Нефтегазоносных комплексы

Сибирского и Северо – Китайского кратонов

Рапацкая Л.А, Клеерова Л.Я..

Национально-Исследовательский Иркутский Государственный Технический Университет

Становление новой парадигмы эволюции литосферы – тектоники литосферных плит, заставило пересмотреть теоретические воззрения на условия образования и миграции углеводородов (УВ). Согласно мобилистской концепции, генерация УВ происходит в различных геодинамических обстановках: в областях устойчивого и длительного прогибания с накоплением мощных осадочных толщ; в узких, линейно вытянутых рифтовых бассейнах с особым геодинамическим режимом; в зонах столкновения литосферных плит, где процессы субдукции на конечных этапах переходят в субдукционно-обдукционные. По мнению В.П.Гаврилова [1], наиболее благоприятными моделями для генерации УВ являются рифтогенная и субдукционно-обдукционная (аккреционно-коллизионная).

Важнейшим событием в истории развития Сибирской платформы в раннерифейское время является раскрытие континентальных рифтов, положивших начало образованию рифейских осадочных бассейнов, значение которых заключается, прежде всего, в генерации УВ, сохранившихся от предвендского размыва под молодыми рифейскими углеродистыми толщами.

По нашим представлениям, генерация УВ на Сибирском кратоне происходила по аккреционно-коллизионной модели: пассивная окраина активизируется вследствие островодужного наращивания и последующего столкновения с новообразованным орогеном. На окраине кратона формировались перикратонные прогибы: Преденисейский, Предверхоянский, Предпатомский и др. с мощными осадочными толщами, служившие впоследствии палеоочагами генерации УВ при перекрытии их надвинутыми с соседней складчатой области аккреционного орогена чешуйчатыми блоками новообразованной континентальной коры. Разновозрастные аккреционные орогены, прилегающие к Сибирскому кратону определяли время закрытия – «захлопывания» палеобассейна, образование перикратонного (краевого) прогиба-палеоочага генерации УВ и, соответственно, возраст нефтегазоносных комплексов [5].

Для геодинамической реконструкции выделения нефтегазоносных территорий, следует определить их структурное положение с позиций тектоники литосферных плит. Согласно современным представлениям, Сибирский и Северо-Китайский кратоны в неопротерозойское время входили в состав суперконтинента Родиния и составляли единый Сино-Сибирский праконтинент. Время распада этого континента разными авторами трактуется неоднозначно и охватывает период от 1 млрд. до 650 млн. лет, но все признают, что в результате его раскола образовались отдельные сегменты и произошло раскрытие Палеоазиатского океана (ПАО), т.е. внутриконтинентальный рифтинг по мере своего развития привёл к образованию обширного океанического бассейна. По краям океана возникали пассивные окраины, где происходило формирование мощных толщ осадков, сносимых с континента и накопление массы органического вещества (ОВ), которое впоследствии послужило источником генерации капельно-жидкой нефти.

Для того чтобы провести более или менее корректное сопоставление одновозрастных структурно-вещественных комплексов, образовавшихся в сходных геодинамических обстановках, исследованы классические опорные разрезы докембрия Сибирской платформы и её южного обрамления и докембрия Северо-Китайской платформы. Частью этих комплексов в отдельных стратиграфических диапазонах являются и нефтегазоносные комплексы (НГК), но их возраст, литологический состав, мощность и взаимоотношения с вмещающими толщами свидетельствуют о существенных различиях в дальнейшей истории развития Сибирского и Северо-Китайского сегментов. На пассивных окраинах Сибирского кратона в позднем протерозое-палеозое в условиях теплых мелководных морских бассейнов в приэкваториальных широтах формировались мощные толщи шельфовых, преимущественно карбонатно-терригенных и эвапоритовых осадков (первые впоследствии стали служить коллекторами нефти и газа, а вторые – покрышками).

Примером служит Юрубчено-Куюмбинское газо-нефтяное месторождение – супер-гигант с запасами газа в 1 млрд. м³ и нефти 300 млн. тонн, приуроченное к гигантскому природному резервуару в докембрийских, преимущественно- рифейских доломитовых каверно- трещинных коллекторах в нижней части осадочного чехла Камовского свода Байкитского осадочного бассейна на западе Сибирской платформы, к которому примыкают складчато-надвиговая горная система Енисейского кряжа и Предъенисейский прогиб.

На Енисейском кряже развиты мощные толщи карбонатных и терригенных пород рифейского возраста, нарушенные многочисленными надвигами. Здесь же развиты мощные черносланцевые толщи, испытавшие интенсивное катагенетическое преобразование. Состав, структуры, текстуры и комплекс биоты рифейских отложений позволяют считать, что седиментация происходила в теплом мелководном морском бассейне. Преобладание среди карбонатных отложений доломитов свидетельствует о высокой щелочности рифейского бассейна, так как магнезиальные соединения осаждаются при значениях рН не ниже 9. Среди доломитов наиболее широко распространены граноформные, строматолитовые, и другие разновидности, причем первые указывают на мелководность бассейна, а вторые на активную гидродинамику среды.

К уникальной по масштабам ЮТЗ нефтегазонакопления относится и Куюмбинское месторождение, приуроченное к гигантскому природному резервуару в докембрийских, преимущественно рифейских, существенно доломитовых каверново-трещинных породах-коллекторах, который расположен в нижней части осадочного чехла Камовского свода. Месторождение приурочено к Куюмбинскому грабену, в пределах которого наблюдаются многочисленные дизъюнктивы нарушения, Часть разломов ,типа раздвигов, заполненных глинистыми отложениями, служат латеральными экранами и разделяют северную и южную залежи месторождения.[6]. Авторы считают. что коллекторские свойства рифейских продуктивных горизонтов связаны с особенностями литогенеза: седиментогенеза, диагенеза и катагенеза, что и привело к формированию улучшения коллекторских свойств пород или к их полному уничтожению.

Другой крупной нефтегазоносной областью Сибирской платформы является Непско – Ботуобинская , приуроченная к одноимённой структуре. Здесь наиболее выразительным примером отражения особенностей литолого – фациальной обстановки формирования карбонатных коллекторов и соленосных покрышек, мощность которых достигает 200 -300 м, служит разрез Пилюдинского месторождения.

На территории Китая 75% разведанных запасов нефти и газа расположены в восточном Китае (бассейны Суньляо и Северо-Китайский), 25% приходится на Центральный и Западный Китай (бассейны Переднаньшаньский, Цайдамский, Сычуаньский и Джунгарский, Таримский и др.

Китайские исследователи [7] выделяют три генетических типа нефтегазоносных бассейнов: рифтогенные, кратонные и форландовые. Число крупнейших открытых месторождений - 92,7% приходится на рифтогенные бассейны мезо-кайнозойского возраста, т.е. их можно отнести к типу субдукционно-обдукционной модели образования .

Отличительной особенностью нефтегазоносных месторождений Китая является существенное преобладание среди НГК терригенных коллекторов – пород континентальных фаций. И только лишь в синии-раннем палеозое шло формирование морских осадков в Ордосском и Таримском бассейнах. С позднего палеозоя и до раннего мезозоя, по-видимому, происходило закрытие ПАО на окраинах Северо-Китайского и Таримского кратонов, которое шло до ранего неогена, когда морские воды полностью регрессировали с Китайского континента [7]. Поэтому в мезозое-кайнозое были распространены многочисленные небольшие по площади озёрные бассейны, в которых преобладали континентальные фации с многообразием типов пород, большой мощностью отложений и богатством органики. Покрышки представлены, в основном, однородными глинами и редко – солями и гипсами. Именно в этих озёрных бассейнах происходило накопление мощных толщ осадочных образований с большой массой органики. В дальнейшем эти бассейны служили, по- видимому, палеоочагами генерации УВ.

рис.1 Нефтегазоносный бассейн Сунляо (по М.Н.Афонскому)

1 – Дацинский вал

НГБ Сунляо (рис.1) , в северо-восточной части Китая – это крупнейший в Азии позднемезозойский бассейн с самым крупным месторождением Дацин, ограничен палеозойскими горными сооружениями Большого и Малого Хингана. Месторождение приурочено к Дацинскому валу. Мощность осадков от юрского до палеогенового возраста более 8 км. Литологический разрез бассейна Суньляо состоит из переслаивания конгломератов, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Коллекторы двух НГК (формаций) сложены континентальными мезо-кайнозойским терригенными толщами: песчаниками, алевролитами и аргиллитами озёрного и дельтового генезиса. Как считают некоторые исследователи, это месторождение является аналогом Самотлора. Комплексный анализ геолого-геохимических параметров (изотопный состава углерода нефтей и их фракций, определение биомаркеров методом хромато-масс-спектрометрии, оценка нефтегазоматеринских пород на ROCK-EVAL с использованием программного комплекса Basing Modeling показал сходство геологического строения, условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления для древних платформ Лено-Тунгусского и Таримского бассейнов [2].

Крупнейшим нефтегазовым месторождением Северо-Китайского НГБ (рис. 2) является группа Шенли (49 месторождений) и Ляохэ. Шенли по геологической структуре называют Цзиянским бассейном, который является типичным рифтогенным [4]. Основной промышленный НГК бассейна – прибрежно-озёрные и флювиальные отложения миоцена, перекрытые аргиллитами плиоцена. Наиболее подробно в Цзиянском бассейне в связи с нефтегазоносностью исследована впадина Бохайского залива Дунин, в которой к концу 2003года были открыты 36 месторождений нефти . с разведанными запасами 2.07 млрд.т и газа [9]

Рис.2. Северо –Китайский нефтегазоносный бассейн ( по М.Н. Афонскому).

(цифрами обозначены группы месторождений) 1 Ляохз ,2 Даган, 3 Хуабэй, 4 Чэнбэй, 5 Шэнли, 6 Пиньи, 7 Чжунъюзань.

Осадочный чехол впадины Дунин сложен отложениями палеозоя.мезозоя и кайнозоя, но наиболее широко распространены породы палеогена, неогена, представленные, в основном, терригенными разновидностями: конгломератами, гравелитами, песчаниками, алевролитами и аргиллитами, а также смешанными и промежуточными разновидностями [ 8 ]. В разрезах палеоцена, нижних олигоцена и эоцена отмечаются карбонаты с гипсами и каменной солью. Терригенные отложения – это пролювиальные конусы выноса веерообразные дельты, подводные конусы выноса, прибрежные песчаные валы и глубоководные конусы выноса,сложенные , в основном турбидитами, песчаные тела которых являются одним из важнейших типов коллекторов. Такое разнообразие и изменение литологического состава отложений свидетельствует о дифференцированности тектонических колебаний, протекавших на фоне общего поднятия. В приразломных впадинах накапливались грубо и тонкозернистые осадки, в основном речного и озерного генезиса (до нескольких км мощностью). А на приподнятых блоках в условиях озерного мелководья и аридного климата образовались гипсы, ангидриты и каменные соли, общая мощность которых местами достигала 400 – 600м.Основной НГК в палеогеновой части разреза впадины Дунин сложен глинами и горючими сланцами среднего эоцена. Содержание С_орг. колеблется от 2 до5% в глинах, а в горючих сланцах -5 -19%.

Крупное газовое месторождение Чуньсяо располагается во впадине Ксиху под водами Восточно-Китайского моря, которое в тектоническом отношении представляет собой пассивную окраину Евразийского континента. Считается, что бассейн Ксиху обладает наибольшими запасами УВ среди всех месторождений Восточно –Китайского моря. Мощность осадочных отложений в бассейне Ксиху варьирует от 3.5 до 15 км.

Приведённые примеры НГК разного возраста, сформированных на пассивных окраинах Сибирского и Северо-Китайского кратонов, позволяют сделать предварительный вывод: при общем сходстве геодинамики развития, особенности климата, характера гидродинамической среды и литолого - фациальных обстановок определяют структурно- вещественный состав НГК, их мощность и взаимоотношение с вмещающими толщами.

Литература:

1. Гаврилов В.П. Мобилистские идеи в геологии нефти и газа // Геология нефти и газа, 2007, №7, С 42-47.

2. Галимов Э.М Фундаментальные исследования в области геологии и геохимии нефти и газа и развитие нефтегазоносных комплексов России и Китая

3. Иванов А.Н. Региональные магмогенерирующие системы зрелой континентальной коры.- Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007, 176 стр.

4. Кузнецов В.Г. и др. Фациальная обусловленность развития коллекторов в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления // Геология нефти и газа, 2006, №5.

5. Рапацкая Л.А., Иванов А.Н. Геодинамика окраин Сибирского и Северо-Азиатского

кратонов и положение палеоочагов углеводородов // Вестник ИрГТУ, 2010. С 42-47.

6. Славкин В.Е. и др. Геологическая модель рифейского резервуара Куюмбинского месторождения // Геология нефти и газа, 1999,№ 11-12 с. 13 – 21.

7 Хэ Чанчунь. Повышение эффективности комплекса ГИС при изучении сложнопостроенных коллекторов Шэнлинского нефтегазового месторождения. Автореферат канд. диссерт., МГУ.

8. Цзинь Чжицзюнь Закономерности строения и размещения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая //Геология нефти и газа, 2007, № 1 8. 9. Чень Сяоцзюнь Условия формирования пород коллекторов в палеогеновых отложениях впадины Дунин (бассейн Бохайского залива, КНР). Автореферат канд. диссерт.МГУ

Сведениия об авторах

Рапацкая Лариса Александровна, кандидат геолого-минералогических наук, профессор кафедры прикладной геологии.

Клеерова Людмила Яковлевна, старший преподаватель кафедры прикладной геологии.