Джунгарский нефтегазоносный бассейн

Джунгарский бассейн расположен в пределах одноименной впадины в северной части Синьцзян-Уйгурского автономного района КНР. Бассейн имеет треугольную форму с длинной стороной, вытянутой в широтном направлении параллельно Восточному Тянь-Шаню на расстояние 700 км. Общая площадь бассейна составляет 130 тыс. км2 (рис. 89).

Характерной особенностью Джунгарского бассейна является чрезвычайно резко выраженная асимметрия его внутреннего строения и характера обрамления (рис. 90). Наиболее прогнутая осевая часть бассейна, в которой мощность мезо-кайнозойского осадочного покрова достигает 9—10 км, значительно смещена к югу, в сторону палеозойского складчатого сооружения Восточного Тянь-Шаня, составляющего южное горное обрамление бассейна. Осложненный складками крутой южный борт бассейна шириной не более 40— 50 км сильно отличается от очень пологого северного платформенного борта, занимающего большую часть впадины и достигающего ширины 200— 250 км. Спокойный платформенный характер тектоники северного борта, его геофизическая характеристика, обтекание линейными складчатыми зонами и данные, указывающие на ослабление дислоцированности палеозойских образований при движении от обрамлении в сторону Джунгарской впадины, дают основание полагать, что платформенный борт Джунгарского бассейна, за исключением узких краевых частей, покоится на цоколе древнего срединного массива.

Северо-западное и северо-восточное ограничения бассейна образованы низкогорными возвышенностями Майли, Джаир, Семистай на западе, Kapaмайли и Мэчинула на востоке, сложенные складчатым нижним, средним, отчасти верхним палеозоем.

С севера Джунгарская впадина обрамляется высокогорным каледонским складчатым сооружением Монгольского Алтая. Однако значительная северная часть Джунгарской впадины, расположенная на междуречье Урунгу и Черного Иртыша, не входит в состав нефтегазоносного бассейна в связи с малой мощностью осадочного покрова, неглубоким залеганием палеозойского складчатого основания и отсутствия на этой территории условий для образования скоплений нефти и газа.

Северной границей Джунгарского бассейна служит пологий, слабо выраженный в рельефе увал на левобережье р. Урунгу, вдоль которого по флексурной ступени происходит резкое выклинивание осадочного выполнения бассейна.

Основные области питания и создания напоров подземных вод Джунгарского бассейна расположены на юге, в предгорьях Восточного Тянь-Шаня. Джунгарская впадина в целом представляет артезианский бассейн практически с односторонним питанием, с преобладающим движением подземных вод и вероятным падением значений гидроизопьез в северном направлении.

Все это позволяет отнести Джунгарский бассейн в группу нефтегазоносных бассейнов асимметричных межгорных впадин палеозойских складчатых сооружений с преимущественно мезо-кайнозойским осадочным выполнением.

В центральной части бассейна слабо дислоцированный осадочный покров, по-видимому, начинается с палеозойских отложений (каменноугольного возраста, а возможно, и более древних) (табл. 31).

Пермские отложения, особенно их верхняя половина, представленная сероцветными песчано-глинистыми образованиями, по степени метаморфизма, дислоцированности и областям распространения могут объединяться с мезо-кайнозойским терригенным комплексом, имеющим континентальное происхождение. В составе последнего выделяются красноцветная свита триаса; угленосная песчано-глинистая серия верхнего триаса, нижней и средней юры; красноцветный комплекс верхней юры, мела, палеогена и миоцена, содержащий подчиненные пачки сероцветных и зеленовато-серых пород; желтовато-серая алеврито-песчаниковая толща нижней части плиоцена; сероцветные конгломераты верхнего плиоцена — плейстоцена.

Наиболее полные и мощные разрезы мезо-кайнозойских отложений приурочены к южному предгорному прогибу, где их общая мощность достигает 9—10 км. В краевых частях северного платформенного борта бассейна мощность мезо-кайнозойских отложений сокращается до 1—3 км. Из разреза. здесь зачастую выпадают отдельные толщи.

Основными тектоническими элементами Джунгарского бассейна являются; южный Урумчинский предгорный прогиб Восточного Тянь-Шаня, соответствующий в основном складчатому борту бассейна, Джунгарский срединный массив, который вместе с валом Ишипулак и Южноурунгусской синеклизой составляют платформенный борт бассейна, и два межгорных прогиба — восточный Бортень-Гобийский и западный Эбинорский.

Урумчинский предгорный прогиб расположен между палеозойским складчатым сооружением Восточного Тянь-Шаня и ядром Джунгарского срединного массива. Южное крыло Урумчинского прогиба является одновременно складчатым бортом всего бассейна. Северное крыло Урумчинского предгорного прогиба образовано глубоко опущенным южным склоном срединного массива и входит в состав платформенного борта Джунгарского бассейна.

Складчатый борт бассейна осложнен тремя цепями антиклинальных складок, большей частью наклоненных к северу и нарушенных продольными разрывами. С юга на север одновременно с погружением складок наблюдается их выполнение, что связано как с общим ослаблением степени смятия осадков с приближением к срединному массиву, так и с меньшей дислоцированностью молодых, особенно плиоценовых, отложений по сравнению с более древними толщами. В ядрах южных антиклиналей, зачастую запрокинутых к северу, обнажаются мезозойские, а на востоке и пермские отложения, тогда как две северные антиклинальные цепи, нарушенные крупными продольными разрывами, сложены третичными отложениями. К северу от последних развиты отдельные адырные возвышенности, образованные четвертичными отложениями и, вероятно, соответствующие погребенным антиклинальным поднятиям.

Фундаментом складчатого борта служат палеозойские образования, в основном, вероятно, относящиеся к верхнему палеозою (карбону).

Северный платформенный борт Джунгарского бассейна представляет собой в целом пологую региональную моноклиналь, в которой фундамент погружается с глубины 2—3 км на севере до 9—10 км на юге, в зоне сочленения складчатого и платформенного борта, совпадающей, по данным гравиметрии, с наиболее погруженной осевой частью Джунгарского бассейна. Средняя величина погружения поверхности фундамента составляет порядка 50 м на 1 км.

На фоне постепенного погружения слоев к югу в центральной части платформенного склона бассейна, по данным магнитной съемки, намечаются крупные положительные аномалии округлых очертаний, занимающие, очевидно, центральную часть ядра срединного массива и выраженные в виде чрезвычайно пологого выступа в рельефе.

С северо-запада, севера и северо-востока платформенный склон Джунгарского бассейна ограничивается крутыми краевыми моноклиналями, носящими характер крупных флексур. Эти краевые части бассейна, по-видимому, имеют палеозойское складчатое основание.

Северная часть платформенного склона Джунгарского бассейна осложнена крупным валом Иншпулак, отделенным от северного края бассейна Южно-Урунгуским прогибом типа пеболыной платформенной синеклизы.

Локальные структурные элементы северного склона Джунгарского бассейна имеют четко выраженный платформенный характер. Это — ограниченные разрывами и флексурными перегибами блоковые выступы фундамента л пологие брахиантиклинальные поднятия с углами наклона слоев до нескольких градусов.

Краевые части Джунгарского бассейна, расположенные в месте сближения складчатого сооружения Восточного Тянь-Шаня, с поднятиями Майли и Джунгарского Алатау на западе, Карамайли и Мэчинула на востоке имеют двустороннее горное обрамление и приобретают характер межгорных прогибов асимметричного строения в связи с более слабой выраженностью северных обрамлений.

В восточном Бортень-Гобийском прогибе установлен целый ряд мелких складок, сложенных мезозойскими и пермскими отложениями, залегающими на круто дислоцированных породах каменноугольного возраста, образующих складчатое основание прогиба.

В западном Эбинорском прогибе, который, по геофизическим данным, также должен иметь палеозойское основание, помимо мезозойских отложений, значительную мощность имеют молодые третичные образования.

В Джунгарском бассейне известны многочисленные естественные нефтегазопроявления, связанные почти со всеми свитами мезо-кайнозоя, а также залежи нефти промышленного значения в верхнетриасовых, нижне-, среднеюрских и миоценовых отложениях. В составе меловых отложений промышленных скоплений нефти пока не обнаружено. Однако целый ряд данных позволяет считать, что меловые отложения наряду с верхним триасом — нижней — средней юрой принадлежат к числу важнейших промышленно-нефтегазоносных комплексов как на складчатом, так и на платформенном борту Джунгарского бассейна.

Зонами нефтегазонакопления Джунгарского бассейна являются, с одной стороны, цели передовых антиклинальных складок на южном борту бассейна и группы мелких антиклиналей в Бортень-Гобийском прогибе, с другой, — крупные валы и моноклинальные зоны, связанные с выклиниванием и структурными осложнениями платформенного борта бассейна.

На складчатом борту бассейна в южной высокоподнятой Чийгу-Караджальской зоне на месторождении Чийгу нижне-среднеюрской угленосной серии известны залежи нефти.

В двух более северных зонах нефтегазонакопления — Хоргосеко-Тугулукской и Тушандзы-Янцзыхайской, сложенных в основном миоценовыми и палеогеновыми отложениями, основными перспективными горизонтами являются миоценовые песчаники коричневой свиты, промышленно-нефтеносные на месторождении Тушандзы, отдельные пачки песчаников в палеогене, а также меловые отложения.

В Бортень-Гобийском прогибе перспективным является полого-складчатый мезозойский и пермский комплекс. Мезозойские, а возможно, и третичные отложения могут оказаться нефтегазоносными и в Эбинорском прогибе.

Месторождения Карамайской группы и Урхо с нефтяными залежами в верхнетриасовых — нижне-среднеюрских отложепиях приурочены к крупной краевой моноклинальной зоне нефтегазонакопления, примыкающей к северо-западному обрамлению бассейна. Месторождения связаны со структурными осложнениями — пологими брахиантиклиналями и отсеченными разрывами блоками, а также с зонами выклинивания и несогласного залегания мезозойских отложений. Месторождения карамайской группы примыкают с северо-востока к крупному платформенному выступу типа структурного носа шириной 25—50 км в поперечнике, погружающемуся в южном направлении. Имеются сведения о получении промышленных притоков нефти и в данном районе.

Первостепенный интерес как вероятная антиклинальная зона нефтегазонакопления представляет, очевидно, вал Ишипулак, учитывая, что, по геофизическим данным, фундамент здесь погружен на глубину около 3 км.