Азия

Месторождения во впадине Ачи сосредоточены на западном более крутом крыле и связаны со сравнительно пологими антиклиналями, нарушенными сбросами и образующими короткие антиклинальные зоны НГН. Продуктивны песчаники плиоцена и известняки миоцена. Наиболее крупные месторождения Рантау (14 продуктивных пластов), Арун газоконденсатное месторождение в рифовом месиве миоцена (запасы 386 млрд м³) (И.В. Высоцкий, 1990 г).

Центрально-Суматринский НГБ рас положен в прогибе Индерагири-Рокан в средней части острова Суматра от соседнего Южно-Суматринского НГБ отделен поперечным поднятием.

Бассейн ассиметричен, юго-западный борт более крутой. Мощность разреза кайнозойских отложений выполняющих бассейн более 5 км. Разрез преимущественно сложен терригенными, угленосными породами, встречаются вулканогенные отложения, в нижнем миоцене развиты мергели и рифогенные известняки. Продуктивны песчаники и известняки миоцена (в основном нижний и средний миоцен).

Кайнозойские отложения смяты в систему антиклинальных ассиметричных складок, образующих антиклинальные зоны преимущественно северно-западного простирания. Начиная с 1938 года и по 1990 год в бассейне выявлено 140 нефтяных и два газовых месторождения, в том числе одно из крупнейших месторождения Азии – месторождения Минас (открыто в 1944 году), Начальные извлекаемые запасы которого оцениваются в 990 млн т. Оно приурочено к брахиантиклинали размером 24×6,5 км, нарушенной сбросами. Нефтеносны песчаники нижнего и среднего миоцена. Крупным является и месторождения Дури (275 млн т).

Начальные природные ресурсы оцениваются в 13 млрд т нефти и 0,3 трлн м³ газа (Русский, 2010).

Южно-Суматринский НГБ расположен на юго-востоке острова Суматра в прогибе Палембанг. Разрез кайнозойских отложений бассейна близок к разрезу Центрально-Суматринского НГБ. Основная продуктивная толща верхний миоцен – нижний плиоцен. Нефтеносны также средний и нижний миоцен. Первое месторождение открыто в 1896 году. К 90-м годам выявлено более 90 нефтяных и 10 газовых месторождений, приуроченных к асимметричным сравнительно крупным антиклиналям, осложненным сбросами. Большая часть месторождений расположена в 3 ареалах зон НГН: Пендапо-Бенакай в центре, Джамби на северо-востоке и Муараэним на бго-западе бассейна. Зоны НГН антиклинальные в ареале Джамби северо-западного простирания, в ареале Муараэним субширотного простирания. Наиболее крупное месторождение бассейна – Таланг-Акар-Пендого, открытое в 1906 году, имело начальные извлекаемые запасы нефти 81 млн.т.

Западно и Восточно- Яванский НГ бассейны расположены вдоль северного побережья острова Ява и в акватирии Яванского моря ( на шельфе Сунду). Южное обрамление бассейна представлено Южно-Яванским антиклинорием .

В средней части острова и акватории Яванского моря выделяется крупный Каримунджавский свод с мощностью осадочных отложений не более 1км. Западнее свода находится Западно-Яванский бассейн, восточнее – Восточно-Яванский бассейн.

Западный бассейн представляет собой грабен, сложенный терригенными эоценовыми и терригенно-карбонатными олигонец-нижнемиоценовыми породами. Вышележащие терригенно-карбонатные с рифовыми известняками и угленосными пластами в низу отложений нижнего миоцена, терригенно-карбонатные отложения среднего, верхнего миоцена мощностью 3,6 км, терригенные плиоценовые отложения мощностью 2,5 км образуют впадину, перекрывающую грабен.

Восточно-Яванский бассейн представляет собой узки дислоцированный прогиб, возможно грабен. С Каримунджавским сводом бассейн граничит через узкий прогиб северо-восточного простирания. В восточном направлении бассейн расширяется и протягивается до меридиана острова Флорес. Разрез отложений, выполняющих Восточно-Яванский НГБ близок к разрезу Западно-Яванского НГБ.

В обоих бассейнах к 90-м годам выявлено свыше 155 нефтяных и газовых месторождений. Продуктивные отложения от олигоценовых до нижнего плиоценова. Коллекторы песчаники и известняки. Большая часть залежей связана с неогеновыми отложениями.

Наиболее крупное месторождение Джатибаранг (запасы 90 млн.т.) расположено в Западном-Яванском НГБ. Здесь же, но в акватории выявлен ряд месторождений (Синта, Китту, Арджуна) с запасами более 20 млн.т.

При Калимантанская складчатая нефтегазогеологическая провинция расположена в зоне сочленения позднекайнозойской складчатости островов Калимантан, Палаван и современной геосинклинальной складчатости (Северо-Индонезийская складчатая система) и включает НГБ Саравак-Палаванский, Барито, Калимантан – Сулавесский, Себу-Калиманский. Все бассейны ориентированы северо-восточного направления, т.е. почти перпендикулярно к простиранию бассейнов Иравадийско-Зондской складчатости.

В пределах Себу-Калимантанского, который протягивается от северо-восточного побережья острова Калимантан в северо-восточном направлении на острова Негрос, Себу, Панай выявлено 5 месторождений нефти и газа с залежами в песчаниках миоцена.

Наиболее важным бассейном в пределах рассматриваемой провинции является Саравак-Палаванский НГБ, который занимает узкую северо-западную предгорную окрайну острова Калимантан и южную половину острова Палаван и продолжается на северо-запад в акватории Южно-Китайского моря. На северо-западе в акватории он ограничен внутригеосинклинальным массивом Наньша, на западе в акватории граничит с Меконгским бассейном.

Сложен бассейн мощной толщей преимущественно терригенных кайнозойских отложений. Наиболее погруженные части бассейна между массивом Наньшп и островом Калимантан мощность только молодых отложений превышает 15 км, из которых на долю миоцена приходится более 10 км. Верхняя часть бассейна (от среднего миоцена и выше) в периферийной (калимантанской) части сложны континентальными (дельтовыми эстуариевыми) образованиями, нижняя часть – морскими, в верхнем эоцене известны рифовые известняки. В приоцен-верхнемиоценовых отложениях выделяются 3 свиты (Лианг, Серия и Мири) образующие мощную (около 3500 м) продуктивную толщу с обильным развитием коллекторов, в основном терригенных. Остальная часть кайнозойских отложений сложена терригенно-карбонатными породами с прослоями углей (миоцен) и туфоносными породами. В этой части бассейна, где выявлены месторождения общая мощность кайнозойских отложений в Калимантанской части не превышает 10 км. В северо-восточной части бассейна мощность олигонец-миоценых терригенно-карбонатных отложений сокращается до 5 км.

Разломом Тинджар северо-западного простирания с амплитудой более 2 км бассейн делится на 2 блока: крупный северо-восточный (Бруней-Палаванский) приподнятый и западный опущенный. От разлома Тинждер отходит на юг 3 разлома.

Кайнозойские отложения краевой Калимантанской части бассейна дислоцированы в систему антиклиналей, обычно асимметричных нарушенных взбросами и сбросами с преобладанием северо-восточного простирания. В северо-западном направлении от острова Калимантан в сторону субаквальной части бассейна интенсивность складчатости уменьшается.

Нефтегазоносность бассейна установлена в 1910 году, когда было открыто месторождение Мири. В 1928 году открыто крупное месторождение юго-восточной Азии Серия ( Бруней) с начальными запасами 259 млн.т. Продуктивны плиоцен-верхнемиоценовые отложения содержащие 24 нефтенасыщенных пласта. Позднее на шельфе было открыто месторождение Юго-Западное Ампа (начальные запасы 147 млн.т) с залежами в плиоцене, Тембунг (более 100 млн.т).

Всего в бассейне выявлено 104 месторождения, в том числе 14 крупных включая 3 нефтяных и 1 газовое (крупнейшее) и 1 уникальное газовое месторождение Натуна, расположенное в Южно-Китайском море. Начальные запасы его УВ газов – 821-1300 млрд м³. Общие запасы газа включая углекислый газ 5,9 трлн м³. Месторождения связано с крупной куполообразной структурой площадью 320 км². Продуктивны известняки и песчаники (свита терумба). Мощность карбонатного резервуара достигает 1530 м. В газа содержится 21% метана и тяжелых УВ и 71% СО₂ (И. Мазур, 2004 г).

Месторождения калимантанской субаквальной части бассейна (северо-восточнее разлома Тинджар) образуют крупный Западно-Калимантанский ареал с зонами нефтенакопления, ориентированными в северо-восточном направлении.

Юго-западнее разлома Тинджар выделяется ареал с зонами нефтегазонакопления, ориентированными в субмеридиональном направлении.

В северо-восточной части бассейна (палаванской) открыто 10 нефтяных и газовых месторождений с залежами в рифовых известняках нижнего миоцена и песчаниках олигоцена.

Начальные суммарные ресурсы бассейна оцениваются в 7,5 млрд т УТ (Robinson, 1985).

Калимантан- Сулавесский НГБ с площадью более 600 тыс км² включает юго-восточную окраину острова Калимантан, западное побережье острова Сулавеси и небольшой юго-западный край острова Минданао. Центральная его часть занята котловиной моря Сулавеси и грабеном Макасарского пролива. Горное обрамление в пределах островов образовано раннекайнозойской (остров Калимантан) и позднекайнозойской (остров Сулавеси) складчатостью. Южная граница, отделяющая его от Восточно-Яванского НГБ скрыта под водами Яванского моря, где намечается резкое сокращение мощности кайнозойских отложений. В структуре бассейна выделяются 4 впадины: Сулавеси (море), Таракан-Бунью (западная часть моря Сулавеси), Баликаптан на востоке Макасарского пролива и Южно-Макасарская.

Нефтегазоносность бассейна установлена во впадинах Таракан-Бунью и Баликаптан. Они сложены мощными (до 8 км) кайнозойскими преимущественно терригенными породами со значительной ролью дельтовых, лагунных и мелководно морских отложений, в миоцене – угленосных. Карбонатные породы заметную роль играют лишь в олигоцене и эоцене.

Нефтегазоносны отложения среднего и нижнего миоцена (мощность 1700 м) и верхнего плиоцена (мощность более 1 км). Коллекторы – песчаники. Месторождения нефти и газа образуют антиклинальные зоны НГН в двух ареалах – крупном Баликаптанском и меньшем – Таракан-Бунью.

В Баликаптанском ареале, который находится на юго-западе бассейна известно к 90-м годам более 50 месторождений нефти и газа, большая часть которых связана с двумя протяженными антиклинальными зонами. Нефтегазоносны песчаник и нижнего и среднего миоцена. Для структур месторождений характерно крутые западные крылья, осложненные взбросами, часто с ядрами, осложненными внедрением глин олигоценового возраста. Залежи пластовые сводовые, нарушенные иногда тектонически экранированные. Наиболее крупное месторождение Аттака (52 млн т) расположено в Макасарском проливе. В ареале ЗНГН Таракан-Бунью, расположенном на северо-западе бассейна к 90-м годам выявлено 13 месторождения, образующие 2 антиклинальные зоны северо-западного простирания. Структуры месторождений представлены более пологими антиклиналями. Продуктивны песчаники плиоцена. Наиболее крупное месторождение здесь Памузиан.

Начиная с 1897 и 1990 году открыто около 100 месторождений в бассейне. В последние годы новые месторождения выявлены а акватории на западе Макасарского пролива.

Небольшой НГБ Барито расположен на крайнем юге острова Калимантан и по типу является пограничным. Складчатый восточный борт представлен круто наклоненными складками подсеченными надвигами, платформенный западный борт образован полого залегающими кайнозойскими отложениями. Южная часть бассейна находится на шельфе Яванского моря и ограничено поднятием.

В бассейне на складчатом борту к началу 90-х годов выявлено более 10 нефтяных месторождений с залежами в песчаниках эоцена.

Внутригеосинклинальная Филиппино-Молуккско- Новогвинейская нефтегазогеологическая провинция расположена в зоне современной складчатости и объединяет бассейны, приуроченные к синклинориям в пределах Филиппинских и Молуккских островов. На острове Лусон находится Кагаянский ПНГБ, в котором известно 2 небольших газовых месторождения с залежами в песчаниках миоцена. Юго-западнее Кагаянского бассейна расположен бассейн Пампанга с 2 месторождениями. На острове Серам открыто 3 нефтяных месторождения в песчаниках плиоцена и триаса (3000 м). На западе острова Новая Гвинея расположен НГБ Вогелкоп. Потенциальный НГБ могут быть выделены на северо-востоке острова Новая Гвинея на месте Новогвинейского и Соломонова морей и прилегающих островов архипелага Бисмарка и Соломонова.

Нефтегазоносны бассейн Вогелкоп занимаю южную часть одноименного полуострова, центральную часть полуострова Бомбарай, северную окраину острова Мисол и расположенную между ними субаквальную территорию. Бассейн обрамлен позднекайнозойскими складчатыми сооружениями. В строении бассейна принимают участия кайнозойские отложении, начиная с эоцена мощностью более 6 км. Верхняя часть разреза плиоценовая угленосная терригенная, нижняя миоцен-палеогеновая терригенно-карбонатная. Кровля верхнего миоцена осложнена рифовыми постройками, наиболее развитыми на западе с высотой до 490м. Поперечным поднятием бассейн разделен на 2 впадине на западную и восточную. Нефтегазоносность бассейна связана с рифами миоцена, последние опоясывают западный склон западной впадины.

К 90-м годам выявлено более 25 нефтяных месторождений из которых только 2 расположены в восточной впадине.

Складчатая Восточноазиатская (островодужная) нефтегазогеологическая провинция связана с островными дугами геосинклинального пояса Восточной Азии и объединяет Татарско-Япономорский и Тайваньский НГБ, Преднансейский ПНГБ и ВНГБ Восточного Хонсю.

Преднансейский ПНГБ расположен восточнее Японской складчатой системы, с востока он ограничен Нансейским желобом, а с запада антиклинорием Нансей (остров Рюкю, Кюсю и Сикоку). В этом бассейне известно небольшое месторождение с продуктивной толщей в нижнем миоцене.

Наиболее важным в провинции является Татарско-Япономорский НГБ по типу лотерально-гетерогенный (пограничный). Он протягивается от Татарского пролива на севере через Японской море до острова Четжидо на юге. Значительная часть его занята Япономорской котловиной с корой океанического типа. Восточная наземная часть слагается краевыми частями островов Сахалин, Хоккайдо и Хонсю, образующими складчатый борт бассейна. Западная наземная часть его представляет собой горноскладчатое обрамление платформенного борта.

Северная часть бассейна, занятая Татарским проливом, представляет собой ассиметричный грабен с крутым восточным бортом, сложенный кайнозойскими отложениями мощностью до 7 км. Складчатый борт бассейна состоит из 3 складчатых зон синклинориев (с севера на юг): Иссикари-Сахалинского, Уэцу и Синдзи, разделенными поднятиями.

Иссикари-Сахалинский синклинорий протягивается вдоль западного побережья Сахалина и через среднею часть острова Хоккайда.

Синклинорий Уэцу занимает прибрежную часть северной половины острова Хонсу, поперечный выступ делит его на две части: Акитанасевере и Ниигата на юге.

Синклинорий Синдзи занимает северное побережье южной половины острова Хансу.

Складчатый борт бассейна сложен преимущественно терригенными породами со значительной примесью вулканогенного материала, с континентальными угленосными, реже морскими неогеновой и палеогеновой систем с максимальной мощностью на севере до 15 км, в синклинории Иссикари до 6,2 км, в синклинории Уэцу до 10 км. Большая по мощность часть разреза приходится на миоцен.

Кайнозойские отложения складчатого борта дислоцированы в узкие, линейные, ассиметричные складки, а иногда нарушены взбросами, надвигами.

Нефтегазоносность бассейна известна с 1870 года. В Иссикари-Сахалинском синклинории месторождения образуют два небольших ареала ЗНГН на северо-востоке острова Хоккайдо и в средней части западного побережья этого острова. В ареалах к 1990 году известно более 30 нефтяных и более 10 газовых месторождений.

Синклинории Уэцу выделяются три ареала ЗНГН: крупные Акита и Ниигата и небольшой Сокайдзан. В ареале Акита известно более 50 нефтяных и 15 газловых, в ареале Ниигата, расположенной южнее, более 60 нефтяных и более 20 газовых месторождений. Во всех ареалах нефтегазоносны песчаники плейстоцена, плиоцена, миоцена, а в ареале Иссикари – также верхнеолигоценовые и верхнеэоценовые отложения. Плейстоцен и плиоцен преимущественно газоносны, миоцен и палеоген – нефтеносны.

Запасы большей части нефтяных месторождений бассейна не превышают 5 млн.т, а газа несколько млрд.м³. Наиболее крупное нефтяное месторождение Ябасе с запасами нефти 20 млн.т. расположено в северной части ареала ЗНГН Акута.

Тайваньский НГБ занимает краевую северо-западную часть одноименного острова, представляющую складчатый борт пограничного бассейна. Платформенный борт находится под водами Тайваньского пролива. Восточное горное обрамление бассейна представлено антиклинорием Центрального хребта острова. Поперечным поднятием бассейн делится на 2 впадины: северную с мощностью неогена 5,5 км и южную с мощностью неогена более 8 км.

Неогеновые отложения сложены терригенными, угленосными отложениями.

Основной нефтегазоносной толщей бассейна являются миоценовые отложения, мощность которых до 3 км.

К 90-м годам в северной части известно около 10 нефтяных и газовых месторождений, образующих 3 антиклинальные зоны НГН. В южной части открыты 4 газовых месторождения с залежами в песчаниках верхнего плиоцена.

Структуры месторождения представлены узкими, крутыми антиклиналями, подсеченными взбросами.

Наиболее крупное месторождения Тихгешан газоконденсатное (запасы газа 13 млрд.м³).