К оглавлению	УДК 553.982 (918)
	А.В. Кучапин

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЗАПАДНОГО ИРИАНА

Ириан или Новая Гвинея представляет собой крупный остров, расположенный в Тихом океане севернее Австралии. Центральная и северная части острова заняты складчатыми горными сооружениями; наиболее мощную и высокую горную цепь составляют Центральные горы, протягивающиеся в запад-северо-западном направлении вдоль всего острова. Самую высокую отметку (5030 м) в Новой Гвинее имеет гора Карстенс, входящая в состав так называемых Снежных гор. Южная половина острова, расположенная южнее Центральных гор, представляет собой низменную, иногда всхолмленную равнину, местами сильно заболоченную, особенно на юго-западе.

В тектоническом отношении остров относится к восточной ветви Зондской складчатости, которая в свою очередь является восточным продолжением Бирманско-Явской дуги регионально нефтегазоносной Альпийско-Гималайской складчатой системы.

Западный Ириан так же, как и другие острова и шельфовые области Индонезии, в нефтеносном отношении представляет несомненный интерес. Наряду с перспективными территориями здесь известны и промышленно-нефтеносные площади. Нефтегазоносность в Западном Ириане связана с отложениями третичного возраста, которые особенно широко развиты в южной равнинной части острова и в шельфовых областях.

В разрезе осадочных пород Ириана выделяются палеозойские, юрские, меловые и третичные отложения. Достоверных осадков триасового возраста не установлено.

По данным Ван Тиля, приведенным в работе Ван Беммелен [1], мезозойские отложения разделяются обычно на средне- и нижнемезозойскйе, юрско-меловые и верхнемеловые.

Средне- и нижнемезозойские отложения представлены конгломератами, кварцитами и глинистыми сланцами, сменяющимися кверху песчанистыми известняками. В пределах северного побережья отложения этого возраста достаточно сильно метаморфизованы и выражены филлито-кварцитовыми сланцами.

В породах юрско-мелового возраста преобладают сланцеватые глины, алевролиты, песчаники; иногда встречаются песчанистые известняки. На северном побережье Новой Гвинеи появляются магматические породы. Наконец, верхнемеловые породы представлены в основном глинами, сланцеватыми глинами, а также глинистыми и известковистыми песчаниками. Возраст этого разреза хорошо определяется по фораминиферам.

В отложениях третичного возраста выделяется толща известняков эоценового и олигоценового возраста, сменяющаяся миоценовыми мергелями, сланцеватыми глинами и известняками. Широко развитые плиоплейстоценовые осадки представлены глинами, алевролитами и песчаниками с подчиненными известняками, разрез венчается аллювиальными и террасовыми отложениями.

Нефтепоисковые работы в Западном Ириане начали проводиться с 1934 г. Объединенной нефтяной компанией Нидерландская Новая Гвинея, в состав которой входят Ройял Датч Шелл (40%), Стандард Вакуум Ойл компани (40%) и Фар Пасифик Инвестменс Инкорпорейшн (Калтекс-20%) (В Ройял Датч Шелл вложены голландские и английские капиталлы, доля которых составляет соответственно 60 и 40 %. В остальных компаниях участвует исключительно американский капитал.). В 1962 г. все акции, принадлежавшие Стандард Вакуум компани, переданы ЭССО и Мобил.

Эта объединенная нефтяная компания в 1934 г. приобрела концессии, охватывающие все равнинные прибрежные области, которые занимают четвертую часть территории Западного Ириана. Вначале концессионные площади были покрыты аэрофотосъемкой. В последующие годы на отдельных, наиболее интересных, участках было проведено наземное геологическое картирование. На основании этих исследований к 1940 г. было выявлено 25 антиклинальных складок. Перечень и расположение этих структур показаны на рисунке, заимствованном у Ван Беммелена. К этому же времени было разведано значительное количество структур, на каждой из которых проводилось по одной разведочной скважине. В результате этих работ открыто 3 нефтяных месторождения - Кламоно, Могой и Васиан. Месторождения эти приурочены к структурам, расположенным на полуострове Вогелкоп.

В 1941 г. разведочные работы были прерваны вторжением в Индонезию японцев и возобновились лишь в 1946 г. В 1949 г. на нефтеперегонный завод в Пладжу (Южная Суматра) из месторождения Кламоно была отгружена первая партия сырой нефти.

Месторождение Кламоно, расположенное в северо-западном углу полуострова Вогелкоп, приурочено к небольшой пологой антиклинальной складке, углы падения крыльев которой меняются от 5 до 10°. Структура разбита системой нормальных сбросов на несколько блоков. С разломами, развитыми в осевой части структуры, связаны многочисленные выходы нефти. Промышленная добыча нефти в Кламоно началась в конце 1948 г. после того, как месторождение было связано 8" нефтепроводом с портом Соронг. Нефть в Кламоно приурочена к рифовым известнякам верхнемиоценового возраста. Продуктивный горизонт лежит в интервале глубин 100 - 217 м. К концу 1961 г. на месторождении было пробурено 46 эксплуатационных скважин, 27 из которых эксплуатировались насосным способом. Фонтанных скважин нет. В 1961 г. из этого месторождения добыто нефти более 154 тыс. т, а суммарная добыча нефти с начала разработки, т.е. с 1948 г. до конца 1961 г., превышала 3 млн. т. Нефть месторождения Кламоно тяжелая с удельным весом 0,941. Попутный газ использовался на местные нужды нефтяной компании.

Месторождения Васиан и Могой, открытые в 1940 г., приурочены к антиклинальным складкам, составляющим элементы одного крупного антиклинория, прослеживающегося па протяжении 60 км. Обе структуры довольно пологие, углы падения их крыльев не превышают 20°. На поверхности они замыкаются сланцеватыми глинами плиоценового возраста, согласно лежащими на нефтеносных известняках верхнего миоцена. Продуктивные горизонты на месторождении Васиан находятся на глубинах 967-1072 м, а на месторождении Могой - в среднем на глубине 381 м. В обоих месторождениях нефть парафинистая, легкая, удельный вес ее составляет 0,81. На месторождении Васиан пробурено всего 23 эксплуатационных скважины, а на месторождении Могой - 56. Добыча из этих месторождений в первой половине 1961 г. составляла соответственно 4125 и 2850 т, а суммарная добыча с начала разработки, 223 618 и 561 282 т. По данным, опубликованным в зарубежной литературе, в конце первой половины 1961 г. оба эти месторождения ликвидированы вследствие истощения и нерентабельности дальнейшей разработки.

Наибольшее количество нефти из месторождений Западного Ириана было получено в 1954 г., когда добыча поднялась до 578 тыс. т. В последующие годы она начала быстро снижаться: в 1959 г. было получено 237 тыс. т, в 1960 г. - 230 тыс. т, а в 1961 г. - только 161 351 т.

Доказанные запасы по всем трем месторождениям к началу 1962 г. оценивались всего лишь в 420 тыс. т.

В 1960 г. на всех трех месторождениях было пробурено всего 8 эксплуатационных скважин со средними глубинами в 650 м. Пять скважин оказалось с нефтью и три сухих. В 1961 г. бурение не проводилось. Не намечалось оно и на 1962 г.

За десятилетие, истекшее после возобновления компанией нефтепоисковых и разведочных работ, т.е. с 1946 до 1956 г., в Западном Ириане была проведена обширная программа работ, которые включали геологическую съемку, гравиметрию, сейсмику и бурение разведочных скважин. В течение этого периода была разбурена значительная часть выявленных структур. Известно, что из числа антиклинальных складок, выявленных до 1940 г. (показанных на рисунке) в разведке находились, в частности, структуры: Вайпили, Селе, Джефлис, Кламогун, Бераур, Аймау, Вириагар, Тембуни, Стенкол, Томо и Кембиланган.

Скважины бурились на различные глубины. Большая часть их проводилась до 750-1200 м и лишь немногие достигали глубин около 3000 м.

В ряде структур при бурении отмечались интенсивные нефте- и газопроявления. Признаки нефти наблюдались, в частности, в скважинах при разбуривании структуры Селе, на острове Салавати; в скважине Тембуни, юго-восточнее месторождения Могой, и др., но промышленных притоков нефти установлено не было.

Тяжелые климатические условия, бездорожье и заболоченность обширных пространств, вызывавшие большие трудности и дороговизну разведочных работ, а также неудачные результаты бурения охладили интерес нефтяных компаний к Западному Ириану. После 1956 г. геологоразведочные работы на новых площадях практически прекратились. Однако перспективы нефтегазоносности Западного Ириана полностью еще на раскрыты. Потенциальные возможности этого региона связываются не только с третичными, но и с мезозойскими отложениями, развитыми в пределах континентальной части острова и в областях шельфа.

ЛИТЕРАТУРА

1. VanBemmelen R.W. The Geology of Indonesia, vol. I, II. The Hague, 1949.

2. World trends. West New Guinea. World Oil, vol. 155, No. 3, August 15, 1962.

3. Petroleum development in Far Eeast. Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geolog., No. 7, 1950-1962.

Рисунок Схема размещения нефтяных месторождений и антиклинальных складок, выявленных в Западном Ириане.

I - месторождения нефти; II - антиклинальные складки: 1 - Вайпили, 2 - Вайбин, 3 - Селе, 4 - Джефлис, 5 - Кламогун, 6 - Кламесин, 7 - Кламоно, 8 - Бераур, 9 - Аймау, 10-Вириагар, 11 -Каибур, 12-Джагиро, 13-Могой, 14-Томо, 15, 17 - Васиан, 16 - Тембуни, 18-Стенкол, 19 - Бифор, 20 -Касира, 21 -Кайтеро, 22 - Финьяра, 23-Гусимава, 24 - Каймава, 25 - Кембиланган; III - пробуренные скважины.