Таримская платформа

Содержание

Введение………………………………………………………………………...…3

1. История и состояние нефтегазогеологической изученности месторождения……………………….…………………..……………4
2. Краткий геологический очерк…………………………………….….4

  Литофациальная характеристика Таримской платформы…...4

3. Нефтегазоносность Таримской платформы………………………...9
4. Направления поисково-разведочных работ……………………….10

   Направления разведки нефти…………………………………….10

   Направление разведки газа……………………………………….11

Заключение………………………………………………………………………12

Список использованной литературы………………………………………….13

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

       Таримская платформа (560 тыс км²), ограниченная Тяньшанской и Куньлунской складчатыми областями, расположена в северной части Западного Китая. В ее осадочном чехле, перекрывающем эрозионную поверхность досинийского фундамента, выделяются полифациальные синийские и разновозрастные фанерозойские формации. Во многих из них установлены нефтегазогенерирующие и продуктивные горизонты, многочисленные нефтегазопроявления, залежи и месторождения углеводородов. В результате нефтегазогеологических исследований выявлены существенные особенности строения фундамента и разновозрастных комплексов осадочного чехла. Открыто 28 месторождений и более 50 залежей. Запасы нефти и газа Таримского месторождения составляют в суммарных разведанных запасах страны соответственно одну седьмую и одну четвертую часть.

     В моем реферате приводятся оценка состояния нефтегазогеологической изученности Таримской платформы, историческая справка и основные черты ее геологии. Описана нефтегазоносность района и обоснованы перспективы развития поисково-оценочных работ.

 

 

 

 

 

 

 

1. История и состояние нефтегазогеологической изученности месторождения

     Более 100 лет  назад в Таримском регионе были осуществлены первые геологические исследования. В 1958 г. Было открыто первое нефтяное месторождение – Ицикэликэ.

     В последующем  (1959-1977 гг.) проводились детальные площадные и профильные грави-, магнито- и сейсморазведочные исследования. Получили промышленный фонтан газа с конденсатом в параметрической скважине Кэцань-1.

     В процессе  последующего бурения (1978-1984) выявлены  многочисленные нефтепроявления, а в скважине Шацань-2 на Северо-Тарымском поднятии из ордовикских отложений с глубины 5391 м получен промышленный приток нефти (месторождение Якэла).

       В период  с 1985 по 2003 гг. все поисково-разведочные  работы были сосредоточены на подготовленных сейсморазведкой площадях Северо-Тарымского поднятия и Северного прогиба. Здесь на 19 площадях пробурены 33 разведочные и оценочные скважины; в 15 скважинах на 8 площадях получены промышленные притоки нефти.

2. Краткий геологический очерк

Литофациальная характеристика Таримской платформы.

       Рельеф фундамента в самом виде отражает важнейшие особенности строения осадочного чехла и предопределяет распределение его основных тектонических элементов (рис 1). Мощность, стратиграфический объем и внутренняя структура осадочного чехла, сформированные в результате длительных колебательных движений и многократных фаз активизации, резко дифференцированы (рис 2).

      Самым высоким тектоническим элементом является Южно-Таримское горстовое поднятие (глубина 1000м); в краевых приподнятых блоках метаморфизованные протерозойские породы выходят на дневную поверхность. В пределах широтноориентированного и наклоненного с запада на восток Центрально-Таримского поднятия, глубина поверхности фундамента составляет 3500м, а в Северо-Таримском поднятии – 6000м. Среди прогибов самыми глубокими являются Северный (до 16500 м) и Юго-Западный (до 14500 м). В других депрессионных зонах глубина поверхности фундамента не превышает 11000-13000 м,  а в     Юго-Восточном   прогибе                  составляет около 5000 м. Приподнятые зоны, как правило, ограничены разломами, в большинстве случаев взбросами. Предгорные депрессии отличаются асимметрией – обычно склон, обращенный к центру платформы, более пологий. В осадочном чехле достоверно установлены почти все основные стратиграфические подразделения верхнего докембрия (синия), палеозоя, мезозоя и кайнозоя, что является отражением почти непрерывного седиментогенеза в мигрирующих по площади бассейнах со специфическими палеогеографическими и геодинамическими режимами.

     Северо-Таримское поднятие (36600 км²) – крупное палеоподнятие, захороненное в предгорном прогибе под миоценовыми и плиоценовыми толщами (до 4000 м). В его пределах широко распространены синийско-девонские отложения. Несогласно (с разрывом) перекрывающиеся в своде каменно-угольно-пермскими. Триасовые толщи прослежены лишь в южных частях поднятия, а юрско-меловые распространены повсеместно. Поднятие осложнено рядом структур второго порядка (Северная моноклиналь, Центральное приразломковое поднятие, структурный нос Корла, разломно-ступенчатая зона Даалэлэ, депрессия Цаоху, Луньнанская зона погребенных холмов, моноклиналь Хэлахэтан, Якэла-Дунхэтанская зона антиклиналей, Инмайлийская зона антиклиналей, Нанька-Кэтурская зона антиклиналей).    В пределах некоторых из них выявлены месторождения и залежи углеводородов.

Рис. 1 Обзорная схема тектонического и нефтегазогеологического районирования Таримской платформы.

      Центрально-Таримское поднятие (110800 км²) осложнено тремя крупными структурами второго порядка (Бачуское Высокое, Центральное Низкое и Восточное Низкое поднятия), 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 к коре выветривания в кровле ордовика.

 

Рис. 2 Карта мощности осадочного чехла Таримской платформы

       Южно-Таримское поднятие (33800 км²) представляет собой вытянутый в северо-восточном направлении горст, ограниченный двумя крупными разломами. Осадочный чехол на востоке поднятия представлены лишь третичными образованиями (до 2500 м), залегающими непосредственно на фундаменте. На западе в разрезе появляются и палеозойские толщи. В структурном плане здесь вырисовываются 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 отложений достигает 10000 м, а на севере, вблизи Майгайтийской моноклинали, - всего около 2000 м. В предгорной части прогиба выявлены линейные складки и надвиговые структуры срыва. 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 (72 300 км²) – это грабенообразная  структура, расположенная между горами Куньлунь и Южно-Таримским поднятием. Его заложение и дальнейшее развитие контролировались разломной системой гор Алтынтаг и были тесно связаны 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).

     Куческий прогиб

     Прогиб выполнен  мощной, примерно 10000 м, толщей кайнозойских  отложений. О степени развития  палеозойских отложений нет каких-либо  данных. К северной части прогиба  приурочен центр погружения мезозойских  отложений, а в южной части  прогиба находится центр погружения  кайнозойских отложений. Складки  и взбросы в этих отложениях  морфологически четко выражены. В целом структуры развиваются  зонально. Для локальных структур характерна большая крутизна северных крыльев. Структуры на разных возрастных уровнях смещены относительно друг друга. Естественным в результате является выделение разных куполов для разных горизонтов.

     Краевые выступы  сложены разновозрастными толщами  протерозоя (фундамент) и палеозойским плитным комплексом; реже встречаются обнажения карбона и юры. Здесь развиты интенсивные покровные, сдвиговые и пликативные дислокации. Воздымание краевых выступов и, возможно, их перемещение на территорию Таримской платформы приурочены к концу неогена и связаны с гималайским диастрофизмом, затронувшим Тяньшанскую и Куньлунскую складчатые системы.

     В истории  формирования чехла Таримской платформы отчетливо проявились шесть этапов, отражающих эволюцию структуры и седиментационно-палеогеографического режима накопления нефтегазоматеринских толщ и преобразования УВ, доминирующих условий миграции, накопления и сохранения залежей углеводородов. Региональные стратиграфические и угловые несогласия знаменуют завершение соответствующего этапа эволюции бассейна, после которого происходит вздымание и размыв подстилающего комплекса обусловливают разрушение в нем залежей нефти и газа, но предопределяют формирование структурных ловушек в вышележащих отложениях. На бортах палеоподнятий образуются зоны стратиграфического прилегания, благоприятные для накопления углеводородов. Поверхности несогласий могут являться эффективными каналами миграции углеводородов.

  

3. Нефтегазоносность Таримской платформы

     Нефтематеринские породы в различных частях Таримского бассейна установлены почти по всему разрезу чехла. Аналитические данные по содержанию органического вещества и битумоидов имеются только по отдельным разностям пород кембрия, ордовика, карбона, перми, триаса и юры.

      В нижнепалеозойских  резервуарах из-за древнего возраста  основные коллекторы 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. Трещиноватые коллекторы на глубинах около 6000 м (пористость до 15%);

    В мезозойско-кайнозойском  комплексе хорошие коллекторы  с высокой пористостью и проницаемостью  представлены песчаниками значительной  мощности. Песчаники на глубине  4300 м имеют среднюю пористость 24%.

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

 

4. Направления поисково-разведочных работ

Направления разведки нефти

     Разведочные  работы нефти связаны преимущественно  с Северо-Таримским, Центрально-Таримским палеоподнятиями и западными дугообразными зонами Мангарской впадины. В Северо-Таримском районе большое внимание должно быть уделено комплексной разведке выступа Луньнань; антиклиналей на участке Инмайли, погребенных поднятий на участке Донхейтан-Синьхей. Будет проведена оценка северной части Мангарской впадины в целом. Необходимо составление карты каменноуголных отложений в Мангарской переходной  зоне Хадесуньского района, где есть возможность выбора крупнейших ловушек для разведочного бурения с целью выявления новых зон скопления черных нефтей. Одновременно, будут проведены разведочное бурение и оценка каменноугольных и триасовых ловушек в Восточном и Юго-Восточном Таримском районе.

     В Центрально-Таримском районе внимание будет уделено западному участку. Будут проводиться уточнение и переоценка песчаных ловушек донхейской свиты каменноугольного возраста с целью прироста запасов нефти и газа и открытия новых объектов скопления черных нефтей в Куческой северной моноклинальной и Западно-Цюлатагской зонах.

Направление разведки газа

     К настоящему  времени в Таримском бассейне уже выявлено кроме Кела-2 еще 13 газовых месторождений. Открытия связаны не только с взбросовыми зонами, но и с платформенными бассейнами. Но основные газовые месторождения и разведанные геологические запасы газа сосредоточены в Куческом прогибе, в пределах Бачуского поднятия и Юго-Западно-Таримского прогиба, где обнаружены зоны газонакопления серпообразной формы (западная часть бассейна). Эти районы станут главными объектами дальнейшей разведки газа. Кроме того, впадина Ингису в Восточно-Таримском районе, возможно. Станет другим важным газовым районом в Таримском бассейне после Куческого и Юго-Западно-Таримского прогибов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

В заключении, резюмируя  вышеизложенное, хотелось бы сказать  следующее:

• Тарим является крупным сложнопостроенным комбинированным бассейном, фундамент которого выражен континентальной корой, а осадочный чехол представлен породами, выполняющими форландовые бассейныю
• По сравнению с мировыми крупными кратонами, Таримский палеозойский кратон, несмотря на малые размеры, является тектонически стабильным в ядре и сильно деформирован в краевых частях.
• В Таримском бассейне установлено четыре вторичных мезозойско-кайнозойских форландовых бассейна с континентальной фациальной обстановкой: Куческий, Аватийский, Юго-Западно-Таримский и Юго-Восточно-Таримский.
• Таримская суперпозиционно-комбинированная нефтегазоносная система представлена 4 основными нефтематеринскими толщами, 4 основными коллекторскими интервалами разреза, 3 региональными покрышками и 7 нефтегазоносными комплексами.
• Тектонические характеристики Таримского бассейна предопределили два крупных направления проведения разведки нефти и газа: палеозойский кратон и сбросовые зоны мезозойско-кайнозойских форландов.