В 1983-1986 годах автор-старший научный сотрудник Института геологии РАН был участником многолетних экспедиционных работ в Зайсанской группе учёных по палеомагнитному изучению стратотипических разрезов палеогена Северного Тянь-Шаня в пределах Восточно-Казахстанской области. Работы проводились по Договору о содружестве лабораторий «Стратиграфии кайнозоя» Института геологии УНЦ РАН (г. Уфа) и НИИ географии Ленинградского госуниверситета при поддержке ВСЕГЕИ и Академии наук Казахской ССР. Одновременко в Зайсанской впадине нефтяная компания «Башнефть» (г. Уфа) века проходку глубокой (до 5 тыс.м) скважины у пос. Акжар для опробования разреза и обоснования нефтегазоносности палеозоя в предгорьях Северного Тянь-Шаня (Восточный Казахстан).
Китайские геологии также уже десятки лет проводят поисковые работы на нефть и газ в отдалённых территориях северо-западного Китая, в т.ч. в бассейне Джунгария. Ряд проектов завершились удачно с открытием нефтяных и газовых месторождений, другие – остановлены по недоизученности территорий [1].
Сегодня, в рамках реализации программы «Энергетика-2020» Правительство Китая особое внимание акцентирует на западные и северо-западные районы, стремлясь выровнять экономику этой территории, где проживает десятки миллионов человек. По оценкам экспертов (Кен Вук Пайк, США) Китай предполагает добывать к 2020 г. 240 млрд. м3 газа при спросе в 500 млрд.м3. Разницу предполагается компенсировать за счет импорта из России, Казахстана, Туркменистана и других стран. Основная масса его пойдёт в промышленные районы на востоке и центре страны. Западные провинции Китая – Джунгария, Тарим, Урумчи и другие остаются вне импорта. Поэтому, дальнейшие исследования перспективных территорий для решения региональных задач по энергообеспечению Западного Китая является весьма актуальными [2].
Исследование. Зайсанская впадина – это сложно построенный тектонический прогиб платформенного типа, где палеозойские отложения – представлены (снизу) песчано-сланцевыми и известняково-фосфоритовыми породами. Выше–прибрежно-морские песчано-глинистые образования, известняки и вулканогенные породы общей мощностью до 15 тыс.м.[3]. Сложные гидрогеологические условия бурения, тектоническая раздраблённость и высокая трещиноватость пород фундамента вызывали частые технические остановки в процессе бурения, что привело в итоге к свертыванию программы. Заканчивать проходку скважин и опробовать пласты по правилам не удалось. Однако присутствие твёрдых углеводородов в керне при вскрытии девонских пластов было уже показательным. Зайсанская впадина сформировалась как симметричный прогиб широтного простирания со ступенчатыми сбросами в сторону центра (ныне-озеро Зайсан).
Джунгарский прогиб – резко асимметричен: южная часть наиболее прогнута (складчатый борт), северная часть – моноклиналь, погружающаяся в юго-восточном направлении (платформенный борт ) с мощной (до 11 тыс.м) толщей пород мезозоя и кайнозоя. Такими прогибами изобилуют горные массивы Восточного Казахстана, Южного Алтая, Северного Тянь-Шаня и Монгольского Алтая. Обе впадины – глубокие. Только кайнозойские озерные и озеро-аллювиальные отложения достигают здесь по мощности более 1000м. Это осадки древнего Гобийского озеро-моря, расположенного в прошлом на смежных территориях Западного Китая и Восточного Казахстана. Сейчас на этом месте сформировалась огромная Джунгарская пустыня, венчающая альпийский тектонический этап в мезозой-кайнозойской эволюции региона[4].
Следует подчеркнуть, что с конца палеогена (олигоцен) в пределах Тянь-Шаня возобновились активные тектонические движения альпийского орогенеза, которые продолжались с разной активностью в неогене и антропогене. Как полагают В.П. Гаврилов и В.Е. Хаин (2003 г.), проявлялись они преимущественно в виде вертикальных восходящих движений по глубинным разломам, ограничивающим крупные блоки палеозойского складчатого основания Тень-Шаня. Движения носили дифференцированный характер. Наиболее активные воздымания отмечены для Южного Тянь-Шаня (до 5 км). Северные отроги Тянь-Шаня и межгорные впадины испытали менее интенсивное поднятие и прогибание (до 3 тыс.м). С позиции концепции глобальной тектоники плит Северный и Южный Тянь-Шань представляют собой мозаику микроплит, образующих, по В.Е.Хаину, «буферную зону» между столкнувшимися Индостанской и Евразиатской литосферными плитами. Таким образом, современный высокогорный рельеф в обрамлении Зайсанской и Джунгарской впадины возник в результате раскола выравненной послепалеозойской платформы и активнейших дифференцированных вертикальных движений отдельных блоков коры в новейшее время [5, 6].
Материал, результат, обсуждение. В качестве исходных положений для характеристики общей нефтегазоносности Джунгарского бассейна кроме личного материала, мы использовали также опубликованные в китайской литературе краткие сведения по ряду нефтегазовых месторождений [3, 4]. Они различны по объёмам геологических резервуаров, но интерес государства к ним не уменьшается вплоть до решения проблемы энергообеспечения крупного экономического региона «Джунгария» на северо-западе Китая.
Разведка Джунгарского бассейна началась в 50-е годы прошлого века, когда было открыто первое крупное месторождение «Карамай». Перспективы развития нефтяной промышленности в этом бассейне сегодня оцениваются как «весьма благоприятные». Здесь развито много форм пликативных и дизъюнктивных дислокаций. Наиболее значимые из них – разрывные зоны и антиклинали. Уже закартировано более 150 локальных структур: на 45 структурах пробурены поисковые скважины и на 17 – выявлены нефте- и газопроявления. За последнее время открыто 8 нефтяных месторождений. Одно из них – на востоке бассейна, вблизи с границей Казахстана.
На 2011 год в Джунгарии обнаружены 30 нефтегазоносных месторождений, в т.ч. 18 – нефтяных, 3 – газовых и 9 – нефтегазовых. Суммарные геологические запасы составляют: – 2.5 млрд. т. нефти и 90 млрд.м3– газа. Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 260 млн. т., газа – 15 млрд. м3 [2]. Ниже проводится краткая характеристика наиболее крупного нефтегазового месторождения, отражающая все возможности и особенности геологического разреза осадочной толщи бассейна и необходимые условия для прогнозирования геолого-поисковых и разведочных работ.
«Карамай» – крупное нефтегазовое месторождение на западе Китая расположено недалеко от г. Карамай. Длина седиментационного бассейна составляет 50 км, ширина – до 10 км. Месторождение открыто в 1955 году. В переводе с уйгурского «Карамай» означает «черное масло», то есть нефть. Начальные запасы её составляли 1,5 млрд. т., природного газа – 80 млрд. м3. В 1960 году добыча сырой нефти на месторождении достигла 1,5 млн. т. или порядка 40 % от годовой добычи нефти всей страны того времени.
Карамайское нефтегазовое месторождение является жемчужиной китайской компании «PetroChina» и колыбелью нефтяной промышленности Западного Китая. До обнаружения месторождения «Дацина» на северо-востоке Китая Карамай был самым крупным в стране. В 2007 году на Карамае было добыто уже 12 млн. т. нефти и 3 млрд. м3 газа, а в 2010 году –почти 20 млн. т нефтяного эквивалента. С начала добычи на месторождении Карамай получено 250 млн. т нефти, 35 млрд. м3 природного газа; 60 % из них были переработаны на месте. Главным нефтегазоносным пластом являются песчаники нижнего «Карамайского» яруса среднего триаса.
В структурном плане месторождение Карамай расположено в зоне надвига пластин на северо-запад бассейна с многочисленными разрывными нарушениями (рис.1). В северо-восточном направлении простираются разрывные пояса Хун-Чэ, Кэ-Ву, Ву-Ша и др. [3]. Зона надвигов рассекает центральную часть нефтяной площади. В триасовых отложениях вертикальная амплитуда разрывов составляет 280-1200 м, горизонтальная – 100-1400 м. Разрывы начали формироваться в позднем палеозое (пермь), продолжали развиваться до средней юры и неоднократно возобновлялись в кайнозое. В миоцене её рассматривают как конседиментационную зону сбросов, сравнимую с широким грабеном.
Основным из резервуаров нефти и газа по мнению ряда ведущих геологов Китая является развивашаяся здесь «Манасхутская» депрессия в большом джунгарском бассейне, расположенная в 20 км юго-восточнее месторождения. Согласно стратиграфическому разрезу в ней выделено 7 комплексов-коллекторов, представленных следующими стратиграфическими уровнями: 1 – «Хун-ша» (карбон – нижняя пермь), 2 – нижний «Урхэ» (средняя пермь), 3 – верхний «Урхэ» (верхняя пермь), 4 – «Карамай» (средний триас), 5 – «Байзянтан» (верхний триас), 6-«Бадауван» (нижняя юра) и 7-«Чигу» (верхняя юра). Общая мощность осадочных пород в депрессии оценивается в 10-12 тыс.м, а суммарная эффективная коллекторская мощность достигает 2500 м. В собственно «Карамае» сформировались и установлены многочисленные залежи: разрывные, тектонически-экранированные (триас и юра), стратиграфические, литологически-экранированные (карбон и пермь) и другие залежи [4].
Рис. 1. Схема разрывной тектоники Манасхутской депрессии (КНР)
В процессе её развития произвольно возникали многочисленные оперяющие разрывы. Они разделяются на две группы: первая – простирающиеся в субширотном и вторая–в субмеридианальном направлениях. Эти разрывы создают сложную «сетчатую» микроблоковую структуру фундамента и осадочного чехла. По характеру разрывных нарушений в зоне месторождения выделяются десятки тектонических блоков различной размерности. Наложение герцинской тектонической фазы на каледонские структуры и обновление складчатости в кайнозое сильно усложнили общую тектонику фундамента бассейна к середине неогена. В последующем–это повлияло на общий структурный план всего осадочного чехла. Формировались десятки тектонических структур и куполообразных структур облекания. Верхне-юрские и меловые песчано-глинистые осадки (комплекс «Чигу») оказались благоприятными коллекторами для формирования нефтегазовых ловушек и залежей.
Собранные и проанализированные в последние годы доступные материалы по месторождениям и региону свидетельствуют о большой значимости «Манасхутской» депрессии как возможного резервуара нефтегазовых углеводородов в Джунгарии. При площади впадины в 200 тыс. кв.км и средней коллекторской мощности мезозойских пород до 2000 м, здесь могли сконцентрироваться огромные углеводородные ресурсы в сотни миллионов условных единиц. Конечно, доступ к ним кажется нам очень сложным и дорогим в связи с разрывной тектоникой фундамента и чехла бассейна. Считаем, что дальнейшие геологические исследования здесь необходимы но и возможны лишь при значительной инвестиционной поддержке Правительства КНР.
В группу нефтегазовых обьектов региона входят также разрабатываемые сегодня месторождения «Чайнан», «Шищи», «Хутуби», «Душаньцзы», «Шантай», «Чэпайцзы» и др. Они представляют значительный интерес и важны для решения проблемы энергообеспечения крупного экономического региона Джунгария и других на западе Китая.
Выводы:
1. Геолого-тектоничекое развитие единого Джунгарского бассейна в Северном Тянь-Шане свидетельствует об исключительно сложном строении позднепалеозойского фундамента и сформировавшегося на нём осадочного мезозойского чехла.
2. Структурный план юрско-меловых и палеогеновых комплексов унаследовал от завершённой герцинской складчатости многообразие форм плекативных и дизюнктивных нарушений.
3. Геолого-поисковые работы на углеводороды в Джунгарии ожидаются трудными и требуются их комплексное сопровождение с масштабным сейсмопрофированием и другими видами исследований.
4. Перспективы развития поисковых работ на нефть и газ в бассейне оцениваются нами и китайскими экспертами как «весьма благоприятные». В соответствии с Программой «Шанхайской организации сотрудничества» (ШОС-2013), комплексные исследования Джунгарии в рамках национальной программы «Энергетика 2020» рекомендуются продолжать и в будущем.
Библиографическая ссылка
Сиднев А.В., Го Минь СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗВИТИЯ ЗАЙСАНСКОЙ И ДЖУНГАРСКОЙ ВПАДИН СЕВЕРНОГО ТЯНЬ-ШАНЯ И ПРОБЛЕМЫ ПОИСКОВ УГЛЕВОДОРОДОВ НА СЕВЕРО-ЗАПАДЕ КИТАЯ // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2015. – № 5-3. – С. 448-451;URL: https://applied-research.ru/ru/article/view?id=6808 (дата обращения: 19.04.2024).