Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геология и нефтегазоносность Таримской платформы

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геология и нефтегазоносность Таримской платформы"

д ц Р «98

На правах рукописи

ЛИ Году

ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ТАРИМСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

НОВОСИБИРСК 1998

Работа выполнена в Институте геологии нефти и газа Сибирского отделения Российской академии наук и на кафедре месторождений полезных ископаемых Новосибирского государственного университета.

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

академик РАН, профессор А.Э.Конторович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Ю.Н.Карогодин доктор геолого-минералогических наук, профессор М.М.Мандельбаум

Ведущее предприятие: Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья, (г. Новосибирск)

Защита состоится "22" декабря 1998 г. в (с часов на заседании диссертационного совета Д 002.50.04 при Объединенном институте геологии, геофизики и минералогии СО РАН, в конференц-зале.

Адрес: 630090, Новосибирск-90, пр. акад. Коптюга, 3. Факс: 3832 - 332792

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОИГГиМ СО РАН.

Автореферат разослан "19" ноября 1998 г Ученый секретарь

диссертационного совета /1 Л - „ ,

д.г.-м.н. у^ ___В.И.Москвин

Введение

Актуальность работы. С начала 50-ых годов в Китае бурно развиваются поисково-разведочные работы на нефть и газ на востоке и северо-востоке страны. Было открыто много месторождений, в том числе крупных. Главным геологическим объектом поисков месторождений нефти и газа были озерно-аллювиальные ("неморские") отложения мела и кайнозоя. В результате этих открытий в Китае создана мощная нефтяная промышленность и страна вошла в число ведущих нефтедобывающих стран мира. В 1997 г. в Китае было добыто 163 млн. т нефти. Но по мере развития реформ, осуществляемых в последние 20 лет,- и интенсивного роста экономики Китай стал остро ощущать недостаток в энергетическом сырье, в первую очередь в нефти и газе. В связи с этим, в начале восьмидесятых годов Правительство Китая приняло стратегическую программу развития нефтяной промышленности "Стабилизация добычи на востоке, наращивание добычи на западе". Согласно этой программе, в 1984 году возобновились прекращенные в 60-70-ые годы поисково-разведочные работы на нефть и газ в крупном Таримском осадочном бассейне. За прошедшие после этого годы открыт ряд месторождений нефти и газа, начата добыча нефти, получен огромный по объему и ценный по содержанию материал по геологии, геофизике, нефтегазоносности и геохимии нафтидов этой территории.

Правительство и Китайская национальная нефтяная корпорация (СОТС) планируют и дальше проводить работы в Таримском бассейне. Главная их цель на ближайшую перспективу - выявление гигантских и крупных высокодебитных месторождений в морских отложениях синия и палеозоя. Для решения этой практической задачи необходимо установить связь нефтегазоносности бассейна с его геологическим строением: системно проанализировать всю полученную информацию и, опираясь на мировой опыт поисков нефти в морских отложениях, выработать эффективную систему поисков месторождений. При этом, по мнению китайских ученых и геологов - практиков (Ван Тао, Чжан Ивэй, Ли Гоюй, Лян Диган, и др.), важно учесть опыт российской геологической школы, которой удалось открыть в древних морских отложениях на Сибирской платформе большое число гигантских и крупных месторождений. Будучи прикреплен для выполнения кандидатской диссертации к кафедре месторождений полезных ископаемых геолого-геофизического факультета Новосибирского государственного университета, автор в течение ряда лет изучал

российский опыт поисков месторождений нефти и газа в докембрийских и палеозойских морских отложениях и попытался, с учетом этого опыта и традиций российской школы геологии нефти и газа, рассмотреть материалы по геологии и нефтегазоносности Таримского бассейна. Как уже было отмечено, китайские геологи считают такое сравнение очень полезным. Этим определяется актуальность выполненной работы.

Цель и задачи исследования. Основной целью диссертации является построение, с учетом теоретических разработок и опыта научных геологических школ России и Китая, модели строения и оценка перспектив нефтегазоносности Таримского нефтегазоносного бассейна, обоснование главных направлений поисков крупных месторождений.

Для достижения поставленной цели автор должен был решить следующие задачи:

1. на основе изучения обширной китайской литературы и собственных обобщений построить и описать модель геологического строения Таримского осадочного бассейна (стратиграфия, тектоника, магматизм, история геологического развития и др.);

2. изучив имеющуюся информацию о распределении, типах и катагенезе органического вещества, выделить в разрезе основные нефтегазопроизводящие толщи, установить время нахождения их в главных зонах нефте- и газообразования;

3. выделить в бассейне главные очаги и зоны нефтегазонакопления;

4. выделить в осадочном чехле региональные и зональные флюидоупоры и проницаемые комплексы, выполнить нефтегазогеологическую стратификацию осадочного чехла;

5. провести нефтегазогеологическое районирование территории бассейна, выполнить, в соответствии с традициями российской геологической школы, нефтегазогеологическое районирование территории бассейна, выделить нефтегазоносные области как самостоятельные объекты оценки перспектив нефтегазоносности, планирования и проведения региональных, поисковых и оценочных работ;

6. описать строение месторождений и залежей нефти и газа, выявить типы резервуаров, построить на основе классификаций китайских (Пань Чжунсян, Чжу Ся, Чжан Ивэя, Ли Гоюя, Лян Диган) и российских (И.О.Брод, Н.А.Еременко, Г.А.Габриэлянц, Ф.Г.Гурари,

Ю.Н.Карогодин, И.И.Нестров и др.) ученых классификацию месторождений и залежей Таримского бассейна;

7. установить главные геологические закономерности размещения месторождений нефти и газа;

8. изучить геохимию нефтей, выявить их связи с конкретными нефтепроизводящими толщами, установить характер вторичных изменений нефтей и газов в залежах;

9. выполнить оценку перспектив нефтегазоносности; сформулировать главные направления поисков крупных месторождений.

Теоретические основы исследования. В своей работе автор опирался на теоретические разработки российской школы геологии нефти и газа, основы которых были заложены И.М.Губкиным и развиты после Второй мировой войны в трудах А.А.Трофимука, А.А.Бакирова, Э.А.Бакирова, И.О.Брода, Н.Б.Вассоевича, В.С.Вышемирского, Ф.Г.Гурари, Г.Е.Дикенштейна, А.Н.Дмитриевского, Н.А.Еременко,

A.Н.Золотова, М.К.Калинко, Ю.Н.Карогодина, А.Э.Конторовича, Н.А.Крылова, С.П.Максимова, М.М.Мандельбаума, Н.В.Мельникова, М.Ф.Мирчинка, В.Д.Наливкина, С.Г.Неручева, И.И.Нестерова,

B.В.Самсонова, В.В.Семеновича, Б.А.Соколова, Г.Е.Рябухина, В.Е.Хаина, В.И.Шпильмана и др. крупных ученых.

Автор использовал также результаты теоретических исследований крупных китайских ученых Пань Чжунсяна, Чжу Ся, Чэнь Года, Ху Цзянь-и, Дай Цзиньсин, Тянь Цзай-и, Чжан Ивэя, Ли Гоюя, Лян Дигана, Фан Пу, Цзя Цэнцзао, Гу Цзяюя, Янь Луня, Чжоу Сюнси, Кан Юйчжу и др., а также американских и европейских ученых Б.Вельте, Дж. Демейсона, К.Петерса, Дж. Молдована, Б. Тиссо, Дж. Хаита и др.

Фактический материал и методы исследования. В основу работы положены материалы по геологии и нефтегазоносности Таримского нефтегазоносного бассейна, опубликованные в мировой, главным образом, китайской литературе, описания керна, материалы промыслово-геофизических исследований скважин, лабораторного изучения кернового материала и пластовых флюидов, собранные автором лично и с помощью коллег в Китайской национальной нефтяной корпорации в 1996-98 гг., а также результаты тематических исследований по отдельным вопросам нефтегазовой геологии Таримского бассейна, с которыми автора любезно ознакомили друзья и коллеги в Китае. В порядке сопоставления автор использовал также

личные материалы, собранные им в процессе многолетних исследований нефтегазоносных бассейнов в восточных районах Китая.

Защищаемые положения, выводы и рекомендации:

1. Таримский нефтегазоносный бассейн приурочен к древней платформе, сложен отложениями синия и фанерозоя, имеет максимальную мощность отложений свыше 16 км, объем осадочного выполненения 4800 тыс. км3, по строению является платформенным, по генезису отложений гетерогенным, по объему осадочного выполнения крупным, по мощности отложений сверхглубоким. По объему и стратиграфическому диапазону осадочного выполнения он может быть сопоставлен с такими бассейнами как Прикаспийский на Русской платформе, Енисей-Хатангский и Вилюйский на Сибирской платформе, но выгодно отличается от них большой мощностью кайнозойских отложений, что должно было благоприятствовать новейшей фазе генерации углеводородов и сохранению в них залежей.

2. В бассейне имеется три стратиграфических уровня локализации нефтегазопроизводящих пород с высоким начальным генерационным потенциалом: кембрий-ордовикский, каменноугольный и триасово-юрский. Особенностью бассейна является наличие как морских, так и неморских нефтепроизводящих пород; среди последних развиты как аллювиально-озерные, так и озерно-болотные фации.

3. В бассейне выделены мигрирующие во времени очаги нефтегазообразования, что позволяет производить дифференцированную оценку перспектив нефтегазоносности.

4. Важной особенностью Таримского бассейна является низкий градиент катагенеза органического вещества с глубиной, что повышает перспективы нефтеносности глубокозалегающих горизонтов синия и палеозоя.

5. В Таримском бассейне выделены этажи нефтегазоносности, региональные и зональные резервуары нефти и газа, проведено разделение территории на нефтегазоносные области.

6. Нефти Таримского бассейна имеют несколько источников; они подверглись сложным превращениям (катагенез, биодеградация, гипергенез) в залежах. Формирование залежей происходило в несколько этапов.

7. Ресурсы нефти и газа Таримского бассейна оценены объемно-статистическим методами, разработанными Л.М.Бурштейном, А.Э.Конторовичем, М.С.Моделевским, А.А.Растегиным, А.А.Трофимуком. Геологические ресурсы равны 42,3 млрд. т УУВ, в

том числе нефти 13,5 млрд. т, растворенного в нефти газа - 2,7 трлн. м3, свободного газа - 22,7 трлн. м , конденсата - 3,4 млрд. т.

Научная новизна работы:

• впервые на основе комплексного анализа предложена и описана модель геологического строения и нефтегазоносности Таримского бассейна;

• на основе осадочно-миграционного учения о нефтегазообразовании рассмотрены особенности накопления и катагенетического преобразования органического вещества (ОВ), выделены нефтепроизводящие свиты и очаги генерации углеводородов (УВ), зоны их преимущественной аккумуляции;

• показано, что очаги интенсивной генерации нефти мигрировали во времени по площади бассейна, что необходимо учитывать при его районировании по перспективам нефтегазоносности;

• построена классификация месторождений и залежей нефти и газа в бассейне;

• рассмотрена геохимия нефтей; показано, что в бассейне можно обособить три семейства нефтей, источниками которых послужили отложения разного возраста: морские (кембрийские, ордовикские), неморские (триасовые, юрские) и смешанные (каменноугольные). При формировании залежей УВ имели место большие масштабы вертикальной миграции, залежи неоднократно переформировывались, подвергались биодеградации и гипергенезу, заполнение ловушек происходило в несколько этапов;

• с учетом опыта изучения нефтегазоносных бассейнов российскими учеными, впервые проведено расчленение разреза на региональные и зональные резервуары и выполнено нефтегазогеологическое районирование территории бассейна, дана оценка нефтегазоносности отдельных областей и резервуаров;

• проведено сравнение особенностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления в Таримском бассейна и в нефтегазоносных бассейнах Сибири; показано, что по типу коллектора и условиям формирования залежи углеводородов в погребенных выступах ордовика Таримский бассейн можно сравнивать с Юрубчено-Тохомской зоной нефтегазонакопления в рифее Сибирской платформы и залежами нефти в палеозойских эрозионно-тектонических выступах в ЗападноСибирском бассейне;

• с использованием новых методик дана общая оценка ресурсов углеводородов Таримского бассейна, согласно которой он может рассматриваться как один из крупнейших нефтегазоносных бассейнов Китая.

Теоретическая и практическая значимость. Автор оценивает практическую значимость выполненной диссертационной работы с двух точек зрения. Во-первых, в работе впервые обобщена обширная литература на китайском языке по геологии и нефтегазоносности Таримского нефтегазоносного бассейна, опубликованная главным образом после 1990 г., недоступная основной массе российских исследователей из-за языковых трудностей. Автор надеется, что это обобщение будет полезно русским ученым, имеющим большой опыт изучения нефтегазоносности древних платформ. Во-вторых, собранная и систематизированная китайскими геологами и геофизиками обширная информация о строении Таримского бассейна впервые проанализирована с учетом опыта российской научной школы в области геологии нефти и газа. Определены перспективы нефтегазоносности, и на этом основании, дифференцированы территории Таримской платформы. Обоснованы главные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ. Рассчитаны ресурсы нефти и газа платформы. Рекомендованы дальнейшие поисково-разведочные работы на территории склонов Северной и Аватийской депрессий и на поднятии между ними; в качестве поисково-разведочных объектов должны быть определены кембрийско-нижнеордовикский и силурийско-нижнекаменноугольный комплексы.

Автору будет приятно, если такой анализ окажется полезным российским и катайским ученым и геологам, изучающим Таримский бассейн.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на конференции «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири», посвященной 120-летнему юбилею Томского государственного университета (Томск, 1998) - 1 доклад; и на втором всероссийском металлогеническом совещании с участием иностранных специалистов «Металлогения, нефтегазоносность и геодинамика Северо-Азиатского кратона и орогенных поясов его обрамления» (Иркутск, 1998) - 3 доклада. По теме диссертации опубликовано 5 работ.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 10 глав и заключения. Работа содержит 188 страниц текста, 110

рисунков, 30 таблиц. Библиография включает 103 наименований.

Диссертация выполнена на кафедре месторождений полезных ископаемых Новосибирского государственного университета и в Институте геологии нефти и газа СО РАН под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, академика РАН, профессора А.Э.Конторовича. Автор был направлен в Россию для продолжения образования и изучения опыта российских геологов замечательными китайскими учеными и геологами, профессорами Чжан Ивэем, Ли Гоюем, Ли Сюшэном, Тун Чжаоци, Сюн Цзихоем.

В процессе работы над диссертацией автор постоянно пользовался консультациями и отеческой поддержкой д.г.-м.н. А.К.Башарина, Г.С.Фрадкина, к.г.-м.н. С.Ю.Беляева, Л.М.Бурштейна. В Китае автор руководствовался советами профессоров Цю Чжунцзяня, Чжан Ивэя, Ли Гоюя, Лян Дигана, Сюй Шубао, Сюн Цзихоя, Цзинь Чжицзюня, Цзя Цэнцзао и У Банхой; в России - Л.В.Алабина, Н.А.Берзина, Л.С.Борисовой, В.С.Вышемирского, В.П.Даниловой, Н.П.Запивалова, В.А.Захарова, Ю.Н.Карогодина, В.А.Каштанова, М.А.Левчука, В.Н.Меленевского, В.И.Москвина, В.И.Самойловой, А.Н.Фомина, Е.М.Хабарова. Большую помощь в редактировании и оформлении работы оказали А.К.Башарин и С.Ю.Беляев, в подготовке графики - О.Г.Васильева, В.П.Волкова, Т.В.Морцева и Н.Б.Сараева. Всем перечисленным специалистам автор глубоко благодарен.

Особое чувство признательности автор испытывает к своему учителю и научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, академику РАН, профессору А.Э.Конторовичу. Без его поддержки, постоянного внимания и требовательности автор не смог бы завершить работу в намеченные сроки.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. История нефтегазопонсковых работ и современное состояние геолого-геофизической изученности

В главе кратко изложена история нефтегазопосковых работ, начавшаяся более ста лет тому назад и современное состояние геолого-геофизической изученности Таримского бассейна. Показано, что уже в 1958 г. глубоким бурением было открыто первое нефтяное месторождение Ицикэликэ. В дальнейшем работы интенсифицировались.

Несмотря на огромный объем уже проведенных разными методами исследований чехла Таримской платформы, и полученные результаты, выразившиеся в открытии ряда месторождений нефти и газа, поиски и разведка на нефть и газ в Таримском бассейне в настоящее время еще находятся на начальном этапе. До конца 1994 года сейсморазведка 2D выполнена в объеме 95 тыс.км, т.е. 0,17 км на каждый квадратный километр. Пробурены 204 скважины с проходкой 657960 м, т.е. 1,17 м на каждый квадратный километр, одна скважина на 2760 км2. До сих пор все поисково-разведочные работы проводились с целью открытия структурных ловушек. Работа по поискам и разведке стратиграфических и литологических залежей еще не начата. Все, сказанное выше, свидетельствует, что предстоит еще огромная работа по изучению геологического строения и выяснению перспектив нефтегазоносности Таримской платформы.

Глава 2. Стратиграфия

Во второй главе описана стратиграфия чехла Таримской платформы, его вещественного состава по свитам, проведено определение седиментологических обстановок и других параметров. Все необходимые сведения приведены в таблице (рис. 1).

Глава 3. Магматизм

В этой главе дана общая характеристика магматических образований Таримской платформы. Среди них присутствуют как эффузивно-туфовые, так и интрузивные тела.

Изверженные породы в чехле относительно широко распространены на территории платформы. Представлены они преимущественно базальтовыми и риолитовыми разновидностями, отвечающими бимодальному типу преимущественно щелочного и субщелочного характера.

Наибольшее количество интрузивных пород располагается в краевых выступах. Среди них закартированы массивы габбро, монцодиоритов и гранитов, внедрение которых связано с каледонским и герцинским тектоническими циклами.

С яньшанским орогенезом связаны небольшие по площади тела щелочных гранитов, выделенные в пределах Алтынтагского выступа. Их радиометрический возраст оценен K-Ar методом в 120,7 млн.лет.

Во внутренних частях платформы наличие интрузивных тел подтверждено бурением, но возраст их чаще всего не определен.

Глава 4. Тектоника

Четвертая глава состоит их шести разделов. В первом разделе описано положение Таримской плиты в современной структуре Китая и Азии, с плейт-тектонических позиций рассмотрена тектоническая эволюция, этапы формирования Тарима как кратона и его взаимоотношения с соседними плитами и террейнами.

В современной структуре Северного Китая различаются два суперрегиональных типа элементов: жесткие блоки, представляющие собой платформы и срединные массивы и «сваривающие» их в единый ансамбль разновозрастные покровно-складчатые сооружения.

Наиболее «плотное скопление» как крупных, так и мелких жестких блоков составляет своеобразный субширотный пояс, начинающийся на Корейском полуострове и заканчивающийся по одним моделям, по-видимому, на Кавказе. (Tectonic..., 1982 и др.); в других моделях (Zhang et al., 1984; Li et al., 1991 и др.) СевероКитайская литосферная плита на западе ограничивается Таримским массивом.

Среди покровно-складчатых ансамблей выделяются Тяньшанская и продолжающая ее к востоку Центрально-Монгольская системы, составляющие пояс, ограничивающий Таримо-Сино-Корейскую часть литосферной плиты с севера. На юге располагается покровно-складчатая система Кунь-Луня, переходящую к востоку в Цинълинскую. Они образуют ограничивающий Таримо-Сино-Корейскую литосферную плиту на юге пояс. В современной структуре границей, отделяющей Таримский блок от системы крупных срединных массивов (Цайдамского и др.) и Северо-Китайской платформы считается крупнейший, вероятно, глубинный Алтынский разлом (Atlas..., 1985 и др.). В то же время, в палеогеологическом аспекте, границей, разделяющей те же самые структурные элементы, являются, несомненно, Циляньшаньская каледонская подвижная зона.

Тектоническая эволюция, этапы формирования окраинных зон Тарима и их взаимоотношения с соседними плитами и террейнами рассматриваются автором по данным китайской литературы (Тектоника..., 1997). По мнению китайских геологов уже с позднего протерозоя Тарим существовал как крупный кратон на стыке океанов Палеотетиса и Палеоазиатского. С синия до начала силура Таримский

кратон окаймлялся пассивными окраинами, погружающимися в Южно-Тяныпаньский и Северо-Куньлуньский окраинные бассейны.

Начиная с середины силура, вследствие последовательной коллизии целого ряда террейнов к Таримской плите с севера и юга, океаны начал закрываться. С триаса вплоть до четвертичного времени, Тарим и коллизировавшие с ним соседние террейны испытывают интенсивные покровно-складчатые орогенические движения. Начало им положили индосинийские импульсы, продолжившиеся затем яньшаньскими, а закончившиеся гималайскими (Tectonic..., 1982; 1985; Atlas..., 1985; Regional..., 1993; Тектоника..., 1997 и др.). В результате на окраинах Таримской платформы сформировались покровно-складчатые системы в виде высоких орогенических хребтов Тянь-Шаня, Кунь-Луня, и др. Таримский кратон превратился в платформу со слабодеформированным чехлом огромной мощности (до 15-17 км) и собственным, отличным от окружающих территорий, структурным планом.

Начиная с триаса Таримская осадочная плита (чехол платформы) находилась в режиме рампового сжатия, которое обеспечивали формирующиеся по ее обрамлению покровно-складчатые сооружения. В результате возникли третичные предгорные и парапредгорные прогибы.

Таким образом, в результате длительной (порядка 850 млн. лет) истории сформировался чехол современной Таримской платформы или современный Таримский нефтегазоносный бассейн.

Во втором разделе анализируется мощность земной коры Таримской платформы, рассматривается структура фундамента и характеризуется его рельеф.

В общем случае мощность земной коры Таримской платформы закономерно увеличивается от центра к ее периферии: с 4142 км в Маньцзярской депрессии до 52 км в горных районах Тяньшаня, с градиентами 5-7 км/100 км; и до 55 км и более в горных районах Куньлуня, с градиентом 8-10 км/100 км.

Изучение структуры фундамента Таримской платформы базируется, в основном, на материалах геологического картирования в складчатых поясах Тяньшаня и Куньлуня и в краевых выступах платформы и аэромагнитных данных на территории бассейна (Брежнев, 1994, 1998; Regional..., 1993; Tectonic..., 1982,1995; Zhang et al., 1984; Sedimentary..., 1994; Atlas..., 1985; Structural..., 1996 и др.). В диссертации достаточно подробно описываются архейские и

протерозойские метаморфические породы, слагающие фундамент в этих складчатых поясах и выступах (Тектоническая..., 1995; Структурная..., 1995; Нефтяная..., 1996 и др.).

Интерпретация геолого-геофизических материалов показывает, что в фундамент Таримской платформы входят и отложениями среднего и нижнего протерозоя. В Южном и Маньцзярском районах в фундамент, возможно, интрудирована масса магматических пород основного состава.

Изучение рельефа поверхности фундамента базируется на комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов (Структурная..., 1995; Тектоника..., 1997 и др.). По аэромагнитным данным Министерства геологии и полезных ископаемых КНР, под поверхностью фундамента понимается сейсмический отражающий горизонт Tg8. Это подтверждается результатами структурного картирования и геофизическими, включая сейсморазведочные, работами, проведенными в краевых частях бассейна, а на некоторых участках - данными бурения.

На основании комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов, главным образом сейсмических, составлена схема рельефа поверхности фундамента, который главными своими морфологическими элементами совпадает со структурными элементами первого порядка современной структуры чехла. Выделяется три поднятия и четыре опускания: Северо-Таримское, Центрально-Таримское и Южно-Таримское поднятия и Кучайское, Северное, Юго-Западное и Юго-Восточное опускания.

В третьем разделе рассмотрены несогласия в чехле. Анализ несогласий важен для оценки нефтегазоносности, так как поверхности несогласия могут служить ловушками нефти и газа, а располагающиеся под несогласиями древние зоны выветривания часто являются коллекторами. На основании данных геологического картирования в обнажениях в краевых выступах, изучения сейсмических профилей и анализа данных бурения, в разрезе Таримской платформы выделяется семь ярусов (этажей, циклов), границы между которыми фиксируются стратиграфическими и структурными несогласиями: 1) между синием и досинием, образовавшимся в результате таримских движений (цинбайкоуского или байкальского по российской терминологии орогенеза); 2) в основании силура, фиксирующим позднекаледонские (в Синьцзяне - айбихуские движения); 3) в основании карбона, фиксирующим ранний этап герцинских (в Синьцзяне - кумишиских)

движений; 4) в основании верхнепермско-триасового комплекса, как результат позднегерцинских (в Синьцзяне - синьюаньских) движений. Эти движения на разных участках платформы проявились в разное время:, от поздней перми до начала триаса и были различными по интенсивности; 5) в основании юры, вызванное индосинийскими движениями в конце триаса; 6) в основании третичных образований, связанное с поздним этапом яныианьских движений.

Пользуясь рассмотренной во второй главе моделью геодинамики Таримской плиты (рис. 2) и сопредельных микроконтинентов, дано подробное объяснение генезиса несогласий.

В четвертом разделе проанализирована история тектонического развития фундамента, и, более подробно, чехла Таримской платформы. По многочисленным геологическим, геофизическим и буровым данным (Осадочные..., 1995; Atlas..., 1985; Tectonic..., 1982,1985; Regional..., 1993; Тектоника..., 1997; Лян Диган, 1996; Тектоническая, 1995; Брежнев, 1992,1994,1998; Chen Guoda, 1988 и др.) формирование чехла платформы началось с синия. В его истории, с точки зрения нефтегазоносности, выделяется шесть этапов.

Синийско-раннепалеозойский этап охватывает синий-ордовикское время и характеризуется достаточно интенсивным, но слабо дифференцированным прогибанием. Заканчивается этап айбихускими (позднекаледонскими) движениями, выразившимися в формировании очень крупных "волн-складок" в объеме синийско-нижнепалеозойского комплекса и энергичным и глубоким размывом гребней положительных "волн-складок".

Среднепалеозойский этап развития обнимает силурийский и девонский периоды. В это время территория Таримской плиты погружалась и в относительно спокойных обстановках накапливались субморские осадки. В конце девона проявились такие же деформации, как в конце ордовика.

В позднепалеозойский этап развития осадконакопление охватило почти всю территорию бассейна кроме его северо-восточной и юго-восточной окраиных частей. В поздней перми чехол платформы затронули синьюаньские движения, которые продолжили, с одной стороны, эпейрогенические колебания всей Таримской плиты, с другой - усложнение складчатой и разрывной структуры чехла платформы.

Раннемезозойский этап развития охватывает позднепермско-триасовое время, для которого характерно локальное осадконакопление в континентальных условиях. Индосинийские движения конца триаса

: К а Я

сКЛадчатая область

«УРукт аг

VI. Лоб нор

X 1 Н^

/ 3 5 4 6

ОМ-1

'некая с к Я Рис. 2. Карта структурного районирования Таримской платформы.

1 - 3 - границы (1 - Таримской платформы, 2 - структур первого порядка, 3 - структур второго порядка); 4 - месторождения; 5 - скважины; 6 - линии структурно-геологических профилей.

Буквами и цифрами на схеме показаны: структурные элементы второго порядка (а - Северная моноклиналь, б -Центральное Приразломное поднятие, в - структурный нос Корла, г - разломно-ступенчатая зона Даалэлэ, д - депрессия Цаоху, е -Луньнанская зона погребенных холмов, ж - моноклиналь Хэлахэтан, з - Якэла-Дунхэтанская зона антиклиналей, и - Инмайлийская зона антиклиналей, к - Нанька-Кэтурская зона антиклиналей); месторождения нефти и газа (1- Ицикэликэское нефтяное, 2 -Хунцийское нефтегазовое, 3 - Янтайское нефтегазовое, 4 - Луньтайское газоконденсатное, 5 - Ятайское нефтегазовое, 6 -Луньнанское нефтяное, 7 - Акэкулэское нефтегазовое, 8 - Цзефанцюйдунское нефтегазовое, 9 - Сантамуское нефтегазовое, 10 -Якэлайское газоконденсатное, 11 - Дунхэтанское нефтяное, 12 - Айсекэское нефтегазовое, 13 - Инмайлийское нефтегазовое, 14 -нефтяное Инмай-2, 15 - нефтяное Инмай-1, 16 - нефтегазовое Тачжун-10, 17 - нефтегазовое Тачжун-11, 18 - нефтегазовое Тачжун-4, 19 - нефтегазовое Тачжун-6, 20 - нефтегазовое Тачжун-1, 21 - Ясундийское нефтегазовое, 22 - Башитоское нефтегазовое, 23 -Кэкэяское нефтегазовое); скважины (ЬЫ-1 - Луньнанъ-1, М-1 - Мань-1, МС-1 - Маньцань-1, МХ-1 - Маньси-1, ТО-1 - Тадун-1, Тг-1 - Тачжун-1, Н-1 - Хэ-1, Н-2 - Хэ-2, М-3 - Май-3, КС-1- Кэцань-1, 5Н-4 - Ша-4).

выразились в интенсивном воздымании и образовании дизъюнктивов на территории бассейна.

Поздпемезозойский этап развития соответствует юрско-меловому времени и для него характерно накопление озерно-речных фаций. В позднем мелу под влиянием позднего этапа яньшаньских движений на территории южной части Таримского бассейна происходило устойчивое воздымание и размыв. В неогеновое время территория погрузилась и осадконакопление возобновилось.

Кайнозойский этап характеризуется накоплением мощных (до 10000м) терригенных осадков на всей территории платформы. Именно на этом этапе окончательно сформировались краевые прогибы, и проявились наиболее интенсивные покровно-складчатые деформации, обязанные многофазным гималайским движениям.

В целом, история развития Таримской платформы свидетельствует, что на ее становление оказывали влияние процессы, происходящие как в пределах Палеоазитского океана, обрамляющего жесткий блок Тарима с севера, так и в пределах Палеотетиса, расположенного южнее платформы. Взаимодействие элементов этих океанов (микроконтинентов, террейнов, островных дуг и т.д.) между собой и с Таримской литосферной плитой и определило, собственно, современную структуру Таримской платформы и ее нефтегазоносный потенциал.

В пятом разделе на основании анализа первичных и вторичных структурных характеристик осадочных толщ чехла выделены структурные этажи, проведено латеральное районирование, а также описаны структурные элементы. В разрезе чехла Таримской платформы, в соответствии с этапами развития, выделено шесть структурных ярусов: I - синийско-ордовикский; II - силурийско-девонский; III - каменноугольно-пермский; IV - триасовый; V - юрско-меловой и VI - третичный. Каждый из этих этажей имеет собственный не только первичный, но и вторичный структурный план.

Современную структуру чехла Таримской платформы с ее современным структурным планом, слагаемую шестью структурными ярусами со своими структурными планами, мы рассматриваем как сложную комплексную, длительно развивавшуюся, апроксимированную (усредненную) по структурно-вещественным характеристикам конструкцию. Отдельные разделы этой конструкции описаны в ряде работ (Тектоническая..., 1995; Структурная..., 1995; Лян Диган и др., 1996) и обобщены в диссертации. Здесь, основываясь на данных анализа

рельефа поверхности фундамента и многочисленных погоризонтных структурных картах, построенных в изолиниях, в структуре чехла выделены региональные поднятия, прогибы и краевые выступы, осложненные тектоническими элементами второго и более высокого порядка, сведенные на структурной схеме (рис. 2). В некоторых из них уже открыты месторождения нефти и газа.

Северо-Таргшское поднятие (36600 км2) - крупное палеоподнятие, захороненное под миоценовыми и плиоценовыми толщами (до 4000 м) в предгорном прогибе. В его пределах широко распространены синийско-девонские отложения, несогласно перекрывающиеся частично размытыми в своде каменноугольно-пермскими. Триасовые толщи прослежены лишь в южных частях поднятия, а юрско-меловые распространены повсеместно. Поднятие осложнено рядом структур второго порядка (см. рис. 2).

Центр ально-Таримское поднятие (110800 км2) осложнено тремя крупными структурами второго порядка, являющимися крупными зонами нефтегазонакопления, в которых выделяется несколько продуктивных горизонтов. Например, в пределах Центрального Низкого поднятия основные продуктивные горизонты приурочены к морским песчаникам в нижней части карбона и коре выветривания в кровле ордовика.

Южно-Таримское поднятие (33800 км2) представляет собой вытянутый в северо-восточном направлении горст, ограниченный двумя крупными разломами. Осадочный чехол на востоке поднятия представлен лишь третичными образованиями (до 2500 м), залегающими непосредственно на фундаменте. На западе в разрезе появляются и палеозойские толщи. В структурном плане здесь вырисовываются подчиненные Северо-Миньфэнское и Лочжуанское поднятия.

Северный прогиб (124700 км2) осложнен Аватийской, Маньцзярской, Инцзисусской депрессиями и Кунцюехэской моноклиналью. Мощность чехла в пределах Маньцзярской депрессии достигает 15000 м. При этом, нижнепалеозойские и девонские отложения выполняют широкую и пологую синклиналь, а каменноугольные и мезозойские слагают падающую на север моноклиналь.

Юго-Западный прогиб (141300 км2) сформировался как предгорный в олигоценовую и плиоценовую эпохи в связи с воздыманием Куньлунской горной системы. В предгорных южных

районах мощность третичных отложения достигает 10000 м, а на севере, вблизи Майгайтийской моноклинали - около 2000 м. В предгорной части прогиба выявлены линейные складки и надвиговые структуры, в том числе тектонические покровы. В прогибе выделяется пять депрессий и Майгайтийская моноклиналь. В палеозое депоцентр находился на севере (Бачуское Высокое поднятие и Аватийская депрессия), а в мезозое и кайнозое он сместился к югу.

Юго-Восточный прогиб (72300 км2) - это грабенообразная структура, расположенная между горами Куньлунь и Южно-Таримским поднятием. Его заложение и последующее развитие контролировалось разломной системой гор Алтынтаг и было тесно связано с эволюцией Южно-Таримского поднятия. Юрско-меловые отложения (200-1000 м) в большинстве случаев залегают здесь непосредственно на породах фундамента и перекрываются третичными образованиями (до 4500 м).

Краевые выступы (см. рис. 2) сложены разновозрастными толщами протерозоя (фундамент) и палеозойским комплексом; реже встречаются обнажения карбона и юры. Здесь развиты тектонические покровы, сдвиговые структуры и пликативные дислокации. Воздымание краевых выступов и возможное их перемещение на территорию Таримской платформы приурочено к концу неогена и связано с гималайским диастрофизмом, затронувшим Тяныианскую и Куньлунскую складчатые системы.

В шестом разделе рассмотрены разрывные нарушения. Их изучение базируется, в основном, на комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов. Разломы в краевых частях подтверждены аэромагнитными данными, дешифрированием космо- и аэроснимков и геологическим картированием. Во внутренних частях платформы разломы крупного размера подтверждены аэромагнитными данными и анализом сейсмических материалов. Все более мелкие, особенно не проявляющиеся на дневной поверхности разломы, выделены на основании анализа сейсмических материалов. Составлена карта и таблица разломов, в которую сведены их главные параметры.

Среди разломов выделяются краевые и внутриплатформенные. Главные кинематические типы среди них -взбросы (надвиги), сбросы, сдвиги и их комбинации. Важным параметром является глубина проникновения разломов, а также время их жизни. Под последним подразумевается период, в течение которого разлом неоднократно подновлялся. В таблице приведены и численные

величины: длина, ориентировка и угол падения плоскости сместителя, которые, несомненно, важны для прогнозных на нефть и газ целей.

Имеющиеся материалы показывают, что хотя разрывам в обрамлении и во внутренних районах Таримской платформы присущ ряд одинаковых параметров, тем не менее, между ними существуют и значительные различия. Например, для надвигов и взбросов, особенно листрических, в обрамлении наклон поверхности сместителя колеблется от вертикального до горизонтального; в этом случае слои, иногда достаточно маломощные, могут становиться поверхностями срывов (detachment, decolloment).

Во внутренней части бассейна крупные долгоживущие разломы во многом определяли тектоническое развитие территорий, поэтому в современной структуре они являются границами между структурными элементами.

Глава 5. Резервуары нефти и газа В соответствии с традициями и опытом российской геологической школы (А.А.Бакиров, Э.А.Бакиров, Ф.Г.Гурари, М.К.Калинко, Ю.Н.Карогодин, А.Э.Конторович, Н.В.Мельников, Г.П.Мясникова, И.И.Нестеров, А.А.Трофимук, В.И.Шпильман и др.) в вулканогенно-осадочном чехле Таримского бассейна автором выделены два нефтегазоносных этажа (мегарезервуара): синийско-палеозойский и мезозойско-кайнозойский, а в их составе региональные резервуары. Каждый резервуар образован проницаемым комплексом и перекрывающим его флюидоупором. В синийско-палеозойском мегарезервуаре выделены три региональных резервуара - синийско-кембрийский, ордовикский и силурийско-пермский. В мезозойско-кайнозойском мегарезервуаре выделены четыре региональных резервуара-триасовый, юрский, меловой и неогеновый.

Флюидоупорами для синийско-нижнепалеозойских резервуаров служат преимущественно плотные известняки и аргиллиты ордовика и вышележащие глинисто-аргиллитовые породы, для средне-верхнепалеозойских - глинисто-аргиллитовые образования карбона, перми, триаса и юры, и соленосные горизонты верхнего карбона, а для мезозойско-кайнозойских - глинистые и соленосные горизонты неогена.

Коллекторские свойства в выявленных и прогнозируемых резервуарах вполне удовлетворительные. Коллекторы с высокими фильтрационно-емкостными свойствами на глубинах 4,0-6,0 км

распространены достаточно широко, хотя качество их существенно различно в разновозрастных толщах.

В нижнепалеозойских резервуарах из-за древнего возраста, больших глубин и интенсивности вторичных процессов параметры коллекторов весьма умеренные. В обломочных породах первичная пористость почти отсутствует, а вторичные поры и трещиноватость развиты слабо; соответственно, общая пористость пород терригенных резервуаров низкая, хотя в отдельных пластах на локальных площадях обнаружены эффективные коллектора. Основные коллектора в этом комплексе связаны с карбонатными породами. В них преобладает вторичная пористость (3-4%), в зоне выветривания достигающая 24%.

В средне- и верхнепалеозойских резервуарах фильтрационно-емкостные свойства обломочных пород предопределены, главным образом, палеогеографическими условиями их седиментации. Например, установлено, что девонские прибрежно-морские отложения характеризуются лучшими коллекторскими свойствами (пористость до 18%) по сравнению с одновозрастными толщами в зоне литорали (12%). Трещиноватые коллектора отмечены в девонских известняках (5-7%) и кварцевых мелкозернистых песчаниках на глубинах около 6000 м (до 15%); в эффузивных коллекторах нижней перми интенсивно развиты трещины, которые могли служить удовлетворительными коллекторами.

В мезозойско-кайнозойском комплексе хорошие коллектора с высокой пористостью и проницаемостью представлены песчаниками значительной мощности. Например, на Цзилакэском газовом месторождении триасовые песчаники на глубине 4300м имеет среднюю пористость 24%, нефтеносные песчаники на Луньнанском месторождении на глубине 4500 м - 20%, меловые песчаники на Инмайлиской структуре - 22%.

Глава 6. Главные нефтепроизводящие формации в докембрии и

фанерозое

При изучении истории нефтегазообразования в Таримском бассейне автор опирался на исследования крупных российских, китайских и западных геологов и геохимиков: Н.Б.Вассоевича, А.Э.Конторовича, Лян Дигана, С.Г.Неручева, Б.А.Соколова, Б.Тиссо, Фан Пу, Дж. Ханта и др.

В осадочном чехле Таримского нефтегазоносного бассейна выделены три главных комплекса нефтегазопроизводящих пород: кембрийско-ордовикский, каменноугольный и триасово-юрский.

Первый представлен сапропелевым органическим веществом, второй смешанным - гумусово-сапропелевым и сапропелево-гумусовым и третий - гумусовым.

На большей части территории бассейна кембрийско-ордовикский комплекс находится в зоне глубинного газообразования, каменноугольный - в главной зоне нефтеобразования и в зоне глубинного газообразования и триасово-юрский - в главной зоне нефтеобразования, там где он погружен на значительные глубины. Анализ показал,_что глубинная зональность катагенеза в Таримском бассейне необычная - даже на глубине 4,5-5,0 км породы еще не вышли из главной зоны нефтеобразования. Это позволяет предполагать небольшой тепловой поток из фундамента платформы в течение всей фанерозойской ее истории.

Глава 7. Геологическое строение нефтяных и газовых месторождений

На основании анализа размещения в разрезе Таримского бассейна нефтегазопроизводящих толщ, региональных и зональных флюидоупоров и проницаемых комплексов, с учетом пликативной и дизъюнктивной тектоники бассейна, проведено нефтегазогеологическое районирование бассейна.

В пределах Таримской нефтегазоносной провинции автором, по аналогии с районированием российских бассейнов (А.А.Бакиров, Г.Е.Дикенштейн, К.А.Клещев, А.Э.Конторович, С.П.Максимов, Н.В.Мельников, И.И.Нестеров, В.В.Семенович, А.А.Трофимук, Н.Ю.Успенская, В.И.Шпильман и др.), выделены четыре нефтегазоносные области с разновозрастными этажами продуктивности: Кучайская (мезозой), Юго-Западная (кайнозой), Центрально-Таримская (нижний и средний палеозой) и Северо-Таримская (синий - средний палеозой, мезозой).

Промышленные залежи и месторождения в Таримском бассейне выявлены на Северо-Таримском и Центрально-Таримском поднятиях, в Кучайском и Юго-Западном прогибах.

В пределах Северо-Таримского поднятия нефтегазоносны разновозрастные горизонты синия, палеозоя и мезозоя. Наиболее древние залежи связаны с карбонатными горизонтами верхнего синия. Коллектором здесь является кора выветривания на погребенных выступах синийско-нижнепалеозойских отложений. В зонах разрывных нарушений этаж нефтегазоносности существенно увеличивается; здесь

залежи углеводородов одного генотипа установлены не только в ордовикских но и в каменноугольных, триасовых и юрских отложениях. В частности, такие залежи выявлены в Луньнанском и Сантамуском горстах, осложняющих Луньнанскую зону погребенных холмов. При этом типы залежей, сформировавшихся за счет вертикальной миграции УВ из нижнеордовикских толщ, весьма разнообразны: антиклинальные, литологически и тектонически экранированные и другие.

В Таримском нефтегазоносном бассейне, несмотря на слабую и неравномерную изученность, открыто 23 месторождения и более 50 залежей, выявлены многочисленные нефтегазопроявления. Доказана промышленная нефтегазоносность синийско-ордовикского, каменноугольно-пермского, триасово-мелового и палеоген-неогенового комплексов.

В работе описано геологическое строение Луньнаньского, Дунхэтанского, Якэласского, Сантаму-Цзефанцюйского, Инмалийского и Тачжун-1 месторождений.

В чехле Таримской платформы установлены разнотипные ловушки нефти и газа - антиклинальные, литологически, стратиграфически и тектонически экранированные, а также комбинированные структурно-литологические.

По запасам нефти главенствуют триасовые (50%) и каменноугольные (около 20%) горизонты. В продуктивных горизонтах ордовика и триаса сосредоточено наибольшее количество газа (около 60%), остальные ресурсы газа примерно равномерно распределены по разрезу неогеновых и меловых отложений.

Глава 8. Геохимия нефтей и углеводородных газов

Изучение геохимии нефтей Таримского бассейна позволило выделить среди них два главных семейства - семейство морских нефтей, источником которых являются нефтегазопроизводящие породы кембрия и ордовика и семейство смешанных и континентальных нефтей, источником которых являются нефтегазопроизводящие породы карбона, триаса и юры.

Залежи нефти формировались в Таримском бассейне начиная с ордовика. Нефтегазообразование многократно прекращалось, а затем, при последующем накоплении осадков, возобновлялось. Тяжелые, сернистые нефти в отложениях ордовика, залегающие в настоящее время на глубинах больше 5 км, подверглись гипрегенным изменениям

во время предсилурийского, а возможно и более поздних перерывов в осадконакоплении. В бассейне зафиксированы биодеградированные нефти. Наличие в одной ловушке смеси биодеградированной и "неизмененной" нефти позволяет автору вслед за Лян Диганом считать, что после поступления первой порции нефти она подверглась биодеградации, а в дальнейшем в эту ловушку поступали новые порции нефти.

Залежи нефти в погребенных выступах имеют сложную природу, в них по геохимическим данным предполагается как сингенетичные, так и вторичные, мигрировавшие из более молодых отложений, нефти. По особенностям формирования залежи нефти в погребенных выступах Таримского бассейна подобны залежам в протерозое бассейна Бохайского залива (Ван Тао, Ху Цзянь-и, Дай Цзиньсин, Фэй Баошэн) и залежам в палеозойских выступах ЗападноСибирского бассейна, перекрытых юрскими нефтепроизводящими породами (В.С.Вышемирский, Н.П.Запивалов, А.Э.Конторович, В.С.Сурков, А.А.Трофимук и др.).

Глава 9. Количественная оценка перспектив нефтегазоиоспости

Учитывая низкую изученность Таримского нефтегазоносного бассейна, для количественной оценки перспектив нефтегазоносности автор использовал объемно-статистический метод в модификациях, разработанных российскими геологами (Л.М.Бурштейн, А.Э.Конторович, М.С.Моделевский, А.А.Растегин, А.А.Трофимук и др.). Оценки начальных геологических ресурсов углеводородов в бассейне были выполнены по трем модификациям объемно-статистического метода, разработанным этими исследователями для бассейнов, имеющих возраст осадочного выполнения от верхнего протерозоя до кайнозоя включительно. Эти уравнения ближе всего к реальной геологической обстановке, которая имеет место в Таримском нефтегазоносном бассейне. Выполненные оценки показали, что объем осадочного выполнения бассейна 4800 тыс. км3, площадь - 560 тыс.км2, средняя мощность осадочного чехла - 8,6 тыс.м. Эти величины близки к оценкам, которые опубликовали специалисты, ведущие поисково-разведочные работы в Таримском бассейне. Были использованы следующие уравнения

1п(2=-6.47+1.19*1пУ

1пО=3.79+0.8544*1пУэф

1п(2=4.37+0.78*1пУэф;

Q - начальные геологические ресурсы условных углеводородов (УУВ), в первом уравнении в млрд.т УУВ, в двух последних - в млн.т УУВ,

V - объем осадочного выполнения бассейна, тыс.км3,

Уэф - эффективный объем осадочного выполнения бассейна,

тыс.км3.

Под эффективным объемом осадочного выполнения бассейна понимается объем пород, залегающих ниже определенной глубины, которая варьирует в зависимости от глубин расположения главной зоны нефтеобразования.

Оценки, выполненные по трем записанным выше уравнениям, показали, что интервальные оценки начальных геологических ресурсов углеводородов варьируют в суммарном интервале от 12,0-19,2 до 93,4126,4 млрд.т УУВ, средние равны 38,0 млрд.т, 44,9 млрд.т и 42,3 млрд.т УУВ. Китайские специалисты оценили ранее начальные геологические ресурсы углеводородов в 18,2 млрд.т УУВ, что близко к нижней оценке, полученной по разработанным российскими учеными методикам. Можно предполагать, что реально начальные геологические ресурсы УВ в Таримском бассейне выше, чем их оценили китайские геологи.

Автор принял, по аналогии с другими сверхглубокими бассейнами мира, что доля жидких УВ в ресурсах Таримского бассейна равна 0,4, газонасыщенность нефтей равна 200 м3/т и среднее содержание конденсата в свободном газе 150 г/м3. Кроме того, на основании среднестатистических данных было принято, что коэффициенты извлечения нефти, свободного газа и конденсата равны соответственно 0,35, 0,85 и 0,65. В этих предположениях для оценки начальных геологических ресурсов УВ 42,3 млрд.т получим следующие оценки извлекаемых ресурсов Таримского бассейна:

нефть, млрд.т - 4,7

газ попутный, трлн.м3 - 0,9 газ свободный, трлн.м3 - 19,3 конденсат, млрд.т - 2,2.

Эти оценки можно использовать при проектировании поисково-разведочных работ и добычи нефти в бассейне на далекую перспективу.

Глава 10. Главные направления поисков нефти и газа в Таримском

бассейне

Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений в Таримском осложняется рядом факторов, важнейшие из которых следующие:

• низкая региональная изученность территории;

• очень глубокое залегание нефтегазоносных комплексов, прихотливое распространение в отложениях синия и нижнего палеозоя пород-коллекторов;

• сложное строение резервуаров и ловушек, разнообразие типов коллекторов;

• сильная тектоническая нарушенность осадочного чехла и многоплановое влияние тектонических нарушений на нефтегазоносность;

• суровый пустынный климат, отсутствие развитой системы дорог для наземного транспорта.

В этих условиях открытие и разведка в короткие сроки и с высокой экономической эффективностью запасов нефти и газа на территории Таримской платформы могут быть осуществлены только на основе продуманной и тщательно соблюдаемой в практической деятельности методики и стадийности поисково-разведочных работ. Основу такой методики должна составлять стратегия изучения нефтегазоносных бассейнов как целостных систем, "от общего к частному" ( А.А.Трофимук).

Главной задачей геологоразведочных работ на нефть и газ на Таримской платформе являются ускоренное выявление и разведка месторождений нефти и природного газа для создания сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности в Северо-Западном Китае на основе усиления региональных и поисково-разведочных работ и повышения их эффективности, строгого соблюдения стадийности работ, внедрения нового высокопроизводительного оборудования, прогрессивных геофизических и геохимических методов, успешного развития поисковых работ с целью опережающей подготовки перспективных запасов и концентрации разведочных работ в первую очередь на значительных по запасам, наиболее экономически выгодных для освоения месторождениях.

Для решения этой главной задачи необходимо: 1. Развернуть региональные работы (параметрическое бурение и геофизические исследования) в слабоизученных Северной, Юго-

Западной и Юго-Восточной нефтегазоносных или потенциально нефтегазоносных областях. Целью таких работ должно являться: создание стратиграфической основы и осуществление по возможности детальной корреляции разрезов, особенно опорных; выделение региональных проницаемых и экранирующих комплексов и горизонтов; выделение качественных нефтепроизводящих отложений, определение их точного положения в разрезе и распространения в бассейне; выявление и оконтуривание крупных поднятий; изучение соотношения структурных планов в различных комплексах отложений; уточнение прогнозной оценки территорий и выявление крупных зон нефтегазонакопления.

В областях с доказанной нефтегазоносностью, изученных относительно лучше (Северо-Таримская, Центрально-Таримская и Кучайская), целью региональных работ должны являться уточнение и детальная корреляция разрезов, выделение нефтегазопроницаемых и экранирующих горизонтов и выяснение их распространения; уточнение границ и детализация строения крупных и крупнейших структур и отдельных их частей, выявление новых зон развития улучшенных коллекторов, перекрытых надежными флюидоупорами в терригенных и карбонатных отложениях, зон развития органогенных пород, зон повышенной трещиноватости и выщелачивания, древних перерывов и т.п. Во всех параметрических скважинах обязательно должны изучаться физические свойства пород, что повысит качество интерпретации геофизических материалов.

2. Развивать опережающими, по сравнению с поисковым и разведочным бурением, темпами геофизические работы с целью подготовки ловушек для поискового бурения; разработать методику поисков и подготовки геофизическими методами ловушек неантиклинального типа в отложениях среднего-верхнего палеозоя северных и южных районов Северной перспективной области, и в отложениях верхнего палеозоя Майгайтийского района Юго-Западной области.

3. Резко ускорить поисковые работы по подготовке перспективных запасов нефти и газа, в первую очередь в пределах Северо- и Центрально-Таримских поднятий, Кучайского и Юго-Западного прогибов с целью выявления в их пределах значительных по запасам месторождений - объектов для первоочередного ведения разведочных работ; продолжить поисковые работы на нефть и газ на стыке Аватийской и Маньцзярских депрессий.

При этим автор считает необходимым проведение поисковых работ не только на крупных поднятиях, но и в депрессионных зонах. Сильная тектоническая нарушенность крупных положительных структур - Северного и Центрального поднятий привела, возможно, к разделению месторождений на много мелких залежей. В депрессионных зонах, где плотность тектонических нарушений значительно ниже, негативное действие этого фактора на размеры месторождений может оказаться меньше и вероятность выявить крупные месторождения выше. Это предположение требует проверки.

В работе рассмотрены также конкретные направления поисков нефти и газа в перспективных областях Таримского бассейна.

Заключение

Проведенные исследования позволили сделать следующие выводы, имеющие большое научное и практическое значение.

1. Таримская платформа является одной из древнейших платформ мира. После длительного и сложного этапа доплатформенного (дочехольного) развития, начиная с синия, на сформировавшемся складчатом фундаменте накапливались отложения, выполняющие Таримский нефтегазоносный бассейн, в котором большим потенциалом нефтегазоносности обладают не только мезозойско-кайнозойские, но и синийско-палеозойские толщи. Предполагается, что бассейн является одним из богатейших по ресурсам нефти и газа в Китае.

2. В результате комплексного анализа стратиграфии, литологии, седиментологии мощных осадочных толщ, геохимии органического вещества в них, и на основе теоретических разработок и практического опыта российских ученых по изучению нефтегазоносных бассейнов Сибирской платформы, в чехле Таримского бассейна установлено три уровня нефтепроизводящих отложений: кембрийско-ордовикский с аквагенным органическим веществом, каменноугольный со смешанным типом ОВ и триасово-юрский с террагенным типом ОВ; выделено семь регионально распространенных проницаемых комплексов, перекрывающихся соответствующими региональными флюидоупорами.

3. Пространственно в настоящее время в Таримском бассейне выделено три нефтегазовых очага: Кучайский, Северный и Юго-Западный. Наибольшее количество углеводородов генерировалось в Северном очаге. В нем нефтепроизводящие отложения трех стратиграфических уровней последовательно вступили в главную зону

нефтеобразования (ГЗН) в среднем палеозое, в мезозое и в третичное время.

4. Залежи нефти и газа в чехле Таримского бассейна самые разнообразные: структурные, литологические, стратиграфические, структурно-литологические и др. Анализ истории тектонического развития показывает, что ловушки нефти и газа сформировались до главных этапов генерации углеводородов.

5. Практикой поисков и разведки нефти и газа уже подтверждена нефтегазоносность бассейна. В настоящее время в Кучайской нефтегазоносной области выявлены промышленные залежи нефти в юрских отложениях, в Северо-Таримской области - в отложениях синия-палеозоя, мезозоя и кайнозоя, в Центрально-Таримской области - в отложениях палеозоя (ордовик и карбон), в Юго-Западной области в отложениях верхнего палеозоя (карбон) и в кайнозое (неоген). Кроме того, во многих районах и на многих стратиграфических уровнях встречены нефтегазопроявления, свидетельствующие о высоком нефтегазовом потенциале в пределах всей платформы и по всему разрезу ее чехла.

6. Поисково-разведочные работы на нефть и газ в дальнейшем рекомендуется ориентировать на выявление нефтегазоносности средне-верхнепалеозойского комплекса на территории склонов Маньцзярской и Аватийской депрессий и поднятия между ними, кембрийского подсолевого комплекса на территории Центрально-Таримского поднятия.

Публикации по теме диссертации

1. Ли Году. Сравнительный историко-геологический анализ нефтегазоносности Сибирской и Таримской платформ//Актуальные вопросы геологии и географии Сибири, т.2, Томск, 1998, с.91-93 (совместно с А.К.Башариным, С.Ю.Беляевым, Г.С.Фрадкиным).

2. Ли Году. История формирования осадочного чехла Таримской платформы//Металлогения, нефтегазоносность и геодинамика Северо-Азиатского кратона и орогенных поясов его обрамления. Иркутск, 1998, с.503-504 (совместно с А.К.Башариным, С.Ю.Беляевым, Г.С.Фрадкиным).

3. Ли Году. Сравнительный анализ тектоники и эволюции Енисей-Байкитской части Сибирского кратона и Таримской платформы в рифейско-палеозойский период в связи с нефтегазоносностью//Металлогения, нефтегазоносность и геодинамика

Северо-Азиатского кратона и орогенных поясов его обрамления. Иркутск, 1998, с.504-505 (совместно с А.К.Башариным, С.Ю.Беляевым, Г.С.Фрадкиным).

4. Ли Году. Разновозрастные очаги нефтегазообразования и нефтегазонакопления Северо-Азиатского кратона//Металлогения, нефтегазоносность и геодинамика Северо-Азиатского кратона и орогенных поясов его обрамления. Иркутск, 1998, с.498-499 (совместно с А.Э.Конторовичем, А.К.Башариным, Л.М.Бурштейном и др.).

5. Ли Году. Геология и перспективы нефтегазоносности Таримской платформы//Геология и геофизика, 1998, т.39, №10, с.1396-1409 (совместно с Лян Диганом, Цзя Чэнцзао, А.К. Башариным и др.).

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Ли Году

Введение.

Глава 1. История нефтегазопоисковых работ и современное состояние геолого- геофизической изученности.

Глава 2. Стратиграфия.

2.1. Синийская система.

2.2. Кембрийская система.

2.3. Ордовикская система.

2.4. Силурийская система.

2.5. Девонская система.

2.6. Каменноугольная система.

2.7. Пермская система.

2.8. Триасовая система.

2.9. Юрская система.

2.10. Меловая система.

2.11. Третичные отложения.

2.12. Четвертичные отложения.

Глава 3. Магматизм.

3.1. Изверженные комплексы.

3.2. Интрузивные комплексы.

Глава 4. Тектоника.

4.1. Положение Таримской платы в современной структуре Азии.

4.2. Строение земной коры и структура фундамента Таримской' платформы.

4.3. Анализ несогласий в чехле Таримской платформы.

4.4. История тектонического развития.

4.5. Структурное районирование.

4.6. Разрывные нарушения.

Глава 5. Резервуары нефти и газа.

5.1. Классификация резервуаров нефти и газа.

5.2. Главные проницаемые комплексы и флюидоупоры в Таримском бассейне.

5.3. Резервуары нефти и газа в синии и палеозое.

5. 4. Резервуары нефти и газа в мезозое и кайнозое.

Глава 6. Главные нефтепроизводящие формации в докембрии и фанерозое Таримского бассейна.

6.1. Распределение, условия накопления и типы органического вещества.

6.2. Катагенез органического вещества.

6.3. Главные очаги нефтегазообразования и история их развития.

6.4. Геохимия битумоидов и углеводородов органического вещества.

Глава 7. Геологическое строение нефтяных и газовых месторождений.

7.1. Нефтегазогеологическое районирование Таримского бассейна.

7.2. Строение нефтяных и газовых месторождений.

7.3. Типы залежей нефти и газа.

Глава 8. Геохимия нефтей.

8.1. Физические свойства нефтей Таримского бассейна.

8.2. Химический состав и источники нефтей Таримского бассейна.

Глава 9. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности.

Глава 10. Главные направления поисков нефти и газа в Таримском бассейне.

Введение Диссертация по геологии, на тему "Геология и нефтегазоносность Таримской платформы"

С начала 50-ых годов в Китае бурно развиваются поисково-разведочные работы на нефть и газ на востоке и северо-востоке страны. В результате было открыто много месторождений, в том числе крупных. Главным геологическим объектом поисков месторождений нефти и газа за прошедшие десятилетия были озерно-аллювиальные ("неморские") отложениях мела и кайнозоя. В результате этих открытий в Китае была создана мощная нефтяная промышленность и страна вошла в число ведущих нефтедобывающих стран мира. В 1997 г. в Китае было добыто 163 млн. т нефти. Но по мере развития реформ, осуществляемых в последние 20 лет, и интенсивного роста экономики Китай стал остро ощущать недостаток в энергетическом сырье, в первую очередь в нефти и газе. В связи с этим в начале восьмидесятых годов Правительство Китая приняло стратегическую программу развития нефтяной промышленности "Стабилизация добычи на востоке, наращивание добычи на западе". Согласно этой программе, в 1984 году возобновились прекращенные в 60-70-ые годы поисково-разведочные работы на нефть и газ в крупном Таримском осадочном бассейне. За прошедшие после этого годы был открыт ряд месторождений нефти и газа, начата добыча нефти, получен огромный по объему информации и ценный по содержанию материал по геологии, геофизике, нефтегазоносности и геохимии нафтидов этой территории. Правительство и Китайская национальная нефтяная корпорация (С1ЧРС) планируют и дальше проводить работы в Таримском бассейне. Главная их цель на ближайшую перспективу - выявление гигантских и крупных высокодебитных месторождений в морских отложениях синия и палеозоя. Для решения этой задачи необходимо системно проанализировать всю полученную информацию и, опираясь на мировой опыт поисков нефти в морских отложениях, выработать эффективную систему поисков месторождений. При этом, по мнению китайских ученых и геологов - практиков (Ван Тао, Чжан Ивэй, Ли Гоюй, Лян Диган, и др.) важно учесть опыт российской геологической школы, которой удалось открыть в древних морских отложениях на Сибирской платформе большое число гигантских и крупных месторождений. Будучи прикреплен для выполнения кандидатской диссертации к кафедре месторождений полезных ископаемых геолого-геофизического факультета Новосибирского государственного университета, автор в течение ряда лет изучал российский опыт поисков месторождений нефти и газа в докембрийских и палеозойских морских отложениях и попытался с учетом этого опыта и традиций российской школы геологии нефти и газа рассмотреть материалы по геологии и нефтегазоносности Таримского бассейна. Как уже было отмечено, китайские геологи считают такое сравнение очень полезным. Этим определяется актуальность выполненной работы.

В своей работе автор опирался на теоретические разработки российской школы геологии нефти и газа, основы которых были заложены И.М.Губкиным и развиты после Второй мировой войны в трудах А.А.Трофимука, А.А.Бакирова, Э.А.Бакирова, И.О.Брода, Н.Б.Вассоевича, В.С.Вышемирского, Ф.Г.Гурари, Г.Е.Дикенштейна, АН.Дмитриевского, Н.А.Еременко, А.Н.Золотова, М.К.Калинко, Ю.НКарогодина, А.Э.Конторовича, Н.А.Крылова, С.П.Максимова, М.М.Мандельбаума, Н.В.Мельникова, М.Ф.Мирчинка, ВДНаливкина, С.Г.Неручева, И.И.Нестерова, В.В.Самсонова, В.В.Семеновича, Б.А.Соколова, Г.Е.Рябухина, В.Е.Хаина, В.И.Шпильмана и др. крупных ученых.

Автор использовал также результаты теоретических исследований крупных китайских ученых Пань Чжунсяна, Чжу Ся, Чэнь Года, Чжан Ивэя, Ли Гоюя, Лян Дигана, Цзя Цэнцзао, Фан Пу, Гу Цзяюя, Ху Чжиана, Янь Луня, Кан Юйчжу и др., а также американских и европейских ученых Б.Вельте, Дж. Демейсона, К.Петерса, Дж. Молдована, Б. Тиссо, Дж. Ханта и др.

Целью диссертации является построение с учетом теоретических разработок и опыта научных геологических школ России и Китая модели строения и оценка перспектив нефтегазоносности Таримского нефтегазоносного бассейна, обоснование главных направлений поисков крупных месторождений.

Для достижения поставленной цели автор должен был решить следующие задачи-.

1.на основе изучения обширной китайской литературы и собственных обобщений построить и описать модель геологического строения Таримского осадочного бассейна (стратиграфия, тектоника, магматизм, история геологического развития и др.);

2.изучить имеющуюся информацию о распределении, типах и катагенезе органического вещества выделить в разрезе основные нефтегазопроизводящие толщи, установить время нахождения их в главных зонах нефте- и газообразования;

3.выделить в бассейне главные очаги и зоны нефтегазонакопления;

4. выделить в осадочном чехле региональные и зональные флюидоупоры и проницаемые комплексы, выполнить нефтегазогеологическую стратификацию осадочного чехла;

5. провести нефтегазогеологическое районирование территории бассейна, выполнить в соответствии с традициями российской геологической школы нефтегазогеологическое районирование территории бассейна, выделить нефтегазоносные области как самостоятельные объекты оценки перспектив нефтегазоносности, планирования и проведения региональных, поисковых и оценочных работ;

6.описать строение месторождений и залежей нефти и газа, выявить типы резервуаров, построить на основе классификации китайских (Пань Чжунсяна, Чжу Ся, Чжан Ивэя, Ли Гоюя и др.) и российских (И.О.Брод, Н.А.Еременко, Г.АГабриэлянц, Ф.Г.Гурари, Ю.Н.Карогодин, И.И.Нестров и др.) ученых классификацию месторождений и залежей Таримского бассейна;

7.установить главные геологические закономерности размещения месторождений нефти и газа;

8. изучить геохимию нефтей, выявить их связи с конкретными нефтепроизводящими толщами, установить характер вторичных изменений нефтей и газов в залежах;

9. выполнить оценку перспектив нефтегазоносности и сформулировать главные направления поисков крупных месторождений.

В настоящей работе автор защищает следующие положения.

1.Таримский нефтегазоносный бассейн приурочен к древней платформе, сложен отложениями синия и фанерозоя, имеет максимальную мощность отложений свыше 16 км, объем осадочного выполненения 3964000 км3, по строению является платформенным, гетерогенным, по объему осадочного выполнения - крупным, по мощности отложений сверхглубоким. По объему и стратиграфическому диапазону осадочного выполнения он может быть сопоставлен с такими бассейнами как Прикаспийский на Русской платформе, Енисей-Хатангский и Вилюйский на Сибирской платформе, но выгодно отличается от них большой мощностью кайнозойских (до 10 км) отложений, что должно было благоприятствовать новейшей фазе генерации углеводородов и сохранению их залежей.

2.В бассейне имеется три стратиграфических уровня локализации нефтегазопроизводящих пород с высоким начальным генерационным потенциалом: кембрий-ордовикский, карбоновый и триасово-юрский. Особенностью бассейна является наличие как морских, так и неморских нефтепроизводящих пород, среди последних развиты как аллювиально-озерные, так и озерно-болотные фации.

3.В бассейне выделены мигрирующие во времени очаги нефтегазообразования, что позволяет производить дифференцированную оценку перспектив нефтегазоносности.

4.Важной особенностью Таримского бассейна является низкий градиент катагенеза органического вещества с глубиной, что повышает перспективы нефтеносности глубокозалегающих горизонтов синия и палеозоя.

5.В Таримском бассейне выделены этажи нефтегазоносности, региональные и зональные резервуары нефти и газа, проведено разделение территории на нефтегазоносные области.

6.Нефти Таримского бассейна имеют несколько источников, подверглись сложным превращениям (катагенез, биодеградация, гипергенез) в залежах. Формирование залежей происходило в несколько этапов.

7.Ресурсы нефти и газа Таримского бассейна оценены объемно-статистическим методами, разработанными Л.М.Бурштейном, А.Э.Конторовичем, М.С.Моделевским, А.А.Растегиным, А.А.Трофимуком. Геологические ресурсы равны 42,3 млрд. тУУВ, в том числе нефти 13,5 млрд. т, растворенного в нефти газа - 2,7 трлн. м3, свободного газа - 22,7 трлн. м3, конденсата - 3,4 млрд. т

Автор полагает, что научная новизна излагаемой ниже работы состоит в следующем:

•впервые описана комплексная модель геологического строения и нефтегазоносности Таримского бассейна;

•на основе осадочно-миграционного учения о нефтегазообразовании рассмотрены особенности накопления и катагенетического преобразования органического вещества (ОВ), выделены нефтепроизводящие свиты и очаги генерации углеводородов (УВ), зоны их преимущественной аккумуляции;

•показано, что очаги интенсивной генерации нефти мигрировали во времени по площади бассейна, что необходимо учитывать при его районировании по перспективам нефтегазоносности;

•построена типизация месторождений и залежей нефти и газа в бассейне; •рассмотрена геохимия нефтей, показано, что в бассейне можно обособить три семейства нефтей: морские (источники - кембрий, ордовик), неморские (источники -триас, юра) и смешанные (источник — карбон). При формировании залежей УВ имели место большие масштабы вертикальной миграции, залежи неоднократно переформировывались, подвергались биодеградации и гипергенезу, заполнение ловушек происходило в несколько этапов;

•с учетом опыта изучения нефтегазоносных бассейнов российскими учеными впервые проведено расчленение разреза на региональные и зональные резервуары и выполнено нефтегазогеологическое районирование территории бассейна, дана оценка нефтегазоносности отдельных областей и резервуаров;

•проведено сравнение особенностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления в Таримском бассейне и в нефтегазоносных бассейнах Сибири, показано, что по типу коллектора и условиям формирования залежи углеводородов в погребенных выступах ордовика Таримский бассейн можно сравнивать с Юрубчено-Тохомской зоной нефтегазонакопления в рифее Сибирской платформы и залежами нефти в палеозойских эрозионно-тектонических выступах в Западно-Сибирском бассейне;

•с использованием новых методик дана общая оценка ресурсов углеводородов Таримского бассейна, согласно которой он может рассматриваться как один из крупнейших нефтегазоносных бассейнов Китая.

В основу работы положены материалы по геологии и нефтегазоносности Таримского нефтегазоносного бассейна опубликованные в мировой, главным образом, китайской литературе, описание керна, материалы промыслово-геофизических исследований скважин, лабораторного изучения керного материала и пластовых флюидов, собранные автором лично и с помощью коллег в Китайской национальной нефтяной корпорации в 1996-98 гг., а также результаты тематических исследований по отдельным вопросам нефтегазовой геологии Таримского бассейна, с которыми автора любезно ознакомили друзья и коллеги в Китае. В порядке сопоставления автор использовал также личные материалы, собранные им в процессе многолетних исследований нефтегазоносных бассейнов в восточных районах Китая.

Автор оценивает практическую значимость выполненной диссертационной работы с двух точек зрения. Во-первых, в работе впервые обобщена обширная литература по геологии и нефтегазоносности Таримского нефтегазоносного бассейна на китайском языке, опубликованная главным образом после 1990 г., недоступная основной массе российских исследователей из-за языковых трудностей. Автор надеется, что это обобщение будет полезно русским ученым, имеющим большой опыт изучения нефтегазоносности древних платформ. Во-вторых, собранная и систематизированная китайскими геологами и геофизиками обширная информация о строении Таримского бассейна впервые проанализирована с учетом опыта российской научной школы в области геологии нефти и газа. Автору будет приятно, если такой анализ окажется полезным катайским ученым и геологам, изучающим Таримский бассейн.

Основные положения диссертации автор докладывал на конференции, посвященной 120-летнему юбилею Томского государственного университета "Актуальные вопросы геологии и географии Сибири" (Томск, 1998) и на Втором Международном металлогеническом совещании "Металлогения, нефтегазоносность и геодинамика Северо-Азиатского кратона и «эрогенных поясов его обрамления" (Иркутск, 1998), на семинарах в ИГНГ СО РАН. По теме диссертации опубликовано 5 работ.

Диссертация выполнена в Институте геологии нефти и газа СО РАН и на кафедре месторождений полезных ископаемых Новосибирского госуниверситета под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора, академика А.Э.Конторовича. Автор был направлен в Россию для продолжения образования и изучения опыта российских геологов замечательными китайскими учеными и геологами, профессорами Чжан Ивэем, Ли Гоюем., Ли Сюшэном, Тун Чжаоци.

В процессе работы над диссертацией автор постоянно пользовался консультациями и отеческой поддержкой д.г.-м.н. А.К.Башарина, Г.С.Фрадкина, к.г.-м.н. С.Ю.Беляева, Л.М.Бурштейна. В Китае автор широко пользовался советами профессоров Чжан Ивэя, Ли Гоюя, Лян Дигана, Цзя Цэнцзао и У Банхой, в России - Л.В.Алабина, Н.А.Берзина, Л.С.Борисовой, В.С.Вышемирского, В.ПДаниловой, НП.Запивалова, В.АЗахарова, Ю.Н.Карогодина, В.А.Каштанова, М.А.Левчука, В.Н.Меленевского, В.И.Москвина, А.Н.Фомина, Е.М.Хабарова. Помощь в редактировании и оформлении работы оказали А.Э.Башарин и С.Ю.Беляев, в подготовке графики - В.П.Волкова и О.Г.Васильева.

Всем перечисленным специалистам автор глубоко благодарен.

С особым чувством автор благодарит своего учителя и научного руководителя доктора г-м. наук, профессора, академика А.Э.Конторовича. Без его поддержки, постоянного внимания и требовательности автор не смог бы завершить работу в намеченные сроки.

1. История нефтегазопоисковых работ и современное состояние геологогеофизической изученности

Геологические исследования в Таримском бассейне начались более 100 лет назад, но плановое изучение геологии и нефтегазоносности было развернуто только после основания КНР. В истории нефтепоисковых и геологических работ выделяется четыре периода.

1) В первом периоде (1951-1958 гг.) Советским объединением "Аэрогеология" были выполнены региональная геологическая съемка масштаба 1:200000, структурно-геологическое картирование масштаба 1:50000 и 1:25000, грави-, магнито- и электроразведка по профилям, расстояние между которыми составляло 5 км в Кашгарской депрессии и Кучайском прогибе на юго-западе и севере Таримского бассейна. В 1953 -1955 гг. было проведено первое глубокое бурение на выявленных структурах, но промышленные притоки нефти или газа не были открыты. В 1957-1958 гг. была проведена общая грави- и магниторазведка на западном и восточном берегах реки Хэтянь на площади 370000 км2, а в 1959 году и на площади Лобнор (восточная часть Синьцзяна).

В 1958 году было открыто первое в Таримском бассейне нефтяное месторождение Ицикэликэ в Кучайском прогибе. Залежи обнаружены в юрских образованиях кэцзылэнурской свиты.

За этот период было пробурено 16 скважин (всего пройдено 18450м). Перечень выполненных работ приведен в табл. 1.

Табл. 1. Основные поисково-разведочные работы на нефть и газ на Таримской платформе за период 1951 - 1958 гг.

Работы Изучено разрезов (м) Количест. образцов Площадь изученной территории (км2) Изучено профилей (км) Пробуренные скважины Метраж (м)

Геологическое Картирование Мелкомасшт абное 20046 18000 72691

Среднемасш табное 206970 7134 35033

Детальное 390370 40488

Грави-магнитная съемка 1/500000 -1/1000000 431970 32264

1/200000 28600 13181 всего 460570 45445

Электроразведка 11000 1976

Сейсморазведка 3100 510

Бурение 16 18450

II) В начале второго периода (1959-1977 гг.), в 1959-1961гг. была проведена гравии магниторазведка по профилям на площади Лобнор и детальная грави-, магниторазведка и электроразведка в Кучайском прогибе и на Северо-Таримском поднятии. Полевые работы проходили на южном склоне Куруктагского хребта и северных склонах Алтынтагского и Куньлуньского хребтов. В Кашгарском и Кучайском районах были проведены детальные геологические работы. В эти годы было пробурено 15 скважин на локальных структурах в Кашгарском и Кучайском районах. Начиная с 1962 и до конца шестидесятых годов разведочные работы продолжались в разных объемах в нескольких районах.

В 1970 году начались сейсморазведочные работы на площадях Бачу-Кашгар-Шачэ и Юйтянь-Ечэн. На 15 локальных структурах, подтвержденных сейсморазведкой, было пробурено 39 скважин, в том числе 12 скважин в Кучайском прогибе, 25 - в юго-западных районах и 2 скважины - на Бачуском Высоком поднятии. Но только в 1977 году был получен фонтан конденсата из параметрической скважины Кэцань-1, заложенной на основании данных сейсморазведки и электроразведки. Это событие ознаменовало определенный этап в истории поисков и разведки на нефть и газ в Таримском бассейне. Все выполненные за этот периоде работы показаны в табл. 2.

Табл. 2. Основные поисково-разведочные работы на нефть и газ на Таримской платформе за период 1959 - 1977 гг.

Работы Изучено разрезов (м) Количест. образцов Площадь изученной территории (км2) Изучено профилей (км) пробуренные скважины Метраж (м)

Геологическое Картирование Мелкомасштабное 78112 11381 42576

Среднемасш табное 631160 7840 18611

Детальное 174508 608 1800

Грави-магнитная съемка Обзорная 74000 7674

Детальная 45743 22498

Электроразведка 5222 3646

Сейсморазведка Обзорная 61970 6259

Детальная 10000 1448

Бурение 85 128348

На основе грави- и магниторазведочных, в том числе аэромагнитных, материалов в 1960 году Цзинь Янлянь определил границы Таримской платформы, выделил и систематически описал ее основные структурные элементы.

В 1966 году Сэн Лисюнь и Чжэн Дэсэнь, в связи с большим количеством нефтегазопроявлений в отложениях карбона и перми в Кельпинском районе, исследовали нефтепроизводящий потенциал этих пород, и выяснили, что наиболее перспективные породы этого возраста находятся в западной части бассейна.

Глубокое бурение способствовало пониманию геологии и структуры Таримской платформы, детализации стратиграфической схемы внутренней части бассейна, расширению территории, перспективной для поисков и разведки на нефть и газ.

III) С 1978 года во внутренних частях бассейна ведется большой объем сейсморазведочных работ. Интенсивность их особенно возросла в 1983 году, когда были организованы две американские и одна китайская сейсморазведочная бригады, использовавшие американское оборудование. На основании полученных данных подтвержден ряд структур разных порядков.

В этом периоде (1978-1984 гг.) на некоторых локальных структурах был пробурен ряд скважин, в которых обнаружены нефтегазовые проявления, но промышленные притоки получены только в 1984 году из параметрической скважины Шацань-1 на Северо-Таримском поднятии с глубины 5391,18 м. Бурением этой скважины было практически открыто нефтегазовое месторождение Якэла, ставшее первым во внутренней части платформы. Ранее месторождения и нефтегазопроявления были выявлены только в краевых предгорных депрессиях. Нефть в этой скважине приурочена к ордовикским отложениям, из которых до этого не было промышленных притоков, это расширило стратиграфический диапазон поисков и разведки на нефть и газ в Таримском бассейне.

В течение этого периода пробурено 58 скважин (пройдено 210585 м), открыто одно нефтегазовое месторождение. Все выполненные работы за этот период работы, перечислены показаны в табл. 3.

Табл. 3. Основные поисково-разведочные работы на нефть и газ на Таримской платформе за период 1978 - 1984 гг.

Исследования Изучено разрезов (м) Количест. образцов Площадь изученной территории (кмг) Изучено профилей (км) Пробуренные скважины Метраж (м)

Геологические детальные 33068 697 ЗОИ

Гравиметрические обзорные 43841 16575

Аэромагнитные (1/200000) 298000 157218

Космическая и аэрофотосъемка 300000 159409

Сейсмические обзорные 190260 15412

Бурение Поисковое 40 141400

Разведочное 18 69185

Всего 58 210585

IV) Четвертый период начался в 1985 году, когда почти все поисково-разведочные работы были сосредоточены на площадях Северо-Таримского поднятия и Северного прогиба. За период до 1990 года выполнены сейсморазведка 2В объемом 44368 м и 30 ч л

1044 км , высокоточная аэромагниторазведка на площади 300000 км в восточной части бассейна, геохимическая разведка на площади 1700 км2 в районах Инмайли и Луньнань и геологическая съемка в периферических частях Тармиской платформы.

За это время на 19 структурах было пробурено 33 разведочных и 12 оценочных скважин с общей проходкой 296361 погонных метров, отобрано 5693 м керна. 8 структур оказались перспективными, что подтверждено 15 скважинами, давшими промышленные притоки нефти и (или) газа. В 1987 году были получены промышленные притоки нефти из отложений триаса в скважине Луньнань-1, в 1988 году - мощные притоки нефти и газа из терригенных отложений триаса и юры в скважине Луньнань-2, в 1989 году - притоки нефти и (или) газа из карбонатных отложений ордовика в скважинах Инмай-1, Луньнань-8 и Тачжун-1, в 1990 году - притоки нефти и газа из отложений триаса, карбона и ордовика в скважине Луньнань-14, притоки нефти из отложений ордовика в скважине Инмай-7, притоки нефти из кварцевых песчаников карбона в скважине Дунхэ-1, в 1991 году -притоки нефти и газа из триасовых песчаников в скважине Луньнань-57, и из меловых отложений в скважине Инмай-9.

Несмотря на огромный объем уже проведенных разными методами исследований чехла Таримской платформы, и уже полученные результаты, выразившиеся в открытии ряда месторождений нефти и газа, поиски и разведка на нефть и газ в Таримском бассейне в настоящее время еще находятся на начальном этапе. До конца 1990 года сейсморазведка 2В выполнена в объеме 79570 м, т.е. 0,14 км на каждый квадратный километр. Пробурены 204 скважины с проходкой 657960 м (половина этих скважин была пробурена в первом и втором периодах), т. е. 1,17 м на каждый квадратный километр, одна скважина на 2760

•у км . До сих пор все поисково-разведочные работы проводились с целью открытия структурных ловушек. Работа по поискам и разведке стратиграфических и литологических залежей еще не начата. Все, сказанное выше, свидетельствует, что предстоит еще огромная работа по изучению геологического строения и выяснению перспектив нефтегазоносности Таримской платформы.

2. Стратиграфия

Вначале отметим, что на территории Таримской платформы, в общепринятых ее границах, за исключением краевых выступов, на поверхности не обнажены ни докембрийские, ни палеозойские ни даже мезозойские образования. Сведения о них на территории платформы получены только по керну не очень многочисленных скважин и по геофизическим данным тоже не очень обильных. Естественные обнажения сосредоточены в обрамляющих платформу складчатых сооружениях и в четырех краевых выступах, которые включены в состав платформы.

Изучение стратиграфии в естественных обнажениях на территориях обрамляющих платформу складчатых поясов и краевых выступов началось более 100 лет назад. С заложением в 70-ых годах первых скважин, связанных с поисками и разведкой на нефть и газ в предгорных депрессиях постепенно накапливаются сведения о стратиграфии региона в целом и отдельных частей платформы на юго-западе и севере. Систематическое исследование стратиграфии Таримской платформы, особенно ее внутренних частей, стало возможным только с 80-ых годов двадцатого столетия, что связано с развертыванием работ по поиску и разведке на нефть и газ на территории всего осадочного бассейна. В последнее десятилетие, с целью выяснения стратиграфии, структуры и нефтегазоносности во внутренних его частях пробурено более 100 разведочных скважин и проведены сейсмические работы. В результате получено много ценных материалов, углублены знания различных аспектов геологии, в том числе и стратиграфии.

Все эти годы, особенно в последнее десятилетие, вопросами стратиграфии занимались Цзя Чэнцзао, Юнь Тяньшоу, Кан Юйчжу, Гу Цзяюй, Чжан Цзэнмин, Бай Юйлэй, Ван Жэньдэ, Гао Чзе, Лю Ваньсян, Чжан Гуйчжи, Чжао Чжисинь, Чжоу Лу, Яо Хойцзюнь и многие другие китайские геологии. Результаты их исследований опубликованы в большом количестве статей, в виде геологических карт и монографий (Sun Dazhong et al., 1985; Atlas., 1985; Yianping Li et al., 1991; Сборник., 1992; Тектоническая., 1995; Нефтяная., 1996 и др.).

Крупное обобщение результатов исследований по стратиграфии Таримской платформы за последние годы сделали сотрудники Бюро по геологии и полезным ископаемым Синьцзян-Уйгурского автономного района (Regional., 1993).

Кроме того, стратиграфией Таримского бассейна и сопредельных территорий занимались и геологи других стран: Белов и др., 1985; Брежнев, 1991;. Брежнев, Раабен, 1992, 1993; Хоментовский, 1996; Brookfield, 1994 и многие другие; все они внесли существенный вклад в разработку ее основ.

При описании стратиграфии Таримской платформы использованы результаты исследований поименованных выше геологов, за что автор выражает им искреннюю благодарность.

В пределах Таримской платформы, но главным образом в обрамляющих ее складчатых сооружениях, установлены отложения от архея до четвертичного возраста. Отложения архея, нижнего, среднего и верхнего (до синийского рубежа в 850 млн.лет) протерозоя, образующих, по мнению большинства геологов, многоэтажный фундамент Таримской платформы в настоящее время как неперспективные на нефть и газ, не привлекают внимания. Поэтому нет надобности в описании их стратиграфии. Большее внимание уделим здесь стратиграфии отложений осадочного чехла, начинающегося нижнесинийскими и заканчивающегося миоцен-плиоценовыми толщами.

На рис. 1 изображена сводная стратиграфическая колонка, соответствующая обобщенному разрезу отложений, сохранившихся до настоящего времени в пределах Таримского кратона. Из этой колонки видно, что разрез осадочного чехла имеет исключительно большую мощность, достигающую местами 15 и более км и большой полнотой. На рис. 2 изображена корреляционная таблица, на которой приведены названия свит и серий в главных структурных элементах чехла Таримской платформы.

Ниже дадим краткое описание разреза и охарактеризуем поведение литологических фаций на территории Таримского бассейна.

2.1. Синийская система

Синийские отложения в естественных обнажениях известны только в Тянь-Шаньском складчатом обрамлении, на выступах (рис. 3) и единичными скважинами вскрыты в пределах Таримской платформы.

По традиции синий разделен на верхний и нижний. Нижний синий на Таримской платформе распространен, видимо, ограниченно. Так, в обнажениях на периферии бассейна отложения нижнего синия обнаружены только на Куруктагском и Тикеликтагском выступах. Во внутренних частях бассейна они существуют, видимо, только в восточной части платформы, севернее Восточного Низкого поднятия (рис. 3). Верхний синий обнаружен на всех четырех выступах в краевых частях платформы и, по сейсмическим данным, широко распространен во внутренней части платформы.

В традиционном плане синийские отложения описываются как продукт пассивных окраин, сформирововшихся по периферии древнего Таримского кратона. Но присутствие в разрезе магматических пород кислого и основного состава, сходных с рифтогенными комплексами, заставляет многих исследователей предполагать наличие крупных рифтов (авлакогенов), осложняющих эту пассивную окраину. Это особенно касается нижнего синия.

Нижний синий в естественных обнажениях, по данным бурения и геофизическим материалам предполагается только в северном, но наиболее широко в северо-восточном обрамлении Таримского кратона. Возможно, отложения этого возраста формировались здесь в широком протяженном троге, ориентированном в северо-западном направлении и протягивающемся от Казахстана до северного обрамления Южно-Китайской платформы

Возраст й

Серые коигломершы с прослоями и есчаннков; чередование серых песчаников, алеаролнпя и жшггочжрых аргиллитов.

N1 к,:

Jз

2 0: Рз о.га—

С,

Э 03

§ 2,

ЩИ!

В предгорных Прогибах - конгломераты с горизонтами песчаников; во внутренней части бассейна - чередование серых песчаников и бурых аргиллитов, внизу разреза - преимущественно песчаники.

В верхней часта - чередование буровато-красных и бурых алевро^ лкгов и аргиллитов; в средней часта - буровато-красные песчаники с прослоями аргиллитов, на Северо-Таримском поднятии, в Кучайском прогибе и Кашгарском районе - темно-серые аргиллита с прослоями бурых песчаников и алевролитов; в нижней части разреза -буро-красные лесчашоси» алевролиты и аргиллит, в подошве -песчаники и конгломераты.

На окраинном западе бассейна» гипсы, темно^ерые аргиллиты, ор-гакногенные известняки, прослои доломитов; в остальных областях - бурые конгломераты, гравелит, песчаники* алевролиты, аргиллиты и аюилритовые аргиллиты с прослоями зеленых тесчанистых аргиллитов.

На окраинном западе бассейна - снетло-зеленые ювеепшкн. темной Серые аргиллиты, буровато-красные аргиллиты, серые долошгты и гипсы; в остальных областях - песчаники и конгломераты буровато-красного и темно-серого цвета. ^

Буровато-красные конгломерат и песчаники с прослоями бурых аргиллитов.

В верхней часта - буровато-красные гравелиты и конгломераты; и средней и нижней частях - вишневые аргиллита горизонтами зеленоватого щигта.

Серией темно-серые песчанистые аргиллиты, глинистые алевролиты с прослоями углистых аргшмитов и светло-серых песчаников, линэовидными слойками гравелитов и конгломератов, пластами углей.

Сз * — * - а —;

С2 тГт-ГгП-: в) .т. 55

Цитологические характеристики а

В верхней и средней частях - свсгло-серые песчаники с прослоями серых песчанистых аргиллитов и пластами юпкокачественны* углей; в нижней - светло-серые полимиктовые гравелит н конг-(тояюраты с прослоями песчанистых аргиллитов и углей. и верхней части - светлосерые кварцевые гравелиты, песчаники и глинистые алевролюы, темно-серые аргиллит и пласпл углей; . средней-серо-зеленые аргиллиты, песчаники, гравелит, конгломероты, с прослоями мергелей; в нижней - темно-серые углистые аргиллиты, серо-зеленые гравелит и конгломерат о 5 2 Й

ЧХ ф о чао»'

В верхах - светло-фиолетовые гравелит и конгломераты, серо-зеленые конгломераты с прослоя»01 песчаников; в нижней части - светлые красные песчаники и конгломераты, пестро-цветные аргиллит, серые известняки, алевролиты. азацыи, риилкгы; бурые аргиллиты, песчаники; серые швеязыки пифогенными известняками; Сурне аргиллиты и песчаники; серые аргиллит. ерые органокластическме и рнфогеипые известняки, аргиллит.

Серые аргиллит с прослоями серых известняков и буроватых песчаников. ерые. оуроватые арпсиппи, нссчанксяыс аргиллиты с прослоями :ерых известняков и оуроиотых песчаников; в подошве - светлые кварцевые песчаники и коигломериш.

Пуровато-красные и б>рые гравел»гты. конгломерат, песчаники.

В верхней и средней частях - буровато-красные аргиллиты с мало мощными прослоями серо-зеленых алевролитов; в южней-светлые кварцевые песчаники с прослоями буроватых аргиллитов

Желто-зеленые кварцевые песчшаоси, алевролиты, аргиллит, нес-инистые аргиллиты с прослоями бурых мелко-зеркисты> песчаников; в подошве - маломощные конгломерат.

На западе бассейна - темные аргнклит; на востоке - серые конгло мероты, гравелиты, песчаники, иеечанисшсарпшнт и аргшлнт западе бассейна - серые оргшюкластические известняки, красно-Цветные аргиллиты и известняки; на востоке - серые мергели, < прослоями аргиллитов, серые граувокки, алевролиты, аргиллиты, с обломочными известняками

На западе бассейна - серые известняки. На востоке: в верхней част серые арпишггы, алевролты; в средней части - черные крем-кисте породы и аргиллит; в нижней част - серые известят

На западе бассейна -серые доломиты, водорослевые доломиты; на востоке - серые и микритовые известняки с прослоями известко-вистых аргиллитов и аргиллитов, серые брекчиевндные ибпомочиые и микритовые известняки, аргагигт.

В№1

Й^^ЖЗ? бассейка - антилрттэвие аргихнпи, известняки с поос-10ЯМИ кремиисшх пород. иаТистжс - "микритовые иэвейняки "а мшде - серые и белые долошгш; на востоке -итвесткжи кремнистые породы и зффущвц.

1 кроиле ра грета- серые доломит; в верхней части пестрые лед-иковые отложения, темжкерые аргиллит: в средней и щгжно частях - мер*елп, ("чрие песчаишси. комгломероти.

Чередование пестрых ледниковых отложений. бурых песчашосов равежгтон и конгломератов.

Рундамеиг метаморфические юроды (степень метаморфизма < чсленослониеной до грапулитоной).

Обстановки седиментации Ц

18

2 о о. О

О ■н-н 6

О* *

V > о ^ п §

55 ф с к ® %%

I? ▲ А

Рис. 1. Сводный геологический разрез чехла Таримской платформы.

РИС.

2. Корреляция местных стратиграфических шкал (по Цзя Чэнцзао и др., 1992).

Atlas., 1985; Brookfield, 1994; Xiao Xuchang e.a., 1994 и др.). Именно в этом троге, большая часть которого располагалась, по-видимому, вне территории современной Таримской платформы, сохранились наиболее мощные и полные разрезы не только нижнего, но и верхнего синия (рис. 4). Достаточно быстро нижнесинийские отложения выклиниваются на юге, уже на территории Таримской платформы, а верхнесинийские становятся маломощными. Из их разрезов исчезают тиллиты и магматические образования.

Нижнесинийский разрез (см. рис.2) на Куруктагском выступе состоит из трех свит (снизу вверх): бэйисийской свиты (640-1670 м) сложенной базальтами, трахитами, андезитами и фельзитами с прослоями тиллитов; алэтунгоуской свиты (24-760 м), которая в низах разреза представлена ледниковыми конгломератами, а в верхах - доломитами, известняками, песчаниками и аргиллитами. По всему разрезу присутствуют горизонты трахибазальтов, кварцевых порфиров; тэруйайкэньской свиты (348-1845 м), состоящей из двух пачек: нижней, представленной темно-серыми и зелено-серыми аргиллитами, и верхней, сложенной желто-зелеными или серыми полевошпатовыми песчаниками. В разрезе этой свиты часто встречаются ледниковые отложения.

Верхний синий известен в Куруктагском и Кельпинском выступах. В Куруктагском выступе в его составе выделяются юйкэньгоуская свита (204 м), сложенная зелеными, темно-серыми полевошпатово-кварцевыми и полевошпатовыми песчаниками, с прослоями алевритистых аргиллитов и, реже, песчанистых известняков с горизонтами вулканитов; шуйцяньская свита (204 м) серых водрослево-обломочных доломитов с пролоями алевритистых аргиллитов; ханьгэрцяокэская свита (24-647 м), представленная пестроцветными ледниковыми конгломератами и рассланцованными аргиллитами.

На территории Кельпинского выступа в верхнесинийском разрезе выделяются две свиты: сугайтэбулакэская свита (552 м) по составу пород подразделяющаяся на нижнюю пачку, представленную чередованием фиолетово-красных и буровато-серых алевропесчаников, серо-фиолетовых сланцев и серо-зеленых диабазов. Характерными в основании этой части разреза являются фиолето-красные конгломераты. Верхняя пачка сложена серо-желтыми и зеленовато-серыми алевритистыми аргиллитами, сланцами, мелкозернистыми доломитистыми песчаниками с прослоями конгломератов. В кровле разреза залегают известняковые доломиты. Выше сугайтэбулакэской залегает цигэбулакэская свита (178 м), представленная светло-серыми и белыми доломитами, водорослевыми доломитами.

А В С О

Улутау Каратау Кельпин Куруктаг

Рис. 4. Области распространения и стратиграфические колонки ледниковых образований синия (по ВгоокйеЫ, 1994).

Отложения: 1 - континентальные," 2 - шельфовые, 3 - 6ассеиновые, ~4 -диамиктиты.

В составе синайских образований собраны и изучены обильные микрофитолиты, позволившие уточнить возраст этих отложений.

Предсинийское время знаменуется деформационными, магматическими и метаморфическими процессами, нарушившими горизонтально-слоистые окраиннократонные и интракратонные вулканогенно-осадочные толщи среднего и верхнего протерозоя. В результате воздымания консолидировавшейся области Таримского кратона, по-видимому, гипсометрически не очень значительно, и последующей выравнивающей денудации, четко обозначилась синийская трансгрессия. В раннем синии она затронула, по-видимому, только локальные районы преимущественно на севере. По имеющимся данным, в составе нижнесинийских отложений преобладают или субаквальные или субконтинентальные обстановки с широким развитием гляциальных обстановок.

В позднем синии в обстановках осадконакопления на территории Таримского региона уже преобладают морские. Только на востоке (рис. 5) сохранились фации аллювиальных равнин с субконтинентальным, возможно, озерным осадконакоплением. На остальной территории преобладают мелководно- и глубоководно-шельфовые обстановки. Имеющийся материал позволяет предполагать, что обстановки глубокого шельфа сформировались преимущественно по северной периферии Таримского массива в области современных складчатых систем. Только на северо-востоке они прослеживаются к югу на территорию уже Таримской платформы.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Ли Году

Заключение

Выполненный в работе анализ геологического строения и нефегазоносности Таримского нефтеназоносного бассейна позволил сделать следующие главные выводы:

1. В течение верхнего протерозоя (синия) и фанерозоя Таримский осадочный бассейн развивался как инракратонный бассейн.

Фундамент Таримской платформы сложен метаморфическими комплексами от архея до верхнего протерозоя (исключая синий) включительно. В разных частях территории возраст фундамента не одинаков. Есть точка зрения, что на юге фундамент сложен глубокометаморфизованными породами архея, а на севере - средне и слабометаморфизованными породами протерозоя. Со времени распада Пангеи-1 (по В.Е.Хаину) началась история формирования чехла будущей Таримской платформы, или история зарождения и развития Таримского нефтегазоносного бассейна.

2. Вулканогенно-осадочный чехол Таримской нефтегазоносного бассейна сложен отложениями от синия до четвертичного возраста включительно. Максимальная мощность чехла в Маньцзярской депрессии достигает 16000 м. По мощности осадочного чехла и сложной истории геологического развития на других древних платформах Таримский бассейн можно сравнивать только с уникальным Прикаспийским бассейнов в северной Евразии на территории России и Казахстана.

3. По истории осадконакопления и литологическому составу вулканогенно-осадочный чехол Таримского нефтегазоносного бассейна делится на три комплекса. В нижний входят морские образования от синия до ордовика; в средний - прибрежно-морские переслаивающиеся с континентальными формации от силура до перми; в верхний - континентальные мезозойско-кайнозойские отложения.

3. В вулканогенно-осадочном чехле определен ряд стратиграфических перерывов и локально угловых несогласий: предсилурийский, предкаменноугольный, предпермский, скользящий во времени от начала до конца верхней перми, предюрский и предпалеогеновый. Эти перерывы в осадконакоплении, особенно предсилурийский, предкаменоугольный и предпермский сыграли огромную роль в формировании каверново-трещинных резервуаров в отложениях ордовика и являются одним из ведущих факторов, определивших современное размещение залежей нефти и газа в таримском бассейне.

4. В современной структуре осадочного чехла платформы выделены крупные структуры - региональные поднятия, прогибы и краевые выступы, осложненные тектоническими элементами второго и более высокого порядков.

Наряду с крупными пликативными элементами, на территории Таримской платформы отмечены многочисленные и разновозрастные дизъюнктивные дислокации, которые разделены на краевые и внутриплатформенные. Особое место среди глубинных разломов занимают краевые швы, большинство из которых (Алтынтаг, Синди и др.) имеют сдвиговую составляющую.

5. В соответствии с традициями и опытом российской геологической школы (А.А.Бакиров, Э.А.Бакиров, Ф.Г.Гурари, М.К.Калинко, Ю.Н.Карогодин, А.Э.Конторович, Н.В.Мельников, И.И.Нестеров, А.А.Трофимук и др.) в вулканогенно-осадочном чехле Таримского бассейна автором выделены два нефтегазоносных этажа (мегарезервуара): синийско-палеозойский и мезозойско-кайнозойский, а в их составе региональные резервуары. Каждый резервуар образован проницаемым комплексом и перекрывающим его флюидоупором. В синийско-палеозойском мегарезервуаре выделены три региональных резервуара - синийско-кембрийский, ордовикский и силур-пемский. В мезозойско-кайнозойском мегарезервуаре выделены четыре региональных резервуара -триасовый, юрский, меловой и неогеновый.

Флюидоупорами для синийско-нижнепалеозойских резервуаров служат преимущественно плотные известняки и аргиллиты ордовика и вышележащие глинисто-аргиллитовые породы, для средне-верхнепалеозойских - глинисто-аргиллитовые карбона, перми, триаса и юры, и соленосные горизонты верхнего карбона, а для мезозойско-кайнозойских - глинистые и соленосные горизонты неогена.

6. При изучении истории нефтегазообразования в Таримском бассейне автор опирался на исследования крупных российских, китайских и западных геологов и геохимиков Н.Б.Вассоевича, А.Э.Конторовича, Лян Дегана, С.Г.Неручева, Б.А.Соколова, Б.Тиссо, Фан Пу, Дж. Ханта и др.

В осадочном чехле Таримского нефтегазоносного бассейна выделены три главных комплекса нефтегазопроизводящих пород: кембрийско-ордовикский, каменоугольный и триас-юрский. Первый представлен сапропелевым органическим веществом, второй смешанным - гумусово-сапропелевым и сапропелево-гумусовым и третий гумусовым.

На большей части бассейна кембрий-ордовикский комплекс находится в зоне глубинного газообразования, карбоновый - в главной зоне нефтеобразования и в зоне глубинного газообразования и триас-юрский - в зоне главного образования, там где он погружен на значительные глубины. Анализ показал, что глубинная зональность катагенеза в Таримском бассейне необычная - даже на глубине 4,5 - 5,0 км породы еще не вышли из главной зоны нефтеобразования. Это позволяет предполагать небольшой тепловой поток из фундамента пплатформы в течение всей фанерозойской ее истории.

7. Изучение геохимии нефтей Таримского бассейна позволяет выделить среди них два главных семейства - семейство морских нефтей, источником которых являются нефтегазопроизводящие породы кембрия и ордовика и семейство смешанных и континентальных нефтей, источником которых являются нефтегазопроизводящие породы карбона, триаса и юры.

8. Залежи нефти формировались в Таримском бассейне начиная с ордовика. Нефтегазообразование многократно прекращалось и затем при полседующие накоплении осадков возобновлялась. Тяжелые, сернистые нефти в отложениях ордовика, залегающие в настоящее время на глубинах больше 5 км, подверглись гипрегенным изменения во время предсилурийского, а возможно и более поздних перерывов в осадконакоплении. В бассейцне зафиксированы биодеградированные нефти. Наличие в одной ловушке смеси биодеградированной и "неизмененной" нефти позволяет автору вслед за Лян Деганом считать, что после поступления первой порции нефти она подверглась биодеградации, а в дальнейшем в это ловушку поступали новые порции нефти.

Залежи нефти в погребенных выступах имеют сложную природу, в них по геохимическим данным предполагается как сингенетичные, так и вторичные, мигрировавшие из более молодых отложений нефти. По этим особенностям формирования залежи нефти в погребенных выступах Таримского бассейна подобны залежам в протерозое бассейна Бохайского залива (Ли Го Юй и др.) и залежам в палеозойских выступах Западно-Сибирского бассейна, перекрытых юрскими нефтепроизводящими породами (В.С.Вышемирский, Н.П.Запивалов, А.Э.Конторович, В.С.Сурков, А.А.Трофимук и др.).

9. Коллекторские свойства в выявленных и прогнозируемых резервуарах вполне удовлетворительные. Коллектора с высокими фильтрационно-емкостными свойствами на глубинах 4,0-6,0 км распространены достаточно широко, хотя качество их существенно различно в разновозрастных толщах.

В нижнепалеозойских резервуарах из-за древнего возраста, больших глубин и интенсивности вторичных процессов параметры коллекторов весьма умеренные. В обломочных породах первичная пористость почти отсутствует, а вторичные поры и трещиноватость развиты слабо; соответственно общая пористость пород терригенных резервуаров низкая, хотя в отдельных пластах на локальных площадях обнаружены эффективные коллектора. Основные коллектора в этом комплексе связаны с карбонатными породами. В них преобладает вторичная пористость (3-4%), в зоне выветривания достигающая 24%.

В средне- и верхнепалеозойских резервуарах фильтрационно-емкостные свойства обломочных пород предопределены, главным образом, палеогеографическими условиями их седиментации. Например, установлено, что девонские прибрежно-морские отложения характеризуются лучшими коллекторскими свойствами (пористость до 18%) по сравнению с одновозрастными толщами в зоне литорали (12%). Трещиноватые коллектора отмечены в девонских известняках (5-7%) и кварцевых мелкозернистых песчаниках на глубинах около 6000 м (до 15%); в эффузивных коллекторах нижней перми интенсивно развиты трещины, которые могли служить удовлетворительными коллекторами.

В мезозойско-кайнозойском комплексе хорошие коллектора с высокой пористостью и проницаемостью представлены песчаниками значительной мощности. Например, на Цзилакэском газовом месторождении триасовые песчаники на глубине 4300 м имеет среднюю пористость 24%, нефтеносные песчаники на Луньнанском месторождении на глубине 4500 м - 20%, меловые песчаники на Инмайлиской структуре -22%.

10. Анализ размещения в разрезе Таримского бассейна нефтегазопроизводящих толщ, региональных и зональных флюидоупоров и проницаемых комплексов, учет пликативной и дизъюнктивной тектоники бассейна позволил провести нефтегазогеологическое районирование бассейна.

В пределах Таримской нефтегазоносной провинции автором по налогии с районированием российских бассейнов (А.А.Бакиров, Г.Е.Дикенштейн, К.А.Клещев, А.Э.Конторович, С.П.Максимов, Н.В.Мельников, И.И.Нестеров, В.В.Семенович, А.А.Трофимук, Н.Ю.Успенская и др.) выделены четыре нефтегазоносные области с разновозрастными этажами продуктивности: Кучайская (мезозой), Юго-Западная (кайнозой), Центрально-Таримская (нижний и средний палеозой) и Северо-Таримская (синий - средний палеозой, мезозой).

10. Промышленные залежи и месторождения в Таримском бассейне выявлены на Северо-Таримском и Центрально-Таримском поднятиях, в Кучайском и Юго-Западном прогибах.

В пределах Северо-Таримского поднятия нефтегазоносны разновозрастные

-2 <9 С горизонты синия, палеозоя и мезозоя. Наиболее древние залежи связаны с карбонатными горизонтами верхнего синия. Коллектором здесь является кора выветривания на погребенных выступах синий-нижнепалеозойских отложений. В зонах разрывных нарушений этаж нефтегазоносности существенно увеличивается; здесь залежи углеводородов одного генотипа установлены не только в ордовикских но и в каменноугольных, триасовых и юрских отложениях. В частности, такие залежи выявлены в Луньнанском и Сантамском грабенах, осложняющих Луньнанскую зону погребенных холмов. При этом типы залежей, сформировавшихся за счет вертикальной миграции УВ из нижнеордовикских толщ, весьма разнообразны: антиклинальные, литологически и тектонически экранированные и другие.

11. В Таримском нефтегазоносном бассейне несмотря на слабую и неравномерную изученность открыто 23 месторождения и более 50 залежей, выявлены многочисленные нефтегазопроявления. Доказана промышленная нефтегазоносность синийско-ордовикского, каменноугольно-пермского, триасово-мелового и палеоген-неогенового комплексов.

По запасам нефти главенствуют триасовые (50%) и каменноугольные (около 20%) горизонты. В продуктивных горизонтах ордовика и триаса сосредоточено наибольшее количество газа (около 60%), остальные ресурсы газа примерно равномерно распределены по разрезу неогеновых и меловых отложений.

В чехле Таримской платформы установлены разнотипные ловушки нефти и газа -антиклинальные, литологически, стратиграфически и тектонически экранированные, а также комбинированные структурно-литологические.

12. Оценки, выполненные по трем уравнениям, показали, что интервальные оценки начальных геологических ресурсов углеводородов варьируют в суммарном интервале от 12,0-19,2 до 93,4-126,4 млрд.т УУВ, средние равны 38,0 млрд.т, 44,9 млрд.т и 42,3 млрд.т УУВ.

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Ли Году, Новосибирск

1. Белов A.A., Гатинский Ю.Г., Моссаковский A.A. Индосиниды Евразии // Геотектоника, 1985,т. 19, N 6, с.21 - 42.

2. Брежнев В.Д., Раабен М.Е. Протерозой северо-западного и северного Китая: корреляция и геодинамические реконструкции // Известия АН СССР, сер. геол., № 10, 1992, с. 97-110.

3. Брежнев В.Д. Таримский кратон в структуре Центральной Азии // Тектоника и геодинамика: общие и региональные аспекты, М., Геос, 1998, с.68-69.

4. Вассоевич Н.Б., Высоцкий И.В., Соколов Б.А., Тараненко Е.И. К проблеме нефтегазоносности позднедокембрийских отложений // Сов. Геология, 1970, № 4, с. 66-79.

5. Вассоевич Н.Б., Гусева АН., Тараненко Е.И. К проблеме нефтеобразования в позднедокембрийских отложениях // Природа органического вещества современных и ископаемых осадков. М., Наука, 1973, с. 150-157.

6. Вассоевич Н.Б. Образование нефти в терригенных отложениях (на примере чокраско-караганских слоев Терского передового прогиба) // Вопросы образования нефти. Л., Гостоптехиздат, 1958, с. 9-220.

7. Вассоевич Н.Б. О стадиях литогенеза нефтематеринских отложений терригенного типа // Вопросы литологии и минералогии осадочных пород. Баку, изд-во АН АзССР, 1962, с. 135-156.

8. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Изв.АН СССР. Сер. Геол., 1967, № 11, с.135-156.

9. Высоцкий В.И., Наместников Ю.Г. Карта нефтегазоносности Мира, М., 1996.

10. Геология и нефтегазоносность Лено-Тунгусской провинции // Ред. Н.В.Мельникова. М.,Недра, 1977, 205 с.

11. Геология нефти и газа Восточно-Европейской платформы // Максимов С.П., Дикенштейн Г.Х., Золотов А.Н. и др. М., Недра, 1990, 247с.

12. Геология нефти и газа Сибирской платформы // Анциферов A.C., Бакин В.Е., Варламов И.П. и др. Ред.: Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук A.A. М., Недра, 1981, 552 с.

13. Геохимия нефтей, конденсатов и природных газов рифей-вендских и кембрийских отложений Сибирской платформы // Под ред.: Д.И. Дробота, Р.Н.Пресновой, А.Э.Конторовича, И.И.Рукавишникова, О.Н.Глушковой. Москва, "Недра", 1988.

14. Дж. Хант. Геохимия и геология нефти и газа. Под ред.: НБ.Вассоевича и А.Я.Архипова. Москва, "Мир", 1982.

15. Дробот Д.И., Золотов А.Н., Конторович А.Э. Геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности докембрийских и нижнекембрийских отложений юга Сибирской платформы. М., Недра, 1974,160 с.

16. Дробот Д.И., Конторович А.Э., Преснова Р.Н. и др. Геохимия нефтей и природных газов рифей-вендских и кембрийских отложений Сибирской платформы. М., Недра, 1988, 241 с.

17. Ин Тяньшоу, Лю Ваньсян. Стратиграфия палеозоя в Таримском бассейне // Сборник работ по поискам и разведке нефти и газа в Таримском бассейне. Под ред.: Тун Сяогуана, Лян Дигана. Синьцзян, Наука и здравоохранение, 1992, с. 103- 115 (на китайском языке).

18. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности слабоизученных регионов / Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Демин В.И. и др. М., Недра, 1988, 223 с.

19. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М., Недра, 1976, 349 с.

20. Конторович А.Э., Дробот Д.И., Преснова Р.И и др. Нормальные алканы в нефтях венда и кембрия Сибирской платформы // Геология нефти и газа, 1974, № 5, с.48-54.

21. Конторович А.Э., Мельников Н.В., Старосельцев B.C. Нефтегазоносные провинции и области Сибирской платформы // Геология и нефтегазоносность Сибирской платформы. Новосибирск, СНИИГТиМС, 1975, с. 4-21.

22. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М., Недра, 1975, 680 с.

23. Конторович А.Э. Образование нефти и газа в земной коре // Справочник по геологии нефти и газа. М., Недра, 1984, с.451-469.

24. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Типы нефтей в осадочной оболочке Земли // Геология и геофизика, 1978, № 8, с. 95-108.

25. Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук A.A. Главные зоны нефтегазонакопления в Лено-Тунгусской провинции // Развитие учения ак. И.М.Губкина в нефтяной геологии Сибири. Новосибирск, Наука, 1982, с. 22-42.

26. Конторович А.Э., Трофимук A.A., Башарин А.К. и др. Глобальные закономерности нефтегазоносности докембрия Земли // Геология и геофизика, 1996, Т. 37, №8, с. 6-42.

27. Конторович А.Э., Трофимук A.A. Литогенез и нефтеобразование // Горючие ископаемые. М., Наука, 1976, с. 19-36.

28. Ли Гоюй. Геология нефти и газа Китая. Новосибирск, ОИГТМ СО РАН, 1993, 37 с.

29. Ли Гоюй. Перспективы нефтегазоносности морских отложений палеозоя и протерозоя в Китае // Геология и геофизика, 1996, Т. 37, №8, с. 57-62.

30. Ло Хэн, Цэнь Чжунфу. Геохимия и генезис вторично-преобразованных нефтей Северного Тарима // Сборник статей по нефтяной геологии Таримского бассейна. Под ред.: Кан Юйчжу. Пекин, Геология, 1996, с. 114-123 (на китайском языке, резюме на английском).

31. Лян Диган. Доклад на совещании по применению разведочной техники в Тариме в 1996 г. Таримское управление нефтяной разведки и разработки, 1996, 49 с. (на китайском языке).

32. Лян Диган, Хуан Чуаньбо. Геология нефти и газа и новые результаты поисково-разведочных работ в Таримском бассейне // Геология и геофизика, 1996, т. 37, №8, с. 89-99.

33. Марков М.А., Мурзлая И.О., Фелетов Н.И. Палеогеография мелового периода // Стратиграфия, геол. корр., 1995, т. 3, № 3, с. 15-41.

34. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных провинций Сибирской платформы // Гришин М.П., Старосельцев B.C., Сурков B.C. и др. Ред. В.С.Сурков. М., Недра, 1987, 240 с.

35. Мельников Н.В. Нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгсской провинции // Геология и геофизика. 1996, т.37, №8, с. 196-205.

36. Методы оценки перспектив нефтегазоносности / Белонин М.Д., Буянов Н.И., Конторович А.Э и др. М., Наука, 1979, 331 с.

37. Непско-Ботуобинская антеклиза Новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР // Под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Трофимук. Новосибирск, Наука, 1986, 246 с.

38. Нестеров И.И., Потеряева В.В., Салманов Ф.К. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. М., Недра, 1975,278 с.

39. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Байкитский регион // Конторович А.Э., Мельников Н.В., Сурков B.C. и др. Новосибирск, НИЦ ОИГТМ СО РАН, 1994, вып. 6, 52 с.

40. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Непско-Ботуобинский регион // Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук А . А. и др. Новосибирск, НИЦ ОИГТМ СО РАН, 1994, вып. 7, 76 с.

41. Нефтегазовые залежи в Таримском бассейне (серия "Поиски и разведка нефти и газа в Таримском бассейне"), вып.8. Ред.: Чжоу Синси. Пекин, Нефтяная промышленность, 1995, 110 с. (на китайском языке).

42. Нефтяная геология и оценка ресурсов нефти и газа Таримского бассейна//Ред.: Кан Юйчжу. Пекин, Геология, 1996, 348 с. (на китайском языке).-28J-

43. Новые данные по геологии нефти и газа Таримского бассейна // Ред.: Тун Сяогуан, Лян Диган, Цзя Чэнцзао. Пекин: Наука, 1996, 502 с. (на китайском языке).

44. Осадочные фации и связи с ними углеводородов (серия "Поиски и разведка нефти и газа в Таримском бассейне"), вып. 3 // Ред.: Гу Цзяюй. Пекин, Нефтяная промышленность, 1995, 310 с. (на китайском языке)

45. Прогноз месторождений нефти и газа / Конторович А.Э., Фотиади Э.Э., Демин В.И. и др. М„ Недра, 1981, 350 с.

46. Резервуары и распределение нефти и газа (серия "Поиски и разведка нефти и газа в Таримском бассейне"), вып.5 // Ред.: Чэнь Юн-у. Пекин, Нефтяная промышленность, 1995, 287 с. (на китайском языке).

47. Сборник докладов на Китайско-Российском симпозиуме по нефтегазоносности палеозоя и протерозоя // Под ред. Ли Гоюя, А.Э.Конторовича. Китайская национальная нефтегазовая корпорация, 1995, 245 с.

48. Сборник статей по нефтяной геологии Таримского бассейна // Ред.: Кан Юйчжу. Пекин: Геология, 1996, 275 с. (на китайском языке; резюме на английском).

49. Сборник статей по поискам и разведке нефти и газа в Таримском бассейне // Ред.: Тун Сяогуан, Лян Диган. Синьцзян: Наука и здравоохранение, 1992, 721 с. (на китайском языке).

50. Старосельцев B.C. Основные тектонические этапы формирования чехла Сибирской платформы в связи с нефтегазоносностью рифейских отложений // Геология и геофизика, 1996, т.37, № 8, с. 206-212.

51. Структурная геология и ловушки нефти и газа, (серия: "Поиски и разведка нефти и газа в Таримском бассейне"), вып.7 // Ред.: Янь Лунь. Пекин, Нефтяная промышленность, 1995, 201 с. (на китайском языке).

52. Структуры и ловушки нефти и газа // Янь Лунь, Се Сяоань, Ван Жэньдэ и др. Серия: Исследования нефти и газа Таримского бассейна, вып.7. Пекин, Нефтяная промышленность, 1995, 201 с. (на китайском языке)

53. Тектоника и нефтегазоносность Таримского бассейна // Ред.: Цзя Чэнцзао. Пекин, Нефтяная промышленность, 1997, 438 с. (на китайском языке).

54. Тектоническая эволюция и региональная структурная геология // Цзя Чэнцзао, Вэй Гоци, Яо Хойцзюнь и др. Серия: Исследования нефти и газа Таримского бассейна, вып. 6. Пекин, Нефтяная промышленность, 1995, 174 с. (на китайском языке).

55. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа // Ред: A.A. Бакирова. Москва, Высшая школа, 1987.

56. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М., Мир, 1981, 501с.

57. Трофимук A.A. Куюмбо-Юрубчено-Тайгинское газонефтяное месторождение -супергигант Красноярского края. Новосибирск, НИЦ ОИГГМ СО РАН, 1992, 60 с.

58. Трофимук A.A. Нефтегазоносность Сибирской платформы // Геология и геофизика, 1960, №7, с.3-12. Успенский В.А., Радченко O.A., Глебовская Е.А. и др. Основы генетической классификации битумов. Л., Недра, 1964, 267 с.

59. Фрадкин Г.С. Структурно-формационные основы прогноза нефтегазоносности Сибирской платформы (автореф. докт. дисс.). М., 1986, 32 с.

60. Фэй Баошэн. Перспективы нефтегазоносности отложений палеозоя и среднего и верхнего протерозоя западной части Северного Китая // Геология и геофизика, 1996, т.37, №8, с. 63-74.

61. Хаин В.Е. Циклы Вильсона и циклы Бертрана // Докл. АН, 1992, т. 325, №3, с. 557-559.

62. Хаин В.Е. Основные проблемы современной геологии (геология на пороге XXI века). Л М„ Наука, 1994,190 с.

63. Хаин В.Е. Современная геология: проблемы и перспективы. Науки о Земле. Соросовский образовательный журнал, 1996, №1, с. 66-73.

64. Хао Шишэн, Гао Яобинь, Чжан Ючэн, и др. Нефтяная геология средневерхнепротерозойской группы северной части Хуабэй (север Китая). Дунъинпровинция Шаньдун), Изд-во Нефтяного университета, 1990, 163 с. (на китайском языке).

65. Хоментовский В.В. Синийская система Китая и ее аналоги в Сибири // Геология и геофизика, 1996, т. 37, №8, с. 136-153.

66. Ху Суюнь. Типы ловушек как фактор локализации залежей нефти и газа // Сборник работ по поискам и разведке нефти и газа в Таримском бассейне. Под ред.: Тун Сяогуана, Лян Дигана. Синьцзян, Наука и здравоохранение, 1992, с. 259-266 (на китайском языке).

67. Юй Инта. Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы поисков и разведки первичных залежей нефти и газа в отложениях среднего и верхнего протерозоя в Цзибэйском районе (Китай) // Геология и геофизика, 1996, т. 37, №8, с. 75-88.

68. Atlas of the paleogeography of China. Institute of Geology, Chinese academy of geological sciences; Wuhan college of geology. Beijing: Cartographic publishing house, 1985.

69. Dong Jia, Huafu Lu, Dongsheng Cai, Shimin Wu, Yangshen Shi, and Churning Chen. Structures features of Northern Tarim basin: implications for regional tectonics and petroleum traps. AAPG Bulletin, V.82, No.l, p. 147-159.

70. Geological map of Xinjiang Uygyr Autonomous Region, China. Scale 1:2000000. Geological Publishing House, 1985.

71. Guoda C. Tectonics of China. International Academic Publishers, 1988, 258 p.

72. Brookfield M.E. Problems in applying preservation, facies and sequence models to Sinian (Neoproterozoic) glacial sequences in Australia and Asia. Precambrian Research, 70 (1994) No 1-2, p. 113-143.

73. Fan Pu, Zhang Baisheng, Wang Youxiao and Ying Guangguo. Petroleum geochemistry of the Tarim Basin // Org. Geochem. Vol. 20, No 4, p. 499-509, 1993.

74. Hsu K.J. Origin of sedimentary basins of China. Sedimentary basin of the world. Amsterdame etc, Elsevir, 1989, p. 207-227.

75. Kontorovich A.E., Surkov V.S., Trophimuk A.A. The Earth's upper Proterozoic a new perspective level for petroleum exploration // Proc. Thirteen World petroleum Congress, 1991, p. 67-69.

76. Liang Digang. New progress in petroleum exploration of Tarim basin. China oil and gas, 1994, Vol.1, No.2, p. 41-48.

77. Li Chunyu, Wang Quan, Liu Xueya, Tang Yaoqing. Explanatory notes of the tectonic map of Asia. Beijing: Cartographic Publishing House, 1982, 49 p.

78. Tang Zejao, Shan Shenju. Origin of Sinian (upper proterozoic) gas pools in the Sichuan basin, China. Cireum-pacific council 102 Energy and mineral Resources Earth Sciences. Houston, Texas, USA, 1988, Vol.10, p. 359-370.

79. Tian Zaiyi, Zhang Qingchun. Petroleum geology in the Tarim, Junggar and Turfan-Hami basins showing favorable conditions for the occurrence of large and medium oil and gas fields. China oil and gas, 1994, Vol.1, No.2, p. 15-19.

80. Waston M.P., Hayward A.B., Pakinson D.N. and Zhang Zh.M. Plate tectonic history, basin development and petroleum source rock deposition onshore China // Marine and Petroleum Geology, 1987, Vol.4, p. 205-225.

81. Xiao Xuchang, Tang Yaoqing, Zhao Min, Wang Jing. Tectonic evolution of Northern Xinjiang, N. W. China: an introduction to the tectonics of the southern part of the Paleo-Asian. Proc. 29th Int'l Geol. Congr., Part B, p. 25-37.

82. Yianping Li, Yongan Li, Robert Sharps, Michael McWilliams and Zhengjia Gao. Sinian paleomagnetic results from the Tarim block, western China // Precambrian Research, 49 (1991), p. 61-71.

83. Yin Lei-Ming. Microbiotas of latest precambrian sequences in China. Stratigraphy and paleontology of systemic boundaries in China. Precambrian-cambrian boundary (1). Nanjing University Publishing House, 1987, p. 415-522.

84. Zhang Zh.M., Liou J.G., Coleman R.G. An outline of the plate tectonics of China // Geological Society of America bulletin, Vol. 95 (1984), No3, p. 295-312.

85. Zonenshain L.P., Kuzmin M.I., Natapov L.M. Plate tectonics and ore deposits within North Eurasi / CSM Quarterly Review, 1992, Vol. 92, No2, p. 13-27.