levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

В.А. Игнатова,  (Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт)

Журнал «Геология Нефти и Газа » # 2008-2
Положение и изученность
    Зея-Буреинский (Амуро-Зейский) потенциально нефтегазоносный бассейн (ПНГБ) расположен на равнинной территории Амуро-Зейского плато в бассейне рек Амура, Зеи и Буреи, приурочен к одноименной впадине. Большая его часть находится в пределах Амурской области РФ, меньшая (правобережье р.Амура) – на территории Китая. Бассейн вытянут в северо-восточном направлении на 390 км при ширине 90-230 км, площадь около 70 тыс. км2.
    В пределах Зея-Буреинского ПНГБ проведены съемки аэромагнитная масштаба 1:200 000 и гравиметрическая масштаба 1:500 000, электроразведка методом ТТ масштаба 1:500 000 и 1:200 000. Выполнены также региональные сейсморазведочные работы КМПВ (1450 км), детальная сейсморазведка МОВ (4500 км), магнитотеллурическое зондирование, профильное бурение (14033 м). В 1956-1958 гг. пробурены Белогорская опорная скв. 10-п (2254 м) и Екатеринославская параметрическая скв. 2-Е (2803 м). С 1962 г. проводилось глубокое поисковое бурение на Некрасовской, Белоцерковской, Анфиногеновской, Итикутской, Подувальнинской, Радостной и Дубовской площадях. Пробурено 14 глубоких (31005 м) и 92 структурных (69369 м) скважин, всего около 1000 скважин, большей частью картировочных, но лишь 70 из них имеют глубину более 500 м. В итоге, в пределах Зея-Буреинского прогиба выполнен наибольший по сравнению с другими регионами юга материковой части Дальнего Востока объем нефтепоисковых работ.
Тектоническое и геологическое строение

В тектоническом отношении бассейн представляет собой систему рифтогенных грабенов северо-восточного простирания длиной 140-200 км и шириной 15-80 км – Лермонтовский, Белогорско-Комиссаровский, Сычевско-Спасовский, Михайловский, Екатеринославский и Архаринский. Они разделены приподнятыми зонами – Благовещенской, Полтавско-Поздневской и Райчихинской (рис. 1, 2).

 

Рис. 1. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА ЗЕЯ-БУРЕИНСКОГО ПНГБ
Границы: 1 – бассейна, 2 – зон, 3 – прогибов и поднятий; 4 – тектонические разломы надвигового типа, выделенные по гравиразведке; 5 – скважины; 6 – газопроявления; 7 – нефтяные пленки; 8 – линии профилей; 9 – перспективные зоны; границы зон: СС – Сычевско-Спасская погруженная, Б – Благовещенская приподнятая, ЛБ – Лермонтовско-Белогорская погруженная, ПП – Полтавско-Поздневская, МЕ – Михайловско-Екатеринославская погруженная, Р – Райчихинская приподнятая; прогибы: I – Лермонтовский, II – Михайловский, III – Архаринский, IV – Романовский, V – Екатеринославский, VI – Белогорско-Комиссаровский, VII – Сапроновский, VIII – Спасовский, IX – Сычевский, X – Дмитриевский, XI – Лазаревский; поднятия: XII – Костюковское, XIII – Благовещенское, XIV – Гродековское, XV – Успенское, XVI – Полтавско-Ильинское, XVII – Тарбогатайское, XIX – Воскресеновское, XX – Тюканское, XXI – Калининское

 

Мощность осадочных отложений в рифтогенных прогибах колеблется от 500 м в прибортовых зонах до 3500 м и более в центральных частях и уменьшается с востока на запад: 3000 м и более в западной зоне бассейна (Лермонтовский, Белогорско-Комиссаровский), до 2500 м в центральной (Екатеринославский, Михайловский, Поярковский) и около 1000-1500 м в восточной (Архаринский). На разделяющих прогибы поднятиях мощность чехла не превышает 500 м.

Складчатым основанием бассейна являются офиолитовые, флишево-граувакковые, метаморфические и магматические палеозойские породы Зея-Селемджинской зоны, образовавшейся при коллизии Хингано-Буреинского и Приаргуньского массивов. В палеозойском комплексе отложений выделяются породы кембрийской, девонской, каменноугольной и пермской систем (таблица). Средне- и верхнепалеозойские отложения прорваны многочисленными интрузиями тырмобуреинского (от гранитов и гранодиоритов до ультраосновных пород) и алтахинского (щелочные граниты, граносиениты) комплексов.

Осадочный чехол бассейна выполнен континентальными отложениями верхнеюрско-неогенового возраста вулканогенно-терригенного состава.

Разрез осадочного чехла имеет следующий состав (снизу вверх).

Юрская система.

    Екатеринославская свита (волжский ярус верхней юры) – вскрыта скважинами в погруженных частях прогибов, выклинивается к бортам, не выходит на поверхность. Имеет песчаниково-аргиллит-алевролитовый состав, в нижней части свиты – базальный горизонт (около 100 м), состоящий из гравелитов, конгломератов с туфами. Мощность прослоев аргиллитов до 10-16 м, алевролитов до 60 м. Встречаются прослои туфов андезитодацитов мощностью до 37 м, иногда прослои карбонатных пород. В краевых частях грабенов отмечается увеличение песчаниковых и конгломератовых прослоев в разрезе, появляются туфы риолитов. Общая вскрытая мощность свиты в пределах Лермонтовского прогиба 510-1592 м, Михайловского – более 802 м, Белогорско-Комиссаровского – 629 м, Екатеринославского – более 1185 м. Екатеринославской свите соответствует IV сейсмофациальный комплекс.

Низы свиты предположительно нефтематеринские, в них обнаружены небольшие проявления газа нефтяного ряда.

В северо-западной части Зея-Буреинской впадины верхнеюрские образования депской и молчанской свит залегают на морских среднеюрских отложениях с конгломератами и гравелитами в основании. Депская свита представлена мелко- и среднезернистыми песчаниками, содержащими прослои алевролитов, аргиллитов, туфов и до 80 пластов каменного угля мощностью до 3 м. Общая мощность свиты достигает 1000 м. Вышележащая нижнемолчанская подсвита молчанской свиты мощностью около 1500 м сложена преимущественно песчаниками с прослоями алевролитов, туфов, конгломератов и углей.

 

Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ЗЕЯ-БУРЕИНСКОГО ПНГБ ПО ЛИНИИ I – I
1 – гранодиоритовые интрузии; 2 – фрагменты Зея-Селемджинской коллизионной зоны; 3 – отложения юрско-нижнемелового комплекса (склоновые, аллювиальные, озерные, вулканические фации); 4 – отложения нижне-верхнемелового комплекса (озерные, глубоководно-озерные, аллювиальные фации); 5 – отложения верхнемел-кайнозойского комплекса (озерные, озерно-аллювиальные фации); 6 – разломы и надвиги; 7 – поисковые скважины; 8 – нефтяные пленки; 9 – газопроявления; положение профиля см. на рис. 1

 

Меловая система. Нижний отдел.

    Итикутская (томская) свита (берриас – валанжин) имеет эффузивно-пирокластический состав. В крупных прогибах наблюдается заметная литолого-фациальная изменчивость, выражающаяся в преобладании в центральных частях прогибов терригенных пород, а в прибортовых частях – вулканитов. В осевых частях грабенов эти отложения состоят из песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей, андезитов. К краевым частям грабенов происходит увеличение андезитовой и андезит-риолитовой составляющей, появляются прослои туфов и лавобрекчий. Мощность андезитов до 233 м, мощность пластов аргиллитов до 19 м. Общая мощность свиты в Лермонтовском прогибе 876 м, Михайловском – 780 м, Белогорско-Комиссаровском – 788 м, на горно-складчатом обрамлении бассейна до 1054 м. Итикутской свите соответствует III сейсмофациальный комплекс, ее подошве – отражающий горизонт IIIII-IVк, кровле – отражающий горизонт IIII-IIIк.

В некоторых районах итикутскую свиту удается разделить на две подсвиты: нижнюю (мощность до 1000 м), сложенную песчаниками, алевролитами, аргиллитами, конгломератами, и верхнюю (мощность > 300 м), сложенную риолитами, андезитами и их туфами.

Свита возможно нефтематеринская, обнаружены слабые проявления газа нефтяного ряда (скв. 1-ОП, интервал 1198-1995 м) и пленки нефти.

В северо-западной части Зея-Буреинского бассейна в берриасе– валанжине накапливались терригенные породы верхнемолчанской подсвиты и перемыкинской свиты, представленные песчаниками, гравелитами, конгломератами, алевролитами, аргиллитами с пластами угля. Мощность варьирует от 500 до 2000 м.

Поярковская свита (готерив – нижний альб), II сейсмофациальный комплекс, имеет более широкое распространение, чем нижележащие свиты, выходя за пределы грабенов. Наибольшая мощность отмечена в центральных частях прогибов, где наблюдается согласное залегание; отложения поярковской свиты в бортовых частях и на поднятиях залегают с размывом и конгломератами в основании на более древних образованиях. По литологическим и палеонтологическим данным разделяется на две (Горбачев И.Ф., 1971; Тимофеев А.А., 1966) или три [2] подсвиты. Как свита в целом, так и подсвиты существенно фациально изменчивы по простиранию.

Описание по А.А.Тимофееву (1966) и И.Ф.Горбачеву (1971).

Нижнепоярковская подсвита в центральных частях грабенов сложена в нижней части ритмично переслаивающимися мелко- и среднезернистыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами (700 м), в верхней – аргиллитами с редкими прослоями алевролитов (220 м). По бортам прогибов в составе подсвиты преобладают вулканиты: андезиты, их туфы, туфобрекчии мощностью до 250 м. Встречается смешанный тип разреза: песчаники, иногда туфогенные, алевролиты, аргиллиты, гравелиты, конгломераты, прослои угля, андезиты, туфы, туффиты. Мощность такого типа разреза составляет 200-450 м. В восточной части бассейна отмечены линзы и прослои пелитоморфных известняков, известковистых песчаников.

Верхнепоярковская подсвита отличается еще большей фациальной изменчивостью, особенно в нижней части. В центральных частях грабенов преобладают аргиллиты, туфопесчаники, алевролиты, гравелиты, конгломераты. Мощность подсвиты до 600 м. Ближе к бортам грабенов увеличивается количество вулканитов, появляются прослои угля. На поднятиях вблизи разломов преобладают вулканиты мощностью до 300 м, представленные андезитами, андезитобазальтами, туфами и лавобрекчиями кислого и основного состава, риолитами.

Описание по С.И.Войковой (1993).

Нижняя подсвита. В осевых частях рифтов разрез состоит из переслаивания туфопесчаников, туфоалевролитов, аргиллитов; к краевым частям происходит увеличение андезитовой и андезит-риолитовой составляющей, туфов, лавобрекчий. Мощность изменяется от первых десятков до первых сотен метров.

Средняя подсвита. Преимущественно черноцветная, угленосная песчаниково-алевролит-аргиллитовая, с прослоями туфов и туфогенных пород. Пласты аргиллитов и алевролитов составляют до 87 % мощности разреза. Пласты черных высокоуглеродистых аргиллитов имеют мощность до 10-80 м, а их пачки – до 115-160 м. Общая мощность высокоуглеродистых аргиллитов 187-365 м. В направлении к краевым частям рифтов увеличивается количество алевролитов, песчаников и конгломератов, возрастает мощность андезитов, андезитовых порфиритов. Общая мощность подсвиты до 785 м.

Верхняя подсвита. Переслаивание сероцветных алевролитов, аргиллитов, песчаников с линзами углей, примесью туфогенного материала. Мощность очень непостоянна даже в пределах одной структуры, максимально достигает 363 м.

Поярковская свита является предположительно нефтематеринской. Обнаружены нефтяные пленки (Белогорско-Комиссаровский прогиб, скв. 1-Бг, интервал глубин 1198-1212 м; Михайловский прогиб, скв. 11-к, интервал глубин 370-562 м, скв. 1-с, интервал глубин 650-760 м), битумоиды (Лермонтовский прогиб, скв. 18-к, интервал глубин 776-780 м), газопроявления (Лермонтовский прогиб, скв. 18-к, глубина 682 м).

Нижнемеловые отложения в юго-восточной части впадины и по берегу р.Амур прорваны интрузиями гранитов, гранодиоритов, диоритов и габбро (харинский, верхнеамурский и буриндинский комплексы).

Верхний отдел.

Завитинская свита (турон – кампан) залегает с размывом и перерывом на более древних отложениях. Характеризуется отсутствием или незначительной примесью вулканогенных образований и углей, незначительной фациальной изменчивостью. По сравнению с нижележащими свитами отложения завитинской свиты по площади распространены более широко, но максимальная мощность также приурочена к центральным частям прогибов. Перерыв между поярковской и завитинской свитами на большей части бассейна охватывает верхи альба, сеноман и низы турона. Лишь в восточной части бассейна все это время продолжалась интенсивная вулканическая деятельность с перерывом на границе альба и сеномана. В это время там сформировалась мощная (до 1500 м) серия чередующихся риолитов, трахириолитов, их туфов, игнимбритов, реже андезитов и их туфов, туфопесчаников и туфоалевролитов.

По литологическому составу и возрасту выделяется две подсвиты (Горбачев И.Ф., 1971; Тимофеев А.А., 1966) или четыре толщи [2].

Описание по А.А.Тимофееву (1966) и И.Ф.Горбачеву (1971).

Нижнезавитинская подсвита начинается пачкой серых кварц-полевошпатовых песчаников с кремнистой и кварцевой галькой. Выше по разрезу появляются прослои алевролитов и аргиллитоподобных глин. Заканчивается разрез подсвиты пачкой черных аргиллитоподобных глин (маркирующий горизонт). Мощность подсвиты достигает 300 м.

Верхнезавитинская подсвита начинается 30-м пачкой переслаивания алевролитов и песчаников, выше следует 25-м пачка аргиллитоподобных глин с включениями обломков известняков. Завершается разрез пачкой переслаивания алевролитов и аргиллитов.

Описание по С.И.Войковой (1993).

Первая толща (сеноман) имеет тонкозернистый состав – аргиллиты, глины с туфогенной примесью. Мощность от десятков до 170 м. В сводах структур отсутствует. Подошве толщи соответствует сейсмофациальный комплекс III-IIк.

Вторая толща (сеноман – турон) представлена частопереслаивающимися песчаниками, алевролитами, аргиллитами, вверх по разрезу зернистость пород уменьшается. Присутствуют включения углефицированного детрита. На Дубовской структуре (Михайловский прогиб) толща представлена туфами и туфогенными породами (30-190 м). Максимальная мощность толщи составляет 1010 м (Белогорско-Комиссаровский прогиб). Мощность толщи в Лермонтовском прогибе 540 м, в Михайловском – 570 м. В сводах структур толща редуцирована по мощности или отсутствует.

Третья толща (турон). Черные и темно-серые аргиллиты, алевролиты, песчаники, местами угли, гравий, туфы. Пласты черных высокоуглеродистых аргиллитов имеют мощность до 35 м, их суммарная мощность 55-71 м. Общая мощность подсвиты от 96 до 254 м, уменьшается от крыльев к сводам структур почти до полного выклинивания. Подошва определяется I сейсмофациальным комплексом.

Четвертая толща (сенон) в нижней части сложена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов с углефицированным детритом, вверху состоит из пестроцветных аргиллитов, составляющими до 80-90 % разреза, с прослоями алевролитов. Мощность подсвиты 28-360 м. Кровле соответствует опорный горизонт Оп-Iк.

Завитинская свита потенциально нефтематеринская. Обнаружены проявления метанового газа в Белогорско-Комиссаровском прогибе (скв. 3-н, интервал глубин 400-600 м), Михайловском прогибе (скв. 12-к, интервал глубин 502-602 м).

Цагаянская свита (маастрихт – даний) покрывает всю Зея-Буреинскую впадину горизонтально залегающим плащом, который перекрывает размытую поверхность завитинской и поярковской свит, иногда кристаллический фундамент. Максимальную мощность достигает в центральной части бассейна (до 580 м). Имеет цикличное строение – разделяется на три подсвиты, отражающие отдельные седиментационные циклы. В каждой подсвите зернистость пород уменьшается вверх по разрезу от грубозернистых песчаников до глин. Сложена алевролитами, аргиллитами, песчаниками с конгломератами и бурыми углями. Отдельные пласты черных аргиллитов имеют мощность 3-48 м. Кровля определяется сейсмофациальным комплексом О. В нижнецагаянской подсвите пласт мелкозернистых песчаников – “цагаянский репер”. В верхней части верхнецагаянской подсвиты в юго-восточной части бассейна выделяются характерные кивдинские слои, ранее выделявшиеся в ранге свиты, содержащие мощные пласты бурого угля.

Обнаружены слабые проявления газа нефтяного ряда и нефтяные пленки.

Палеогеновая – неогеновая – четвертичная системы.

Палеоген-четвертичные образования Зея-Буреинского бассейна объединяются под названием зейской серии, сложенной песчано-галечными и глинисто-алевритовыми образованиями общей мощностью до 400 м. Она включает (снизу вверх) отложения следующих свит:

  • райчихинская свита (нижний – средний эоцен) – глины, пески мощностью 40 м;
  • мухинская свита (олигоцен) – глины, пески, пласты бурого угля мощностью до 48 м, мощность свиты до 300 м;
  • бузулинская свита (нижний – средний миоцен) – пески, алевриты, глины, пласты бурого угля мощностью до 9 м, мощность свиты 126 м;
  • сазанковская свита (верхний миоцен) – пески, глины, алевриты, гравий, лигниты, мощность свиты 30-120 м;
  • белогорская свита (плиоцен – квартер) – гравийные пески мощностью 50-100 м.
Геодинамическая эволюция

Формирование осадочного чехла бассейна начинается с позднеюрского времени, когда, благодаря большеамплитудным левым сдвигам вдоль глубинных разломов системы Танлу и/или повороту Амурского геоблока при закрытии Монголо-Охотского океана (рис. 3), начинают формироваться узкие протяженные прогибы рифтового типа (рис. 4). Образовавшиеся грабены были выполнены мощными отложениями екатеринославской и итикутской свит. Полимиктовый и грубообломочный состав, слабая сортировка и плохая окатанность терригенного материала в породах свит указывают на их образование в условиях расчлененного рельефа. При этом происходила активизация краевых глубинных разломов, вдоль которых в условиях растяжения проявилась интенсивная вулканическая деятельность с образованием полифациальной андезит-риолитовой субформации мощностью > 1000 м.

 

Рис. 3. ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ЮГА МАТЕРИКОВОЙ ЧАСТИ ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА
А – поздняя кора, Б – ранний мел, В – настоящее время; 1 – границы плит; 2 – Сино-Корейская платформа; 3 – сутуры (индекс – возраст образования); 4 – массивы; 5 – вулканические пояса (индекс – возраст вулканизма); 6 – надрифтовые впадины; 7 – впадины трансформированных пассивных окраин; 8 – Зея-Селемджинская коллизионная зона; 9 – пассивная окраина; 10 – океанические бассейны; 11 – Сихотэ-Алинский аккреционный массив; 12 – зоны субдукции; 13 – Внутреннемонгольская надвиговая зона; 14 – сдвиги; 15 – рифт; 16 – направление движения плит; вулканические пояса: БХ – Большехинганский, СА – Сихотэ-Алинский, ХО – Хингано-Охотский, Ал – Алчанский, Ар – Арсеньевский, УО – Умлекано-Огоджинский; впадины: ЗБ – Зея-Буреинская, С – Сунляо, ВБ – Верхне-Буреинская, СрА – Средне-Амурская, Су – Сунгарийская; сдвиги: ТЛ – Танлу, АС – Амуро-Селемджинский, КТ – Корейско-Тайванский

 

В.Г.Варнавский отмечает, что рифтообразование было многостадийным и продолжительным по времени. Наиболее ощутимая активизация рифтогенеза проявлялась на рубежах юры и мела, валанжина и готерива, возможно, берриаса и валанжина. Отмеченные импульсы активизации рифтообразования подтверждаются наличием рифтовых блоков, в пределах которых отсутствуют осадки более ранних этапов осадконакопления [1].

Начиная примерно с баррема и вплоть до конца позднего мела осадконакопление распространяется за пределы рифтов, приобретая депрессионный характер (см. рис. 4). Отложения поярковской и завитинской свит включают в себя аллювиальные, озерные и глубоководно-озерные фации, в том числе темноцветные высокоуглеродистые, перспективные в качестве нефтематеринских свит глинистые породы. До середины альба депрессионное осадконакопление сопровождалось вулканизмом, свидетельствуя о переходном этапе эволюции от рифтогенного к депрессионному, особенно вдоль граничных глубинных разломов.

 

Рис. 4. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ГЕОДИНАМИЧЕСКОЙ ЭВОЛЮЦИИ ЗЕЯ-БУРЕИНСКОГО ПНГБ
1 – Зея-Селемджинская палеозойская коллизионная зона; 2 – гранитные и гранодиоритовые интрузии харинского (Т), верхнеамурского и буриндинского (К1) комплексов; 3 – рифтовые фации екатеринославской (J3-K1b), итикутской (K1b-v) и нижнепоярковской (K1h-br) свит; 4 – депрессионные фации средне-верхнепоярковской (K1br-K2cm) и завитинской (K2t-cp) свит; 5 – депрессионно-инверсионные фации цагаянской (К2m-P), райчихинской (P21-2) свит и зейской серии (P-Q1); 6 – глубина начала формирования жидких УВ; 7 – направление движения плит

 

О переходе депрессионного этапа в депрессионно-инверсионный свидетельствует уменьшение скорости осадконакопления и, следовательно, мощности осадков. В разрезах цагаянской, райчихинской и других кайнозойских свит появляются размывы, несогласия, возрастает доля грубообломочных осадков. Эта эволюционная стадия разнообразна по своему характеру, условия депрессии (мелководно-озерные отложения цагаянской, сазанковской и белогорской свит) и воздымания многократно сменяют друг друга, и только к началу плиоцена черты инверсионности становятся преобладающими (см. рис. 4).

Таким образом, Зея-Буреинский бассейн образован в результате многостадийного позднеюрско-барремского рифтогенеза, сменившегося в апт-сенонское время формированием надрифтовых депрессий, в маастрихт-миоценовое – проявлением депрессионно-инверсионного режима, закончившегося предплиоценовой инверсией [5].

Перспективы нефтегазоносности

Нефтематеринские свиты. В разрезе присутствуют нефтегазоматеринские горизонты в составе итикутской, поярковской и завитинской свит, содержание Сорг в материнских породах возрастает вверх по разрезу: 0,01-1,00 % в итикутской свите; 0,04-3,84 % в поярковской свите; 2,5-3,0 % в завитинской свите. В целом Сорг в аргиллитах и алевролитах составляет 0,15-2,50 %, в песчаниках – 0,5-0,7 %, преобладает гумусовая органика, что позволяет рассматривать Зея-Буреинский бассейн как преимущество газоносный. Степень катагенетической преобразованности в наиболее погруженных частях рифтов – мезокатагенез (МК1-2) для пород екатеринославской, итикутской и нижней части поярковской свит. На этой стадии катагенеза нефтегазоматеринские горизонты генерируют как жидкие, так и газообразные УВ.

В строении бассейнов юго-востока РФ и Восточного Китая существенная роль принадлежит континентальным отложениям – аллювиальным, озерным, болотным фациям. Ранее считалось, что они могут генерировать в основном газообразные УВ. Как показало изучение бассейнов Китая и Австралии [2], такие отложения могут являться источником и жидких УВ. Не исключено, что в наиболее погруженных частях Зея-Буреинского ПНГБ могут присутствовать такие образования, сформировавшиеся в пределах единой с бассейном Сунляо области осадконакопления.

Природные резервуары. Для екатеринославской и итикутской свит, не испытавших высокотемпературные воздействия, связанные с внедрением и излиянием магмы, характерны значения параметров открытой пористости – 12-19 % и проницаемость до 0,05 мкм2. Коллекторы этих толщ преимущественно порово-трещинные. Трещиноватость фиксируется даже в эффузивных образованиях, которые при определенных условиях также способны аккумулировать УВ как в бассейнах Китая, где открыты десятки месторождений в вулканических породах широкого стратиграфического диапазона от архея до кайнозоя. Меловые отложения обладают хорошими коллекторскими свойствами (I-III класс): для поярковской свиты значения открытой пористости составляют от 11,18 до 25,11 %, проницаемость достигает 0,145 мкм2; для завитинской свиты соответственно 23,1-28,5 % и 0,115-0,120 мкм2. Трещинно-поровый тип коллекторов сменяется вверх по разрезу поровым.

В качестве локальных экранов могут служить пласты аргиллитов мощностью от 16 до 250 м, встречающиеся по всему разрезу, а также мощные пласты эффузивных пород. Завитинская свита рассматривается в качестве регионального флюидоупора.

Нефтегазопроявления. В пределах Зея-Буреинского ПНГБ выявлены признаки нефтегазоносности в виде газопроявлений в разрезе, повышенной битуминозности пород в керне, выделений пленок нефти (см. рис. 1). Анализ битумоидов, изученных по керну скважин, и нефтяных пленок, полученных в процессе бурения в Лермонтовском, Михайловском и Белогорском прогибах, показал, что их состав характерен для нафтенометановых нефтей с примесью ароматических УВ, сходных с нефтями одновозрастных отложений Монголии и Китая. В ряде скважин наблюдалось разгазирование бурового раствора, газы имеют азотно-метановый или метановый состав.

Структуры. В пределах осадочного чехла рифтовых прогибов выявлено 23 брахиантиклинальные складки северо-восточного, северо-западного и субширотного простираний размерами (3,0-7,0)х(5,0-9,5) км и амплитудами от 50 до 600 м. В пределах брахиантиклиналей породы итикутской и поярковской свит имеют углы падения до 25-30о, завитинской – 5-10о. Большинство антиклиналей приурочено к прибортовым частям рифтов, в которых распространены преимущественно вулканогенные и грубообломочные терригенные породы, мало благоприятные для залежей нефти и газа. Центральные же части грабенов, где развиты наиболее мощные, литологически благоприятные толщи осадочных отложений, изучены очень слабо. Кроме того, проведенное глубокое бурение на пяти локальных брахиантиклинальных структурах показало некачественность геофизической подготовки структур. Оценка перспектив брахиантиклиналей определялась 1-2 скважинами. Небольшой объем глубокого бурения (10 скважин) оказался рассредоточенным на восьми площадях в трех грабенах. При этом часть скважин была заложена на складках облекания интрузивных выступов (Дубовская, Анфиногеновская, Подувальнинская структуры) (рис. 5) с незначительной мощностью осадочных отложений (1000-1500 м), при этом структурные и литологические ловушки в погруженных зонах остались неопоискованными. В сводовых частях антиклиналей часто обнаруживались эффузивно-пирокластические и интрузивные образования, а перекрывающие их пласты осадочных пород, образующие антиклинальные складки облекания в своде, обладали повышенной трещиноватостью и несли следы размывов. Таким образом, ловушки антиклинального типа на территории Зея-Буреинского бассейна зачастую не пригодны для аккумуляции УВ. Наиболее распространенными и пригодными для этих целей являются ловушки литологически, стратиграфически и тектонически экранированные, связанные с отложениями конусов выноса, корой выветривания в эффузивных толщах, а также шнурковые ловушки-палеорусла.

 

Рис. 5. ВРЕМЕННОЙ РАЗРЕЗ ОГТ ЗЕЯ-БУРЕИНСКОГО ПНГБ ПО ПРОФИЛЮ 873401
1 – разрывные нарушения; 2 – отражающие горизонты; 3 – скважины;
4 – пересечения сейсмопрофилей, их номера и номера пикетов; положение профиля см. на рис. 1

 
Перспективы нефтегазоносности

Несмотря на значительный объем геолого-разведочных работ, выполненных на территории Зея-Буреинского бассейна, в целом они оказались незавершенными. Данных, позволяющих однозначно оценить возможность обнаружения в нем промышленных скоплений нефти и газа, до сих пор не получено. Ни одна из 14 глубоких скважин не была пробурена в благоприятных структурных условиях и правильно испытана.

К положительным факторам, свидетельствующим в пользу возможной нефтегазоносности, относятся:

  1. Наличие темноцветных высокоуглеродистых возможно нефтематеринских пород достаточной мощности, достигших в осевых зонах рифтов глубины главной зоны генерации нефти; благоприятный геотермический градиент (около 38 оС/км).
  2. Наличие пород-коллекторов, экранирующих пород и возможных нефтегазоаккумулирующих структур.
  3. Наличие установленных газопроявлений с УВ нефтяного ряда и следов пленок нефти – прямых индикаторов нефтегазовых месторождений.
  4. Сходство Зея-Буреинской впадины с впадиной Сунляо по геолого-геофизическим, стратиграфическим, палеогеографическим параметрам, вулканизму и тектонической природе [3]. В нефтегазоносном бассейне Сунляо, который, как и Зея-Буреинский, представляет собой систему сближенных рифтогенных грабенов северо-восточного простирания, открыто более 28 залежей нефти в меловых отложениях депрессионного этапа эволюции и 5 газовых залежей в юрско-нижнемеловых формациях, отвечающих рифтовой стадии развития бассейна.

Отрицательные факторы:

  1. Преимущественно гумусовый состав органики возможно нефтематеринских толщ, не достигших достаточной для начала генерации газа глубины.
  2. Пониженные скорости осадконакопления, а следовательно, малые мощности и глубина залегания верхнемеловых толщ (завитинская свита), которые в бассейне Сунляо являются основными нефтематеринскими формациями.
  3. Отсутствие выявленных значительных структур, благоприятных для локализации УВ. Большое число непродуктивных скважин при всей некачественности их бурения и недостатках исследования вызывают сомнение в перспективности бассейна. Но, учитывая недоизученность тектонического строения (неизвестен преобладающий тип ловушек, пригодных для скопления УВ), ограниченность исследований мезо-кайнозойского комплекса, категоричные выводы по перспективности впадины как положительные, так и отрицательные делать преждевременно.

Таким образом, проведенных работ в Зея-Буреинском бассейне недостаточно для его окончательной оценки. По имеющимся данным он может быть оценен как перспективный, но не является объектом работ первой очереди. Возможно выявление мелких (преимущественно) и средних залежей УВ, сингенетичных мезо-кайнозойскому комплексу пород, главным образом в меловых отложениях, принадлежащих осевым и прибортовым частям Лермонтовского, Михайловского, Екатеринославского, Белогорского и, возможно, Спасовского прогибов (см.рис.1). Не исключена принципиальная возможность открытий месторождений в зонах региональных надвигов и поддвигов под Хингано-Буреинский массив, которые могли бы сформироваться вдоль восточной периферии бассейна в результате позднепалеозойских и позднемезозойских процессов сжатия, аналогично поясу надвигов Ордосского и Джунгарского бассейнов (Китай). Не стоит также упускать из внимания нетрадиционные объекты поиска наподобие коры выветривания в гранитоидах докембрийского, палеозойского и мезо-кайнозойского возрастов.

По официально утвержденной оценке, по состоянию на 01.01.2002 г. начальные суммарные ресурсы Зея-Буреинского ПНГБ составляют 52,2 млн т усл. топлива по категории Д2, в том числе 5,5 млн т нефти и конденсата и 46 млрд м3 газа. По различным авторским оценкам, прогнозные ресурсы бассейна варьируют от 1 до 250 млн т нефти и от 40 до 100 млрд м3 газа [4]. По аналогии с Верхне-Буреинским газоносным бассейном, где в меловых отложениях обнаружено Адниканское газовое месторождение с разведанными запасами газа 1,99 млрд м3, локализованные ресурсы на каждой перспективной структуре Зея-Буреинского ПНГБ могут составлять 4 млрд м3 и более.

Депрессионный этап развития бассейна, во время которого происходит накопление основного объема осадочных отложений, благоприятных для нефтегазообразования и нефтегазонакопления, до конца раннего мела сопровождался вулканизмом и практически был переходным от рифтогенного к депрессионному, а с конца позднемелового времени сменился депрессионно-инверсионным. Исходя из этого, официальная оценка НСР УВ Зея-Буреинского бассейна вряд ли может быть значительно изменена в сторону увеличения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Варнавский В.Г. Нефтегазогеологическое районирование Приамурья и сопредельного шельфа // Тихоокеанская геология. – 1996. – Т. 15. – № 1.
2. Войкова С.И. Отчет о результатах тематических работ по анализу и обобщению геологических материалов по Зее-Буреинской впадине. – Хабаровск: ГГП “Востокгеология” ДГЭ, 1993.
3. Кириллова Г.Л. Сравнительная характеристика внутриконтинентальных рифтовых бассейнов Восточной Азии: Сунляо и Амуро-Зейский // Тихоокеанская геология. – 1994. – № 6.
4. Нефтегазоносность юга Дальнего Востока и сопредельных регионов (сопоставительный анализ). – Хабаровск: ИКАРП ДВО РАН, ДВИМС и Дальгеолком МПР РФ, 1998.
5. Шеин В.С. Геодинамика и перспективы нефтегазоносности осадочных бассейнов Дальнего Востока / В.С.Шеин, В.А.Игнатова. – М.: Изд-во ВНИГНИ, 2007.


©  В.А. Игнатова, Журнал "Геология Нефти и Газа ". - 2008-2.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru