Нефтегазоносность территории Дальнего Востока

Нефтегазоносность Дальнего Востока, сопредельных территорий Приморья

Лекция 13.

Дальний Восток занимает 40% территории России, здесь проживают 5% населения, производится 4,6% промышленной продукции. В состав Дальневосточного региона официально входят республика Саха-Якутия, Магаданская, Камчатская, Сахалинская и Амурская области, Чукотский округ, Хабаровский и Приморский края. Но с геологических позиций западную границу Дальнего Востока естественно было бы проводить в зоне сочленения Сибирской платформы с областью мезозойской складчатой системы. С таких позиций в составе региона следует рассматривать только восточную часть Саха-Якутии. Нет смысла детально рассматривать и перспективы нефтегазоносности о.Сахалин, где уже более 80лет существует и развивается база нефтегазодобычи.

Нефть и газ в энергопотреблении России, как и в других странах, занимают доминирующее положение. Однако использование их в разных регионах резко отличается. Из 100% распределяемого газа на долю европейских районов России приходится основное количество – 83,2%, а на долю Дальнего Востока менее 5%. Это отрицательно сказывается на экономике региона и создает значительные трудности в энергообеспечении.

В 1923 году открыто первое месторождение на Сахалине, сейчас появились открытия в Якутии, на Камчатке, Чукотке, но нет на юге Дальнего Востока. Юг региона - это Хабаровский и Приморский края, Еврейская автономная область и Амурская область. Отсутствие нефтегазовых месторождений сдерживает развитие производительных сил региона. Целенаправленные работы на нефть здесь проводились в 50-60-е годы, но потом были свернуты по причине открытия крупных месторождений в Западной Сибири и на о. Сахалин.

В небольших объемах возобновились в 1983 по 1991 годы. Затем они свернулись в связи с отсутствием финансирования. К настоящему времени нет определенных данных о нефтегазоносных месторождениях. Но есть данные о сопредельных территориях; Китая, Японии, о. Сахалин, Чукотки, Якутии.

Постановка геологоразведочных работ на нефть и газ а Дальневосточном регионе – это объективная необходимость. Без постановки и реализации таких работ регион не сможет выйти из нынешнего экономического кризиса и обеспечивать свое нормальное развитие.

В юго-западной части Хабаровского края и в южной части Амурской области фундаментом мезозойско-кайназойских впадин является сложнопостроенная палеозойская Монголо-Манжурская платформа. Эта платформа граничит с широко развитой Приморско-Верхояно-Чукотской мезозойской складчатой системой. Система занимает почти всю территорию Приморского края (за исключением самой восточной его части), значительную часть Хабаровского края, восточную часть Саха-Якутии, центральную и северную части Магаданской области.

По геологическим данным область распространения мезозойской складчатости характеризуется сложно-построеннным и разнообразным по возрасту фундаментом. Здесь выделяются обширные массивы дорифейского возраста, которые располагаются на севере региона, а также прослеживаются области докембрийского и палеозойского фундаментов.

Потенциально нефтегазоносные прогибы (бассейны) наложены в кайнозое на молодые мезозойские эпиплатформы - консолидированные геосинклинально-складчатые комплексы. Они рифтогенные и мощности этих толщ являются решающими при определении нефтегазоносности. Слабо дислоцированные осадочные комплексы верхнего мела К₂ имеют ограниченное развитие, фиксируются в отдельных локальных грабенах. По мнению других ученых, может быть они в большей мере определяют нефтегазоносный потенциал региона.

Процесс формирования осадочных бассейнов региона охватывает значительный временной интервал и представлен тремя типами морфоструктур.

1.Впадины, отчетливо выраженные геоморфологически и геологически – мезокайнозойские и кайнозойские осадочные бассейны.

2.Отрицательные морфоструктуры, выделяемые методами морфоструктурного анализа и геологически-мезозойские осадочные бассейны.

3.Положительные морфоструктуры – палеозойские и более древние осадочные бассейны.

Эта типизация подтверждается геофизическими методами. Так, тип 1 характеризуется повышенными гравиметрическими и магнитными полями, а также повышенным тепловым потоком. От типа 1 к типу 3 значения этих характеристик снижаются.

На рассматриваемой территории большинство осадочных бассейнов (Сраднеамурский, Ханкайский, бассейны Японии, Чукотки, Сахалина, в том числе шельфовые и континентальные) относятся к типу 1, к типу 2 относим Верхнебурейнский бассейн и Удский прогиб и к типу 3 – Алдано_Майская впадина.

Основные прогибы Приамурья (Среднеамурский, Амуро-Зейский, Верхнебуреинский, Верхнезейский) и соседние прогибы КНР (Сунляо, северо-восток, Бохайвань, восток КНР), в которых крупные месторождения, характеризуются общими геоморфологическими особенностями: это равнинные территории и представляют собой крупные впадины преимущественно 1 типа.

Впадина Сунляо, северо-восточного простирания имеет характер межразломной депрессии, ограниченная с востока системой разломов Танлу, глубина впадины до 700 м., нефтяные месторождения связаны с оваловидными поднятиями субмеридианальной ориентировки.

Впадина Бохайвань имеет продолжение под морскими водами Ляодунского залива. Она характеризуется высокой насыщенностью нефтяными залежами в сравнении с впадиной Сунляо. Западный борт впадины крутой, достигает отметки 871 м, а восточный более пологий, высотой не более 200м. В четвертичный период впадина была подвержена неоднократной трансгрессии.

Впадина Среднеамурская (р. Амур, Сунгари, Уссури), северо-восточного простирания, отличие от Сунляо имеет выход на поверхность выступов фундамента, т.е. это более молодое образование, глубина впадины до 1700 м. (превышение бортов над погреженными участками). Впадина эта имеет межгорный характер. Выступы фундамента крупные по площади и выступают над современной поверхностью прогиба. В морфоструктурном отношении впадина представляет ряд обособленных мелких впадин. Все они по структурному типу являются односторонними грабенами, в которых разломом ограничено юго-восточное крыло.

Впадина Амуро-Зейская. В геологическом отношении представляет верхнемезозойский-кайнозойский прогиб. Она более древняя, чем Среднеамурская, глубина впадины до 1200 м. В геоморфологическом отношении она является крупным понижением рельефа на фоне отлаженных глыбовых поднятий Большого и Малого Хингана, хребтов Турана и Джагды с абсолютными отметками до 600м. впадина также не однородна – она состоит из ряда рифтогенных структур, сложенных юрско-меловыми вулканогенно-осадочными и осадочными образованиями, перекрытых плиоцен-раннечетвертичными песчано-глинистыми породами.

Верхне-Зейская впадина расположена к северу от Амуро-Зейской и отделена от нее системами хребтов Соктахан, Джагды. Она имеет эллипсовидную форму и субширотную ориентировку. Протяженность ее 220км. Борта впадины в целом пологие, морфоструктура является ассиметричной. В крупном плане она является фрагментом более протяженной Удско-Зейской глубинной структуры, имеющей пониженную мощность земной коры.

Верхнебуреинская впадина имеет небольшие размеры, но является объектом повышенного внимания, так как расположена на восточной окраине Буреинского массива. Она имеет повышенную мощность осадочных отложений, здесь уже выявлены проявления нефтегазоносности и открыто месторождение газа (Адниканское). Впадина расположена в бассейне р.Буреи и протягивается в северо-восточном направлении на 125км. Заполнена она преимущественно мезозойскими породами. В геофизических полях проявляется слабо.

В целом впадины юга Дальнего Востока изучены слабо, по сравнению со структурами КНР. Осадочные бассейны КНР и Дальнего Востока однотипны по генезису, рифтогенные, сформировавшиеся в процессе крупноамплитудных сбрососдвиговых перемещений по окраинным разломам северо-восточного простирания. Но история развития впадин не протекала в одинаковом режиме. В бассейне Сунляо нефть располагается в валообразных поднятиях почти меридионального простирания. В Приамурье прогибы вытянуты в северо-восточном направлении, являясь практически параллельными системе разломов Танлу. В совокупности они представляют сбросо-сдвиговую систему кулис, ориентированную под острым углом к основной системе разломов.

Структуры месторождений КНР разные. Важная роль отводится погребенным выступам фундамента, которые также вмещают месторождения. Глубина залежей 2-3 км. Коллекторы относятся к мезозойским и кайнозойским отложениям, которые отвечают поровым и порово-трещинным типам.

Известны практически все типы: антиклинальные, блоковые, стратиграфические, тектонические залежи. Общая мощность осадков от 3-5 до 6-14 км.

В Японии месторождения в материковой части на западе многочисленны (>100), но небольшие по запасам. Месторождения приурочены к кайнозойским прогибам, накладывающиеся на докембрийские, позднепалеозойские и позднемезозойские эпиплатформенные образования. Нефтесодержащими являются миоцен-плиоценовые отложения. Схожие условия имеются в Приморье.

На о.Сахалин множество месторождений выявлены в кайнозойских отложениях (олигоцен-миоцен). Основные месторождения нефти на глубинах 500-2000м., газы до 3250 м. залежи многопластовые, осложнены разломами. Ловушки относятся к пластово-сводовым (большинство), тектонически, литологически и стратиграфически экранированным. На шельфе месторождения большие по запасам и чаще всего относятся к антиклинальным структурам.

На Камчатке выделено четыре газоконденсатных месторождения и есть большие перспективы обнаружения нефтегазовых месторождений в кайнозойских прогибах, схожих на месторождения о. Сахалин и Японии. Пока нефтяных месторождений нет.

Дата добавления: 2014-12-10