К оглавлению

УДК 553.98.041 (510)

Специфика нефтегазоносности осадочных бассейнов КНР

Р.Г. ПАНКИНА (ВНИГНИ), Л.А. ФАЙНГЕРШ, М.Н. АФОНСКИЙ (ВНИИзарубежгеология)

До последнего времени широкому кругу геологов-нефтяников было мало известно о нефтегазоносности КНР и о геохимии нефтей и газов осадочных бассейнов этой страны. Лишь с начала 80-х годов стали появляться публикации, касающиеся геологического строения, нефтегазоносности, геохимической характеристики нефтей, газов, ОВ пород и углей НГБ Китая.

Специфика нефтегазоносности осадочных бассейнов КНР определяется тремя факторами: 1) широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности - от протерозоя (синия) до неогена; 2) широкое развитие континентальных отложений в строении осадочного чехла; 3) высокие концентрации неуглеводородных соединений в УВ-скоплениях.

На территории континентальной части Китая в соответствии с тектоническими особенностями строения Центральной Азии и Дальнего Востока и приуроченностью осадочных бассейнов к современным региональным структурным элементам выделяются три нефтегеологические провинции: Джунгаро-Монгольская, Западно-Китайская и Восточно-Китайская. Десять осадочных бассейнов первой провинции приурочены к синеклизам и грабенообразным впадинам эпипалеозойских сооружений Джунгарии - Южной Монголии - Северо-Восточного Китая. Бассейны Западно-Китайской провинции (их 17) связаны с межгорными впадинами в области развития ранних мезозоид (индосинид), вовлеченных в орогенез в позднем мезозое - кайнозое. В пределах Восточно-Китайской провинции известны 17 осадочных бассейнов, сформировавшихся на базе платформенных синеклиз и впадин древних Северо-Китайской и Южно-Китайской платформ и каледонид Катазии (рисунок). Геологическое строение этих бассейнов осложнено мезозойско-кайнозойским орогенезом. Промышленная нефтегазоносность установлена в 20 осадочных бассейнах, всего открыто более 300 нефтяных, нефтегазовых, газовых и газонефтяных месторождений с начальными извлекаемыми запасами свыше 4 млрд. т нефти и 1 трлн. м³ газа.

Одной из наиболее специфических черт строения осадочных бассейнов КНР является широкое развитие в осадочном чехле отложений континентального (озерно-флювиального) генезиса. Песчано-глинистые красно- и сероцветные породы с прослоями угленосных отложений и эвапоритов характерны для толщ мезозойско-кайнозойского возраста, составляющих осадочное выполнение бассейнов Джунгаро-Монгольской и Западно-Китайской провинций (бассейны Джунгарский, Сунляо, Таримский, Цайдамский, Турфанский, Преднаньшанский, Миньхэ). Бассейны отличаются преимущественной нефтеносностью, запасы и ресурсы нефти преобладают над запасами и ресурсами газа, несмотря на резкое преимущество континентальных отложений в осадочном чехле. Причину подобного распределения УВ по фазовому состоянию следует связывать, по-видимому, с одной стороны, с высокими скоростями осадконакопления в меловое время, когда формировалась основная толща продуцирующих материнских отложений. В этом случае ОВ материнских пород сравнительно быстро проходит термобарические условия зоны биохимического и раннекатагенетического газообразования, не успевая реализовать свой газоматеринский потенциал, поскольку в разрезе отсутствуют оптимальные условия для газонакопления. С другой стороны, преобладание нефтяных скоплений над газовыми может быть связано с недостаточно надежной герметичностью залежей. Для строения локальных структурных форм, контролирующих месторождения, характерна активная тектоническая нарушенность. Газовые месторождения в бассейнах этих двух провинций, как правило, связаны с продуктивными горизонтами, экранируемыми каменной солью (например, газовые месторождения Цайдамского бассейна).

В осадочном чехле бассейнов Восточно-Китайской провинции, наряду с озерно-флювиальными терригенными отложениями мезозойско-кайнозойского возраста, присутствуют терригенно-карбонатные породы палеозоя, имеющие морской генезис. Наиболее полный разрез отложений морского палеозоя развит в бассейнах южной части провинции, приуроченных к Южно-Китайской платформе, в то время, как в бассейнах Северо-Китайской платформы мощность морских терригенно-карбонатных отложений палеозоя значительно редуцирована из-за выпадения из разреза образований девона и нижнего карбона. В осадочном разрезе, расположенного на Северо-Китайской платформе Северо-Китайского бассейна, особый интерес представляют вскрытые здесь морские терригенно-карбонатные отложения протерозоя - синия. В доломитах синийского возраста открыта крупная зона нефтегазонакопления - Женьцю, глубина залегания продуктивных отложений 2500- 3000 м. В отличие от бассейнов Джунгаро-Монгольской и Западно-Китайской провинций для Восточно-Китайской характерен высокий уровень запасов и ресурсов газа, приуроченных в основном к Сычуаньскому НГБ. Преимущественная его газоносность связана с наличием регионального флюидоупора - галогенной толщи среднего - верхнего триаса, развитой в восточной части бассейна, где и сосредоточены крупные газовые месторождения (Шиюгоу, Дунси, Хуангуашань и др.). Преимущественная газоносность восточной части Сычуаньского бассейна обусловлена не типом исходного ОВ, а особенностями палеотемпературного режима (продуцирующие отложения палеозойского возраста находятся в условиях, обеспечивающих раннекатагенетическое газообразование) и наличием регионально развитых соленосных покрышек. Отсутствие высокогерметичных флюидоупоров в западной и центральной частях бассейна повлекло за собой развитие здесь преимущественно жидкофазных скоплений УВ. Изложенные особенности геологического строения и нефтегазоносности осадочных бассейнов континентальной части Китая определяют большой интерес к процессам нефтегазонакопления в осадочных бассейнах КНР и вещественному составу нефтей и газов, добываемых из открытых здесь месторождений. Следует отметить, что в других регионах земного шара широкое развитие континентальных отложений в осадочном чехле приводит, как правило, к формированию преимущественной газоносности (подсолевые отложения перми НГБ Центральноевропейского, Персидского залива и др.)

Как уже было отмечено, промышленная нефть из синийских отложений получена в Северо-Китайском НГБ из месторождений группы Женьцю, приуроченных к приподнятым блокам (эрозионно-тектонические останцы), сложенным интенсивно трещиноватыми закарстованными доломитами (свита умишань). Район распространения месторождений отличается исключительно сложной историей геологического развития. Характерным является весьма длительный перерыв в осадконакоплении, охватывающий почти весь палеозойский этап развития (отсутствуют отложения силура, девона, нижнего карбона), не исключена и возможность пролонгации этого перерыва в течение пермского и мезозойского этапов развития. Рубеж мезозойской и кайнозойской эры характеризуется началом развития последней фазы рифтообразования, именно с этим этапом погружения, сменившим период восходящих движений, связано время формирования нефтяных месторождений. Нефти синийских доломитов в месторождениях группы Женьцю являются эпигенетичными по отношению к коллекторским горизонтам. В качестве материнских рассматриваются отложения эоценового возраста, перекрывающие выступы синийских доломитов. Нефтематеринские породы эоценового возраста пользуются широким распространением в рассматриваемой части КНР, мощность их меняется от 1 до 3 км, содержат ОВ преимущественно гумусового фациального облика, отличающееся высокой степенью катагенетической преобразованности [4]. Собственный генерационный потенциал синийских доломитов ко времени формирования нефтяных залежей (олигоцен - ранний миоцен) был полностью истощен во время пребывания отложений на дневной поверхности. Свидетельством былого наличия собственного генерационного потенциала являются нефтепроявления в пределах северного обрамления Северо-Китайского бассейна в синийских отложениях Яньшаньского складчатого пояса. Здесь известно более 40 нефтепроявлений, выходов твердых нафтидов в отложениях свит телин и умишань. На основании сходства нефтей и экстрактов из нефтепроизводящих отложений того же возраста, по содержанию серы, изотопному составу углерода, соотношению индивидуальных УВ сделан вывод о том, что рассматриваемые нефти и твердые нафтиды генетически связаны с отложениями синия. Проведенное моделирование палеотемпературной эволюции показало, что для образования нефти существовали благоприятные условия. Отложения характеризуются наличием коллекторских горизонтов, однако отсутствие флюидоупоров вызвало разрушение первичных скоплений жидкой нефти и привело к образованию твердых нафтидов.

Газы ряда месторождений отличаются повышенными концентрациями неуглеводородных соединений, в частности, одной из интересных особенностей вещественного состава газов является их повышенная сернистость. Так, содержание H₂S в газе месторождения Чжаоланьчжуан (впадина Бохайвань, Северо-Китайский бассейн) достигает 92 %. Это наиболее высокосернистый газ, известный на земном шаре. До этого времени максимальные количества H₂S были известны в бассейнах Скалистых гор (Западно-Канадский - месторождение Кроссфилд, содержание H₂S в газе девона до 45 %; Биг Хорн - юрская залежь на месторождении Уорленд, H₂S до 63%), Мексиканского залива (месторождение Блэк Крик, в газе юрской залежи H₂S до 77 %). Относительно высокой сернистостью отличаются также газы месторождений Сычуаньского бассейна - на месторождении Вэйюань сероводорода 4,8 %. На базе этих месторождений интенсивно развивается добыча и производство серы. Для оценки возможности происхождения H₂S был проведен изотопный анализ серы [3]. По этим данным (таблица) газы могут быть отнесены к генетической ветви высокосернистых, происхождение которых обусловлено химическим восстановлением сульфатов [1]. Наблюдается следующее изменение изотопного состава серы H₂S из разновозрастных отложений. Среднее значение из синийских газов составляет 14,62, в пермских - 23- 26. Как установлено [2], пермские газы характеризуются очень высоким содержанием ³⁴S в составе H₂S, газы синийских отложений, напротив, отличаются повышенным количеством легкого изотопа серы. Утяжеление серы в H₂S пермских газов можно связывать с наличием ангидритов в виде прожилок и гнезд в карбонатных коллекторах, включающих залежи. Такие ангидриты иногда весьма существенно обогащены  (до 28 ). Сравнительно легкий изотопный состав серы H₂S синийских газов можно объяснить эпигенетичностью этих газов вмещающим отложениям. Если судить по изотопному составу серы, генерацию H₂S этих газов можно связывать с отложениями более молодого (может быть, каменноугольного) возраста.

Интересные данные получены и по изотопному составу аргона и углерода этих газов. Соотношение изотопов аргона (⁴⁹Аr/³⁶Аr) увеличивается с возрастом вмещающих отложений от 445-686 (юрские) до 4440-9255 (синийские). Комплексный анализ изотопного состава серы, аргона, углерода и некоторых других элементов может быть использован при установлении источников генерации газов.

Для некоторых газов месторождений бассейна Сунляо (впадина Дэгуй, месторождение Ваньцзиньта) характерно очень высокое содержание СО₂ - до 99,7 % в продуктивных песчаниках нижнего мела на глубинах 750-1100 м, что делает его сопоставимым с газами Паннонского бассейна (ВНР, СФРЮ) и некоторых месторождений

Западно-Сибирского НГБ. Как и для Паннонского бассейна, в распределении концентраций СО₂ по разрезу этого многопластового месторождения отмечается ярко выраженная гравитационная дифференциация - вниз по разрезу содержание СО₂ увеличивается. Месторождение приурочено к горстовидному блоку. На основе анализа особенностей его геологического строения и данных по изотопному составу углерода китайские геологи делают заключение о том, что образование СО₂ является следствием позднеюрской - раннемеловой вулканической деятельности. Не исключено, однако, что происхождение СО₂ может быть следствием, как это установлено для Паннонского бассейна, процессов метаморфизма пород складчатого основания.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Панкина Р.Г., Мехтиева B.Л. Происхождение H₂S и СО₂ в углеводородных скоплениях // Геология нефти и газа. - 1981.- № 12.- С. 44-49.
2. Панкина P.Г., Максимов С.П. Изотопный состав серы сероводорода высококонцентрированных сероводородных газов из отложений разного возраста // Геология нефти и газа. - 1985.- № 2.- С. 27-30.
3. Shin Ping, Wang Xianbin, Xu Yongchang. Isotopic composition of natural gas and comparison of its gas source // Petroleum exploration and development.- 1982.- N. 6.- P. 34-38.
4. Zha Quanheng. Jishong depression, China, its geologic framework, evolutionary history and distribution of hydrocarbons // Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol.- 1984.- N. 8.- P. 971-982.

Таблица Изотопный состав серы H₂S газа разных стратиграфических горизонтов месторождений Сычуаньского бассейна

Возраст продуктивного горизонта, его индекс			Число образцов
Триас,	Тс^5	11,7-15,8	7
		13,0
»	Тс^4	12,0-15,0	8
		13,8
»	Тс^3	12,6-12,8	2
		12,7
»	Тс^2	14,7	1
»	Тс^1	6,8-29,1	4
		12,0
Пермь,	Р1.2^3	20,4-25,9	10
		23,0
»	Р1.2^3	21,2-29,7	7
		25,7
Синий,	Z	13,7-14,4	2
		14,0

* В числителе - минимальное и максимальное значение, в знаменателе - среднее.

Рисунок Обзорная карта нефтегазоносных бассейнов КНР.

Выходы на поверхность складчатых сооружений: а - докембрийских, б - палеозойских, в - мезозойских, г - кайнозойских, д - нефтегазоносные бассейны (1 - Джунгарский, 2 - Турфанский, 3 - Тамцакско-Хайларский, 4 - Арцаган-Нурский, 5 - Сунляо, 6 - Таримский, 7 - Цайдамский, 3 - Преднаньшанский, 9 - Миньхэ, 10 - Джаонуско-Алашанский, 11 - Ордосский, 12 - Сычуаньский, 13 - Гуанси-Гуйчжоу, 14 - Дуньтинху, 15 - Сянфань, 16 - Северо-Китайский. 17 - Фусинь, 13 - Западно-Корейского залива, 19 - Желтоморский, 20 - Юаньшуньский, 21 - Восточно-Китайскоморский, 22 - Южно-Китайскоморский)