Азия

Газовые месторождение расположены в прогибах. Газоносны известняки и доломиты среднего и нижнего триаса, песчаники средней и нижней юры, нижне- и среденпермские отложения. На месторождении Вэйюань установлена газоносность верхнепротерозойских (синийских) песчаников. Расположено месторождение на юге бассейна в Цзиллюцзинском прогибе. Газовые месторождения образуют четыре основных ареала зон ГН: Цзиллюцзынский, Чунцынский, Предлоушаньский, Южно-Сычуаньский.

В Чунцынском ареале, расположенном в одноименном прогибе на юго-востоке бассейна находится наиболее крупное газовое месторождение Шиюгоу приуроченное к узкой (20 км) протяженной (70 км) антиклинали. Массивная газовая залежь в известняках нижнего и среднего триаса. Запасы месторождения Шиюгоу вместе с рядом расположенном месторождении Дунси оценивались в 200 млрд м³.

В пределах Цзиллюцзынского ареала запасы месторождений оцениваются от 26 до 60 млрд м³. В остальных ареалах от 20 до 30 млрд м³.

В последние годы в Китае форсируют разработку сланцевого газа. Первые скважины бурятся в провинции Сыгуань. По оценкам китайских специалистов к 2020 году в Китае будет добываться 230 млрд м³ (200 млрд м³ традиционного газа, остальное из угля и сланцев) (А. Собко, 2012).

В пределах нефтегазогеологической провинции Индостанской платформы выделяются Камбейский и Индо-Ланкейский НГБ, а также Полк-Манарский и Малобарский перспективные бассейны.

Индо-Ланкайский НГБ расположен на юго-восточном склоне платформы приурочен к переконтинентальному прогибу. Фундамент бассейна сложен докембрийскими кристаллическими породами и расчленен разломами северо-восточного простирания на ряд блоков. В грабенах, образованных разломами залегаю пермские и юрские континентальные терригенные отложения. Меловая система представлена терригенно-карбонатными породами мощностью 2,5 км, иногда с рифогенными известняками. Кайнозойские терригенно-карбонатные породы мощностью 1-6 км образуют моноклиналь, осложненную погребенными валами. С 1980 и по 1990 год в бассейне открыто 8 небольших газовых и газонефтяных месторождений в том числе 4 месторождения в акватории. Залежи выявлены в кайнозойских отложениях.

Полк-Манарский бассейн связан с грабеном, расположенном между островом Шри-Ланка и континентом и заполненном юрско-кайнозойскими отложениями мощность до 5 км. В 980 году на Индийском шельфе открыто небольшое месторождение в песчаниках верхнего мела.

Наиболее важным бассейном в рассматриваемой провинции является Камбейский НГБ, расположенный на севере западной периферии Индостанской платформы и протягивающийся в субмеридиональном направлении на 800 км при ширине 150 до 400 км. Значительная его часть находится под водами Камбейского залива и Аравийского моря. Бассейн состоит из двух структурных элементов: на севере Камбейского внутриплатформенного сквозного грабена, расположенного на суше и в акватории Камбейского залива, на юге – Бомбейского периконтинентального прогиба. Северная грабеновая часть бассейна рассечена сбросами на несколько блоков, ступенчато погружающихся с севера на юг. Наиболее крупный блок – Мехсана-Ахмадабадский, южнее небольшие Брочский и Олпад-Анклешварский. В морской периконтинентальной части бассейна выделяется Бомбейский свод, ограниченный с севера и юга впадинами и рассечены сбросами, восточнее свода сбросы образуют грабен Ратнагири.

Фундамент бассейна докембрийский, глубина его от 3 до 8 км. Осадочное выполнение имеет трехъярусное строение. Нижний ярус образован мезозойскими морскими и континентальными терригенными породами мощностью от 400-700 на севере и до 2-3 км на юге в акватории. Средний ярус – деканские траппы позднемелового- палеоценового возраста мощностью 300-1000 метров. Верхний ярус образован кайнозойскими отложениями. На суше они сложены песчано-глинистыми мелководно-морскими, дельтовыми, аллювиальными породами палеогена и неогена мощностью 2-5 км/ В акватории они замещаются дельтовыми алевритами и глинами, затем морскими карбонатно-глинистыми и карбонатными породами, а ближе к континентальному склону глинами. Региональный перерыв отличается в раннепалеоценовое время (Русский, 2010).

К началу 90-х годов в бассейне выявлено 60 месторождений, преимущественно нефтяных, в том числе 24 месторождения в акватории. В разрезе выделяются 3 НГК: палеоцен-нижнеолигоценовый мощностью от 20 до 1400 м, на суше преимущественно терригенный в акватории терригенный и карбонатный; среднеэоценово-олигоценовый на суше терригенный мощностью 300-700 м в акватории карбонатно-глинистый мощностью до 1600 и более метров; миоценовый на суше песчано-глинистый мощностью до 850 м, в акватории карбонатно-глинистый мощностью до 1500 м. Во всех комплексах имеются органогенные известняки.

Большая часть месторождений расположена на севере в пределах Мексана-Ахмадабатского и Олпад-Анклешварского блоков, где месторождения связаны с антиклинальными структурами слабонарушенными.

Наиболее крупным месторождением на последнем блоке является Анклешварское, приуроченное к антиклинальной структуре размером 3×12 км. В миоцене газовая залежь, нефтяные залежи в песчаниках эоцена (11 пластов) и палеоцена (1 пласт). Залежи пластовые сводовые тектонически экранированные, в палеоцене литологически экранированные. Запасы 50 млн.т (Скр., 1976 г).

В акватории наибольшее количество месторождений выявлено на Бомбейском своде. Здесь находится наиболее крупная в бассейне газонефтяное месторождение Бомбей-Хай. Оно приурочено к крупному поднятию (100×60 км). Основной продуктивный пласт известняки нижнего миоцена. В средне-верхнемиоценовых известняках выявлены две газонефтяные залежи. В 2005 году на месторождении добыто 18 млн.т нефти. Из 28 скважин, вскрывших фундамент, 13 оказались продуктивными. Максимальный дебит нефти из трещиноватых гранитоидов, гранито-гнейсов и феллитов составил 410 м³ в сутки. В трех скважинах получены промышленные притоки из базальтов траппового покрова (Н.Запивалов, 2009 г). Запасы нефти в миоценовых продуктивных отложениях оценивались в 150-200 млн.т (И.В.Высоцкий и др., 1990 г).

Нефтегазогеологическая провинция краевых прогибов Индостанской платформа объединяют пограничные лотерально-гетерогенные бассейны Нижнее- и Среднеиндийский, Кохат-Потварский, Бенгальский НГБ, а также двухсторонне лотерально-гетерогенный (межскладчатый) Ассамский. Нефтегазоносность крупного Предгималайского бассейна не установлена.

Нижнеиндийский и Среднеиндийский НГБ расположены в краевой западной части Индостанской платформы в зоне сочленения ее с Альпийской Киртар-Сулейманской горно-складчатой системы. Бассейны включают Предкиртарский на бге и Предсулейманский на севере передовые прогибы и прилегающие склоны платформы. Оба прогиба и склон платформы сложены кайнозойскими и мезозойскими породами, а на севере платформенной части еще кембрийскими и пермскими отложениями общей мощностью около 10 км. Разрез заканчивается грубообломочной малассой неогена (до 5 км) подстлилаемой карбонатно-терригенной толщей олигоцена нижнего миоцена. Палеоцен-эоценовые отложения терригенно-карбонатные имеют мощность до 5 км, меловые карбонатные на западе и терригенные на востоке – до 2 км юрско-триасовые карбонатно-терригенные лежат на ледниковых пермских породах, перекрывающих на севере кембрийские соленосные отложения.

Бассейны асимметричны и разделены поперечным поднятием Мари-Бугти и Мари-Кандхотским валом, осложненные локальными поднятиями, с которыми связаны газовые месторождения. На севере Среднеиндийский НГБ отделяются от Кохат-Потварского поперечным поднятием.

Складчатые борта обоих бассейнов узкие и осложнены на западе надвигами горных сооружений. На складчатом борту Нижнеидского бассейна известно одно конденсатногазовое месторождения. Платформенный борт Ниждеиндского бассейна осложнен валами Джей-Кобабад-Хайрпурским на севере и Конринско-Хайрабадским на юге. В их пределах известны газовые месторождения. Всего в Нижнеиндском бассейне к 90-м годам выявлено 24 газовых и 2 нефтяных месторождений. В Среднеиндском бассейне известно 4 газовых месторождений, наиболее крупные Родо и Додак расположены в приплатформенной части складчатого борта.

Основным газоносным резервуаром обоих бассейнов является главный известняк Суи (нежний эоцен-верхний палеоцен) перекрытый глинами. С этим резервуаром связана крупная газоконденсатная залежь месторождения Суи. Месторождение расположено на межбассейновом поднятии Мари-Бугти и приурочено к локальному поднятию размером 50×25 км и амплитудой 350м, осложненному рифом и разрывными нарушениями. Мощность главного известняка 600 м. Газоносен на месторождении и Верхний известняк (эоцен) мощностью до 60 м. Запасы газа на месторождении Суи 220 млрд. м³. Вторым по значению резервуаром является известняк Хабиб-Рахи среднеэоценового возраста мощностью до 100 м. С ним связаны крупные газовые месторождения Мари с запасами 440 млрд.м³. Месторождение расположено на межбассейновом поднятии Мари-Кандотском.

Газоносны также песчаники верхнего мела – нижнего палеоцена. С палеогеновыми известняками и верхнемеловыми песчаникиками связаны залежи газа на месторождениях Родо и Родак Среднеиндского бассейна. На двух нефтяных месторождениях залежи нефти выявлены в песчаниках альб-сеноманского возраста.

На юге на Киртарское сооружение наложен Карачинский прогиб, который продолжается в акватории Аравийского моря. Высоцкий с соавторами рассматривают его в составе Нижнеиндского бассейна. Некоторые исследователи выделяют здесь самостоятельный Индо-Аравийский перспективный нефтегазоносный бассейн, заполненный многокилометровыми толщами мезозойско-кайнозойсвких отложений (Геолого-минералогическая карта Мира, 2000).

Кохат-Потварский нефтегазоносный бассейн расположен на северо-западе Индостанской платформы в зоне ее сочленения с Сулейманским антиклинорием и западным окончанием Гималайского горного сооружения. От смежных Среднеиндского НГБ и Гантского ВНГБ Кохат-Потварский НГБ отделяется поперечными поднятиями.

Кохат-Потварский НГБ сложен фанерозойскими отложениями мощностью более 6 км, из которых более 4 км занимают грубообломочные породы неогена и антропогена, лежащие с размывом на терригенно-карбонатных породах эоцена-палеоцена (300-550 м). Мезозойские терригенно-карбонатные (триас и юра) с несогласием перекрывают терригенные и карбонатные отложения перми (800м). Ниже развиты терригенно-карбонатные породы верхнего карбона, девона, силура и кембрия. В кембии развиты соли.

Складчатый борт осложнен системой узких антиклиналей, нарушенных и осложненных внедрением соли, которые в восточном напревлении сменяются более интенсивно-дислоцированными изоликлиналями и гребневидными (Равалпиндская зона) складками.

Платформеный борт бассейна представлен на востоке Западно-Соанской впадиной, асимметричной и осложненной пологими куполовидными поднятиями, а на западе моноклиналью Банну, наклоненную на северо-западу.

К 1990 году в бассейне выявлено более 10 нефтяных месторождений, расположенных на Западно-Соанской впадине и на складчатом борту в зоне развития гребневидных складок. Большая часть залежей связана с известняками нижнегоэоцена. Нефтеносны также среднеэоценовый, палеоценовые известняки и юрские песчаники. Получены притоки нефти из кембрийских песчаников. Все месторождения небольшие по запасам. Наиболее крупными Дулиан (складчатый борт) и Балкассар (платформенный борт).

Бенгальский НГБ в северо-восточной части Индостанского полуострова на территории Индии, Бангладеш и Мьямна (острова в Бенгальском заливе). С запада и севера он ограничен склоном Индостанского и выступом фундамента Шиллонг, на востоке кайнозойским горно-складчатым сооружением Аракан-Йома. В южном направлении бассейн продолжается в Бенгальском заливе, где его ограничением является северный край Центральноиндоокеанической плиты, проходящей примерно в 500 км от южного сухопутного края бассейна. Ширина бассейна в его субаквальной части достигает 5 км. Площадь бассейна 1,4 млн.км², большая часть приходится на шельф и глубоководную часть. В тектоническом плане он объединяет восточный склон Индостанской платформы, Бенгальский краевой прогиб и их подводные продолжения в Бенгальском заливе.

Сложен бассейн мощной толщей (до 8 км) прибрежно-морских, аллювиально-дельтовых, терригенных отложений олигоцен-неогенового возраста. Ниже залегают карбонатно-терригенные преимущественно морские отложения мощностью до 1700 м. мел-эоценового возраста. На севере этого комплекса известны рифогенные образования. В краевом прогибе наблюдается увеличение мощность и роль глинистых пород. Местами под верхнемеловыми породами вскрываются базальтовые траппы мощностью до 500-600 м. В подошве разреза на склоне платформы выделяется Гондванский комплекс, представленный континентальными песчано-глинистыми отложениями с прослоями углей мощностью до 1000-1300 м пермско-нижнемелового возраста (Русский, 2010). Фундамент бассейна образован гранито-гнейсами архейского возраста.

В бассейне выделяется широкий платформенный и узкий складчатый борта. Последний отделен от горного сооружения Аракан-Йома системой чешуйчатых надвигов.

Платформенный борт бассейна на западе включает восточный склон Индостанского щита, который по поверхности фундамента и эоценовым отложениям представляет собой моноклиналь, осложненную развитыми нарушениями (Багринский склон, Западно-Бенгальская моноклиналь). На востоке эта моноклиналь ограничена Пабна-Маймансингской зоной разломов (флексурой), восточнее флексуры платформенный борт (платформенный склон Бенгальского прогиба – Падминский склон) в фундаменте осложнен Барисальским и Мадхупурским выступами. Последний выступ отделяет на севере Силхетский прогиб, который имеет субширотное простирание и на востоке наложен на складчатый борт бассейна. К юго-западу от Мадхупурского выступа выделяется Фаридпурско-Даккская впадина. В пределах платформенного склона бенгальского прогиба в миоцен-плиоценовых отложениях выделяются пологие – моноклинальные поднятия изометричной и брахиантиклинальной формы.

Складчатый борт в наиболее типичном виде представлен в южной его части. Здесь неогеновая маласса смята в систему линейных складок, интенсивность которой возрастает в восточном направлении. Структуры здесь осложнены сбросами, надвигами. Размеры складок в длину 30-70 км, ширина 5-10 км, амплитуда от 0,5 до 3 км (Мазур и др, 2004). Средняя часть складчатого борта, расположенная южнее Мадхупурского выступа, и северная (южнее Силхетского прогиба) характеризуется более спокойными формами складок на западе и усложнением их строения в восточном направлении.

К началу 90-х годов в Бенгальском бассейне выявлено 18 газовых и 6 нефтегазовых месторождений, большая часть их расположена в крайней северной и северо-западной частях складчатого борта. Два месторождения приурочены к северо-восточному борту Силхетского прогиба. Нефтегазоносны песчаники и алевролиты в основном нижнего и среднего миоцена. Нефтеносны песчаники эоцена. Перспективными считаются олигоценовый и палеоцен-эоценовый комплексы, к ним приурочены нефтегазопроявления.

Наиболее крупные месторождения из выявленных Титас расположенное в крайней западной части складчатого борта. Приурочено оно к брахиантиклинали размером 20×15 км и амплитудой 300 метров. Газоносны 10 песчанистых пластов среднего миоцена. Начальные запасы газа составляли 68 млрд м³. Потенциальные ресурсы геологические оцениваются в 1,1 млрд т нефти и 2,7 трлн. м³ газа. Значительные перспективы связаны с акваторией бенгальского залива. Мощность мел-четвертичных отложений в бенгальском седиментационном бассейне достигает 15 км и более на суше, 6 км на шельфе и 5 км в глубоководном конусе выноса. Глубоководным бурение вскрыта лишь верхняя часть осадков конуса выноса состоящей из позднемиоцен -голоценовых турбидитов. Они не согласно перекрывают тела клиноформ, которые формировались в раннем мелу – палеоцене на шельфе, континентальном склоне и его подножье (геолого-минералогическая карта мира, 2000 г).

В прибрежных районов Индии на одном из глубоководных блоков в 2002 году были получены притоки газа с предварительной оценкой запасов более 4 млн. м³. Вблизи этого побережья выявлены скопления газогидратов (Н. Запивалов, 2008 г). По сообщения в периодической печати у берегов Индии в последние годы открыто крупное газоконденсатное месторождение.

Ассамский межгорный лотерально-гетерогенный бассейн расположен в небольшой впадине, расположенной между Гималайским горным сооружение на севере, антиклинорием Нага на юго-востоке и горным массивом Микир-Шиллонг на юго-западе. Северо-восточное продолжение массива Микир-Шилонг погребенное под мощной (5-6 км) толщей полого залегающих кайнозойских отложений образуют центральную часть бассейна. С севера-запада и юго-востока центральная часть бассейна ограничивается глубокими прогибами, осложненными надвигами и взбросами. Центральная часть бассейна по молодым отложениям представляет собой пологую моноклиналь, слабо наклоненную на северо-запад и осложненную небольшим Нахоркатским сводом, структурным носом и рядом пологих поднятий.

Бассейн сложен преимущественно терригенными морскими и аллювиально-дельтовыми отложениями кайнозоя. Мощность неогена до 7 км. В палеогене появляются угленосные, а в верху карбонатные породы. Мощность палеогена изменяется от 2,5 км в центре до 6 км в прогибах. К началу 90-х годов в бассейне открыто 19 нефтяных и газонефтяных месторождений и 2 газоконденсатных. Наиболее крупные нефтяные месторождения Нахоркатия и Лаква с запасами нефти 20-40 млн. т связаны с пологими поднятиями, разделенными разрывами на блоки. Нефтеносны песчаники олигоцена, среднего и нижнего миоцена.

Два месторождения расположены в юго-восточной складчатой части бассейна. Наиболее крупное из низ Дигбой, приурочено к крупной антиклинали, северное крыло которой осложнено надвигом. Нефтеносны 24 пласта миоценовых песчаников.

Малайская мезозойская складчатая нефтегазогеологическая провинция расположена в пределах мезозойской складчатости полуострова Индокитай и включает Сиамские, Меконгский, Менамский, Корат-Тонлесапский НГБ и НГБ Фанг.

Менамский НГБ расположен в нижнем течении реки Менам и сложен палеоцен- миоценовыми отложениями мощностью до 4 км. В бассейне выявлено 4 месторождения. Карат-Тонлесапский НГБ более крупный (площадь более 350 км²) приурочен к эпимезозойской синеклизе (грабену), выявлены газовые месторождения. В НГБ Фанг сложенным палеогеновыми и миоценовыми породами мощностью до 2,5 км открыты два небольших месторождения.

Наиболее важными в рассматриваемой провинции являются Сиамский и Меконгский НГБ.

Сиамский НГБ занимает в основном акваторию одноименного залива и лишь небольшие участки на восточном побережье Малаккского полуострова и протягивается в северо-западном направлении на 1500 км при ширине до 250 км на юге. Струкрурный план его определяется грабеном (рифтом), простирающимся от дельты реки Менам до островов Анамбас на юго-востоке при ширине до 80 км и глубины кровли фундамента 6-10 км. Сформирован грабен в результате опускания блоков мезозойского основания интенсивно дислоцированного и прорванного гранитными телами. Эти блоки разделены разломами северо-восточного простирания. Сиамский бассейн выполнен кайнозойскими отложениями. Собственно грабен заполнен палеогеновыми и нижнеемиоценовыми континентальными породами мощностью более 1 км. Наиболее широко по площади Сиамского бассейна распространены плиоценовые и верхнемиоценовые отложения, образующую надграбенную синеклизу, сложенную в основном дельтовыми и мелководно-морскими породами. По современным представлениям в пределах синеклизы выделяются две впадины: Паттани на севере и Малайская на юге. Формирование впадины Паттани началось с раннего кайнозоя и связано с рифтогенезом. Континентальное осадконакопление и интенсивные тектонические движения продолжались до среднего миоцена, в итоге на месте этой впадины сформировалась система грабенов, разделенных приподнятыми участками. Начиная с верхнего миоцена и до четвертичного времени на фоне прогибания накапливаются песчано-глинистые карбонатные мелководно-морские и дельтовые отложения.

В истории формирования впадины Малайской выделяются три основных этапа: рифтовый- эоцен-позднеолигоценовый на этом этапе только в грабенах накапливаются речные, озерные, песчано-глинистые отложения. На втором этапе (поздний олигоцен – средний миоцен) формируется прибрежная равнина, сложенная различными по генезису отложениями от речных, озерных, болотных до прибрежно- морских. Грабены на этом этапе испытывают инверсию, формируются положительные структуры. На третьем этапе (с позднего миоцена до четвертичного времени) на фоне прогибания формируются мелководно-морские терригенные и карбонатные отложения.

Кайнозойские отложения дислоцированы в сравнительно пологие поднятия субмеридионального простирания, нарушенные разрывами, иногда со следами диапиризма.

Начиная с 70-х годов до 90-х годов в бассейне выявлено более 65 нефтяных и газовых месторождений. Большая часть месторождений выявлена в юго-восточной части бассейна в пределах Таиланда и Малайзии. В северной части выявлено лишь четыре месторождения. Нефтегазоносны песчаники миоцена и олигоцена. Наиболее крупные месторождения: Эраван (57 млрд м³), Сатун, Платонг. Ловушки связаны с блоками вытянутых песчаных тел, экранированных разломами.

Меконгский НГБ большей своей частью расположен на шельфе Вьетнама в Южно-Китайском море. Площадь бассейна более 300 тыс км². Фундамент бассейна сложен средними и кислыми верхнеюрско- нижнемеловыми интрузивными породами. Осадочный чехол сложен мощными (до 10 км) преимущественно терригенными кайнозойскими отложениями. Многие скважины вскрывают вулканогенные породы, прослои карбонатных пород, линзы углей. Наиболее древние породы вскрытые скважинами верхнеэоценовые, предполагается развитие и более древних отложений вплоть до палеоцена. В олигоцене отмечаются проявления рифтогенеза. Доверхнеолигоценовые породы в основном континентальные, начиная с нижнего миоцена преимущественно морские. Фундамент и выше лежащие породы вплоть до олигоценовых разбиты разломами, трещинами различной ориентировки. Структуры в осадочном чехле имеют унаследованное развитие. Над выступами фундамента формируются положительные структуры. В современной структуре бассейна выделяются две крупные впадины, разделенные поднятием (Коншон): на севере Меконгская (Кыулонг), на юге Южно-Коншонская.

В северной впадине (которая лучше изучена) выявлено более 50 структур, на 12 пробурены скважины и открыты месторождения нефти, газа и конденсата. Продуктивны: кавернозные и трещиноватые участки фундамента (граниты), песчаники и алевролиты нижнего олигоцена (второй по значимости НГК), песчаники и алевролиты верхнего олигоцена (выявлены небольшие залежи), песчаники и алевролиты нижнего миоцена (промышленно нефтегазоносный комплекс).

Наиболее крупные месторождения Белый Тигр, Дракон и др. На месторождении Блелый Тигр уникальная массивно-блоковая залежь приуроченная к осложненному тектоническими нарушениями крупному горст-антиклинальному поднятию гранитоидов. По данным О.А. Шнипа (2005) эти гранитоиды образуют выступ не менее 1,5 над кровлей фундамента. Коллекторами являются трещиноватые, кавернозные граниты расположенные в разрезе массива на глубине от 10-ов м до 1500-2000 м от его поверхности (Арешев и др, 1997 г). По данным Н.П. Лебединца (2002) начальный этаж нефтеносности на месторождении более 1400 м. На центральном блоке месторождения дебиты нефти из гранитов с глубины 3-4,3 км в среднем 700 т∕сут. С больших глубин значительных притоков не получено. Максимальный дебит из гранитов 2830 т∕сут с глубины 3150 м (Э.Запивалов, 2009). Наибольшие дебиты отмечаются из наиболее кислых гранитоидов более хрупких, чем гранодиориты и диориты (Шнилл, 2005). ФЭС гранитоидов многие исследователи связывают с развитием микротрещин, пор, каверн в следствии преобразования пород глубинными гидротермальными растворами, кроме гранитов фундамента продуктивны на месторождении Белый Тигр и нижнеолигоценовые и миоценовые песчаники. Начальные геологические запасы в гранитах составляют 600 млн т в олигоценовых песчаников 150 млн т. За 3 лет разработки месторождения Белый Тигр из гранитов добыто около 100 млн т (Н. Запивало, 2009).

На месторождении Дракон основная залежь выявлена в песчаниках нижнего миоцена. Фундамент водоносен.

В Южно-Каншонской впадине, которая близка по строению с Миконгской выявлено 46 структур, промышленная нефтегазоносность установлена на более 10 месторождениях. Промышленные залежи в основном связаны с песчаниками и карбонатными породами миоцена. Признаки нефтегазоносности выявлены в олигоцена и в фундаменте. Наиболее крупные месторождения Дайхунг.

Складчатая Иравадийско-Зондская (островодужная) нефтегазогеологическая провинция распложена в зоне сочленения мезозойской складчатости континента и современного геосинклинального пояса и объединяет Иравадийско-Андаманский, Центрально-Суматринский, Южно-Суматрийский, Западно-Яванский, Восточно-Яванский НГБ. Кроме этого к провинции относятся два бассейна, расположенные юго-западнее острова Суматра и южнее островов Ява и Флорес, Ментавайский НГБ, в котором на севере известно два месторождения с залежами в песчаниках и известняках миоцена и Южно-Яванский ПНГБ.

Наиболее крупным в рассматриваемой провинции является Иравадийско-Андаманский НГБ, протягивающийся в меридиональном направлении на 2500 км при ширине до 225 км. Средняя его часть занята котловиной Адаманского моря, северная расположена на месте долины реки Иравади, южная занимает северо-восточное побережье острова Суматра. Западное горное обрамление на севере и юге представлено кайнозойскими складчатыми сооружениями, с востока бассейн ограничен мезозойскими складчатыми сооружениями. На юге бассейн ограничен поперечным поднятием. Нефтегазоносность установлена в северной – Ировадийской центриклинали и южной – Суматринской центриклинали.

Ировадийская центриклиналь представляет собой синклинорий, смещенный на запад и включающий с севера на юг три прогиба (впадины): Чиндвинский, Минбу, Дельтовый. С востока эти прогибы ограничены цепью лавовых покровов молодых вулканов. На юго-востоке под Рангуном выделяется прогиб Ситтанг. Ировадийский синклинорий сложен преимущественно терригенными кайнозойскими отложениями мощностью более 15 км. Значительная по мощности (6-9 км) принадлежит угленосным породам эоцена. В олигоцене встречаются прослои известняков. Большую мощность имеют неогеновые отложения (более 6км) в нижней части миоцена с прослоями известняков.

К 90-м годам в Иравадийском синклинории выявлено более 45 месторождений нефти и газа, большая их часть расположена в прогибе Минбу. Месторождения приурочены к ассиметричным антиклиналям, нарушенным сбросами. Залежи пластовые сводовые, тектонические и литологические экранированные. На некоторых месторождениях выделяется много продуктивных пластов. Так, на наиболее крупном месторождении Енангъяунг (открыто в 1887 году) известно 50 продуктивных пластов. Во впадине Минбу нефтяные месторождения образуют две антиклинальные зоны. Продуктивны в Иравадийском синклинории песчаники миоцена и олигоцена. Начало добычи нефти в Мьянме относится к 1891 году.

Суматринская часть бассейна известна под названием впадины Ачи, большая часть расположена в акватории Малакского пролива. На суше находится узкая прибрежная часть, в пределах которой к 90-м годам выявлено более 30 нефтяных и 8 газовых месторождений, одно месторождений находится в акватории. Кайнозойские отложения начинаются с эоцена и до миоцена сложены терригенно-карбонатными породами с рифовыми известняками в миоцене. Мощность этого интервала разреза 5,5 км. Плиоцен сложен терригенными, угленосными и туфаносными породами мощностью до 3,5 км.