достигло нескольких десятков. Были получены большие объемы новых данных, которые позволили значительно уточнить геологическое строение и перспективы нефтегазоносности бассейна. В принятой программе развития нефтегазодобывающей промышленности КНР на период до 2000 г., предусматривается, что в 90-х годах основной прирост запасов будет получен в Западном Китае, главным образом в Джунгарском и Таримском бассейнах [1].

Таримский бассейн относится к гетерогенным бассейнам наложенного типа. Выделяют три основных этапа формирования бассейна - геосинклинальный, платформенный и этап бассейна континентального осадконакопления.

На геосинклинальном этапе образовался фундамент бассейна, представленный архей-протерозойским комплексом мощностью до 10 км. Консолидация его связана с тектоническими движениями люйлян (PR₁) -цзиньнин (PR₂) -таримскими(PR₃). В составе фундамента выделяют серии дакаракбулак (AR), синдтаг (PR₁), янцзибулак, эрцзигань и паргантаг(PR_2-3).

Древняя Таримская платформа включала современные районы Таримского и Цайдамского бассейнов, Тянь-Шаня, Куэнь-Луня, Циляньшаня; по западной границе бассейна Цзюцюань она соседствовала с Китайско-Корейской платформой. Позднее районы Тянь-Шаня, Куэнь-Луня, Циляньшаня превратились в геосинклинальные, разделявшие два срединных массива - Таримский и Цайдамский. Платформенный этаж составляют отложения двух трансгрессивно-регрессивных циклов - синийско-силурийского и девонско-камменоугольного, представленных преимущественно карбонатными образованиями и разделенные средне-верхнесилурийским перерывом.

Этап бассейна континентального осадконакопления начался в верхней перми. Соответствующий ему этаж делится на две части - мезозойские отложения изолированных впадин и кайнозойские бассейнового типа.

На рис. 1 и 2 приведены схема тектонического районирования и геологические разрезы Таримского бассейна [2]. Ниже дано краткое описание основных тектонических элементов.

Выступ Центральный образует широтную ось бассейна. Мощность чехла составляет 1000-3000 м. Из разреза повсеместно выпадают породы мезозоя и палеогена. Выступ имеет простое строение, интенсивная складчатость отсутствует. Выделено несколько разломов, а также ряд приразломных структурных носов и брахиантиклинальных структур (Цуйкуцякэ, Ясанди, Пицякэсунь, Мачжартаг и др.). Перспективны отложения палеозоя. В скважинах в зоне Цуйкуцякэ в отложениях карбона зафиксированы нефтегазопроявления.

Впадина Северная, известная и под названием впадины Манцзяэр, начиная с раннего палеозоя, развивалась унаследованно. Наибольшая мощность нижнего палеозоя достигает 7500 м, верхнего - 5500 м, мезозоя - 2500 м, кайнозоя - 6000 м. Предполагаемое развитие здесь огромных толщ мезозоя не подтвердились. Перспективны палеозойские и более молодые отложения.

Северо-Таримский выступ протягивается в субширотном направлении на 400 км. Характеризуется сокращенной мощностью, а часто и выпадением из разреза верхнего палеозоя, мезозоя и палеогена. Район Северо-Таримского выступа считается самым перспективным в бассейне. В течение длительного времени он представлял собой субаквальный выступ, разделявший две впадины (Байчэн и Северную) и располагавшийся на основных путях миграции УВ. В 1984 г. на структуре Якэла получен высокодебитный приток нефти и газа из отложений ордовика.

Впадина Байчэн известна также как впадина Кучэ (Кучарский прогиб). Она представляет совой предгорный Предтяньшаньский прогиб. Мощность мезозойско-кайнозойских отложений превышает 10 тыс. м. Выделяются четыре параллельные субширотные зоны складок, амплитуда которых увеличивается в сторону Тянь-Шаня. Наблюдается несовпадение структурных планов: в кайнозое развиты крутые линейные складки, осложненные многочисленными сбросами, в мезозое - пологие пликативные формы. В первой (с севера) зоне складок в юрских отложениях открыты нефтяные месторождения Ицикэлике и Егээр.

Впадина Юго-Западная или Сочэ (Яркендский прогиб) представляет собой Предкуэньлуньский прогиб и разделяется на три впадины второго порядка - Кашэнь, Ечэн и Хэтянь. В разрезе отсутствуют отложения триаса, а юрские имеют ограниченное распространение. В раннем мелу через Алайский пролив произошла трансгрессия Тетиса, продолжавшаяся и в палеогене. В неогеновых отложениях открыты вторичные месторождения нефти Кэлато и Кэкэя. По перспективам нефтегазоносности впадина Юго-Западная уступает только Северо-Таримскому выступу.

Впадина Юго-Восточная или впадина Цемо, представляет собой предгорный Предаэрциньский прогиб. Степень изученности ее очень мала, но если судить по глубине погружения фундамента, мощности и площади распространения мезозойско-кайнозойских отложений, можно предполагать в них скопления нефти и газа.

На блоковом выступе Цемо-Жоцян отложения палеозоя, мезозоя и палеогена отсутствуют, имеются лишь небольшие по мощности отложения неогена.

Блоковые выступы Кулунктаг, Кэпин, Тэкэликэ и Аэрциньский расположены в краевых зонах бассейна. В палеозое они принадлежали зоне глубоких впадин, но в последующем в течение длительного времени представляли собой выступы, подвергавшиеся денудации. Поэтому в отношении нефтегазоносности они малоперспективны.

Вопрос о нефтегазоматеринских отложениях бассейна остается недостаточно выясненным. Бесспорно прекрасным нефтепродуцирующим комплексом являются юрско-триасовые отложения. По палинологическим данным именно с ним связано происхождение нефтей неогеновых залежей месторождения Кэкэя и ордовикской - Якэла. Многие считают весьма высоким потенциал нефтегазообразования палеозойских отложений, но результаты бурения на выступе Бачу, где должны были существовать идеальные условия для генерации верхнепалеозойской нефти, оказались отрицательными [3]. В западной части Таримского бассейна к числу основных нефтегазоматеринских комплексов относятся нижний горизонт свиты улагэнь (эоцен), свита цялатар (эоцен), верхний горизонт свиты цимэйгэнь (палеоцен), свита игэцзыя (верхний мел), верхний горизонт свиты кукэбай (верхний мел), свита янъе (средняя юра), а также нижнеюрские и пермско-каменноугольные отложения [4].

Первое в бассейне нефтегазовое месторождение Ицикэликэ было открыто в 1958 г. Важное значение имело выявление в 1977 г. высокопродуктивного нефтегазоконденсатного месторождения Кэкэя в миоценовых отложениях впадины Юго-Западной. Как свидетельствуют палинологические и геохимические данные нефть этого месторождения образовалась в континентальных юрских отложениях.

Принципиальное значение для оценки перспектив бассейна имели результаты испытания параметрической скв. Ша-2, доказавшие промышленную нефтеносность нижнего палеозоя. Скважина была заложена в западной части Северо-Таримского выступа на поднятии Якэла, принадлежащем выступу Шая. При опробовании ордовикских доломитов из интервала 5384-5389 м был получен высокодебитный приток нефти. Палинологические данные показывают, что нефть имеет средне-верхнетриасовый возраст.

Поскольку скв. Ша-2 была пробурена на погружении структуры, можно было полагать, что площадь нефтеносности окажется сравнительно большой. Были заложены скв. Ша-7 и Ша-4 на расстоянии 5 и 10 км к северо-востоку от скв. Ша-2. По последним данным [2], скв. Ша-7 достигла глубины 5450 м. Она вскрыла неогеновые свиты кучэ (мощность 2695 м), канцунь (983 м), цзидикэ (565 м), сувэйи (121,5 м), палеогеновую свиту кумугэлиму (510,5 м), меловые (428 м), юрско-триасовые (69,5 м) и кембрийские (вскрытой мощностью 34,5 м) отложения. Кембрийские породы представлены мелкозернистыми доломитами, доломитовыми песками и конгломератами с прослоями глинистых доломитов, фауной трилобитов.

При опробовании кембрийских доломитов в скв. Ша-7 получен высокодебитный приток нефти с газом. Плотность нефти 0,7923 г/см³, содержание серы -0,18%. В составе газа метана 78-88 %, этана 2,8%, пропана 1,5%, азота 6,7-15,3%. Испытание скв. Ша-4 было проведено в процессе бурения, получен промышленный приток нефти.

Таким образом, на структуре Якэла открыто довольно крупное месторождение, приуроченное к морским нижнепалеозойским отложениям. Кроме него, на выступе Шая подготовлено более 10 структур, которые являются первоочередными объектами поисковых работ.

Как известно, в Восточном Китае, начиная с середины 70-х годов открыта целая серия высокопродуктивных месторождений, приуроченных к погребенным поднятиям в кровле синийско-ордовикских карбонатов платформенной стадии. К их числу относятся такие крупные скопления нефти, как Жэньцю (третье по величине в Китае), месторождения склона Вэньань в бассейне Бохайского залива и др. Эти месторождения приурочены к зонам выветривания в нижнепалеозойских карбонатах, которые перекрыты палеогеновыми нефтематеринскими отложениями. В Таримском бассейне вполне возможно распространение объектов, подобных месторождению Якэла. Однако они, скорее всего, будут приурочены к структурам, образование которых связано с тектоникой сжатия, а не растяжения, как в Восточном Китае.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Кан Юйчжу. Поисково-разведочные работы на Северо-Таримском выступе приносят обнадеживающие результаты. // Шию юй тяньжаньци дичжн.- 1986.- Т. 7,- № 3.- С. 247.

2. Тянь Цзайи, Чай Гуйлин, Лин Лянь. Эволюция геологического строения и перспективы нефтегазоносности Таримского бассейна // Шию юй тяньжаньци дичжи.- 1985.- Т. 6.- № 3.- С. 250-258.

3. Чжан Ляньби. Предварительный анализ направлений поисково-разведочных работ в Таримском бассейне // Шию каньтань юй кайфа.- 1986.-№ 5.-С. 14-19.

4. Чжан Чжэньчунь, Чжан Баоминь. Связь между ресурсами нефти и газа и геологическими особенностями западной части Таримского бассейна // Шию юй тяньжаньци дичжи.- 1986.- Т. 7.- С. 74-80.

Рис. 1. Схема тектонического районирования Таримского бассейна [2].

Тектонические элементы: I - впадина Байчэн, II - Северо-Таримский выступ, III - впадина Северная. IV - выступ Центральный, V - впадина Юго-Западная, VI - блоковый выступ Цемо-Жоцян, VII - впадина Юго-Восточная, VIII - Аэрциньский выступ, IX - блоковый выступ Кулунктаг, X - блоковый выступ Кэпин, XI - блоковый выступ Тэкэликэ

Рис. 2. Геологические разрезы через Таримский бассейн [2].

Тектонические элементы: I-горноскладчатая система Куэнь-Луня, II-впадина Юго-Западная, III - выступ Центральный, IV - впадина Северная, V - блоковый выступ Кэпин, VI - впадина Байчэй, VII - горноскладчатая система Тянь-Шаня, VIII - впадина Юго-Восточная, IX - блоковый выступ Кулунктаг, Л - Северо-Тариимский выступ. Отложения: 1 - допалеозойские, 2 - нижнепалеозойские, 3 - верхнепалеозойские, 4 - мезозойские, 5 - кайнозойские