Азия

16

Центральная, Восточная, Южная, Юго-Восточная Азия и океания

Обширная территория зарубежной Азии занята в основном горными сооружениями и разделяющими их равнинами и пустынями и опоясана с востока, юго-востока цепью островов молодого образования.

В структуре Азии довольно четко выделяются три крупных структурных элемента:

1.эпиплатформенный ороген Центральной и Восточной Азии (территория Китая, Монголии и соседних стран средней Азии).

2.древняя Индостанская платформа с опоясывающими ее на западе, севере и востоке краевыми прогибами.

3.молодая островная система Малайского архипелага, Океании и Восточной Азии.

В пределах этих элементов выделяются многочисленные бассейны различных генетических типов.

Эпиплатформенный ороген Центральной и Восточной Азии по возрасту платформ, времени и интенсивности проявления орогенеза разделяется на Джунгаро-Гоби-Дунбейский ороген образовавшийся на герцинском основании и Китайский ороген, сформировавшийся на докембрийском основании.

Джунгаро-Гоби-Дунбейский ороген занимает южную краевую часть Центральноазиатского складчатого пояса и протягивается от Джунгарской равнины на западе через пустыню Гоби на равнину Сунляо на востоке. Восточная часть орогена сформирована на месте эпигерцинской платформы домеловыми горообразовательными движениями, а западная – альпийской складчатостью.

Китайский ороген до триасового времени развивался как стабильная докембрийская платформа. С конца триаса и в течении юры-мала платформа вовлекается в орогенез. Продолжались глыбовые подвижки и в кайнозойское время, приведшие к созданию современного сложно расчлененного рельефа Китайского орогена. Китайский ороген расчленяется на два блока – орогена: Китайско-Корейский на севере и Южно-Китайский. Китайско-Корейский ороген характеризуется сильной структурной расчлененностью, а также сокращенной мощностью палеозойских отложений, особенно на востоке. Юно-Китайский ороген характеризуется мощным и наиболее полным разрезом палеозойских отложений и более значительным проявление юрско-мелового орогенеза.

Древняя Индостанская платформа занимает одноименный полуостров и представляет собой обломок Гондванского суперконтинента, причленившиеся к массивной Центральной Азии в конце эоцена. Большая часть платформы занята щитом, который в средней и юго-западной частях перекрыт полем развития деканских траппов мощностью более двух км. Под траппами залегают верхнемеловые и более древние мезозойские и палеозойские (гондванская серия) породы. Щит рассечен рядом авлакогенов, заполненных породами гондванской серии. Вдоль западной и восточной окраин платформы выделяются переконтинентальные прогибы. Индостанская платформа на северо-западе через прогиб сочленяется с эпигеосинклинальным горным сооружением Киртар-Сулейман, на севере с Гималаями, на востоке с системой Аракан-Йома-Нага.

Между материковой платформы Азии (и Австралии) и океанической платформы.ю разделяемых цепью глубоководных желобов, располагается система островных дуг. Она входит в состав позднекайнозойского и современного геосинклинальных поясов западной части Тихого океана и восточной части Индийского океана. Пояса начинаются на северо-востоке Азиатского континента с полуострова Камчатки, включают Курильские острова, остров Сахалин, острова Японии, Тайвань и Малайского архипелага, кроме островов Палаван и Калимантан, где прослеживается мезозойская складчатость на западе острова Калимантан, а в остальной части позднекайнозойская складчатость, а на острове Палаван – позднекайнозойская.

Геосинклинальный пояс характеризуется большой мощностью молодых приемущественно терригенных отложений и интенсивной складчатостью их на островах, представляющих собой антиклинорий. Разделяющие острова синклинорий наиболее интенсивно дислоцирован лишь в краевых частях, в то время как в наиболее погруженных частях, на месте геосинкоинальных котловин степень дислоцированности снижается (не завершенная складчатость). В пределах рассматриваемой территории на размещении бассейнов влияют 5 структурных элементов:

1. Область развития мезозойской складчасти полуострова Индокитай;

2. Зона сочлинения мезозойской складчастости и современного геосинклинального пояса;

3. Зона сочленения поздекайнозойской складчатости островов Калимантан, Палаван и современной геосинклинальной складчатостью;

4. Современный геосинклинальный пояс;

5. Островные дуги Восточной Азии.

В пределах зарубежной Азии к началу 19-х годов выявлено более 60 нефтегазоносных, потенциальных и возможно нефтегазоносных бассейнов. В НГБ открыто около 1380 месторождений, приемущественно нефтяных. Залежи выявлены в широком стратиграфическом диапазоне от докембрия до кайнозоя, но наибольший нефтегазоносностью отличаются кайнозойские и мезозойские отложения.

Общие запасы газа на 2006 год составляли 4,92 млрд.т. и 10,6 трлн.м³. Добыча около 363 млн.т. нефти и 318 млрд. м³( Дмитриевский и др.2008г.)

На 2010 год запасы нефти по разным источникам составляют 6 млрд.т. (Андрианов, 2012 г.) – 6,2 млрд.т. (Терентьев). Добыча 2009-2010 гг. более 430 млн.т. (Терентьев, 2011) нефти. Запасы газа более 13 трлн. м³. Ресурсы традиционного газа в Азии 33 трлн. м³.

Наиболее важные страны по запасам нефти и газа :

Китай - 2,0 млрд.т. (Андрианов, 2012г.) – 2,1 млрд.т. (Терентьев, 2011г.) и 2,5 трлн. м³. (Варламов, 2012 г.) - 2,8 трлн. м³. (Нестеров, 2011 г.).

Индия – 1,2 млрд.т. (Нестеров, 2011г.) нефти и 1,5 трлн. м³. (Нестеров, 2011г.) Индонезия – 0,6 млрд.т. (Терентьев, 2011г.) и 3,2 трлн. м³ газа (Варламов, 2012г)

Малайзия 0,7 млрд.т. (Терентьев, 2011г.) нефти и 2,4 трлн. м³ (Варламов, 2012г.)

Вьетнам – 0,6 млрд.т нефти и 0,6 трлн. м³ (Терентьев, 2011 г.)

Пакистан – 0,8 трлн. м³ (Касаев, 2012г.)

Основные страны по добычи нефти и газа Китай 200 млн.т (Нестеров, 2011 г.), 224 млн.т. (Бакиров, 2012 г.) нефти и 110 млрд. м³ (А.Собко, 2012г.), Индонезия – 52 млн.т. (Нестеров,2011 г) и 70 млрд. м³ газа (Дмитриевский и др., 2008г.); Индия – 41 млн.т. (Нестеров, 2011 г) и 51 млрд. м³ газа (Касаев, 2012г.); Малайзия – 36 млн.т. (Терентьев, 2011г.) нефти и 63 млрд. м³ (Дмитриевский, 2008 г.) газа. Вьетнам – 18, 2 млн.т. (Нестеров, 2011г.) нефти и 9,4 млрд. м³ (Нестеров, 2011 г.), Пакистан около 40 млрд. м³ газа (Касаев, 2012 г.). Бангладеш – 20 млрд. м³ газа (Нестеров, 2011 г.), Бруней – 8,6 млн.т. нефти (Терентьев, 2011г.).

Нефтегазогеологическое районирование

В соответствии с современным структурным планом Азии и Океании И.В.Высоцкий с соавторами (1990) выделяют 10 нефтегазогеологических провинций:

1.Джунгарско-Гоби-Дунбейская; 2.Китайско-Корейская; 3. Южно-Китайская; 4. Провинция Индостанской платформы; 5. Провинция краевых прогибов Индостанской платформы; 6. Малайская мезозойская складчатая провинция; 7. Складчатая Иравадийско-Зондская (островодужная) провинция; 8. Прикалимантанская провинция; 9.Внутригеосинклинальная Фелиппино-Молуккско-Новогвинейская провинция; 10.складчатая Восточно-Азиатская (островодужная) провинция.

Джунгарско-Гоби-Дунбейская нефтегазогеологическая провинция расположена в основном на территории Китая и включает пять НГБ: Джунгарский крупный, небольшие Турфанский, Дзунбаинский, Тамцакско-Хайларский и наиболее крупный Сунляо.

В Дзунбаиском НГБ выявлено несколько небольших нефтяных месторождений с залежами в нижнем мелу. В Тамцакско-Хайларском НГБ на территории Китая открыто к 90-м годам четыре небольших месторождения в юре и нижнем мелу. В Турфанском установлено промышленная нефтеносность в средней юре. Но наиболее важными в провинции являются Джунгарский бассейн Исунляо.

Джунгарский НГБ расположен в северо-западной части Китая и приурочен к впадине на срединном массиве. С севера он ограничен горноскладчатыми сооружениями Монгольского Алтая, с юга - Восточным Тянь-Шанем. Он простирается в широтном направлении на 700 км. Бассейн асимметричен. Наиболее погруженная его часть, сложенная мезозойскими и кайнозойскими породами мощностью до 13 км, смещена к югу (складчатый борт) и осложнена антиклинальными зонами, осложненными продольными разрывами. Ширина складчатого борта около 50 км. Фундамент верхнепалеозойский.

Северный пологий борт (платформенный борт) представляет гомоклиналь, докембрийский фундамент, который погружается с севера (2-3 км) на юг (9-10 км). Этот борт осложнен крупным валом Ишипулак, а на юго-востоке Бортень-Губийским прогибом. Структура северного борта бассейна слабо затронута альпийским орогенезом.

Разрез бассейна начинается с карбонатно-терригенных и вулканогенных отложений карбона (2 км). Выше в разрезе развиты карбонатно-терригенные пермские породы (1,5 км). Мезозойская преимущественно терригенные, пестроцветные, красноцветные, угленосные нижнетриасово-среднеюрские (до 6,2 км), верхнеюрско-меловые (до 3,7 км). Кайнозойские отложения преимущественно терригенные начинаются с олигоцена (700 м), выше развиты миоценовые (1,3 км) и плиоценовые (более 3 км) отложения.

Промышленная нефтегазоносность установлена по всему разрезу от верхнего триаса до миоцена. Первое нефтяное месторождение было известно с 1897 года на южном борту бассейна (Тушандзы в отложениях миоцена, палеогена и нижнего мела).

В 1955 году установлено нефтегазоносность северо-западной части северного борта бассейна, где было открыто крупнейшее месторождения Китая (Каранай), а позднее месторождение Урхо.

Месторождение Каранай характеризуется двух этажным строение верхний этаж – аллохтонный – имеет ступенчато- блоковое строение и надвинут на нижний этаж, сложенный пермскими и верхнекаменноугольными отложениями образующими пологую моноклиналь. В верхнем этаже продуктивны меловые и юрские отложения. Залежи приурочены к блокам, ограниченным разрывами и являющиеся тектонически, стратиграфически и литолгически экранированными. Нефтегазоносны на месторождении и пермские отложения нижнего этажа. Основные по запасам (более 100 млн.т) залежи в верхнем этаже. К 90-м годам в бассейне открыто около 10 месторождений, но не смотря на это этот бассейн являлся вторым нефтедобывающим (после Сунляо) районом Китая.

НГБ Суляо приурочен к крупной (700×250 км) межгорной впадине на северо-востоке Китая. С северо-запада и северо-востока впадина обрамлена горными сооружениями большой и малой Хинган, представляющими собой выступы герцинского фундамента, переработанные мезозойским орогенезом. На юге и юго-западе бассейн ограничен разломами. Бассейн имеет сложную внутреннюю структуру, в его пределах выделяются грабены, разделенные выступами, валы, прогибы, моноклинали, седловины. В средней части бассейна выделяется наиболее глубокий Далайский грабен с глубиной фундамента до 7 км. И шириной около 100 км. В средней части грабена простирается крупный Дацинский вал(120×30 км при амплитуде 500 м).

В строение бассейна принимают участие кайнозойские, меловые и юрские отложения терригенные, угленосные, красноцветные с включением вулканогенных пород в верхней юре с максимальной мощностью до 7 км. Верхнеюрские и нижняя часть красноцветных нижнемеловых отложений заполняет грабен, а остальная часть нижнего мела, верхней мел и кайнозой распространены более широко формируя более пологую региональную структуру – синеклизу. Региональные перерывы отмечаются в подошве юры, на границе юры и мела, неогена и антропогена. В пределах синеклизы развиты крупные структуры от 10×30 км до 20×50 км с амплитудой от 200 до 500 м (Русский, 2010).

К началу 90-х годов в бассейне выявлено более 30 месторождений. Продуктивны песчаники нижнего мела, палеогена, реже юры.

Большая часть месторождений сконцентрирована в Цинганском, Гунчжулинско-Фуюйском ареалах и в зонах НГН Хайлуньской и Дацинской.

Дацинская зона расположена на одноименном валу и объединяет более 10 месторождений, в том числе и уникальные по запасам (начальные запасы нефти около 2 млрд.т, - Русский,2010). Структура месторождения представляет пологий вал, осложненный куполовидными поднятиями и сбросами. На месторождении выделяется до 22 продуктивных пластов в нижне- верхнемеловых отложениях. Залежи пластовые сводовые. На месторождении добывается 43,4 млн.т. в год (2006г.) Он входит в 20-ку месторождений мира, наиболее важных по годовой добыче.

В ареалах Цинганском и Гунчжулинско-Фуюйском известно по 5-7 месторождений. Наиболее крупные в последнем ареале Фуюй, Гунчжулин.

Китайско-Корейская нефтегазогеологическая провинция объединяет Таримский, Минхэ, Цайдамский, Преднаньшаньский, Чжаошуйский, Ордосский, Северо-Китайский, Восточно-Китайский, Фусиньский, Сянфаньский НГБ и более 10 перспективных бассейнов.

В НГБ Минхэ, приурочено в грабену в пределах складчатого сооружения Наньшань, известно несколько небольших месторождений с залежами в песчаниках в верхей юры и кайнозоя.

В НГБ Преднаньшанском, расположенным между высокогорным сооружением Наньшань на юге и докембрийским массивом Аллашань на севере, в пределах узкой, асимметричной впадины, сложенной фанерозойскими отложениями, мощностью до 15 км, из которых 5 км приходится на палеозойские и до 5 км на кайнозойские отложения. К 90-м годам выявлено 90 месторождений. Основная продуктивная толща кайнозойская, нефтегазоносны так же меловые, нижнепермские и верхнекаменноугольные отложения. На южном сложном борту бассейна выявлено наиболее крупное месторождение – Яэрся с залежами в кайнозое. На месторождении Шиюгоу продуктивны кайнозойские, пермские и каменноугольные отложения.

В Чжаошуйском бассейне известно одно месторождение в нижнеюрских угленосных отложениях.

В Восточно-Китайском (Желтоморском) НГБ, большая часть которого находится в акватории Желтого моря, до 90-х годов было известно одно газовое месторождение в палеогеновых песчаниках, но в скважинах отмечались нефтепроявления по всему разрезу от девона до кайнозоя. В последние годы открыты месторождения в акватории Желтого моря (Терентьев, 2012г).

В небольших по площади НГБ Фусинь и Сянфань открыты небольшие месторождения, в последнем 7 месторождений в песчаниках палеогена.

К числу наиболее важных бассейнов относится крупный Таримский, Цайдамский, Ордосский и важный Северо-Китайский НГБ.

Таримский НГБ расположен на северо-западе Китая и приурочен к крупной (1000×600 км) впадине, расположенной между горными сооружениями Тянь-Шань на севере и Кунь-Лунь и Алтынтаг на юге. В бассейне выделяются глубокие сильно дислоцированные прогибы (Предтяньшаньский, Кашгарский на западе, Предкуньлуньский и Черченский), и крупный Ойхартский свод в средней части бассейна с докембрийским фундаментом. Прогибы сложены мощными толщами мезозойских преимущественно терригенных пород (более 4 км) и кайнозойский терригенных, в палеогене терригенно-соленосных пород (более 5 км). Мезозойские и кайнозойские отложения осложнены линейной складчатостью. Антиклинали крутые, обычно наклоненные к центру бассейна размером до 5-25 км и амплитудой до 1000 м и нарушенных взбросами. В предтаньшаньском прогибе Ойхартский развит соляной диапиризм. Свод вытянут в широтном направлении и осложнен тремя вершинами. Разрез (синий-девон) терригенно-карбонатный и карбонатно-терригенный (карбон - пермь). Общая мощность палеозойских отложений меняется от 1 км до 5.

К 90-м годам в бассейне выявлено 5 нефтяных и 5 газовых месторождений, из которых 5 месторождений расположены на севере в Предтяньшаньском (Кулчарском) прогибе, две месторождения на севере Кашгарского прогиба и наиболее крупные нефтегазоконденсатные месторождения Кекея и Кэлато на юге в Предкуньлуньском прогибе. В последнем и Кашгарском продуктивны миоценовые песчаники, верхнемеловые, триа-среднеюрские отложения продуктивны в Кашгарском прогибе, а в Кучарском и олигоценовые песчаники. На западной вершине Ойхартского свода в скважинах получены промышленные притоки нефти из доломитов ордовика и кембрия. По последним сведениям нефтегазоносные горизонты выявлены также в синии и нижнем карбоне. Общие ресурсы УВ в Таримском бассейне оцениваются в 18,2 млрд. т (геолого-минералогическая карта мира, 2000). По оценкам специалистов ВНИГРИ бассейн входит в состав 10-ти бассейнов с потенциальным доходом от освоения ресурсов нефти от 30 до 100 миллиардов долларов (геолого-минералогическая карта мира, 2000).

Цайдамский НГБ расположен на западе Китая, приурочен к высокогорной впадине между Наньшаньсим горным сооружением на северо-востоке, Куньлунем на юго-западе и Алтынтагом на северо-западе. Граница бассейна на северо-востоке и юго-западе проводится по крутым надвигам. Длина бассейна около 850 км, ширина до 350 км. Разрез начинается с карбона и до мела включительно представлен пестроцветными угленосными породами мощностью до 7,5 км. Карбонатно-терригенные палеогеновые отложения мощностью до 1,8 км залегают на меловых. Выше лежащая часть кайнозойских отложений в основном сложена соленосными терригенными породами плиоцена и верхнего миоцена. В нижнем миоцене появляются прослои известняков и красноцветных пород. Мощность этого интервала разреза более 6 км.

В бассейне четко выделяются два периферийных прогиба: широки и глубокий (10 км) Предкуньлуньский на юге и узкий на севере, разделенные приподнятым фундаментом (5 км). В прогибах на северо-западе породы дислоцированы в системы узких антиклинальных зон, опрокинутых в сторону центральной части бассейна. Наиболее резко складчатость выражена в южном прогибе, который приобретает облик синклинория. В юго-восточном направлении складки выполаживаются, переходя на серединное поднятие. Серединное поднятие по ширине занимает почти половину бассейна на западе и значительно меньшую ее часть на востоке. На западе оно осложнено четырьмя валообразными зонами, в том числе крупными Лэнху и Оболян.

В бассейне к 90-м годам выявлено более 2-х десятков месторождений, среди которых 15 нефтяных. Месторождения расположены в северо-западной части бассейна, где они образуют два ареала ЗНГН.

Юго-западный ареал ЗНГН включает 6 антиклинальных зон, в пределах ареала известно 10 месторождений с залежами в песчаниках плиоцен, верхнего и нижнего миоцена.

Северо-восточный ЗНГН состоит из двух основных зон – Лэнху и Оболян. В зоне Лэнху выявлены 3 нефтяных месторождения, приуроченных к крупным, пологим брахиантиклиналям. Запасы месторождений группы Лэнху около 15 млн.т. Нефтеносны миоценовые и олигоценовые песчаники на глубине до 3 км.

На крайнем юго-востоке зоны Оболян известно относительно крупное газовое месторождение Яньху (40 млрд.м³) в плиоценовых песчаниках.

Бассейн считается перспективным, особенно его периферические части.

Ордосский (Шаньсийский) НГБ расположен в центрально части Китая и приурочен к крупной (600×400 км) пологой впадине, типа синеклизы, вытянутой в меридиональном направлении и находящийся на высоте от 800 до 1300 м. Обрамлена впадина горными глыбовыми сооружениями, сложенными палеозойскими и более древними отложениями и отделена от них разломами.

Разрез представлен палеозойскими, мезозойскими и кайонозойскими отложениями. Палеозойские отложения представлены терригенно-карбонатными породами, мощностью более 5 км. Мезозойские отложения терригенными красноцветными, пестроцветными, угленосными породами. Мощность триаса 1300-3100 м, юры 1300-3500 м, мела 600-2500м. Только в периферийных прогибах мезозойские отложения перекрываются красноцветными гипсоносными терригенными породами кайнозоя мощностью более 3 км. Максимальная мощность фанерозоя (до 10 км) отмечается на западе. В пределах большей восточной части бассейна мощность разреза сокращается до 3500 м за счет значительного уменьшения мощности нижнего и среднего палеозоя.

В структуре бассейна выделяется поднятие (на севере), валы на западе, прогибы, грабены на западе, севере. В большей средней части бассейна выделяются небольшие, слабо выраженные пологие поднятия типа структурных наносов и террас. В краевых западной и южной частях бассейна имеются более крутые осложненные разрывами антиклинали.

В бассейне установлена нефтегазоносность верхнетриасовых песчаников, меловых и юрских. Наибольшее количество продуктивных горизонтов выделяется в триасе (до 40). Месторождения выявлены на востоке и связаны со структурными носами, 2 месторождения на западе и северо-западе бассейна. Всего к 90-м годам в бассейне известно 7 месторождений, преимущественно нефтяных небольших по запасам.

Северо-Китайский (Бохайвань-Кайфынский) НГБ расположен на востоке Китая на побережье Желтого моря, занимая заливы Бохайвань и Лэодун. Приурочен бассейн к крупному прогибу (1000×300 км), вытянутому в северо-восточном направлении. Сложен бассейн мощной (до 14 км) толщей фанерозойских преимущественно терригенных пород с выпадение из разреза пород силура, девона и нижнего карбона. Кембрийские, ордовикские каменноугольные отложения представлены терригенно-карбонатными породами, пермские- красноцветными терригенными породами общей мощностью более 2 км. Кембрийские известняки без перерыва лежат на карбонатах верхнего протерозоя. Мезозойские преимущественно терригенные красноцветные угленосные с андезито-базальтовыми телами развиты лишь в грабенах, где их мощность превышает 5 км (триас до 3 км). Палеогеновые терригенные с пластами каменной соли в олигоцене и битуминозными сланцами имеют мощность до 6,5 км. Неогеновые терригенные отложения мощностью 1,2 – 2,5 км несогласно перекрывают палеогеновые породы.

НГБ делится четко на две впадины – синеклизы: северную – Бохайваньскую и южную – Кайфын-Хэфейскую, разделенные разломом северо-восточного простирания. Северная впадина имеет рифтовую природу. Рифтовая зона протягивается от нижнего течения реки Ляохэ в северо-восточном направлении через Ляодунский залив и дельту реки Хуанхэ. В рифте выделяются впадины состоящие из системы грабенов и горстов с глубиной фундамента до 4-6-9 км. На западе северной синеклизы находится крупное горстовое поднятие (Уди), здесь же протягивается вторая рифтовая система горстов и грабенов северо-восточного направления. Восточнее находится крупный горст – вал Цансянь (дина 200 км, ширина 500 км) на котором местами неогеновые отложения лежат на выступах сложенных палеозойскими породами.

Южная синеклиза протягивается в северо-западном направлении и разделяется на несколько впадин, осложненных фанерозойскими отложениями мощностью до 10 км.

В Северо-Китайском НГБ выявлено к 90-м годам около 100 нефтяных месторождений расположенных в нескольких ареалов и зонах НГ.

Зона Ляохэ расположена в одноименной впадине на северо-востоке бассейна и объединяет более 10 газонефтяных месторождений. Нефтеносны и газоносны песчаники олигоцена.

Зона Бошань находится на месте одноименной впадины в северной синеклизе и объединяет 4 небольших месторождения с залежами ав миоценовых песчаников.

Зона Шенли (Шенгли) расположена в пределах сводового поднятия Уди и объединяет более 40 нефтяных месторождений, связанных с брахиантиклиналями. Продуктивны палеогеновые и неогеновые песчаники дельтового и озерного генезиса. В зоне находится крупное месторождение Китая Шенли (Шенгли) расположено оно в акватории залива Бохайвань. Запасы нефти 300 млн.т (Лоджевская, 2010). В год на месторождении добывается 27,5 млн.т (2006 г).

Данагский ареал зон НГН расположен на северо-восточной периклинали Цанеяньского вала в западной части северной синеклизы, объединяет 10 месторождений нефти (одно в акватории). Месторождения связаны с брахиантиклиналями и структурными носами. Продуктивны миоценовые песчаники, карбонатные породы палеозоя и палеогеновые отложения. На западном склоне Цансяньского вала выявлено второе по запасам в бассейне месторождение Женьцю с залежью в эрозионном выступе, ограниченном сбросами, сложенном известняками и доломитами позднепротерозойского и раннепалеозойского возрастов. Выступ перекрыт палеогеновыми отложениями с залежами нефти. Основная залежь массивного типа с максимальной высотой 875 м и глубиной 2750-3500м.

Небольшая зона Линьцин (5 месторождений) расположено в одноименной впадине северной синеклизы с залежами в палеоген-неогеновых отложениях. Ареал зон Чжуньюань расположен на юго-западе северной синеклизы, включает 6 месторождений с залежами в палеогене, неогене и в известняках нижнего палеозоя. В южной синеклизе известно одно месторождение в впадине Хэфейской, расположенной в юго-восточной части синеклизы.

Южно-Китайская нефтегазогеологическая провинция объединяет Сыгуаньский, Гуанси-Гуйчжоусский бассейны и бассейн Дунтинху.

НГБ Гуанси-Гуйчжоусский (1600×400 км) расположен южнее Сыгуаньского и обрамляется древними массивыми, а на севере горным сооружением. Бассейн структурно сильно расчленен и имеет блоковое строение. Верхепротерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские мощностью до 10 км образуют ряд поднятий (с сокращенной мощностью) и прогибов (с увеличенной мощностью). В средней части бассейна выделяется крупное поднятие, в пределах которого пермско-триасовые отложения лежат на кембрийских и более древних породах. В бассейне установлена нефтегазоносность девонских отложений. Выявлено 10 нефтяных месторождений, установлены нефтепроявлениях в породах ордовика, силура, карбона, перми, триаса и неогена.

НГБ Дунтиху расположен на севере провинции, имеет грабенообразную структуру, сложен фанерозойскими породами мощностью около 8 км. К 90-м годам в бассейне выявлено 7 небольших месторождений с залежами в юрских и триасовых отложениях.

В наиболее промышленно важном бассейне рассматриваемом провинцией является НГБ Сыгуань, расположенный на северо-западе провинции.

Центральныя часть бассейна приподнята (плита) и сложена с поверхности горизонтально залегающими терригенными юрскими отложениями, имеющими мощность свыше 6 км. Центральная плита осложнена двумя сводами: Луннюйсыйского почти в центре бассейна и высокоприподнятого свода на юго-западе плиты. В пределах центральной плиты вскрыты кембрийские отложения. С северо-запада, севера и юго-востока центральная плита окаймлена глубокими, сильно дислоцированными прогибами: Предлунмыньшаньским, Преддабашаньским, Чунцынским. Наиболее глубокий северо-западный, где фундамент находится на глубине около 12 км. Чунцынский прогиб с поверхности сложен юрскими и триасовыми терригенно-карбонатными отложениями с прослоями ангидритов и солей. Мощность триасовых отложений сильно меняется достигая 5 км. В северной части прогиба выделяется система крупных протяженных складок северо-восточного простирания.

На юге выделяется Южно-Сычуаньский прогиб ,с поверхности сложенный терригенными меловыми породами максимальной мощностью 1700 м. В прогибе развиты куполовидные структуры. Западнее Южно-Сычуаньскоого прогиба обособляется Цзиллюцзинский прогиб, осложненный тремя антиклинальными зонами. На крайнем юге бассейна выделяется Предлоушаньский блок с широтно вытянутыми антиклинальными зонами.

В целом разрез бассейна начинается с протерозойский (синийских) отложений, включает кембрийские, ордовикские и силурийские терригенно-карбонатные породы мощностью более 5 км. Мощность фанерозойских отложений достигает 12 км. Для верхней части разреза до низов триаса характерно развитие пестроцветных песчано-глинистых преимущественно континентальных отложений. Пермские отложения мощностью в прогибах более 1600 м представлены угленосными, терригенными и карбонатными породами.

К 90-м годам в бассейне выявлено 12 нефтяных и 60 газовых месторождений. Нефтяные месторождения выявлены в центре бассейна на Луннюйсыйском своде с залежами в юре и триасе и связаны с пологими платформенными поднятиями Наиболее крупное нефтяное месторождение Луннюйсы с запасами 82 млн.т с залежами в нижней и средней юре.