Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Краткий исторический обзор геологических исследований и изученности бассейна Джунгария 9
Выводы по главе 1 17
Глава 2. Выявление особенностей тектоники и эволюции бассейна Джунгария 19
2.1 Тектоническое строение бассейна Джунгария 19
2.2 Строение бассейна Джунгария 21
2.3 Структурный характер бассейна Джунгария 44
2.4 Тектоническая эволюция и тектоническое районирование бассейна Джунгария 45
Выводы по главе 2 56
Глава 3. Изучение условий формирования залежей нефти и газа в бассейне Джунгария 58
3.1 Условия формирования нефтегазоматеринских пород 58
3.2 Условия формирования пород-коллекторов 71
3.3 Условия формирования пород-флюидоупоров 82
3.4 Формирование и развитие нефтегазоносных комплексов 86
Выводы по главе 3 100
Глава 4. Обобщение результатов геологоразведочных работ в бассейне Джунгария. Перспективы и направления для дальнейших поисково-разведочных работ 102
4.1 Обобщение результатов геологоразведочных работ в бассейне Джунгария 102
4.2 Перспективы и направления для дальнейших поисково-разведочных работ 112
Выводы по главе 4 128
Основные выводы и рекомендации 131
Список сокращений и условных обозначений 133
Список литературы 134
- Краткий исторический обзор геологических исследований и изученности бассейна Джунгария
- Тектоническая эволюция и тектоническое районирование бассейна Джунгария
- Формирование и развитие нефтегазоносных комплексов
- Перспективы и направления для дальнейших поисково-разведочных работ
Краткий исторический обзор геологических исследований и изученности бассейна Джунгария
Бассейн Джунгария является одним из крупных нефтегазоносных бассейнов Китая. Он расположен на северо-западе Китая, в центральной зоне Азиатского материка, между горами Алтай, Тяньшань и западными хребтами, представляет собой внутриконтинентальную впадину, имеющую форму треугольника (рисунок 1.1). Площадь этого бассейна составляет 130 тыс. км2, внутри которого находится цепочка пустынь Гоби, площадь которых занимает 36,4 % от площади бассейна. С позднего карбона этот бассейн испытал преобразования под действием Герцинского, Индокитайского, Яньшаньского и Гималайского тектогенеза [67].
В бассейне Джунгария разведочные работы на нефть и газ начались в 1935 г. До середины 50 гг. XX века разведка проводилась вокруг локальных структур южной окраины бассейна, кроме открытия нефтяного месторождения Душаньцзы в 1937 г., больше не было больших открытий. В 1937 г. годовая добыча сырой нефти нефтяного месторождения Душаньцзы составила 1391 т.
Крупномасштабные геологические исследования на нефть и газ в бассейне Джунгария начались после образования Нового Китая с 1949 г.
В начале 50 гг. XX века возник вопрос о направлении разведки на нефть и газ в бассейне Джунгария: разведка должна проводиться на платформе (т. е. северо-западной окраине бассейна), или продолжается в предгорной депрессии (южной окраине бассейна).
В 1950 г. Китайская и Советская совместная нефтяная акционерная компания начала проводить разведку в бассейне Джунгария. В первые годы разведка была сосредоточена в предгорной депрессии южной окраины бассейна, где в вытянутых структурах наблюдалось множество поверхностных нефтегазопроявлений. Открытие нефтяного месторождения Душаньцзы в 1937 г. уже привлекло внимание геологов к ней.
Затем разведочные работы расширились с запада бассейна до его северозападной окраины. Руководитель разведочного отряда, Советский эксперт-геолог Увалов после анализа региональных структурных характеристик и перспектив нефтегазоносности предгорной депрессии южной окраины бассейна и его северозападной окраины, предложил провести разведку на платформе. Увалов и его сторонники считали, что предгорная депрессия южной окраины, где находится нефтяное месторождение Душаньцзы, имеет очень мало запасов нефти, а северозападная окраина в платформенном районе богата нефтью. Они считали, что крупные нефтяные месторождения бассейна Джунгария должны находиться на северо-западной окраине платформенного района, а не могут быть найдены в предгорной депрессии.
А начальник группы экспертов бюро геологических обследований и большинство других геологов считали, что геологическая структура южной окраины бассейна Джунагрия имеет сходство с крупнейшим нефтяным месторождением Баку СССР. Они выступали за проведение разведки на Душаньцзы, Аньцзихай, Хоэргосы, Тосытай и других структурах южной окраины бассейна. Этот спор продолжался около полугода. В конце концов группой управления проектом было принято предложение Увалова, и решено пробурить скважину №Кэ-1. В этой скважине в 1955 г. получен промышленный приток нефти. Второго ноября 1955 г. после испытания среднетриасовых отложений в интервале 487,5–507,5 м получено фонтанная сырая нефть, суточный дебит составил 8,1 т.
На протяжении 1951–1955 гг. в бассейне Джунгария проводилась предварительная разведка. Главным образом были проведены наземное геологическое обследование, поиск гравитационно-магнитным методом и электроразведка. Кроме нефтяного месторождения Душаньцзы, самое важное достижение заключается в том, что 29–30 октября 1955 г. в скважине №1 Кэламай был получен промышленный приток нефти. Это стало открытием нефтяного месторождения Кэламай и привело к быстрому развитию работ по разведке бассейна.
На протяжении 1956–1960 гг. разведка бассейна Джунгария имела большое развитие. Кроме продолжения проведения геологических исследований и геофизической разведки быстро развивались буровые работы. В районе Кэламай – Урхэ размером длиной 130 км и шириной 30 км были расположены 10 глубоких скважин. Была быстро установлена площадь распространения крупного нефтяного месторождения Кэламай. Еще были открыты нефтяные месторождения Байкоуцюань и Хуншаньцзуй. Одновременно в бассейне были разбурены 9 параметрических и несколько разведочных скважин. Было обнаружено нефтяное месторождение Цигу, что привело к приросту геологических запасов бассейна: годовая добыча нефти от 32,9 тыс. т. увеличилась до 1,64 млн. т.
В период 1961–1977 гг. разведка в бассейне Джунгария развивалась медленно. За 17 лет было проведено очень малоразведочных работ. Главными причинами являются стихийное бедствие, политическая неустойчивость и поддержка разведки в Дацине, Цзянхань, Чанцин, Талим и других нефтегазовых областях, куда было отправлено большинство разведочных геологических отрядов и много оборудований. Осталось только около 4 сейсмических отрядов. За 5 лет из этого периода не проводились сейсмические работы, в течение 7 лет бурилось менее 10 разведочных скважин в год. Разведочные работы в основном проводились в нефтяном районе Кэламай, в 1965 г. впервые был открыт промышленный приток нефти в пермской системе. Вплоть до 1977 г. были оконтурены площади нефтеносности, годовая добыча нефти составила 3,01 млн. т.
С 1978 г. работы по разведке в бассейне Джунгария вновь возобновились и начали развиваться.
На протяжении 1979–1989 гг. разведка в бассейне углублялась. Благодаря применению цифровой сейсмической техники и углублению познания закономерности формирования нефтегазовых залежей разведка на нефть и газ в бассейне Джунгария получила новое достижение. На северо-западной окраине бассейна открыты нефтяные месторождения Сяцзыцзе, Фэнчэн, Чэпайцзы и другие. Разведка на тяжелую нефть в восточной и северо-западной частях бассейна получила новые результаты, открыты нефтяные месторождения Хошаошань, Бэйсаньтай, Саньтай и т. д. [72]. За эти 10 лет сумма приростов разведанных геологических запасов нефти составила 647,37 млн. т., средние годовые приросты – 58,85 млн. т., что достаточно перспективно для разведки северо-западной окраины бассейна.
С 1980 г. привлечен французский сейсмический отряд компании СGG, который проводил цифровую сейсморазведку в бассейне Джунгария, в результате которой было получено много геологической информации. Сейсморазведка полностью оцифрована, значительно повышены темп, точность и уровень сейсморазведки.
Первого мая 1983 г. в отложениях пермской системы в скважине №1 структуры Хонань востока бассейна Джунгария был получен промышленный приток нефти. В сентябре того же года в структуре Хошаошань также был получен промышленный приток нефти, вследствие чего было открыто нефтяное месторождение Хошаошань. После дальнейшей разведки последовательно были открыты нефтяные месторождения Бэйсаньтай, Саньтай, Ганьхэ и газовое месторождение Мачжуан [35].
Особенно нужно отметить, что на протяжении 1983–1985 гг., чтобы открыть нефтяное месторождение Хошаошань, было пробурено только 7 скважин проходкой в 13,487 км. Площадь нефтеносности достигла 41,4 км2, разведанные геологические запасы нефти составили 77,08 млн. т. [25]. Коэффициент успежности разведочных скважин в том году был самым большим.
В период 1990–2001 гг. запасы центральной части бассейна значительно увеличились. По мере широкого применения 3Д съёмки, метода прогнозирования пород-коллекторов, технологии сейсмического зондирования и других передовых технологий в бассейне Джунгария, а также углубленного геологического изучения, разведка достигла больших успехов [15]. В центральной части бассейна обнаружены нефтяные месторождения Шиси, Шинань, Сайнань, Мэбэй, Лулян и т. д. Она становится главной площадью для приращения запасов бассейна в этот период. За 12 лет сумма приращенных разведанных геологических запасов нефти составила 874,57 млн. т., годовые приросты – 72,90 млн. т, что является стадией пика увеличения запасов нефти в центральной части.
С 2002 до 2012 гг. в бассейне Джунгария разведка проводилась тщательно и по новым участкам, и новым горизонтам. Кроме КННК (CNPC) начала разведочные работы в этом бассейне и КНХК (Sinopec Group).
Тектоническая эволюция и тектоническое районирование бассейна Джунгария
Бассейн Джунгария представляет собой неоднократный тектонический наложенный бассейн, испытавший сложное тектоническое движение.
Формирование и тектоническая эволюция бассейна главным образом обусловлены региональным тектоническим движением, свойством фундамента бассейна, воздействием разломов фундамента и т. д. Сформированные в разных тектонических стадиях бассейны по свойству не одинаковы.
Типы и тектоническая эволюция бассейна с пермского периода В конце карбона по мере вторичного сужения и замыкания периферических морских впадин, бассейн Джунгария начал преобразовываться из открытого морского бассейна в замкнутый внутриконтинентальный бассейн (рисунок 2.25). С пермского до четвертичного периодов этот бассейн испытал многостадийные тектонические движения: Герцинское, Индокитайское, Яньшаньское, Гималайское и т. д., сформирован типичный сложный наложенный бассейн центрально-массивного типа [65].
С позднего карбона до четвертичного периода бассейн Джунгария испытал 4 крупных тектонически-осадочных эволюционных стадии (рисунок 2.26): 1) морской или остаточный морской предгорный бассейн (с позднего карбона до ранней перми); 2) континентальный предгорный бассейн (средняя и поздняя пермь); 3) внутриконтинентальный бассейн прогибания (с триаса до мела (мезозойская эра)); 4) современный предгорный бассейн (кайнозойская эра: от третичного до четвертичного периодов). При этом стадия эволюции предгорного бассейна пермского периода является этапом крайне процветающего развития нефтегазоматеринских пород бассейна, а в стадии эволюции внутриконтинентального бассейна прогибания развито несколько комплексов композиций пород-коллекторов и флюидоупоров [40].
1) Стадия эволюции морского или остаточного морского предгорного бассейна (С3-Р1)
Конец позднего карбона является важным поворотным периодом в процессе эволюции бассейна Джунгария. В раннее время ранней перми периферические впадины бассейна Джунгария в основном сужены и закрыты, только в области Бэгэда-Халикэли юго-востока бассейна осталась морская впадина (рисунок 2.27). В этом периоде тектоническое движение охарактеризовано интенсивным покрыванием орогена западного Джунгария с запада на восток, которое привело к наклону основания бассейна к западу, перед горой Чжаиэр-Халатэ сформирован предгорный бассейн, который частично сообщается с морской акваторией с юго-востока, развивается комплект вулканических и обломочных сооружений в двугорбой форме [43].
В позднее время ранней перми периферические впадины бассейна уже вполне преобразовались в горы под воздействием пликативной дислокации, вулканическая активность ослаблена. В результате надвигового покрывания периферических складчатых горных систем в сторону бассейна, в бассейне Джунгария в фазу Фэнчэн перед окраиной надвигово-покровной зоны образованы 3 самостоятельно развивающихся предгорных бассейна, т. е. предгорные бассейны северо-западной, южной и северо-восточной окраин, остаточные морские воды в основном распространены в этих трех предгорных бассейнах [82]. Именно вследствие развития этих трех предгорных бассейнов бассейн Джунгария вступил в разделенную осадочную стадию, форма прогибов и поднятий бассейна имела первоначальный масштаб, сформированы депрессии Махуй – Пэньицзинси, прогиб Шачан предгорья северной Тяньшани и многочисленные поднятые районы. 2) Стадия эволюции континентального предгорного бассейна (Р2-Р3) В средней перми разделенная форма получила первоначальное единство, но осадочные прогибы еще контролируемы глубинными крупными разломами, существуют несколько центров осадконакопления, в северо-западной окраине всё ещё преемственно развивается центр погружения, протягивающийся с северо-востока на юго-запад, причем нередко бывает интрузия морской воды, характеризуется континентальная седиментация приморской озерной фазы (рисунок 2.28). В поздней перми почти полностью заполняющая внутреннюю часть свита Верхне-Урхэ над кровлей пермской системы с относительно стабильной толщиной широко распространяется в бассейне.
3) Стадия эволюции внутриконтинентального бассейна прогибания (МZ:Т-К)
В мезозойской и кайнозойской эрах развитие западных бассейнов Китая тесно связано с тектонической эволюцией Тетис. С триаса бассейн Джунгария вступил в стадию эволюции прогибания, осаждения разных времен главным образом обусловлены гравитационным равновесием. Разломы в большинстве обладают сингенетическим характером и для развития прогибов тоже имеют определенный контролирующий эффект. В длительном процессе развития прогиб испытал два относительно интенсивных преобразованных движения – Индокитайское и Яньшанское движение, по своей эволюционной характеристике они разделены на стадию прогибания под влиянием Индокитайского движения (T-J1) и стадию прогибания под влиянием Яншаньского движения (J2-K).
Раннее Индокитайское движение с позднего триаса до ранней юры символизирует закрытие древнего океана Тетис, одновременно и открытие нового океана Тетис. Это для бассейна Джунгария имеет очевидное влияние, которое в основном заключается в том, что кроме сингенетического воздействия, периферические главные разломы бассейна имеют заметное изгибание налево или направо, некоторые главные разломы северной окраины бассейна еще проявляют интенсивное покровное действие. Таким образом, в тектонической фазе Индокитайского движения в бассейне в общем преобладает прогибание, на западе южной окраины, особенно в зоне Аньцзихай и в зоне Бэгэда востока бассейна, наложен определенный покров, который произвел на восточную область относительно заметный эффект.
Формирование и развитие нефтегазоносных комплексов
Значение разломов в миграции и аккумуляции углеводородов
Северо-западная окраина бассейна
Северо-западная окраина является районом наибольшего нефтегазонакопления в бассейне Джунгария, которая близка к трем крупным центрам генерации углеводородов: депрессии Махуй, Пэньицзинси и Чанцзи, углеводороды которых главным образом происходят из материнских пород свит Фэнчэн и Нижне-Урхэ перми [22]. Условия для формирования скоплений нефти и газа достаточны. Образовывающиеся углеводороды перемещаются по поверхностям палеозойских несогласий (между свитами Фэнчэн и Сяцзыцзе, свитами Нижне-Урхэ и Верхне-Урхэ, свитой Верхне-Урхэ и триасовой системой) и пластам-коллекторам (главным образом свитам Сяцзыцзе и Верхне-Урхэ и пластам-коллекторам внутри материнских пород) в направлении приподнятых наклонов.
Вследствие того, что зоны разломов Кэ-Ся и Хун-Чэ расположены в предгорном тектоническом поясе, где развиваются наложенные разрывные нарушения, предполагается наличие хороших условий для вертикальной миграции углеводородов [47].
В ходе миграции в пределах разрывов встречаются породы-коллекторы или несогласия, где происходит разделение углеводородов, одни из которых накапливаются в тектонически экранированных ловушках, другие продолжают вертикальную миграцию по разрывам, а третьи продолжают латеральное перемещение по двусторонним пластам-коллекторам или поверхностям несогласий. Таким образом, формируются комбинированные залежи УВ. Позднее образованные разрывы могут разрушать ранее сформированные залежи углеводородов, что приводит к аккумуляции углеводородов в более молодых пластах, поэтому формируются вторичные залежи углеводородов, к которым относятся залежи нефти и газа юрской системы [84].
В зоне развития и пересечения разломов нефть и газ наиболее обогащены, а в разряжённой зоне разрывов нефтегазоносность относительно обеднена. В блоках, представленных частями совмещения главных кулисообразных разломов, обычно распространены более нефтегазоносные пласты. Толщина единичного пласта-коллектора большая, и добыча в единичной скважине высокая.
Южная окраина бассейна
Углеводороды южной части бассейна в основном происходят из материнских пород пермской и юрской систем депрессии Чанцзи, а небольшое количество углеводородов образовано в меловой и третичной системах.
Углеводородные залежи распространены в антиклиналях, ограниченных относительно большими разломами. Нефтегазовое месторождение Душаньцзы обусловлено разломами Дуань и Дунань, нефтяное месторождение Цигу ограничено разломом Цигу и его южным наклонным к северу разрывом, нефть и газ главным образом мигрируют по разломам [63].
Геологическое состояние разломного пояса южной окраины сложное, разломы простираются в основном в западно-восточном направлении, большинство из них представлены взбросами, в “лежачем” крыле которых чаще всего развиваются широкие и пологие структуры; если будет обнаружена нефтегазоносность, то она будет масштабной и иметь большую перспективу. Исследования показывают, что эти взбросы обладают большой способностью к экранированию, могут эффективно экранировать нефть и газ и заставлять их накапливаться в их “лежачих” крыльях [2].
В этом районе распространение углеводородов тесно связано с наклоном разлома, чем выше последний, тем уровень миграции углеводородов тоже выше, например, в силу того, что разлом Дуань протягивается до третичной системы, нефть и газ тоже накоплены в третичной системе.
Центральная часть бассейна
Для центральной части бассейна особенно заметно явление разломов в качестве миграционных путей углеводородов. Центром накопления углеводородов является прогиб Пэньицзинси.
На поднятиях развиты несколько среднемасштабных разломов северовосточного и северо-северо-восточного простирания, которые протягиваются к югу, некоторые из них прямо углубляются в нефтегазопроизводящую депрессию и становятся узлами объединения областей питания и районов аккумуляции УВ.
В качестве примера влияния разломов на образование скопления нефти и газа может быть рассмотрен разлом скважины №2 Мэбай. Он начинается с нефтяного месторождения Шиси выступа Лунань, протягивается к югу и вступает в прогиб Пэньицзинси, является западной границей выступа Мэбай. Сброс сформирован в герцинскую фазу складчатости, имеет возрастающий характер, индекс возрастания приближается к 1,3, в конце юрского периода в зоне палеоподнятий также развито значительное количество вторичных сбросов [36]. Верхний сброс прорезал толщи юрской и третичной систем, пересекается с нижним взбросом, что образовывает обратную структуру формы “Y” в разрезе. Сформирование этого разрывного нарушения, с одной стороны, приводит к вертикальной миграции нижележащих, ранее образованных углеводородов, которые далее вновь накапливаются в ловушке мезозойской эры, и потом формируют вторичную залежь УВ. Кроме того, это время является периодом интенсивной генерации УВ в материнских породах пермской системы прогиба Пэньицзинси, особенно свиты Нижне-Урхэ. Палеозойские углеводороды при латеральной миграции одновременно тоже вертикально перемещаются по вышесказанному пути, накапливаются и образовывают залежи в мезозойских ловушках, например, углеводородные залежи свиты Саньгунхэ [45]. Восточная часть бассейна
Углеводороды в восточных районах бассейна главным образом происходят из материнских пород свиты Пиндицюань пермской системы прогиба Уцайвань-Дацзин, средней перми и средне-нижней юры прогиба Чанцзи. Развивающиеся в складчато-надвиговой зоне разломы Шаси, Шадун, Ходун и Чжандун и др. являются результатом тектонической деятельности Яньшань. Эти разломы имеют роль миграционного пути для углеводородов из средней перми, а для углеводородов из юрской системы имеют экранированный эффект.
Разрыв покрова надвига восточно-западного простирания, сформированный в предгорной зоне разлома Фукан и в Гималайский период, имеет роль пути для миграции и перераспределения УВ, а для некоторых УВ имеет эффект экранирования; вместе с тем, он служит путем для разделения нефти и газа, вблизи него сформирован исключительный район сосуществования нефти и газа и сосуществования легкой и тяжелой нефтей (нефтегазовое месторождение Саньтай) [66].
Разломы Дишуйцюань, Дундаохайцзы в пределах депрессии Уцайвань, северного прогиба Дундаохайцзы и выступа Байцзяхай в основном имеют роль узлов, соединяющих материнские породы каменноугольной, пермской и юрской систем.
Значение несогласий в миграции и аккумуляции углеводородов
Несогласия (включают вышележащие базальные конгломераты) имеют трехступенчатую структуру: верхняя часть – базальные конгломераты, средняя часть – глинистый слой выветривания, нижняя часть – неполные выветрившиеся породы (выветрившаяся зона выщелачивания) [62].
Базальные конгломераты над выветрившимися глинами несогласий имеют последовательное распространение, стабильную мощность и хорошие пористость и проницаемость, являются путями для миграции нефти и газа. Находящаяся под глинистым слоем выветривания зона выщелачивания имеет большую мощность, развитые вторичные поры и трещины, обусловливает хорошую сообщаемость, характерны хорошие пористость и проницаемость и другие особенности.
Выветрившийся слой глины действует как разделительный слой и вместе с ними образует двойные пути в продольном направлении. Когда над несогласиями и под ними существует ловушка, образование углеводородных залежей становится возможным [48].
Кроме того, углеводороды, транспортируемые из разобщенного пласта, также могут быть экранированы в разобщенном пласте и образуют залежь нефти и газа. Ловушки и залежи нефти и газа, связанные с трансгрессией пласта и несогласием, например, залежи тяжелой нефти свиты Бадаовань района Сяцзыцзе, свиты Тугулу района Фэнчэн, свиты Цигу и свиты Бадаовань, относятся к залежам трансгрессивных разрезов. В зоне выклинивания перекрывающегося пласта также находится подстилающая залежь, экранируемая несогласиями [41].
Перспективы и направления для дальнейших поисково-разведочных работ
Джунгарский бассейн является одной из четырёх китайских нефтегазоносных бассейнов, эквивалент ресурсов УВ которых превышает 10 млрд. т. [18]. После более полувековой разведки, по состоянию на конец 2012 г., степень разведанности запасов нефти составляет только 26,26 %, отсюда следует, что бассейн всё ещё находится в раннем и среднем этапе разведки, что доказывает большой потенциал ресурсов.
По нефтегазовой геологической характеристике и истории разведки бассейн Джунгария разделяется на четыре разведочных района: северо-западный, центральный, восточный и южный [9]. Эти 4 района отличаются друг от друга трудоёмкостью разведочных работ, а также режимами формирования залежей УВ.
Северо-западная окраина включает в себя зону ступенчатых сбросов Кэ-Бай, складчато-надвиговую зону У-Ся, зону разломов Хун-Чэ, зону западного склона Маху и зону склона Чжунгуай-Шамэньцзы. Центральная часть включает в себя зону выступа Луси, зону выступа Лудун, зону восточного склона Маху, зону выступа Дабасун, зону выступа Мэбэй, зону выступа Мэсовань, зону южного склона Мэсовань и депрессию Улуньгу. Восточная часть включает в себя зону выступа Байцзяхай, предгорную зону Кэламэйли, складчато-надвиговую зону Саньтай-Шацюхэ, зону склонов Фудун и прогиб Цзимусаэр. Южная окраина включает в себя зону прогиба Сыкэшу, среднюю часть предгорной складчато-надвиговой зоны и восточную часть предгорной складчато-надвиговой зоны.
В северо-западной окраине разведанные запасы нефти уже достигают 1,70 млрд. т., разведанность достигает 50,33 %. А в центральной и восточной частях доказанные запасы, соответственно, составляют 280 и 278 млн. т., их разведанность, соответственно, равна 11,2 и 13,4 %. На южной окраине доказанные запасы составляют только 24 млн.т., разведанность равна 3,39 % [42]. Отсюда очевидно, разведка нефти в бассейне Джунгария крайне неравномерна. Результаты разведки и эксплуатации бассейна Джунгария подробно показаны на рисунке 4.8.
Потенциал ресурсов и направления разведки в центральной части бассейна
В центральной части бассейна основные объёмы материнских пород относятся к пермской системе, а также к средней и нижней юрской углистой и каменноугольной системам. Главными депрессиями генерации УВ являются депрессии Пэньицзинси, Чанцзи, Дундаохайцзы и Шинань. Уже открыты нефтяные месторождения Шиси, Лулян и нефтегазовые месторождения Шинань, Мэбэй, Мэсовань и так далее, а также множество нефтегазоносных структур, например, Сяянь, Лунань, Мадун и так далее. Залежи нефти и газа по типам разнообразны, главным образом литолого-стратиграфические (нефтяное месторождение Шинань), фундаментальные трещиноватые (нефтяное месторождение Шиси) и антиклинальные (нефтяные месторождения Мэбэй и Лулян, нефтегазовое месторождение Мэсовань) и так далее. Главными целевыми горизонтами для разведки служат каменноугольная, пермская и юрская системы. Скопления УВ преимущественно находятся над преемственными древними выступами – зонами выступов Луси, Лудун, Мэсовань и Мэбэй.
Современное состояние разведки центральной части бассейна Джунгария
В центральной части бассейна нефтяные ресурсы составляют 3 млрд. т., на конец 2012 г. доказанные геологические запасы нефти составляют 280 млн. т., разведанность равна 11,02 %. Разведанные запасы нефти в основном распространены в выступах Луси и Мэбэй, а затем в выступах Лудун и Мэсовань. С 1995 г. темпы разведки из года в год постепенно снижаются, в том числе, на протяжении 1995–2001 гг. темп разведки снизился от средней величины около 1,5 % на 0,5 % [74]. Спад разведки продолжался почти 10 лет. Но с 2010 г. проявляется заметная тенденция к повышению темпа разведочных работ.
В центральной части преимущественно развиваются низкоамплитудные структуры и скрытые блоково-сбросовые структуры, образованные в связи с ограничением маленьких разрывных нарушений. Неразрывность по сейсмике относительно плохая, характеристики сейсмических фаций не очевидны, степень уточнения ловушек низка, требование к сейсмической разрешающей способности высокое [12]. Поэтому необходимо повышать разрешающую способность трехмерных сейсмических исследований и отношение сигнал-помеха, тщательно описывать малые разломы, проводить тщательное исследование наземных структур и улучшать обработку статистической информации, повышать точность исследований, решать проблему идентификации структурных ловушек с низкой амплитудой и скрытых блоковых ловушек. Обнаружение больших ловушек бурением скважин является первоочередной задачей для центральной части бассейна.
Анализ потенциала разведки центральной части бассейна Джунгария
В центральной части бассейна история разведки нефти относительно непродолжительная. В 1995 г. официально обнародованы доказанные запасы. По разведанности теперь эта часть находится на раннем этапе разведки.
По типу залежей, уже доказанных в центральной части, преобладают литолого-стратиграфические нефтегазовые залежи с низкой амплитудой, низким сопротивлением и блоковые нефтяные залежи, ограниченные малыми разломами. В настоящее время большинство из уже разведанных, но не эксплуатируемых нефтяных геологических запасов (48,94 млн. т.), относятся к запасам с низкой продуктивностью, с большим риском или низкой степенью уточнения. В настоящее время это является трудностью для разведочных работ в центральной части. Поэтому усиление исследований по идентификации ловушек и закономерности образования залежей углеводородов становится ключом к получению и открытию больших высокопродуктивных запасов в будущем.
Перспективыми объектами для поисковой разведки центральной части бассейна Джунгария являются следующие (см. таблицу).
1) Северная часть поднятия Лулян, имеющая низкую разведанность.
Площадь разведки составляет порядка 6000 км2. В процессе разведки на нефть и газ в восточной и западной сторонах севера поднятия Лулян уже получено значительное открытие. По текущим данным центральная часть севера этого поднятия характеризуется геологическими условиями для развития структур со значительным масштабом и для развития крупных стратиграфических ловушек, имеющих большой потенциал для разведки.
2) Мезозойские литолого-стратиграфические ловушки северного склона депрессии Дундаохайцзы и выступа Сяянь-Дабасун. На выступе Сяянь развиваются носовидные выступы Цзидун и Сяянь. На выступе Цзидун уже доказанные геологические запасы нефти составляют 88,67 млн. т., вероятные геологические запасы нефти – 8,67 млн. т. На выступе Сяянь приросты вероятных геологических запасов нефти составляют 12,75 млн. т. Кроме этого, в депрессии Дундаохайцзы уже пробурены скважины №Дундао-3 и №Дундао-4, которые характеризуются большим потенциалом в этих отложениях.
Перспективными объектами для эксплуатационной разведки центральной части бассейна Джунгария являются антиклинальные нефтяные залежи с низкой амплитудой, блоковые залежи, ограниченные малыми разломами, сбросово-стратиграфические и сбросово-литологические нефтяные залежи.
По типу уже выявленных нефтяных залежей преобладают литолого-стратиграфические залежи с низкой амплитудой и низким сопротивлением, трудности поисковых работ на нефть относительно большие. Но в центральной части фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов хорошие, глубина залегания небольшая, эффективность эксплуатации хорошая, как потенциал ресурсов, так и эффективность эксплуатации, имеют большую перспективу. В соответствии с уровнем текущего познания, результатами разведки и расположением остаточных продуктивных скважин, оптимизированы выступы Саньгэцюань, Шиси, Мэбэй, Динань и разрывной выступ Шинань в качестве важных объектов для эксплуатационной разведки в центральной части бассейна.