К оглавлению

УДК 553.98.041 (510)

Специфика нефтегазоносности осадочных бассейнов КНР

Р.Г. ПАНКИНА (ВНИГНИ), Л.А. ФАЙНГЕРШ, М.Н. АФОНСКИЙ (ВНИИзарубежгеология)

До последнего времени широкому кругу геологов-нефтяников было мало известно о нефтегазоносности КНР и о геохимии нефтей и газов осадочных бассейнов этой страны. Лишь с начала 80-х годов стали появляться публикации, касающиеся геологического строения, нефтегазоносности, геохимической характеристики нефтей, газов, ОВ пород и углей НГБ Китая.

Специфика нефтегазоносности осадочных бассейнов КНР определяется тремя факторами: 1) широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности - от протерозоя (синия) до неогена; 2) широкое развитие континентальных отложений в строении осадочного чехла; 3) высокие концентрации неуглеводородных соединений в УВ-скоплениях.

На территории континентальной части Китая в соответствии с тектоническими особенностями строения Центральной Азии и Дальнего Востока и приуроченностью осадочных бассейнов к современным региональным структурным элементам выделяются три нефтегеологические провинции: Джунгаро-Монгольская, Западно-Китайская и Восточно-Китайская. Десять осадочных бассейнов первой провинции приурочены к синеклизам и грабенообразным впадинам эпипалеозойских сооружений Джунгарии - Южной Монголии - Северо-Восточного Китая. Бассейны Западно-Китайской провинции (их 17) связаны с межгорными впадинами в области развития ранних мезозоид (индосинид), вовлеченных в орогенез в позднем мезозое - кайнозое. В пределах Восточно-Китайской провинции известны 17 осадочных бассейнов, сформировавшихся на базе платформенных синеклиз и впадин древних Северо-Китайской и Южно-Китайской платформ и каледонид Катазии (рисунок). Геологическое строение этих бассейнов осложнено мезозойско-кайнозойским орогенезом. Промышленная нефтегазоносность установлена в 20 осадочных бассейнах, всего открыто более 300 нефтяных, нефтегазовых, газовых и газонефтяных месторождений с начальными извлекаемыми запасами свыше 4 млрд. т нефти и 1 трлн. м3 газа.

Одной из наиболее специфических черт строения осадочных бассейнов КНР является широкое развитие в осадочном чехле отложений континентального (озерно-флювиального) генезиса. Песчано-глинистые красно- и сероцветные породы с прослоями угленосных отложений и эвапоритов характерны для толщ мезозойско-кайнозойского возраста, составляющих осадочное выполнение бассейнов Джунгаро-Монгольской и Западно-Китайской провинций (бассейны Джунгарский, Сунляо, Таримский, Цайдамский, Турфанский, Преднаньшанский, Миньхэ). Бассейны отличаются преимущественной нефтеносностью, запасы и ресурсы нефти преобладают над запасами и ресурсами газа, несмотря на резкое преимущество континентальных отложений в осадочном чехле. Причину подобного распределения УВ по фазовому состоянию следует связывать, по-видимому, с одной стороны, с высокими скоростями осадконакопления в меловое время, когда формировалась основная толща продуцирующих материнских отложений. В этом случае ОВ материнских пород сравнительно быстро проходит термобарические условия зоны биохимического и раннекатагенетического газообразования, не успевая реализовать свой газоматеринский потенциал, поскольку в разрезе отсутствуют оптимальные условия для газонакопления. С другой стороны, преобладание нефтяных скоплений над газовыми может быть связано с недостаточно надежной герметичностью залежей. Для строения локальных структурных форм, контролирующих месторождения, характерна активная тектоническая нарушенность. Газовые месторождения в бассейнах этих двух провинций, как правило, связаны с продуктивными горизонтами, экранируемыми каменной солью (например, газовые месторождения Цайдамского бассейна).

В осадочном чехле бассейнов Восточно-Китайской провинции, наряду с озерно-флювиальными терригенными отложениями мезозойско-кайнозойского возраста, присутствуют терригенно-карбонатные породы палеозоя, имеющие морской генезис. Наиболее полный разрез отложений морского палеозоя развит в бассейнах южной части провинции, приуроченных к Южно-Китайской платформе, в то время, как в бассейнах Северо-Китайской платформы мощность морских терригенно-карбонатных отложений палеозоя значительно редуцирована из-за выпадения из разреза образований девона и нижнего карбона. В осадочном разрезе, расположенного на Северо-Китайской платформе Северо-Китайского бассейна, особый интерес представляют вскрытые здесь морские терригенно-карбонатные отложения протерозоя - синия. В доломитах синийского возраста открыта крупная зона нефтегазонакопления - Женьцю, глубина залегания продуктивных отложений 2500- 3000 м. В отличие от бассейнов Джунгаро-Монгольской и Западно-Китайской провинций для Восточно-Китайской характерен высокий уровень запасов и ресурсов газа, приуроченных в основном к Сычуаньскому НГБ. Преимущественная его газоносность связана с наличием регионального флюидоупора - галогенной толщи среднего - верхнего триаса, развитой в восточной части бассейна, где и сосредоточены крупные газовые месторождения (Шиюгоу, Дунси, Хуангуашань и др.). Преимущественная газоносность восточной части Сычуаньского бассейна обусловлена не типом исходного ОВ, а особенностями палеотемпературного режима (продуцирующие отложения палеозойского возраста находятся в условиях, обеспечивающих раннекатагенетическое газообразование) и наличием регионально развитых соленосных покрышек. Отсутствие высокогерметичных флюидоупоров в западной и центральной частях бассейна повлекло за собой развитие здесь преимущественно жидкофазных скоплений УВ. Изложенные особенности геологического строения и нефтегазоносности осадочных бассейнов континентальной части Китая определяют большой интерес к процессам нефтегазонакопления в осадочных бассейнах КНР и вещественному составу нефтей и газов, добываемых из открытых здесь месторождений. Следует отметить, что в других регионах земного шара широкое развитие континентальных отложений в осадочном чехле приводит, как правило, к формированию преимущественной газоносности (подсолевые отложения перми НГБ Центральноевропейского, Персидского залива и др.)

Как уже было отмечено, промышленная нефть из синийских отложений получена в Северо-Китайском НГБ из месторождений группы Женьцю, приуроченных к приподнятым блокам (эрозионно-тектонические останцы), сложенным интенсивно трещиноватыми закарстованными доломитами (свита умишань). Район распространения месторождений отличается исключительно сложной историей геологического развития. Характерным является весьма длительный перерыв в осадконакоплении, охватывающий почти весь палеозойский этап развития (отсутствуют отложения силура, девона, нижнего карбона), не исключена и возможность пролонгации этого перерыва в течение пермского и мезозойского этапов развития. Рубеж мезозойской и кайнозойской эры характеризуется началом развития последней фазы рифтообразования, именно с этим этапом погружения, сменившим период восходящих движений, связано время формирования нефтяных месторождений. Нефти синийских доломитов в месторождениях группы Женьцю являются эпигенетичными по отношению к коллекторским горизонтам. В качестве материнских рассматриваются отложения эоценового возраста, перекрывающие выступы синийских доломитов. Нефтематеринские породы эоценового возраста пользуются широким распространением в рассматриваемой части КНР, мощность их меняется от 1 до 3 км, содержат ОВ преимущественно гумусового фациального облика, отличающееся высокой степенью катагенетической преобразованности [4]. Собственный генерационный потенциал синийских доломитов ко времени формирования нефтяных залежей (олигоцен - ранний миоцен) был полностью истощен во время пребывания отложений на дневной поверхности. Свидетельством былого наличия собственного генерационного потенциала являются нефтепроявления в пределах северного обрамления Северо-Китайского бассейна в синийских отложениях Яньшаньского складчатого пояса. Здесь известно более 40 нефтепроявлений, выходов твердых нафтидов в отложениях свит телин и умишань. На основании сходства нефтей и экстрактов из нефтепроизводящих отложений того же возраста, по содержанию серы, изотопному составу углерода, соотношению индивидуальных УВ сделан вывод о том, что рассматриваемые нефти и твердые нафтиды генетически связаны с отложениями синия. Проведенное моделирование палеотемпературной эволюции показало, что для образования нефти существовали благоприятные условия. Отложения характеризуются наличием коллекторских горизонтов, однако отсутствие флюидоупоров вызвало разрушение первичных скоплений жидкой нефти и привело к образованию твердых нафтидов.

Газы ряда месторождений отличаются повышенными концентрациями неуглеводородных соединений, в частности, одной из интересных особенностей вещественного состава газов является их повышенная сернистость. Так, содержание H2S в газе месторождения Чжаоланьчжуан (впадина Бохайвань, Северо-Китайский бассейн) достигает 92 %. Это наиболее высокосернистый газ, известный на земном шаре. До этого времени максимальные количества H2S были известны в бассейнах Скалистых гор (Западно-Канадский - месторождение Кроссфилд, содержание H2S в газе девона до 45 %; Биг Хорн - юрская залежь на месторождении Уорленд, H2S до 63%), Мексиканского залива (месторождение Блэк Крик, в газе юрской залежи H2S до 77 %). Относительно высокой сернистостью отличаются также газы месторождений Сычуаньского бассейна - на месторождении Вэйюань сероводорода 4,8 %. На базе этих месторождений интенсивно развивается добыча и производство серы. Для оценки возможности происхождения H2S был проведен изотопный анализ серы [3]. По этим данным (таблица) газы могут быть отнесены к генетической ветви высокосернистых, происхождение которых обусловлено химическим восстановлением сульфатов [1]. Наблюдается следующее изменение изотопного состава серы H2S из разновозрастных отложений. Среднее значение из синийских газов составляет 14,62, в пермских - 23- 26. Как установлено [2], пермские газы характеризуются очень высоким содержанием 34S в составе H2S, газы синийских отложений, напротив, отличаются повышенным количеством легкого изотопа серы. Утяжеление серы в H2S пермских газов можно связывать с наличием ангидритов в виде прожилок и гнезд в карбонатных коллекторах, включающих залежи. Такие ангидриты иногда весьма существенно обогащены  (до 28 ). Сравнительно легкий изотопный состав серы H2S синийских газов можно объяснить эпигенетичностью этих газов вмещающим отложениям. Если судить по изотопному составу серы, генерацию H2S этих газов можно связывать с отложениями более молодого (может быть, каменноугольного) возраста.

Интересные данные получены и по изотопному составу аргона и углерода этих газов. Соотношение изотопов аргона (49Аr/36Аr) увеличивается с возрастом вмещающих отложений от 445-686 (юрские) до 4440-9255 (синийские). Комплексный анализ изотопного состава серы, аргона, углерода и некоторых других элементов может быть использован при установлении источников генерации газов.

Для некоторых газов месторождений бассейна Сунляо (впадина Дэгуй, месторождение Ваньцзиньта) характерно очень высокое содержание СО2 - до 99,7 % в продуктивных песчаниках нижнего мела на глубинах 750-1100 м, что делает его сопоставимым с газами Паннонского бассейна (ВНР, СФРЮ) и некоторых месторождений

Западно-Сибирского НГБ. Как и для Паннонского бассейна, в распределении концентраций СО2 по разрезу этого многопластового месторождения отмечается ярко выраженная гравитационная дифференциация - вниз по разрезу содержание СО2 увеличивается. Месторождение приурочено к горстовидному блоку. На основе анализа особенностей его геологического строения и данных по изотопному составу углерода китайские геологи делают заключение о том, что образование СО2 является следствием позднеюрской - раннемеловой вулканической деятельности. Не исключено, однако, что происхождение СО2 может быть следствием, как это установлено для Паннонского бассейна, процессов метаморфизма пород складчатого основания.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Панкина Р.Г., Мехтиева B.Л. Происхождение H2S и СО2 в углеводородных скоплениях // Геология нефти и газа. - 1981.- № 12.- С. 44-49.

2.      Панкина P.Л, Максимов С.П. Изотопный состав серы сероводорода высококонцентрированных сероводородных газов из отложений разного возраста // Геология нефти и газа. - 1985.- № 2.- С. 27-30.

3.      Shin Ping, Wang Xianbin, Xu Yongchang. Isotopic composition of natural gas and comparison of its gas source // Petroleum exploration and development.- 1982.- N. 6.- P. 34-38.

4.      Zha Quanheng. Jishong depression, China, its geologic framework, evolutionary history and distribution of hydrocarbons // Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geo!.- 1984.- N. 8.- P. 971-982.

 

Таблица Изотопный состав серы H2S газа разных стратиграфических горизонтов месторождений Сычуаньского бассейна

Возраст продуктивного горизонта, его индекс

Число образцов

Триас,

Тс5

11,7-15,8

7

13,0

»

Тс4

12,0-15,0

8

13,8

»

Тс3

12,6-12,8

2

12,7

»

Тс2

14,7

1

»

Тс1

6,8-29,1

4

 

12,0

Пермь,

Р1.23

20,4-25,9

10

23,0

»

Р1.23

21,2-29,7

7

25,7

Синий,

Z

13,7-14,4

2

14,0

* В числителе - минимальное и максимальное значение, в знаменателе - среднее.

 

Рисунок Обзорная карта нефтегазоносных бассейнов КНР.

Выходы на поверхность складчатых сооружений: а - докембрийских, б - палеозойских, в - мезозойских, г - кайнозойских, д - нефтегазоносные бассейны (1 - Джунгарский, 2 - Турфанский, 3 - Тамцакско-Хайларский, 4 - Арцаган-Нурский, 5 - Сунляо, 6 - Таримский, 7 - Цайдамский, 3 - Преднаньшанский, 9 - Миньхэ, 10 - Джаонуско-Алашанский, 11 - Ордосский, 12 - Сычуаньский, 13 - Гуанси-Гуйчжоу, 14 - Дуньтинху, 15 - Сянфань, 16 - Северо-Китайский. 17 - Фусинь, 13 - Западно-Корейского залива, 19 - Желтоморский, 20 - Юаньшуньский, 21 - Восточно-Китайскоморский, 22 - Южно-Китайскоморский)