Зондский шельф является частью Индосинийско-Зондской межматериковой переходной области. В его строении выделяется ряд кайнозойских впадин, в том числе Паттани, Малайская, Меконгская (или Кыулонгская), Южно-Коншонская, Саравакская, Западно-Натунская (Анамбасская), Восточно-Натунская (иногда ее включают в состав Саравакской впадины). Впадины Паттани и Малайскую объединяют под названием Сиамской, западную часть Западно-Натунской впадины именуют бассейном Пенью, а северо-восточную часть Саравакской впадины выделяют под названием бассейна Сабах. Впадины разделяются разнонаправленными поднятиями (рис. 1).

Началом регионального изучения Зондского шельфа следует считать 1967-1969 гг., когда ВМС США провели с судна "F.V. Hunt" комплексные морские рекогносцировочные исследования, включавшие сейсморазведку MOB и КМПВ, магнитометрию и гравиметрию [4]. В те же годы американские исследователи провели аэромагнитные работы масштаба 1:2 500 000 над побережьем Южного Вьетнама и сопредельной зоной морского мелководья. В 1969-1970 гг. фирмой "Мандрел" (США- Канада) в северной части Зондского шельфа по редкой сети профилей были выполнены комплексные, в том числе МОВ-ОГТ-24^Х, региональные геофизические исследования.

В 70-е гг. морские геофизические работы активизировались на разных участках шельфа. Они продолжаются и до настоящего времени. Начались и буровые работы. В 1969 г. компанией EPMI пробурена первая скважина в Малайской впадине, а к 1994 г. здесь пробурили уже 280 скважин (Hohg L.Y., Zakerie A.A., 1994). С 1973 г. фирмой "Юнокал" (США) ведутся буровые работы во впадине Паттани, в результате которых были открыты значительные запасы газа и конденсата в породах миоцена [5]. В Саравакском бассейне к 1977 г. было выявлено 13 нефтяных, 5 газовых, 3 нефтегазовых и 1 нефтегазоконденсатное месторождения [1]. В 1975 г. фирмой "Мобил" на структуре Белый Тигр пробурена скв. Батьхо-I, вскрывшая промышленную залежь нефти в песчаниках миоцена. В 1979 г. итальянская фирма "Ажип" провела бурение в Южно-Коншонской впадине. Скв. Зыа-IX (забой 3999 м), 04-A-IX (2437 м) и др. прошли осадочный разрез и вскрыли гранитоиды фундамента, промышленная залежь нефти была обнаружена в породах миоцена. В том же году фирма "Боваллей" (Канада) на поднятии между Южно-Коншонской и Западно-Натунской впадинами пробурила скв. 28-A-IX (1594 м) и 29-A-IX (1607 м), вскрывшие диориты фундамента.

Меконгская впадина площадью около 30 тыс. км² расположена на шельфе Южного Вьетнама (см. рис. 1), причем ее западная часть заходит на сушу. Фундамент преимущественно позднеюрского - мелового возраста (Шнип О.А., Поспелов В.В., 1996) сложен почти исключительно кислыми и средними интрузивными породами. Осадочный чехол имеет кайнозойский возраст, причем скважинами, а их пробурено более 150, пройдена лишь верхняя часть - до верхов эоцена (вскрытый разрез Меконгской впадины приведен в работе Е.Г. Арешева и др. (1996). Существование в депрессиях пород эоцена и палеоцена уверенно предполагается по сейсмическим данным. В кайнозое Меконгская впадина испытала интенсивное прогибание, что обусловило рост мощности чехла до 10 км и более. В олигоценовое время отмечается также проявление процессов рифтогенеза. Многими скважинами здесь вскрыты вулканогенные породы – диабазовые, базальтовые, трахибазальтовые, андезитовые порфириты, их гипабиссальные аналоги - диабазы и габбро-диабазы.

В составе осадочных пород впадины преобладают алевролиты, аргиллиты, песчаники, встречены гравелиты и конгломераты, прослои карбонатных пород (известняки, глинистые известняки, мергели) , тонкие линзы углей. До верхнего олигоцена включительно эти породы имеют континентальное происхождение, а с началом миоцена отмечается проявление морской трансгрессии. Возможно, в раннемиоценовое время Меконгская впадина представляла собой внутреннее море или залив морского палеобассейна, поскольку южнее тогда доминировали континентальные условия осадконакопления.

• трещиноватый и кавернозный фундамент - наиболее перспективный объект этого района, дающий почти 90 % добычи на нефтяном месторождении Белый Тигр; наибольшие дсбиты превышают 1000 м³/ сут;
• песчаники и алевролиты нижнего олигоцена - второй по значимости нефтеносный комплекс впадины, содержащий на некоторых участках также газ и конденсат;
• песчаники и алевролиты верхнего олигоцена, в которых обнаружены небольшие нефтяные и газоконденсатные залежи;
• песчаники и алевролиты нижнего миоцена, повсеместно вмещающие промышленные скопления нефти и газа.

Кроме того, на двух месторождениях открыта промышленная нефтеносность эффузивных пород позднеолигоценового возраста, причем дебиты нефти превышают иногда 600 м³/сут (San N.T., Dong T.L., Kim T.V., 1991).

Южно-Коншонская впадина имеет гораздо большую площадь. Глубина моря здесь колеблется от 50 м в западной части впадины до 200 м в восточной. Для впадины также характерно весьма значительное кайнозойское прогибание (до 12 км). Вулканогенных пород в разрезе чехла здесь пока не обнаружено. Впрочем, Южно-Коншонская впадина изучена слабо: пробурено лишь около 20 скважин в ее периферийных частях, на некоторых участках проведены сейсмические работы.

Фундамент Южно-Коншонской впадины сложен преимущественно кислыми магматическими породами верхней юры-нижнего мела. По материалам бурения на южной и юго-восточной периферии впадины фундамент перекрыт олигоценовыми образованиями (свита Кау), представленными серыми песчаниками и алевролитами с горизонтами аргиллитов мощностью до 100 м. По данным сейсморазведки в депрессиях мощность свиты может достигать 6 км. Аргиллиты сложены гидрослюдами (50-55 %), каолинитом (30-40 %) и смешанослойными образованиями (5-10 %) (Que P.H., Vinh N.X., Bat D., 1993). Породы эти накапливались в континентальных условиях, выделяются фации озерные, аллювиальные, дельтовые.

Среднемиоценовые породы (свита Мангкау) представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с карбонатными образованиями. Терригенные породы имеют преимущественно аркозовый состав, включают зерна глауконита, цемент сложен кальцитом. Аргиллиты состоят из гидрослюд (50-60 %), каолинита (20-30 %), смешанослойных образований (10-15 %). Среди карбонатных пород встречены мергели, микрокристаллические и пелитоморфные известняки-ракушечники с остатками фораминифер (Quynh P.H., Bat D. et al., 1993). Образовались породы среднего миоцена в условиях неглубокого теплого моря, а частично, возможно, в прибрежной части суши.

В южной и восточной частях впадины отмечены признаки нефтеносности в породах фундамента (рис. 2) и олигоцена, открыты промышленные скопления нефти и газа в разных горизонтах нижнего, среднего и верхнего миоцена. Нефтегенерирущими считаются глинистые породы олигоцена и нижнего миоцена, содержащие от 0,5 до 2,0 % и более органического вещества.

Коллекторы выявлены в породах фундамента, в песчаниках олигоцена и миоцена, в карбонатных породах среднего и верхнего миоцена. Фильтрационно-емкостные свойства пород Южно-Коншонской впадины оцениваются достаточно высоко: средняя пустотность пород фундамента (трещины и каверны, зоны дробления) достигает 15-20 %, пористость песчаников олигоцена -12-16%, песчаников миоцена- 18-25 %, карбонатных пород - около 10 % (Giao N., Tin N.T., Dang H.N., 1991).

Формирование впадины Паттани началось в раннетретичное время с погружения, связанного с рифтогенезом, и сопровождалось отложением осадочных пород континентального генезиса. Интенсивная разломная тектоника проявлялась до среднемиоценового времени, образовав систему взаимосвязанных грабенов. Верхнемиоценовые - четвертичные породы представлены переслаиванием преимущественно песчаников, алевролитов и глин с прослоями карбонатных образований мелководно-морского генезиса. Вулканогенные породы в кайнозойском разрезе не описаны.

С 1973 г. в бассейне Паттани открыты десятки месторождений газа и конденсата, восемь из которых сейчас находятся в эксплуатации. Крупнейшие из них – месторождения Эраван, Сатун, Платонг, Баанпот. В частности, на начало 1993 г. на месторождении Эраван пробурено 202 скважины, из которых 85 продуктивны. Газоматеринскими образованиями считаются угленосные, богатые органическим веществом серые аргиллиты раннесреднемиоценового возраста. Газ, конденсат и небольшое количество нефти обнаружены в песчаниках речного происхождения того же возраста. Промышленные залежи встречены на глубине от 1000 до 3200 м, в основном - от 1500 до 2800 м. Большинство ловушек связано с блоками вытянутых песчаных тел, экранируемых разломами. В 1994 г. из месторождений бассейна Паттани добыча составила 670 млн фут³ газа и 24 тыс. баррелей конденсата [5].

Вторая фаза датируется позднеолигоценовым - позднемиоценовым временем. Преобладают осадки прибрежной равнины: речные, болотные, озерные. В среднем миоцене в разрезе появляются мелководно-морские образования. Грабены, сформировавшиеся в период рифтогенеза, подверглись постепенной инверсии, что привело к образованию цепочек антиклинальных структур субширотного простирания. Эта фаза закончилась трансгрессивным несогласием (известным под названием Региональный позднемиоцен-плиоценовый размыв), прослеживающимся как в Малайской впадине, так и в примыкающих впадинах Паттани, Западно-Натунской, Южно-Коншонской.

Промышленные скопления нефти и газа в Малайском бассейне приурочены главным образом к пластам миоценовых песчаников, смятым в складки, и связаны с тектонически экранированными ловушками. Запасы нефти бассейна по оценке компаний EPMI и "Петронас" составляют 3,5 млрд баррелей, газа -30 трлн фут³.

Западно-Натунская и Восточно-Натунская впадины расположены в южной части Зондского шельфа. Они разделены поднятием Натуна, сложенным преимущественно гранитоидными породами позднемезозойского возраста. В формировании впадин решающую роль играли разломы северо-восточного направления (Haile N.S., 1973). Осадочный разрез этих впадин сходен с разрезом Южно-Коншонской впадины. Здесь также открыт ряд месторождений нефти и газа, в том числе Уданг, Тапис и др.

Степень изученности разных участков Зондского шельфа далеко не равноценна. Лучше других изучены Саравакская, Сиамская и Меконгская впадины. В последней из них фундамент вскрыт более чем 100 скважинами на глубину до 2 км от кровли. Этот район можно рассматривать как полигон по отработке методик поисков и разведки, бурения и испытания фундамента. Значительно хуже изучены впадины центральной части шельфа - Южно-Коншонская, Западно-Натунская, Восточно-Натунская, но и здесь открыто несколько месторождений нефти и газа. К настоящему времени на акватории Зондского шельфа пробурены многие сотни скважин и открыты десятки месторождений нефти, газа и конденсата. Повсеместно нефтегазосодержащими являются породы миоцена, реже залежи УВ встречаются в породах олигоценового и плиоценового возраста. В северной части Зондского шельфа, там где бурением вскрыт докайнозойский фундамент, встречены залежи нефти в гранитоидах. По состоянию на 01.01.96 г. из фундамента извлечено уже около 30 млн т нефти. Добываемая продукция практически не обводнена и пластовая вода не встречена даже в самой глубокой скв. БТ-905 (забой 5014 м) [2]. Имеющиеся данные позволяют предполагать, что фундамент регионально-нефтеносен на всей акватории Меконгской впадины. Признаки нефтеносности отмечены также в породах фундамента некоторых скважин Южно-Коншонской впадины (Areshev E.G., Dong T.L., San N.T., Shnip O.A., 1992). Возможно, бурение и испытание фундамента приведет и здесь к открытию месторождений УВ.

1. Нефтегазоносность краевых прогибов западной части Тихоокеанского подвижного пояса (зарубежные страны) /Р.Д. Родникова, Ю.Г. Зорина, М.М. Афанасьева, И.А. Пшенина. - М., 1978. - 40 с. - (Обзор информ. /ВИЭМС. Сер. "Морская геология и геофизика").
2. Укрепление ресурсной базы - основа дальнейшего развития добычи нефти в СП "Вьетсовпетро" /Н.Т. Шан, Ф.И. Бадиков, Н. Зао и др. // Нефт. хоз-во. - 1996. - № 8. - С.38-40.
3. Hazebroek H., Denis Tan, Swinburn P. Tectonic evolution of the offshore Sarawak and Sabah basins, Northern Borneo //Intern, conf. and exib., Southeast Asian Basins. - Kuala Lumpur, 1994. - P.42.

4. Parke M.L.J., Emery K.O. et al. Structural framwork of continental margin in South China Sea //AAPG Bull. - 1971. - Vol. 55, № 5. -P.723-751.
5. Prakal O., Dixon G. The petroleum geology of the Pattani through Gulf of Thailand //Intern. Symp. "Geology, exploration and development potential of energy and mineral resources of Vietnam and adjoining regions". - Hanoi, 1994. - P.84.

Within the Sunda shelf's structure a series of Tertiary basins separated by extensive rises is distinguished. These are Pattani, Malay, Mekong, South Conson, East and West Natuna, Sarawak basins and Khorat, Conson, Natuna, Nansa, Naratvat uplifts. Sedimentary cover of the basin is composed of Cenozoic rocks where sandstones, aleuorolites, carbonate deposits are predominant; volcanic rocks of mainly basic composition are also found in Oligocene of Mekong basin. The cover's thickness in depressions of all basins attains 10-12 km. The basement was drilled in Mekong and South Conson basins where it is composed of Jurassic-Cretaceous granitoid rocks. Within the Sunda shelf many hundreds of wells have been drilled and tens of oil, gas and condensate fields have been discovered. The Miocene rocks are regionally oil/gas-containing ones; commercial hydrocarbon accumulations also occurred in the Oligocene and Miocene formations. The basement rocks contain oil in the north of the shelf.

1 - кайнозойские впадины (цифры в кружках): 1 -Паттани, 2 - Малайская, 3 - Меконгская, 4 - Южно-Коншонская, 5 - Западно-Натунская, 6 - Вос-точно-Натунская, 7 - Сарапакская; 2 - оси основных поднятий фундамента: 1 - Наратхиват, 2 - Корат, 3 - Коншон, 4 - Натуна, 5 - Наньша