Нефтегазогеологическое районирование. В соответствии с современным структурным планом Азии и Океании И.В.Высоцкий с соавторами (1990) выделяют 10 нефтегазогеологических провинций:

В соответствии с современным структурным планом Азии и Океании И.В.Высоцкий с соавторами (1990) выделяют 10 нефтегазогеологических провинций:

1.Джунгарско-Гоби-Дунбейская; 2.Китайско-Корейская; 3. Южно-Китайская; 4. Провинция Индостанской платформы; 5. Провинция краевых прогибов Индостанской платформы; 6. Малайская мезозойская складчатая провинция; 7. Складчатая Иравадийско-Зондская (островодужная) провинция; 8. Прикалимантанская провинция; 9.Внутригеосинклинальная Фелиппино-Молуккско-Новогвинейская провинция; 10.складчатая Восточно-Азиатская (островодужная) провинция.

Джунгарско-Гоби-Дунбейская нефтегазогеологическая провинция расположена в основном на территории Китая и включает пять НГБ: Джунгарский крупный, небольшие Турфанский, Дзунбаинский, Тамцакско-Хайларский и наиболее крупный Сунляо.

В Дзунбаиском НГБ выявлено несколько небольших нефтяных месторождений с залежами в нижнем мелу. В Тамцакско-Хайларском НГБ на территории Китая открыто к 90-м годам четыре небольших месторождения в юре и нижнем мелу. В Турфанском установлено промышленная нефтеносность в средней юре. Но наиболее важными в провинции являются Джунгарский бассейн Исунляо.

Джунгарский НГБ расположен в северо-западной части Китая и приурочен к впадине на срединном массиве. С севера он ограничен горноскладчатыми сооружениями Монгольского Алтая, с юга - Восточным Тянь-Шанем. Он простирается в широтном направлении на 700 км. Бассейн асимметричен. Наиболее погруженная его часть, сложенная мезозойскими и кайнозойскими породами мощностью до 13 км, смещена к югу (складчатый борт) и осложнена антиклинальными зонами, осложненными продольными разрывами. Ширина складчатого борта около 50 км. Фундамент верхнепалеозойский.

Северный пологий борт (платформенный борт) представляет гомоклиналь, докембрийский фундамент, который погружается с севера (2-3 км) на юг (9-10 км). Этот борт осложнен крупным валом Ишипулак, а на юго-востоке Бортень-Губийским прогибом. Структура северного борта бассейна слабо затронута альпийским орогенезом.

Разрез бассейна начинается с карбонатно-терригенных и вулканогенных отложений карбона (2 км). Выше в разрезе развиты карбонатно-терригенные пермские породы (1,5 км). Мезозойская преимущественно терригенные, пестроцветные, красноцветные, угленосные нижнетриасово-среднеюрские (до 6,2 км), верхнеюрско-меловые (до 3,7 км). Кайнозойские отложения преимущественно терригенные начинаются с олигоцена (700 м), выше развиты миоценовые (1,3 км) и плиоценовые (более 3 км) отложения.

Промышленная нефтегазоносность установлена по всему разрезу от верхнего триаса до миоцена. Первое нефтяное месторождение было известно с 1897 года на южном борту бассейна (Тушандзы в отложениях миоцена, палеогена и нижнего мела).

В 1955 году установлено нефтегазоносность северо-западной части северного борта бассейна, где было открыто крупнейшее месторождения Китая (Каранай), а позднее месторождение Урхо.

Месторождение Каранай характеризуется двух этажным строение верхний этаж – аллохтонный – имеет ступенчато- блоковое строение и надвинут на нижний этаж, сложенный пермскими и верхнекаменноугольными отложениями образующими пологую моноклиналь. В верхнем этаже продуктивны меловые и юрские отложения. Залежи приурочены к блокам, ограниченным разрывами и являющиеся тектонически, стратиграфически и литолгически экранированными. Нефтегазоносны на месторождении и пермские отложения нижнего этажа. Основные по запасам (более 100 млн.т) залежи в верхнем этаже. К 90-м годам в бассейне открыто около 10 месторождений, но не смотря на это этот бассейн являлся вторым нефтедобывающим (после Сунляо) районом Китая.

НГБ Суляо приурочен к крупной (700×250 км) межгорной впадине на северо-востоке Китая. С северо-запада и северо-востока впадина обрамлена горными сооружениями большой и малой Хинган, представляющими собой выступы герцинского фундамента, переработанные мезозойским орогенезом. На юге и юго-западе бассейн ограничен разломами. Бассейн имеет сложную внутреннюю структуру, в его пределах выделяются грабены, разделенные выступами, валы, прогибы, моноклинали, седловины. В средней части бассейна выделяется наиболее глубокий Далайский грабен с глубиной фундамента до 7 км. И шириной около 100 км. В средней части грабена простирается крупный Дацинский вал(120×30 км при амплитуде 500 м).

В строение бассейна принимают участие кайнозойские, меловые и юрские отложения терригенные, угленосные, красноцветные с включением вулканогенных пород в верхней юре с максимальной мощностью до 7 км. Верхнеюрские и нижняя часть красноцветных нижнемеловых отложений заполняет грабен, а остальная часть нижнего мела, верхней мел и кайнозой распространены более широко формируя более пологую региональную структуру – синеклизу. Региональные перерывы отмечаются в подошве юры, на границе юры и мела, неогена и антропогена. В пределах синеклизы развиты крупные структуры от 10×30 км до 20×50 км с амплитудой от 200 до 500 м (Русский, 2010).

К началу 90-х годов в бассейне выявлено более 30 месторождений. Продуктивны песчаники нижнего мела, палеогена, реже юры.

Большая часть месторождений сконцентрирована в Цинганском, Гунчжулинско-Фуюйском ареалах и в зонах НГН Хайлуньской и Дацинской.

Дацинская зона расположена на одноименном валу и объединяет более 10 месторождений, в том числе и уникальные по запасам (начальные запасы нефти около 2 млрд.т, - Русский,2010). Структура месторождения представляет пологий вал, осложненный куполовидными поднятиями и сбросами. На месторождении выделяется до 22 продуктивных пластов в нижне- верхнемеловых отложениях. Залежи пластовые сводовые. На месторождении добывается 43,4 млн.т. в год (2006г.) Он входит в 20-ку месторождений мира, наиболее важных по годовой добыче.

В ареалах Цинганском и Гунчжулинско-Фуюйском известно по 5-7 месторождений. Наиболее крупные в последнем ареале Фуюй, Гунчжулин.

Китайско-Корейская нефтегазогеологическая провинция объединяет Таримский, Минхэ, Цайдамский, Преднаньшаньский, Чжаошуйский, Ордосский, Северо-Китайский, Восточно-Китайский, Фусиньский, Сянфаньский НГБ и более 10 перспективных бассейнов.

В НГБ Минхэ, приурочено в грабену в пределах складчатого сооружения Наньшань, известно несколько небольших месторождений с залежами в песчаниках в верхей юры и кайнозоя.

В НГБ Преднаньшанском, расположенным между высокогорным сооружением Наньшань на юге и докембрийским массивом Аллашань на севере, в пределах узкой, асимметричной впадины, сложенной фанерозойскими отложениями, мощностью до 15 км, из которых 5 км приходится на палеозойские и до 5 км на кайнозойские отложения. К 90-м годам выявлено 90 месторождений. Основная продуктивная толща кайнозойская, нефтегазоносны так же меловые, нижнепермские и верхнекаменноугольные отложения. На южном сложном борту бассейна выявлено наиболее крупное месторождение – Яэрся с залежами в кайнозое. На месторождении Шиюгоу продуктивны кайнозойские, пермские и каменноугольные отложения.

В Чжаошуйском бассейне известно одно месторождение в нижнеюрских угленосных отложениях.

В Восточно-Китайском (Желтоморском) НГБ, большая часть которого находится в акватории Желтого моря, до 90-х годов было известно одно газовое месторождение в палеогеновых песчаниках, но в скважинах отмечались нефтепроявления по всему разрезу от девона до кайнозоя. В последние годы открыты месторождения в акватории Желтого моря (Терентьев, 2012г).

В небольших по площади НГБ Фусинь и Сянфань открыты небольшие месторождения, в последнем 7 месторождений в песчаниках палеогена.

К числу наиболее важных бассейнов относится крупный Таримский, Цайдамский, Ордосский и важный Северо-Китайский НГБ.

Таримский НГБ расположен на северо-западе Китая и приурочен к крупной (1000×600 км) впадине, расположенной между горными сооружениями Тянь-Шань на севере и Кунь-Лунь и Алтынтаг на юге. В бассейне выделяются глубокие сильно дислоцированные прогибы (Предтяньшаньский, Кашгарский на западе, Предкуньлуньский и Черченский), и крупный Ойхартский свод в средней части бассейна с докембрийским фундаментом. Прогибы сложены мощными толщами мезозойских преимущественно терригенных пород (более 4 км) и кайнозойский терригенных, в палеогене терригенно-соленосных пород (более 5 км). Мезозойские и кайнозойские отложения осложнены линейной складчатостью. Антиклинали крутые, обычно наклоненные к центру бассейна размером до 5-25 км и амплитудой до 1000 м и нарушенных взбросами. В предтаньшаньском прогибе Ойхартский развит соляной диапиризм. Свод вытянут в широтном направлении и осложнен тремя вершинами. Разрез (синий-девон) терригенно-карбонатный и карбонатно-терригенный (карбон - пермь). Общая мощность палеозойских отложений меняется от 1 км до 5.

К 90-м годам в бассейне выявлено 5 нефтяных и 5 газовых месторождений, из которых 5 месторождений расположены на севере в Предтяньшаньском (Кулчарском) прогибе, две месторождения на севере Кашгарского прогиба и наиболее крупные нефтегазоконденсатные месторождения Кекея и Кэлато на юге в Предкуньлуньском прогибе. В последнем и Кашгарском продуктивны миоценовые песчаники, верхнемеловые, триа-среднеюрские отложения продуктивны в Кашгарском прогибе, а в Кучарском и олигоценовые песчаники. На западной вершине Ойхартского свода в скважинах получены промышленные притоки нефти из доломитов ордовика и кембрия. По последним сведениям нефтегазоносные горизонты выявлены также в синии и нижнем карбоне. Общие ресурсы УВ в Таримском бассейне оцениваются в 18,2 млрд. т (геолого-минералогическая карта мира, 2000). По оценкам специалистов ВНИГРИ бассейн входит в состав 10-ти бассейнов с потенциальным доходом от освоения ресурсов нефти от 30 до 100 миллиардов долларов (геолого-минералогическая карта мира, 2000).

Цайдамский НГБ расположен на западе Китая, приурочен к высокогорной впадине между Наньшаньсим горным сооружением на северо-востоке, Куньлунем на юго-западе и Алтынтагом на северо-западе. Граница бассейна на северо-востоке и юго-западе проводится по крутым надвигам. Длина бассейна около 850 км, ширина до 350 км. Разрез начинается с карбона и до мела включительно представлен пестроцветными угленосными породами мощностью до 7,5 км. Карбонатно-терригенные палеогеновые отложения мощностью до 1,8 км залегают на меловых. Выше лежащая часть кайнозойских отложений в основном сложена соленосными терригенными породами плиоцена и верхнего миоцена. В нижнем миоцене появляются прослои известняков и красноцветных пород. Мощность этого интервала разреза более 6 км.

В бассейне четко выделяются два периферийных прогиба: широки и глубокий (10 км) Предкуньлуньский на юге и узкий на севере, разделенные приподнятым фундаментом (5 км). В прогибах на северо-западе породы дислоцированы в системы узких антиклинальных зон, опрокинутых в сторону центральной части бассейна. Наиболее резко складчатость выражена в южном прогибе, который приобретает облик синклинория. В юго-восточном направлении складки выполаживаются, переходя на серединное поднятие. Серединное поднятие по ширине занимает почти половину бассейна на западе и значительно меньшую ее часть на востоке. На западе оно осложнено четырьмя валообразными зонами, в том числе крупными Лэнху и Оболян.

В бассейне к 90-м годам выявлено более 2-х десятков месторождений, среди которых 15 нефтяных. Месторождения расположены в северо-западной части бассейна, где они образуют два ареала ЗНГН.

Юго-западный ареал ЗНГН включает 6 антиклинальных зон, в пределах ареала известно 10 месторождений с залежами в песчаниках плиоцен, верхнего и нижнего миоцена.

Северо-восточный ЗНГН состоит из двух основных зон – Лэнху и Оболян. В зоне Лэнху выявлены 3 нефтяных месторождения, приуроченных к крупным, пологим брахиантиклиналям. Запасы месторождений группы Лэнху около 15 млн.т. Нефтеносны миоценовые и олигоценовые песчаники на глубине до 3 км.

На крайнем юго-востоке зоны Оболян известно относительно крупное газовое месторождение Яньху (40 млрд.м³) в плиоценовых песчаниках.

Бассейн считается перспективным, особенно его периферические части.

Ордосский (Шаньсийский) НГБ расположен в центрально части Китая и приурочен к крупной (600×400 км) пологой впадине, типа синеклизы, вытянутой в меридиональном направлении и находящийся на высоте от 800 до 1300 м. Обрамлена впадина горными глыбовыми сооружениями, сложенными палеозойскими и более древними отложениями и отделена от них разломами.

Разрез представлен палеозойскими, мезозойскими и кайонозойскими отложениями. Палеозойские отложения представлены терригенно-карбонатными породами, мощностью более 5 км. Мезозойские отложения терригенными красноцветными, пестроцветными, угленосными породами. Мощность триаса 1300-3100 м, юры 1300-3500 м, мела 600-2500м. Только в периферийных прогибах мезозойские отложения перекрываются красноцветными гипсоносными терригенными породами кайнозоя мощностью более 3 км. Максимальная мощность фанерозоя (до 10 км) отмечается на западе. В пределах большей восточной части бассейна мощность разреза сокращается до 3500 м за счет значительного уменьшения мощности нижнего и среднего палеозоя.

В структуре бассейна выделяется поднятие (на севере), валы на западе, прогибы, грабены на западе, севере. В большей средней части бассейна выделяются небольшие, слабо выраженные пологие поднятия типа структурных наносов и террас. В краевых западной и южной частях бассейна имеются более крутые осложненные разрывами антиклинали.

В бассейне установлена нефтегазоносность верхнетриасовых песчаников, меловых и юрских. Наибольшее количество продуктивных горизонтов выделяется в триасе (до 40). Месторождения выявлены на востоке и связаны со структурными носами, 2 месторождения на западе и северо-западе бассейна. Всего к 90-м годам в бассейне известно 7 месторождений, преимущественно нефтяных небольших по запасам.

Северо-Китайский (Бохайвань-Кайфынский) НГБ расположен на востоке Китая на побережье Желтого моря, занимая заливы Бохайвань и Лэодун. Приурочен бассейн к крупному прогибу (1000×300 км), вытянутому в северо-восточном направлении. Сложен бассейн мощной (до 14 км) толщей фанерозойских преимущественно терригенных пород с выпадение из разреза пород силура, девона и нижнего карбона. Кембрийские, ордовикские каменноугольные отложения представлены терригенно-карбонатными породами, пермские- красноцветными терригенными породами общей мощностью более 2 км. Кембрийские известняки без перерыва лежат на карбонатах верхнего протерозоя. Мезозойские преимущественно терригенные красноцветные угленосные с андезито-базальтовыми телами развиты лишь в грабенах, где их мощность превышает 5 км (триас до 3 км). Палеогеновые терригенные с пластами каменной соли в олигоцене и битуминозными сланцами имеют мощность до 6,5 км. Неогеновые терригенные отложения мощностью 1,2 – 2,5 км несогласно перекрывают палеогеновые породы.

НГБ делится четко на две впадины – синеклизы: северную – Бохайваньскую и южную – Кайфын-Хэфейскую, разделенные разломом северо-восточного простирания. Северная впадина имеет рифтовую природу. Рифтовая зона протягивается от нижнего течения реки Ляохэ в северо-восточном направлении через Ляодунский залив и дельту реки Хуанхэ. В рифте выделяются впадины состоящие из системы грабенов и горстов с глубиной фундамента до 4-6-9 км. На западе северной синеклизы находится крупное горстовое поднятие (Уди), здесь же протягивается вторая рифтовая система горстов и грабенов северо-восточного направления. Восточнее находится крупный горст – вал Цансянь (дина 200 км, ширина 500 км) на котором местами неогеновые отложения лежат на выступах сложенных палеозойскими породами.

Южная синеклиза протягивается в северо-западном направлении и разделяется на несколько впадин, осложненных фанерозойскими отложениями мощностью до 10 км.

В Северо-Китайском НГБ выявлено к 90-м годам около 100 нефтяных месторождений расположенных в нескольких ареалов и зонах НГ.

Зона Ляохэ расположена в одноименной впадине на северо-востоке бассейна и объединяет более 10 газонефтяных месторождений. Нефтеносны и газоносны песчаники олигоцена.

Зона Бошань находится на месте одноименной впадины в северной синеклизе и объединяет 4 небольших месторождения с залежами ав миоценовых песчаников.

Зона Шенли (Шенгли) расположена в пределах сводового поднятия Уди и объединяет более 40 нефтяных месторождений, связанных с брахиантиклиналями. Продуктивны палеогеновые и неогеновые песчаники дельтового и озерного генезиса. В зоне находится крупное месторождение Китая Шенли (Шенгли) расположено оно в акватории залива Бохайвань. Запасы нефти 300 млн.т (Лоджевская, 2010). В год на месторождении добывается 27,5 млн.т (2006 г).

Данагский ареал зон НГН расположен на северо-восточной периклинали Цанеяньского вала в западной части северной синеклизы, объединяет 10 месторождений нефти (одно в акватории). Месторождения связаны с брахиантиклиналями и структурными носами. Продуктивны миоценовые песчаники, карбонатные породы палеозоя и палеогеновые отложения. На западном склоне Цансяньского вала выявлено второе по запасам в бассейне месторождение Женьцю с залежью в эрозионном выступе, ограниченном сбросами, сложенном известняками и доломитами позднепротерозойского и раннепалеозойского возрастов. Выступ перекрыт палеогеновыми отложениями с залежами нефти. Основная залежь массивного типа с максимальной высотой 875 м и глубиной 2750-3500м.

Небольшая зона Линьцин (5 месторождений) расположено в одноименной впадине северной синеклизы с залежами в палеоген-неогеновых отложениях. Ареал зон Чжуньюань расположен на юго-западе северной синеклизы, включает 6 месторождений с залежами в палеогене, неогене и в известняках нижнего палеозоя. В южной синеклизе известно одно месторождение в впадине Хэфейской, расположенной в юго-восточной части синеклизы.

Южно-Китайская нефтегазогеологическая провинция объединяет Сыгуаньский, Гуанси-Гуйчжоусский бассейны и бассейн Дунтинху.

НГБ Гуанси-Гуйчжоусский (1600×400 км) расположен южнее Сыгуаньского и обрамляется древними массивыми, а на севере горным сооружением. Бассейн структурно сильно расчленен и имеет блоковое строение. Верхепротерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские мощностью до 10 км образуют ряд поднятий (с сокращенной мощностью) и прогибов (с увеличенной мощностью). В средней части бассейна выделяется крупное поднятие, в пределах которого пермско-триасовые отложения лежат на кембрийских и более древних породах. В бассейне установлена нефтегазоносность девонских отложений. Выявлено 10 нефтяных месторождений, установлены нефтепроявлениях в породах ордовика, силура, карбона, перми, триаса и неогена.

НГБ Дунтиху расположен на севере провинции, имеет грабенообразную структуру, сложен фанерозойскими породами мощностью около 8 км. К 90-м годам в бассейне выявлено 7 небольших месторождений с залежами в юрских и триасовых отложениях.

В наиболее промышленно важном бассейне рассматриваемом провинцией является НГБ Сыгуань, расположенный на северо-западе провинции.

Центральныя часть бассейна приподнята (плита) и сложена с поверхности горизонтально залегающими терригенными юрскими отложениями, имеющими мощность свыше 6 км. Центральная плита осложнена двумя сводами: Луннюйсыйского почти в центре бассейна и высокоприподнятого свода на юго-западе плиты. В пределах центральной плиты вскрыты кембрийские отложения. С северо-запада, севера и юго-востока центральная плита окаймлена глубокими, сильно дислоцированными прогибами: Предлунмыньшаньским, Преддабашаньским, Чунцынским. Наиболее глубокий северо-западный, где фундамент находится на глубине около 12 км. Чунцынский прогиб с поверхности сложен юрскими и триасовыми терригенно-карбонатными отложениями с прослоями ангидритов и солей. Мощность триасовых отложений сильно меняется достигая 5 км. В северной части прогиба выделяется система крупных протяженных складок северо-восточного простирания.

На юге выделяется Южно-Сычуаньский прогиб,с поверхности сложенный терригенными меловыми породами максимальной мощностью 1700 м. В прогибе развиты куполовидные структуры. Западнее Южно-Сычуаньскоого прогиба обособляется Цзиллюцзинский прогиб, осложненный тремя антиклинальными зонами. На крайнем юге бассейна выделяется Предлоушаньский блок с широтно вытянутыми антиклинальными зонами.

В целом разрез бассейна начинается с протерозойский (синийских) отложений, включает кембрийские, ордовикские и силурийские терригенно-карбонатные породы мощностью более 5 км. Мощность фанерозойских отложений достигает 12 км. Для верхней части разреза до низов триаса характерно развитие пестроцветных песчано-глинистых преимущественно континентальных отложений. Пермские отложения мощностью в прогибах более 1600 м представлены угленосными, терригенными и карбонатными породами.

К 90-м годам в бассейне выявлено 12 нефтяных и 60 газовых месторождений. Нефтяные месторождения выявлены в центре бассейна на Луннюйсыйском своде с залежами в юре и триасе и связаны с пологими платформенными поднятиями Наиболее крупное нефтяное месторождение Луннюйсы с запасами 82 млн.т с залежами в нижней и средней юре.

Газовые месторождение расположены в прогибах. Газоносны известняки и доломиты среднего и нижнего триаса, песчаники средней и нижней юры, нижне- и среденпермские отложения. На месторождении Вэйюань установлена газоносность верхнепротерозойских (синийских) песчаников. Расположено месторождение на юге бассейна в Цзиллюцзинском прогибе. Газовые месторождения образуют четыре основных ареала зон ГН: Цзиллюцзынский, Чунцынский, Предлоушаньский, Южно-Сычуаньский.

В Чунцынском ареале, расположенном в одноименном прогибе на юго-востоке бассейна находится наиболее крупное газовое месторождение Шиюгоу приуроченное к узкой (20 км) протяженной (70 км) антиклинали. Массивная газовая залежь в известняках нижнего и среднего триаса. Запасы месторождения Шиюгоу вместе с рядом расположенном месторождении Дунси оценивались в 200 млрд м³.

В пределах Цзиллюцзынского ареала запасы месторождений оцениваются от 26 до 60 млрд м³. В остальных ареалах от 20 до 30 млрд м³.

В последние годы в Китае форсируют разработку сланцевого газа. Первые скважины бурятся в провинции Сыгуань. По оценкам китайских специалистов к 2020 году в Китае будет добываться 230 млрд м³ (200 млрд м³ традиционного газа, остальное из угля и сланцев) (А. Собко, 2012).

В пределах нефтегазогеологической провинции Индостанской платформы выделяются Камбейский и Индо-Ланкейский НГБ, а также Полк-Манарский и Малобарский перспективные бассейны.

Индо-Ланкайский НГБ расположен на юго-восточном склоне платформы приурочен к переконтинентальному прогибу. Фундамент бассейна сложен докембрийскими кристаллическими породами и расчленен разломами северо-восточного простирания на ряд блоков. В грабенах, образованных разломами залегаю пермские и юрские континентальные терригенные отложения. Меловая система представлена терригенно-карбонатными породами мощностью 2,5 км, иногда с рифогенными известняками. Кайнозойские терригенно-карбонатные породы мощностью 1-6 км образуют моноклиналь, осложненную погребенными валами. С 1980 и по 1990 год в бассейне открыто 8 небольших газовых и газонефтяных месторождений в том числе 4 месторождения в акватории. Залежи выявлены в кайнозойских отложениях.

Полк-Манарский бассейн связан с грабеном, расположенном между островом Шри-Ланка и континентом и заполненном юрско-кайнозойскими отложениями мощность до 5 км. В 980 году на Индийском шельфе открыто небольшое месторождение в песчаниках верхнего мела.

Наиболее важным бассейном в рассматриваемой провинции является Камбейский НГБ, расположенный на севере западной периферии Индостанской платформы и протягивающийся в субмеридиональном направлении на 800 км при ширине 150 до 400 км. Значительная его часть находится под водами Камбейского залива и Аравийского моря. Бассейн состоит из двух структурных элементов: на севере Камбейского внутриплатформенного сквозного грабена, расположенного на суше и в акватории Камбейского залива, на юге – Бомбейского периконтинентального прогиба. Северная грабеновая часть бассейна рассечена сбросами на несколько блоков, ступенчато погружающихся с севера на юг. Наиболее крупный блок – Мехсана-Ахмадабадский, южнее небольшие Брочский и Олпад-Анклешварский. В морской периконтинентальной части бассейна выделяется Бомбейский свод, ограниченный с севера и юга впадинами и рассечены сбросами, восточнее свода сбросы образуют грабен Ратнагири.

Фундамент бассейна докембрийский, глубина его от 3 до 8 км. Осадочное выполнение имеет трехъярусное строение. Нижний ярус образован мезозойскими морскими и континентальными терригенными породами мощностью от 400-700 на севере и до 2-3 км на юге в акватории. Средний ярус – деканские траппы позднемелового- палеоценового возраста мощностью 300-1000 метров. Верхний ярус образован кайнозойскими отложениями. На суше они сложены песчано-глинистыми мелководно-морскими, дельтовыми, аллювиальными породами палеогена и неогена мощностью 2-5 км/ В акватории они замещаются дельтовыми алевритами и глинами, затем морскими карбонатно-глинистыми и карбонатными породами, а ближе к континентальному склону глинами. Региональный перерыв отличается в раннепалеоценовое время (Русский, 2010).

К началу 90-х годов в бассейне выявлено 60 месторождений, преимущественно нефтяных, в том числе 24 месторождения в акватории. В разрезе выделяются 3 НГК: палеоцен-нижнеолигоценовый мощностью от 20 до 1400 м, на суше преимущественно терригенный в акватории терригенный и карбонатный; среднеэоценово-олигоценовый на суше терригенный мощностью 300-700 м в акватории карбонатно-глинистый мощностью до 1600 и более метров; миоценовый на суше песчано-глинистый мощностью до 850 м, в акватории карбонатно-глинистый мощностью до 1500 м. Во всех комплексах имеются органогенные известняки.

Большая часть месторождений расположена на севере в пределах Мексана-Ахмадабатского и Олпад-Анклешварского блоков, где месторождения связаны с антиклинальными структурами слабонарушенными.

Наиболее крупным месторождением на последнем блоке является Анклешварское, приуроченное к антиклинальной структуре размером 3×12 км. В миоцене газовая залежь, нефтяные залежи в песчаниках эоцена (11 пластов) и палеоцена (1 пласт). Залежи пластовые сводовые тектонически экранированные, в палеоцене литологически экранированные. Запасы 50 млн.т (Скр., 1976 г).

В акватории наибольшее количество месторождений выявлено на Бомбейском своде. Здесь находится наиболее крупная в бассейне газонефтяное месторождение Бомбей-Хай. Оно приурочено к крупному поднятию (100×60 км). Основной продуктивный пласт известняки нижнего миоцена. В средне-верхнемиоценовых известняках выявлены две газонефтяные залежи. В 2005 году на месторождении добыто 18 млн.т нефти. Из 28 скважин, вскрывших фундамент, 13 оказались продуктивными. Максимальный дебит нефти из трещиноватых гранитоидов, гранито-гнейсов и феллитов составил 410 м³ в сутки. В трех скважинах получены промышленные притоки из базальтов траппового покрова (Н.Запивалов, 2009 г). Запасы нефти в миоценовых продуктивных отложениях оценивались в 150-200 млн.т (И.В.Высоцкий и др., 1990 г).

Нефтегазогеологическая провинция краевых прогибов Индостанской платформа объединяют пограничные лотерально-гетерогенные бассейны Нижнее- и Среднеиндийский, Кохат-Потварский, Бенгальский НГБ, а также двухсторонне лотерально-гетерогенный (межскладчатый) Ассамский. Нефтегазоносность крупного Предгималайского бассейна не установлена.

Нижнеиндийский и Среднеиндийский НГБ расположены в краевой западной части Индостанской платформы в зоне сочленения ее с Альпийской Киртар-Сулейманской горно-складчатой системы. Бассейны включают Предкиртарский на бге и Предсулейманский на севере передовые прогибы и прилегающие склоны платформы. Оба прогиба и склон платформы сложены кайнозойскими и мезозойскими породами, а на севере платформенной части еще кембрийскими и пермскими отложениями общей мощностью около 10 км. Разрез заканчивается грубообломочной малассой неогена (до 5 км) подстлилаемой карбонатно-терригенной толщей олигоцена нижнего миоцена. Палеоцен-эоценовые отложения терригенно-карбонатные имеют мощность до 5 км, меловые карбонатные на западе и терригенные на востоке – до 2 км юрско-триасовые карбонатно-терригенные лежат на ледниковых пермских породах, перекрывающих на севере кембрийские соленосные отложения.

Бассейны асимметричны и разделены поперечным поднятием Мари-Бугти и Мари-Кандхотским валом, осложненные локальными поднятиями, с которыми связаны газовые месторождения. На севере Среднеиндийский НГБ отделяются от Кохат-Потварского поперечным поднятием.

Складчатые борта обоих бассейнов узкие и осложнены на западе надвигами горных сооружений. На складчатом борту Нижнеидского бассейна известно одно конденсатногазовое месторождения. Платформенный борт Ниждеиндского бассейна осложнен валами Джей-Кобабад-Хайрпурским на севере и Конринско-Хайрабадским на юге. В их пределах известны газовые месторождения. Всего в Нижнеиндском бассейне к 90-м годам выявлено 24 газовых и 2 нефтяных месторождений. В Среднеиндском бассейне известно 4 газовых месторождений, наиболее крупные Родо и Додак расположены в приплатформенной части складчатого борта.

Основным газоносным резервуаром обоих бассейнов является главный известняк Суи (нежний эоцен-верхний палеоцен) перекрытый глинами. С этим резервуаром связана крупная газоконденсатная залежь месторождения Суи. Месторождение расположено на межбассейновом поднятии Мари-Бугти и приурочено к локальному поднятию размером 50×25 км и амплитудой 350м, осложненному рифом и разрывными нарушениями. Мощность главного известняка 600 м. Газоносен на месторождении и Верхний известняк (эоцен) мощностью до 60 м. Запасы газа на месторождении Суи 220 млрд. м³. Вторым по значению резервуаром является известняк Хабиб-Рахи среднеэоценового возраста мощностью до 100 м. С ним связаны крупные газовые месторождения Мари с запасами 440 млрд.м³. Месторождение расположено на межбассейновом поднятии Мари-Кандотском.

Газоносны также песчаники верхнего мела – нижнего палеоцена. С палеогеновыми известняками и верхнемеловыми песчаникиками связаны залежи газа на месторождениях Родо и Родак Среднеиндского бассейна. На двух нефтяных месторождениях залежи нефти выявлены в песчаниках альб-сеноманского возраста.

На юге на Киртарское сооружение наложен Карачинский прогиб, который продолжается в акватории Аравийского моря. Высоцкий с соавторами рассматривают его в составе Нижнеиндского бассейна. Некоторые исследователи выделяют здесь самостоятельный Индо-Аравийский перспективный нефтегазоносный бассейн, заполненный многокилометровыми толщами мезозойско-кайнозойсвких отложений (Геолого-минералогическая карта Мира, 2000).

Кохат-Потварский нефтегазоносный бассейн расположен на северо-западе Индостанской платформы в зоне ее сочленения с Сулейманским антиклинорием и западным окончанием Гималайского горного сооружения. От смежных Среднеиндского НГБ и Гантского ВНГБ Кохат-Потварский НГБ отделяется поперечными поднятиями.

Кохат-Потварский НГБ сложен фанерозойскими отложениями мощностью более 6 км, из которых более 4 км занимают грубообломочные породы неогена и антропогена, лежащие с размывом на терригенно-карбонатных породах эоцена-палеоцена (300-550 м). Мезозойские терригенно-карбонатные (триас и юра) с несогласием перекрывают терригенные и карбонатные отложения перми (800м). Ниже развиты терригенно-карбонатные породы верхнего карбона, девона, силура и кембрия. В кембии развиты соли.

Складчатый борт осложнен системой узких антиклиналей, нарушенных и осложненных внедрением соли, которые в восточном напревлении сменяются более интенсивно-дислоцированными изоликлиналями и гребневидными (Равалпиндская зона) складками.

Платформеный борт бассейна представлен на востоке Западно-Соанской впадиной, асимметричной и осложненной пологими куполовидными поднятиями, а на западе моноклиналью Банну, наклоненную на северо-западу.

К 1990 году в бассейне выявлено более 10 нефтяных месторождений, расположенных на Западно-Соанской впадине и на складчатом борту в зоне развития гребневидных складок. Большая часть залежей связана с известняками нижнегоэоцена. Нефтеносны также среднеэоценовый, палеоценовые известняки и юрские песчаники. Получены притоки нефти из кембрийских песчаников. Все месторождения небольшие по запасам. Наиболее крупными Дулиан (складчатый борт) и Балкассар (платформенный борт).

Бенгальский НГБ в северо-восточной части Индостанского полуострова на территории Индии, Бангладеш и Мьямна (острова в Бенгальском заливе). С запада и севера он ограничен склоном Индостанского и выступом фундамента Шиллонг, на востоке кайнозойским горно-складчатым сооружением Аракан-Йома. В южном направлении бассейн продолжается в Бенгальском заливе, где его ограничением является северный край Центральноиндоокеанической плиты, проходящей примерно в 500 км от южного сухопутного края бассейна. Ширина бассейна в его субаквальной части достигает 5 км. Площадь бассейна 1,4 млн.км², большая часть приходится на шельф и глубоководную часть. В тектоническом плане он объединяет восточный склон Индостанской платформы, Бенгальский краевой прогиб и их подводные продолжения в Бенгальском заливе.

Сложен бассейн мощной толщей (до 8 км) прибрежно-морских, аллювиально-дельтовых, терригенных отложений олигоцен-неогенового возраста. Ниже залегают карбонатно-терригенные преимущественно морские отложения мощностью до 1700 м. мел-эоценового возраста. На севере этого комплекса известны рифогенные образования. В краевом прогибе наблюдается увеличение мощность и роль глинистых пород. Местами под верхнемеловыми породами вскрываются базальтовые траппы мощностью до 500-600 м. В подошве разреза на склоне платформы выделяется Гондванский комплекс, представленный континентальными песчано-глинистыми отложениями с прослоями углей мощностью до 1000-1300 м пермско-нижнемелового возраста (Русский, 2010). Фундамент бассейна образован гранито-гнейсами архейского возраста.

В бассейне выделяется широкий платформенный и узкий складчатый борта. Последний отделен от горного сооружения Аракан-Йома системой чешуйчатых надвигов.

Платформенный борт бассейна на западе включает восточный склон Индостанского щита, который по поверхности фундамента и эоценовым отложениям представляет собой моноклиналь, осложненную развитыми нарушениями (Багринский склон, Западно-Бенгальская моноклиналь). На востоке эта моноклиналь ограничена Пабна-Маймансингской зоной разломов (флексурой), восточнее флексуры платформенный борт (платформенный склон Бенгальского прогиба – Падминский склон) в фундаменте осложнен Барисальским и Мадхупурским выступами. Последний выступ отделяет на севере Силхетский прогиб, который имеет субширотное простирание и на востоке наложен на складчатый борт бассейна. К юго-западу от Мадхупурского выступа выделяется Фаридпурско-Даккская впадина. В пределах платформенного склона бенгальского прогиба в миоцен-плиоценовых отложениях выделяются пологие – моноклинальные поднятия изометричной и брахиантиклинальной формы.

Складчатый борт в наиболее типичном виде представлен в южной его части. Здесь неогеновая маласса смята в систему линейных складок, интенсивность которой возрастает в восточном направлении. Структуры здесь осложнены сбросами, надвигами. Размеры складок в длину 30-70 км, ширина 5-10 км, амплитуда от 0,5 до 3 км (Мазур и др, 2004). Средняя часть складчатого борта, расположенная южнее Мадхупурского выступа, и северная (южнее Силхетского прогиба) характеризуется более спокойными формами складок на западе и усложнением их строения в восточном направлении.

К началу 90-х годов в Бенгальском бассейне выявлено 18 газовых и 6 нефтегазовых месторождений, большая часть их расположена в крайней северной и северо-западной частях складчатого борта. Два месторождения приурочены к северо-восточному борту Силхетского прогиба. Нефтегазоносны песчаники и алевролиты в основном нижнего и среднего миоцена. Нефтеносны песчаники эоцена. Перспективными считаются олигоценовый и палеоцен-эоценовый комплексы, к ним приурочены нефтегазопроявления.

Наиболее крупные месторождения из выявленных Титас расположенное в крайней западной части складчатого борта. Приурочено оно к брахиантиклинали размером 20×15 км и амплитудой 300 метров. Газоносны 10 песчанистых пластов среднего миоцена. Начальные запасы газа составляли 68 млрд м³. Потенциальные ресурсы геологические оцениваются в 1,1 млрд т нефти и 2,7 трлн. м³ газа. Значительные перспективы связаны с акваторией бенгальского залива. Мощность мел-четвертичных отложений в бенгальском седиментационном бассейне достигает 15 км и более на суше, 6 км на шельфе и 5 км в глубоководном конусе выноса. Глубоководным бурение вскрыта лишь верхняя часть осадков конуса выноса состоящей из позднемиоцен -голоценовых турбидитов. Они не согласно перекрывают тела клиноформ, которые формировались в раннем мелу – палеоцене на шельфе, континентальном склоне и его подножье (геолого-минералогическая карта мира, 2000 г).

В прибрежных районов Индии на одном из глубоководных блоков в 2002 году были получены притоки газа с предварительной оценкой запасов более 4 млн. м³. Вблизи этого побережья выявлены скопления газогидратов (Н. Запивалов, 2008 г). По сообщения в периодической печати у берегов Индии в последние годы открыто крупное газоконденсатное месторождение.

Ассамский межгорный лотерально-гетерогенный бассейн расположен в небольшой впадине, расположенной между Гималайским горным сооружение на севере, антиклинорием Нага на юго-востоке и горным массивом Микир-Шиллонг на юго-западе. Северо-восточное продолжение массива Микир-Шилонг погребенное под мощной (5-6 км) толщей полого залегающих кайнозойских отложений образуют центральную часть бассейна. С севера-запада и юго-востока центральная часть бассейна ограничивается глубокими прогибами, осложненными надвигами и взбросами. Центральная часть бассейна по молодым отложениям представляет собой пологую моноклиналь, слабо наклоненную на северо-запад и осложненную небольшим Нахоркатским сводом, структурным носом и рядом пологих поднятий.

Бассейн сложен преимущественно терригенными морскими и аллювиально-дельтовыми отложениями кайнозоя. Мощность неогена до 7 км. В палеогене появляются угленосные, а в верху карбонатные породы. Мощность палеогена изменяется от 2,5 км в центре до 6 км в прогибах. К началу 90-х годов в бассейне открыто 19 нефтяных и газонефтяных месторождений и 2 газоконденсатных. Наиболее крупные нефтяные месторождения Нахоркатия и Лаква с запасами нефти 20-40 млн. т связаны с пологими поднятиями, разделенными разрывами на блоки. Нефтеносны песчаники олигоцена, среднего и нижнего миоцена.

Два месторождения расположены в юго-восточной складчатой части бассейна. Наиболее крупное из низ Дигбой, приурочено к крупной антиклинали, северное крыло которой осложнено надвигом. Нефтеносны 24 пласта миоценовых песчаников.

Малайская мезозойская складчатая нефтегазогеологическая провинция расположена в пределах мезозойской складчатости полуострова Индокитай и включает Сиамские, Меконгский, Менамский, Корат-Тонлесапский НГБ и НГБ Фанг.

Менамский НГБ расположен в нижнем течении реки Менам и сложен палеоцен- миоценовыми отложениями мощностью до 4 км. В бассейне выявлено 4 месторождения. Карат-Тонлесапский НГБ более крупный (площадь более 350 км²) приурочен к эпимезозойской синеклизе (грабену), выявлены газовые месторождения. В НГБ Фанг сложенным палеогеновыми и миоценовыми породами мощностью до 2,5 км открыты два небольших месторождения.

Наиболее важными в рассматриваемой провинции являются Сиамский и Меконгский НГБ.

Сиамский НГБ занимает в основном акваторию одноименного залива и лишь небольшие участки на восточном побережье Малаккского полуострова и протягивается в северо-западном направлении на 1500 км при ширине до 250 км на юге. Струкрурный план его определяется грабеном (рифтом), простирающимся от дельты реки Менам до островов Анамбас на юго-востоке при ширине до 80 км и глубины кровли фундамента 6-10 км. Сформирован грабен в результате опускания блоков мезозойского основания интенсивно дислоцированного и прорванного гранитными телами. Эти блоки разделены разломами северо-восточного простирания. Сиамский бассейн выполнен кайнозойскими отложениями. Собственно грабен заполнен палеогеновыми и нижнеемиоценовыми континентальными породами мощностью более 1 км. Наиболее широко по площади Сиамского бассейна распространены плиоценовые и верхнемиоценовые отложения, образующую надграбенную синеклизу, сложенную в основном дельтовыми и мелководно-морскими породами. По современным представлениям в пределах синеклизы выделяются две впадины: Паттани на севере и Малайская на юге. Формирование впадины Паттани началось с раннего кайнозоя и связано с рифтогенезом. Континентальное осадконакопление и интенсивные тектонические движения продолжались до среднего миоцена, в итоге на месте этой впадины сформировалась система грабенов, разделенных приподнятыми участками. Начиная с верхнего миоцена и до четвертичного времени на фоне прогибания накапливаются песчано-глинистые карбонатные мелководно-морские и дельтовые отложения.

В истории формирования впадины Малайской выделяются три основных этапа: рифтовый- эоцен-позднеолигоценовый на этом этапе только в грабенах накапливаются речные, озерные, песчано-глинистые отложения. На втором этапе (поздний олигоцен – средний миоцен) формируется прибрежная равнина, сложенная различными по генезису отложениями от речных, озерных, болотных до прибрежно- морских. Грабены на этом этапе испытывают инверсию, формируются положительные структуры. На третьем этапе (с позднего миоцена до четвертичного времени) на фоне прогибания формируются мелководно-морские терригенные и карбонатные отложения.

Кайнозойские отложения дислоцированы в сравнительно пологие поднятия субмеридионального простирания, нарушенные разрывами, иногда со следами диапиризма.

Начиная с 70-х годов до 90-х годов в бассейне выявлено более 65 нефтяных и газовых месторождений. Большая часть месторождений выявлена в юго-восточной части бассейна в пределах Таиланда и Малайзии. В северной части выявлено лишь четыре месторождения. Нефтегазоносны песчаники миоцена и олигоцена. Наиболее крупные месторождения: Эраван (57 млрд м³), Сатун, Платонг. Ловушки связаны с блоками вытянутых песчаных тел, экранированных разломами.

Меконгский НГБ большей своей частью расположен на шельфе Вьетнама в Южно-Китайском море. Площадь бассейна более 300 тыс км². Фундамент бассейна сложен средними и кислыми верхнеюрско- нижнемеловыми интрузивными породами. Осадочный чехол сложен мощными (до 10 км) преимущественно терригенными кайнозойскими отложениями. Многие скважины вскрывают вулканогенные породы, прослои карбонатных пород, линзы углей. Наиболее древние породы вскрытые скважинами верхнеэоценовые, предполагается развитие и более древних отложений вплоть до палеоцена. В олигоцене отмечаются проявления рифтогенеза. Доверхнеолигоценовые породы в основном континентальные, начиная с нижнего миоцена преимущественно морские. Фундамент и выше лежащие породы вплоть до олигоценовых разбиты разломами, трещинами различной ориентировки. Структуры в осадочном чехле имеют унаследованное развитие. Над выступами фундамента формируются положительные структуры. В современной структуре бассейна выделяются две крупные впадины, разделенные поднятием (Коншон): на севере Меконгская (Кыулонг), на юге Южно-Коншонская.

В северной впадине (которая лучше изучена) выявлено более 50 структур, на 12 пробурены скважины и открыты месторождения нефти, газа и конденсата. Продуктивны: кавернозные и трещиноватые участки фундамента (граниты), песчаники и алевролиты нижнего олигоцена (второй по значимости НГК), песчаники и алевролиты верхнего олигоцена (выявлены небольшие залежи), песчаники и алевролиты нижнего миоцена (промышленно нефтегазоносный комплекс).

Наиболее крупные месторождения Белый Тигр, Дракон и др. На месторождении Блелый Тигр уникальная массивно-блоковая залежь приуроченная к осложненному тектоническими нарушениями крупному горст-антиклинальному поднятию гранитоидов. По данным О.А. Шнипа (2005) эти гранитоиды образуют выступ не менее 1,5 над кровлей фундамента. Коллекторами являются трещиноватые, кавернозные граниты расположенные в разрезе массива на глубине от 10-ов м до 1500-2000 м от его поверхности (Арешев и др, 1997 г). По данным Н.П. Лебединца (2002) начальный этаж нефтеносности на месторождении более 1400 м. На центральном блоке месторождения дебиты нефти из гранитов с глубины 3-4,3 км в среднем 700 т∕сут. С больших глубин значительных притоков не получено. Максимальный дебит из гранитов 2830 т∕сут с глубины 3150 м (Э.Запивалов, 2009). Наибольшие дебиты отмечаются из наиболее кислых гранитоидов более хрупких, чем гранодиориты и диориты (Шнилл, 2005). ФЭС гранитоидов многие исследователи связывают с развитием микротрещин, пор, каверн в следствии преобразования пород глубинными гидротермальными растворами, кроме гранитов фундамента продуктивны на месторождении Белый Тигр и нижнеолигоценовые и миоценовые песчаники. Начальные геологические запасы в гранитах составляют 600 млн т в олигоценовых песчаников 150 млн т. За 3 лет разработки месторождения Белый Тигр из гранитов добыто около 100 млн т (Н. Запивало, 2009).

На месторождении Дракон основная залежь выявлена в песчаниках нижнего миоцена. Фундамент водоносен.

В Южно-Каншонской впадине, которая близка по строению с Миконгской выявлено 46 структур, промышленная нефтегазоносность установлена на более 10 месторождениях. Промышленные залежи в основном связаны с песчаниками и карбонатными породами миоцена. Признаки нефтегазоносности выявлены в олигоцена и в фундаменте. Наиболее крупные месторождения Дайхунг.

Складчатая Иравадийско-Зондская (островодужная) нефтегазогеологическая провинция распложена в зоне сочленения мезозойской складчатости континента и современного геосинклинального пояса и объединяет Иравадийско-Андаманский, Центрально-Суматринский, Южно-Суматрийский, Западно-Яванский, Восточно-Яванский НГБ. Кроме этого к провинции относятся два бассейна, расположенные юго-западнее острова Суматра и южнее островов Ява и Флорес, Ментавайский НГБ, в котором на севере известно два месторождения с залежами в песчаниках и известняках миоцена и Южно-Яванский ПНГБ.

Наиболее крупным в рассматриваемой провинции является Иравадийско-Андаманский НГБ, протягивающийся в меридиональном направлении на 2500 км при ширине до 225 км. Средняя его часть занята котловиной Адаманского моря, северная расположена на месте долины реки Иравади, южная занимает северо-восточное побережье острова Суматра. Западное горное обрамление на севере и юге представлено кайнозойскими складчатыми сооружениями, с востока бассейн ограничен мезозойскими складчатыми сооружениями. На юге бассейн ограничен поперечным поднятием. Нефтегазоносность установлена в северной – Ировадийской центриклинали и южной – Суматринской центриклинали.

Ировадийская центриклиналь представляет собой синклинорий, смещенный на запад и включающий с севера на юг три прогиба (впадины): Чиндвинский, Минбу, Дельтовый. С востока эти прогибы ограничены цепью лавовых покровов молодых вулканов. На юго-востоке под Рангуном выделяется прогиб Ситтанг. Ировадийский синклинорий сложен преимущественно терригенными кайнозойскими отложениями мощностью более 15 км. Значительная по мощности (6-9 км) принадлежит угленосным породам эоцена. В олигоцене встречаются прослои известняков. Большую мощность имеют неогеновые отложения (более 6км) в нижней части миоцена с прослоями известняков.

К 90-м годам в Иравадийском синклинории выявлено более 45 месторождений нефти и газа, большая их часть расположена в прогибе Минбу. Месторождения приурочены к ассиметричным антиклиналям, нарушенным сбросами. Залежи пластовые сводовые, тектонические и литологические экранированные. На некоторых месторождениях выделяется много продуктивных пластов. Так, на наиболее крупном месторождении Енангъяунг (открыто в 1887 году) известно 50 продуктивных пластов. Во впадине Минбу нефтяные месторождения образуют две антиклинальные зоны. Продуктивны в Иравадийском синклинории песчаники миоцена и олигоцена. Начало добычи нефти в Мьянме относится к 1891 году.

Суматринская часть бассейна известна под названием впадины Ачи, большая часть расположена в акватории Малакского пролива. На суше находится узкая прибрежная часть, в пределах которой к 90-м годам выявлено более 30 нефтяных и 8 газовых месторождений, одно месторождений находится в акватории. Кайнозойские отложения начинаются с эоцена и до миоцена сложены терригенно-карбонатными породами с рифовыми известняками в миоцене. Мощность этого интервала разреза 5,5 км. Плиоцен сложен терригенными, угленосными и туфаносными породами мощностью до 3,5 км.

Месторождения во впадине Ачи сосредоточены на западном более крутом крыле и связаны со сравнительно пологими антиклиналями, нарушенными сбросами и образующими короткие антиклинальные зоны НГН. Продуктивны песчаники плиоцена и известняки миоцена. Наиболее крупные месторождения Рантау (14 продуктивных пластов), Арун газоконденсатное месторождение в рифовом месиве миоцена (запасы 386 млрд м³) (И.В. Высоцкий, 1990 г).

Центрально-Суматринский НГБ рас положен в прогибе Индерагири-Рокан в средней части острова Суматра от соседнего Южно-Суматринского НГБ отделен поперечным поднятием.

Бассейн ассиметричен, юго-западный борт более крутой. Мощность разреза кайнозойских отложений выполняющих бассейн более 5 км. Разрез преимущественно сложен терригенными, угленосными породами, встречаются вулканогенные отложения, в нижнем миоцене развиты мергели и рифогенные известняки. Продуктивны песчаники и известняки миоцена (в основном нижний и средний миоцен).

Кайнозойские отложения смяты в систему антиклинальных ассиметричных складок, образующих антиклинальные зоны преимущественно северно-западного простирания. Начиная с 1938 года и по 1990 год в бассейне выявлено 140 нефтяных и два газовых месторождения, в том числе одно из крупнейших месторождения Азии – месторождения Минас (открыто в 1944 году), Начальные извлекаемые запасы которого оцениваются в 990 млн т. Оно приурочено к брахиантиклинали размером 24×6,5 км, нарушенной сбросами. Нефтеносны песчаники нижнего и среднего миоцена. Крупным является и месторождения Дури (275 млн т).

Начальные природные ресурсы оцениваются в 13 млрд т нефти и 0,3 трлн м³ газа (Русский, 2010).

Южно-Суматринский НГБ расположен на юго-востоке острова Суматра в прогибе Палембанг. Разрез кайнозойских отложений бассейна близок к разрезу Центрально-Суматринского НГБ. Основная продуктивная толща верхний миоцен – нижний плиоцен. Нефтеносны также средний и нижний миоцен. Первое месторождение открыто в 1896 году. К 90-м годам выявлено более 90 нефтяных и 10 газовых месторождений, приуроченных к асимметричным сравнительно крупным антиклиналям, осложненным сбросами. Большая часть месторождений расположена в 3 ареалах зон НГН: Пендапо-Бенакай в центре, Джамби на северо-востоке и Муараэним на бго-западе бассейна. Зоны НГН антиклинальные в ареале Джамби северо-западного простирания, в ареале Муараэним субширотного простирания. Наиболее крупное месторождение бассейна – Таланг-Акар-Пендого, открытое в 1906 году, имело начальные извлекаемые запасы нефти 81 млн.т.

Западно и Восточно- Яванский НГ бассейны расположены вдоль северного побережья острова Ява и в акватирии Яванского моря (на шельфе Сунду). Южное обрамление бассейна представлено Южно-Яванским антиклинорием.

В средней части острова и акватории Яванского моря выделяется крупный Каримунджавский свод с мощностью осадочных отложений не более 1км. Западнее свода находится Западно-Яванский бассейн, восточнее – Восточно-Яванский бассейн.

Западный бассейн представляет собой грабен, сложенный терригенными эоценовыми и терригенно-карбонатными олигонец-нижнемиоценовыми породами. Вышележащие терригенно-карбонатные с рифовыми известняками и угленосными пластами в низу отложений нижнего миоцена, терригенно-карбонатные отложения среднего, верхнего миоцена мощностью 3,6 км, терригенные плиоценовые отложения мощностью 2,5 км образуют впадину, перекрывающую грабен.

Восточно-Яванский бассейн представляет собой узки дислоцированный прогиб, возможно грабен. С Каримунджавским сводом бассейн граничит через узкий прогиб северо-восточного простирания. В восточном направлении бассейн расширяется и протягивается до меридиана острова Флорес. Разрез отложений, выполняющих Восточно-Яванский НГБ близок к разрезу Западно-Яванского НГБ.

В обоих бассейнах к 90-м годам выявлено свыше 155 нефтяных и газовых месторождений. Продуктивные отложения от олигоценовых до нижнего плиоценова. Коллекторы песчаники и известняки. Большая часть залежей связана с неогеновыми отложениями.

Наиболее крупное месторождение Джатибаранг (запасы 90 млн.т.) расположено в Западном-Яванском НГБ. Здесь же, но в акватории выявлен ряд месторождений (Синта, Китту, Арджуна) с запасами более 20 млн.т.

При Калимантанская складчатая нефтегазогеологическая провинция расположена в зоне сочленения позднекайнозойской складчатости островов Калимантан, Палаван и современной геосинклинальной складчатости (Северо-Индонезийская складчатая система) и включает НГБ Саравак-Палаванский, Барито, Калимантан – Сулавесский, Себу-Калиманский. Все бассейны ориентированы северо-восточного направления, т.е. почти перпендикулярно к простиранию бассейнов Иравадийско-Зондской складчатости.

В пределах Себу-Калимантанского, который протягивается от северо-восточного побережья острова Калимантан в северо-восточном направлении на острова Негрос, Себу, Панай выявлено 5 месторождений нефти и газа с залежами в песчаниках миоцена.

Наиболее важным бассейном в пределах рассматриваемой провинции является Саравак-Палаванский НГБ, который занимает узкую северо-западную предгорную окрайну острова Калимантан и южную половину острова Палаван и продолжается на северо-запад в акватории Южно-Китайского моря. На северо-западе в акватории он ограничен внутригеосинклинальным массивом Наньша, на западе в акватории граничит с Меконгским бассейном.

Сложен бассейн мощной толщей преимущественно терригенных кайнозойских отложений. Наиболее погруженные части бассейна между массивом Наньшп и островом Калимантан мощность только молодых отложений превышает 15 км, из которых на долю миоцена приходится более 10 км. Верхняя часть бассейна (от среднего миоцена и выше) в периферийной (калимантанской) части сложны континентальными (дельтовыми эстуариевыми) образованиями, нижняя часть – морскими, в верхнем эоцене известны рифовые известняки. В приоцен-верхнемиоценовых отложениях выделяются 3 свиты (Лианг, Серия и Мири) образующие мощную (около 3500 м) продуктивную толщу с обильным развитием коллекторов, в основном терригенных. Остальная часть кайнозойских отложений сложена терригенно-карбонатными породами с прослоями углей (миоцен) и туфоносными породами. В этой части бассейна, где выявлены месторождения общая мощность кайнозойских отложений в Калимантанской части не превышает 10 км. В северо-восточной части бассейна мощность олигонец-миоценых терригенно-карбонатных отложений сокращается до 5 км.

Разломом Тинджар северо-западного простирания с амплитудой более 2 км бассейн делится на 2 блока: крупный северо-восточный (Бруней-Палаванский) приподнятый и западный опущенный. От разлома Тинждер отходит на юг 3 разлома.

Кайнозойские отложения краевой Калимантанской части бассейна дислоцированы в систему антиклиналей, обычно асимметричных нарушенных взбросами и сбросами с преобладанием северо-восточного простирания. В северо-западном направлении от острова Калимантан в сторону субаквальной части бассейна интенсивность складчатости уменьшается.

Нефтегазоносность бассейна установлена в 1910 году, когда было открыто месторождение Мири. В 1928 году открыто крупное месторождение юго-восточной Азии Серия (Бруней) с начальными запасами 259 млн.т. Продуктивны плиоцен-верхнемиоценовые отложения содержащие 24 нефтенасыщенных пласта. Позднее на шельфе было открыто месторождение Юго-Западное Ампа (начальные запасы 147 млн.т) с залежами в плиоцене, Тембунг (более 100 млн.т).

Всего в бассейне выявлено 104 месторождения, в том числе 14 крупных включая 3 нефтяных и 1 газовое (крупнейшее) и 1 уникальное газовое месторождение Натуна, расположенное в Южно-Китайском море. Начальные запасы его УВ газов – 821-1300 млрд м³. Общие запасы газа включая углекислый газ 5,9 трлн м³. Месторождения связано с крупной куполообразной структурой площадью 320 км². Продуктивны известняки и песчаники (свита терумба). Мощность карбонатного резервуара достигает 1530 м. В газа содержится 21% метана и тяжелых УВ и 71% СО₂ (И. Мазур, 2004 г).

Месторождения калимантанской субаквальной части бассейна (северо-восточнее разлома Тинджар) образуют крупный Западно-Калимантанский ареал с зонами нефтенакопления, ориентированными в северо-восточном направлении.

Юго-западнее разлома Тинджар выделяется ареал с зонами нефтегазонакопления, ориентированными в субмеридиональном направлении.

В северо-восточной части бассейна (палаванской) открыто 10 нефтяных и газовых месторождений с залежами в рифовых известняках нижнего миоцена и песчаниках олигоцена.

Начальные суммарные ресурсы бассейна оцениваются в 7,5 млрд т УТ (Robinson, 1985).

Калимантан- Сулавесский НГБ с площадью более 600 тыс км² включает юго-восточную окраину острова Калимантан, западное побережье острова Сулавеси и небольшой юго-западный край острова Минданао. Центральная его часть занята котловиной моря Сулавеси и грабеном Макасарского пролива. Горное обрамление в пределах островов образовано раннекайнозойской (остров Калимантан) и позднекайнозойской (остров Сулавеси) складчатостью. Южная граница, отделяющая его от Восточно-Яванского НГБ скрыта под водами Яванского моря, где намечается резкое сокращение мощности кайнозойских отложений. В структуре бассейна выделяются 4 впадины: Сулавеси (море), Таракан-Бунью (западная часть моря Сулавеси), Баликаптан на востоке Макасарского пролива и Южно-Макасарская.

Нефтегазоносность бассейна установлена во впадинах Таракан-Бунью и Баликаптан. Они сложены мощными (до 8 км) кайнозойскими преимущественно терригенными породами со значительной ролью дельтовых, лагунных и мелководно морских отложений, в миоцене – угленосных. Карбонатные породы заметную роль играют лишь в олигоцене и эоцене.

Нефтегазоносны отложения среднего и нижнего миоцена (мощность 1700 м) и верхнего плиоцена (мощность более 1 км). Коллекторы – песчаники. Месторождения нефти и газа образуют антиклинальные зоны НГН в двух ареалах – крупном Баликаптанском и меньшем – Таракан-Бунью.

В Баликаптанском ареале, который находится на юго-западе бассейна известно к 90-м годам более 50 месторождений нефти и газа, большая часть которых связана с двумя протяженными антиклинальными зонами. Нефтегазоносны песчаник и нижнего и среднего миоцена. Для структур месторождений характерно крутые западные крылья, осложненные взбросами, часто с ядрами, осложненными внедрением глин олигоценового возраста. Залежи пластовые сводовые, нарушенные иногда тектонически экранированные. Наиболее крупное месторождение Аттака (52 млн т) расположено в Макасарском проливе. В ареале ЗНГН Таракан-Бунью, расположенном на северо-западе бассейна к 90-м годам выявлено 13 месторождения, образующие 2 антиклинальные зоны северо-западного простирания. Структуры месторождений представлены более пологими антиклиналями. Продуктивны песчаники плиоцена. Наиболее крупное месторождение здесь Памузиан.

Начиная с 1897 и 1990 году открыто около 100 месторождений в бассейне. В последние годы новые месторождения выявлены а акватории на западе Макасарского пролива.

Небольшой НГБ Барито расположен на крайнем юге острова Калимантан и по типу является пограничным. Складчатый восточный борт представлен круто наклоненными складками подсеченными надвигами, платформенный западный борт образован полого залегающими кайнозойскими отложениями. Южная часть бассейна находится на шельфе Яванского моря и ограничено поднятием.

В бассейне на складчатом борту к началу 90-х годов выявлено более 10 нефтяных месторождений с залежами в песчаниках эоцена.

Внутригеосинклинальная Филиппино-Молуккско- Новогвинейская нефтегазогеологическая провинция расположена в зоне современной складчатости и объединяет бассейны, приуроченные к синклинориям в пределах Филиппинских и Молуккских островов. На острове Лусон находится Кагаянский ПНГБ, в котором известно 2 небольших газовых месторождения с залежами в песчаниках миоцена. Юго-западнее Кагаянского бассейна расположен бассейн Пампанга с 2 месторождениями. На острове Серам открыто 3 нефтяных месторождения в песчаниках плиоцена и триаса (3000 м). На западе острова Новая Гвинея расположен НГБ Вогелкоп. Потенциальный НГБ могут быть выделены на северо-востоке острова Новая Гвинея на месте Новогвинейского и Соломонова морей и прилегающих островов архипелага Бисмарка и Соломонова.

Нефтегазоносны бассейн Вогелкоп занимаю южную часть одноименного полуострова, центральную часть полуострова Бомбарай, северную окраину острова Мисол и расположенную между ними субаквальную территорию. Бассейн обрамлен позднекайнозойскими складчатыми сооружениями. В строении бассейна принимают участия кайнозойские отложении, начиная с эоцена мощностью более 6 км. Верхняя часть разреза плиоценовая угленосная терригенная, нижняя миоцен-палеогеновая терригенно-карбонатная. Кровля верхнего миоцена осложнена рифовыми постройками, наиболее развитыми на западе с высотой до 490м. Поперечным поднятием бассейн разделен на 2 впадине на западную и восточную. Нефтегазоносность бассейна связана с рифами миоцена, последние опоясывают западный склон западной впадины.

К 90-м годам выявлено более 25 нефтяных месторождений из которых только 2 расположены в восточной впадине.

Складчатая Восточноазиатская (островодужная) нефтегазогеологическая провинция связана с островными дугами геосинклинального пояса Восточной Азии и объединяет Татарско-Япономорский и Тайваньский НГБ, Преднансейский ПНГБ и ВНГБ Восточного Хонсю.

Преднансейский ПНГБ расположен восточнее Японской складчатой системы, с востока он ограничен Нансейским желобом, а с запада антиклинорием Нансей (остров Рюкю, Кюсю и Сикоку). В этом бассейне известно небольшое месторождение с продуктивной толщей в нижнем миоцене.

Наиболее важным в провинции является Татарско-Япономорский НГБ по типу лотерально-гетерогенный (пограничный). Он протягивается от Татарского пролива на севере через Японской море до острова Четжидо на юге. Значительная часть его занята Япономорской котловиной с корой океанического типа. Восточная наземная часть слагается краевыми частями островов Сахалин, Хоккайдо и Хонсю, образующими складчатый борт бассейна. Западная наземная часть его представляет собой горноскладчатое обрамление платформенного борта.

Северная часть бассейна, занятая Татарским проливом, представляет собой ассиметричный грабен с крутым восточным бортом, сложенный кайнозойскими отложениями мощностью до 7 км. Складчатый борт бассейна состоит из 3 складчатых зон синклинориев (с севера на юг): Иссикари-Сахалинского, Уэцу и Синдзи, разделенными поднятиями.

Иссикари-Сахалинский синклинорий протягивается вдоль западного побережья Сахалина и через среднею часть острова Хоккайда.

Синклинорий Уэцу занимает прибрежную часть северной половины острова Хонсу, поперечный выступ делит его на две части: Акитанасевере и Ниигата на юге.

Синклинорий Синдзи занимает северное побережье южной половины острова Хансу.

Складчатый борт бассейна сложен преимущественно терригенными породами со значительной примесью вулканогенного материала, с континентальными угленосными, реже морскими неогеновой и палеогеновой систем с максимальной мощностью на севере до 15 км, в синклинории Иссикари до 6,2 км, в синклинории Уэцу до 10 км. Большая по мощность часть разреза приходится на миоцен.

Кайнозойские отложения складчатого борта дислоцированы в узкие, линейные, ассиметричные складки, а иногда нарушены взбросами, надвигами.

Нефтегазоносность бассейна известна с 1870 года. В Иссикари-Сахалинском синклинории месторождения образуют два небольших ареала ЗНГН на северо-востоке острова Хоккайдо и в средней части западного побережья этого острова. В ареалах к 1990 году известно более 30 нефтяных и более 10 газовых месторождений.

Поиск по сайту: