Индский нефтегазоносный бассейн

Индский нефтегазоносный бассейн расположен между Индостанским щитом и Альпийско-Гималайским высокогорным складчатым поясом. Большая часть бассейна находится на территории Пакистана, лишь юго-восточная краевая зона заходит в пределы Индии.

Восточная граница бассейна следует вдоль края Индостанского щита, в котором докембрийский фундамент выведен на поверхность или перекрыт весьма маломощным осадочным комплексом. На северо-востоке Индский бассейн отделяется от смежного Гангского бассейна крупным погребенным выступом, расположенным на водоразделе бассейнов рек Инд и Ганг на продолжении поднятия Араваллийских гор, находящихся в теле Индостанского щита.

Морфологически наиболее резко выраженным является северо-восточное обрамление Индского бассейна — Гималаи, где высотные отметки превышают 4—4,5 км. Внешняя цепь Кашмирских Гималаев образована крупным антиклинорием, сложенным отложениями различного возраста: от каменноугольных до эоценовых включительно. Это сооружение имеет сложноскладчатую структуру. Складки зачастую перевернуты, наклонены на юго-запад и образуют крупный покров, надвинутый в сторону краевого прогиба.

На северной оконечности Индского бассейна Альпийско-Гималайский пояс испытывает крутой изгиб и, огибая Джеламский выступ Индостанской платформы, резко, под углом, меняет северо-западное направление на юго-западное и затем (в Белуджистане) на меридиональное. Горные цепи Белуджистана (Сулеймановы горы, хребет Киртхар), образующие западное обрамление Индского бассейна, имеют более простое строение по сравнению с Гималаями и отличаются меньшими абсолютными высотами (2—2,5 км с отдельными вершинами высотой более 3 км). Складчатые сооружения Белуджистана сложены третичными, меловыми и юрскими отложениями, смятыми в крупные асимметричные линейные складки, наклоненные на восток, в сторону Индостанской платформы.

На юге нефтегазоносный бассейн р. Инд не замкнут и раскрывается в сторону Аравийского моря.

В структурном отношении западная и северная части бассейна представляют собой краевой прогиб, выполненный мощным комплексом молодых, в особенности третичных, отложений. Восточная половина бассейна расположена на западном склоне Индостанской платформы, несущем платформенный чехол мезозойских и третичных осадков, залегающих обычно непосредственно на до кембрийском фундаменте. По мере удаления от щита в сторону краевого прогиба наблюдается постепенное погружение фундамента на глубину до 6—9 тыс. м. Работами последних лет в Раджастане установлено наличие ступенчатых сбросов и блоковое строение платформенного склона.

На склоне имеется ряд крупных выступов докембрийского фундамента (Джеламский выступ) или же сравнительно небольшая глубина залегания его под юрскими осадками и трапповыми покровами мелового возраста.

Поднятия Кач и Катхиавар отделяют от Индского бассейна прогибы Камбей и Кач, выделенные в качестве самостоятельного Камбейского бассейна.

В центральной части Индского бассейна намечается четко выраженный поперечный пережим, образованный обращенными навстречу друг другу Джайсалмерским выступом платформы и изгибом южной оконечности Сулеймановых гор. В погребенном виде Джайсалмерский выступ, вероятно, протягивается через весь бассейн, разделяя его на две крупные впадины: Верхне-Индскую и Нижне-Индскую. В пределах краевого прогиба это поперечное поднятие отчетливо выражено в районе открытых в последнее время газовых месторождений суйской группы. По кровле эоценовых известняков амплитуда поперечного поднятия достигает 2 км. Эоценовые известняки суи, залегающие в своде поперечного поднятия на глубине 1,2—1,5 км, погружаются в сторону Нижне-Индской и Верхне-Индской впадин на глубину 3—3,5 км и более.

Для узкой полосы складчатого борта краевого прогиба, прилегающего к складчатым сооружениям Гималаев и Белуджистана, характерно наличие сжатых крутых линейных складок, нарушенных разрывами и наклоненных к осевой части прогиба. По мере удаления от горных складчатых сооружений степень дислоцированности отложений быстро ослабевает. Здесь развиты обычно пологие крупные куполовидные и брахиантиклинальные поднятия с углами наклона слоев на крыльях 1—5°. В строении складок принимают участие молодые сиваликские отложения, дислоцированные в плейстоценовое время. Как правило, краевой прогиб отделен от складчатого сооружения одним или несколькими разломами.

В большей, южной своей части краевой прогиб следует вдоль складчатых сооружений Белуджистана. Характерной особенностью этой части прогиба является субмеридиональная ориентировка структурных форм, широкое площадное развитие современных аллювиальных осадков и, очевидно, весьма глубокое опускание фундамента прогиба. Складчатый комплекс третичных отложений развит лишь в весьма узкой западной краевой полосе и на участке, находящемся непосредственно к северу от г. Карачи. Упомянутое выше Джакобабад-Джайсалмерское поперечное поднятие разделяет эту часть краевого прогиба на два отрезка — южный, примыкающий к складчатому сооружению гор Киртхар, и северный, связанный с Сулеймановыми горами.

Северный отрезок краевого прогиба, расположенный в месте крутого изгиба Альпийско-Гималайского пояса, относительно поднят и образует так называемое плато Иотвар высотой 200—1300 м (рис. 109). Поверхность плато сложена отложениями сиваликской и маррийской серий (миоцен-плейстоцен). Южное ограничение Потварского плато образовано Соляным кряжем, представляющим крупный моноклинальный блок, поднятый по продольному разрыву, следующему вдоль его южного края. Соляной кряж сложен осадками палеозоя, мезозоя и палеогена, на которых залегает мощная континентальная моласса верхнетретичного возраста. На северном склоне соляного кряжа наблюдается в общем весьма пологое (до нескольких градусов) погружение слоев в северном направлении, местами осложненное флексурными изгибами. Плато Потвар имеет в общем синклинальное строение. На обоих склонах синклинального прогиба, называемого Соанским, протягиваются цепи антиклинальных складок ЗЮЗ простирания. В северном направлении строение складок в целом усложняется. На южном крыле прогиба развиты обычно пологие купола и брахиантиклинали, на северном — четко-выраженные крутые складки вдоль северного края Соанского прогиба — сжатые изоклинальные и опрокинутые складки, осложненные изгибами.

К востоку от плато Потвар краевой прогиб круто поворачивает на юго-восток в соответствии с общим изгибом складчатого пояса. Расположенный здесь прогиб обычно рассматривается в качестве крайнего западного элемента Предгималайского краевого прогиба, который можно называть Кашмирским или Сиваликским. На северо-востоке близ Гималаев находится полоса смятых в складки верхнетретичных отложений (Сиваликские горы), сменяемых к югу полосой сплошного распространения речных четвертичных осадков. Во внутренней, прилегающей к Гималаям, складчатой зоне развиты изоклинальные и наклонные складки с крутыми и опрокинутыми южными крыльями (Сирмурский пояс), во внешней складчатой зоне — серия широких антиклиналей и синклиналей (Сиваликский пояс). Простирание структурных форм СЗ — ЮВ. Гималайское складчатое сооружение надвинуто на краевой прогиб по крупному Маррийскому надвигу.

В составе осадочного выполнения Индского бассейна основная роль принадлежит кайнозойским и мезозойским отложениям. Лишь на восточном склоне бассейна в основании разреза местами выделяются кембрийские, каменноугольные и пермские отложения. О строении последних можно судить по разрезам соляного кряжа, где общая мощность палеозоя превышает 1000 м (табл. 44). Вопрос о возможной нефтегазоносности палеозойских и триасовых отложений в Индском бассейне пока остается открытым.

Юрские отложения па западе Индского бассейна представлены в основном мощным известняковым комплексом, с которым связаны залежи нефти, на месторождениях Дхулиан и Карсал. На востоке в составе юрских отложений наряду с известняками выделяются морские и континентальные песчано-глинистые породы значительной мощности (Кач — видимая мощность юры 1900 м), часть из которых может рассматриваться в качестве возможных сингенетично-нефтегазоносных толщ.

Возможным перспективным комплексом являются также меловые отложения, в разрезе которых наблюдаются как толщи темноцветных глин, видимо, богатые рассеянным органическим веществом, так и коллекторские породы, представленные прослоями и мощными массивными толщами известняков и песчаников. Среди верхнемеловых отложений в Белуджистане отмечались отдельные нефтепроявления. На восточном краю бассейна меловые отложения имеют незначительную мощность.

Наибольшее количество естественных нефтегазопроявлений и основные промышленно-нефтегазоносные горизонты Индского бассейна приурочены к морским палеогеновым, в особенности эоценовым, отложениям. Благоприятный состав палеогеновых отложений, сложенных чередованием преимущественно темноцветных глин с коллекторскими породами, представленными известняками и песчаниками, и выдержанный характер распространения связанных с ними признаков нефтегазоносности и скоплений нефти и газа свидетельствуют о том, что данные отложения принадлежат к числу важнейших сингенетично-нефтегазоносных комплексов Индского бассейна.

Вышележащие неогеновые — плейстоценовые отложения образуют мощную серию пресноводных и солоноватоводных терригенных осадков молассового типа. Нефтегазопроявления в них встречаются довольно часто, особенно в нижних частях разреза, но обычно их появление может быть объяснено за счет вертикальной миграции из подстилающих нефтематеринских слоев палеогена. Такая картина, в частности, намечается Е.С. Пинфолдом для месторождения Kxayp, в котором нефтеносны все песчаные горизонты серии марри от поверхности до кровли эоценовых известняков, залегающих на глубине 1,5 км.

В зависимости от различий в условиях распространения и формирования скоплений нефти и газа в Индском нефтегазоносном бассейне могут быть выделены следующие известные и перспективные нефтегазоносные области: в краевом прогибе — Нижне-Индская, Верхне-Индская, Потварская, Сиваликская, Индо-Гангская, на склонах платформы — Тарская. Каждая из нефтегазоносных областей краевого прогиба разделяется на две части: внутреннюю, прилегающую к складчатому сооружению, в которой осадочный покров сильно дислоцирован, и внешнюю, примыкающую к склону платформы с весьма пологими структурными формами.

В пределах Нижне-Индской области сосредоточены все крупнейшие газовые месторождения бассейна. Необходимо отметить отчетливую связь этих месторождений с крупным поперечным поднятием с двусторонним питанием из прилегающих, глубоко прогнутых Нижне-Индской и Верхне-Индской впадин. Большая часть месторождении связана с крупными пологими куполовидными поднятиями, не имеющими четко выраженной ориентировки. Размеры поднятий составляют 20—50х15—30 км, углы наклона слоев — 1—5°. Mесторождения Уч и Зин приурочены к узким вытянутым складкам. Большая часть месторождений приурочена к двум нечетко очерченным зонам поднятий северо-западного направления. Месторождения Уч и Суй отделены от остальных месторождений на севере и юге узкими глубокими прогибами и в отличие от южных поднятий имеют близкую к широтной ориентировку. Месторождение Зин находится за пределами поперечного выступа, на южном краю складчатой зоны, окаймляющей южную периклиналь антиклинория Сулеймановых гор. В связи с этим залежи на месторождении Зин приурочены к более резко выраженному антиклинальному изгибу и подняты относительно залежей остальных месторождений на 1 км.

Основные газовые скопления связаны с мощным массивным природным резервуаром главного известняка суй мощностью 600—660 м, залегающим на глубине 600—1200 м. Наиболее крупным является месторождение Суй, в котором промышленные запасы газа оцениваются примерно 140—170 млрд. м3. Высота газовой залежи в главном известняке суй, на долю которого приходится 90% запасов газа месторождения, составляет 220 м. Свободный дебит газа в скважинах достигает 2,5—3,3 млн. м3/сутки. Остальные месторождения — Зин, Уч, Джакобабад, Хайрпур, Кандхот и Мари — более мелкие. На нескольких месторождениях, помимо главного газоносного горизонта, открыты залежи в вышележащих известняках серии лаки и известняки хабиб-рахи серии киртхар. Общие запасы газа всей группы месторождений оцениваются в 300 млрд. м3.

Менее изученной является территория Верхне-Индской возможно нефтегазоносной области. Общее сходство геологического строения данной области с описанной выше Нижне-Индской, ее положение между двумя областями с доказанной промышленной нефтегазоносноетью, а также наличие многочисленных естественных нефтепроявлений в палеогеновых и меловых отложениях в смежном складчатом сооружении Белуджистана позволяют оценивать перспективы нефтегазоносности Верхне-Индской области в достаточной степени высоко.

В Потварской нефтегазоносной области выделяются две группы месторождений — на северном и южном крыльях синклинального прогиба. Месторождения вытянуты в ЗЮЗ направлении, но каждое из них принадлежит самостоятельной антиклинальной зоне, отстоящей от смежных зон на расстоянии в несколько километров. Два месторождения —- Kxayp и Джойя-Мэйр — приурочены к крутым гребневидным асимметричным антиклинальным складкам с углами наклона слоев 35—70°. Месторождения Дхулиан и Балкассар приурочены к более пологим куполовидным поднятиям с углами падения на крыльях не более 30—35°. Основным нефтеносным горизонтом являются эоценовые известняки свит сакесар и бхадрар, являющиеся стратиграфическими аналогами газоносных горизонтов Нижне-Индской области и залегающие на глубине 1,5—2 км. На месторождении Kxayp нефтеносны песчаники серии марри верхнетретичного возраста. На месторождении Дхулиан, помимо нефтяных залежей, обнаружены залежь газа и новый продуктивный горизонт в палеоценовых известняках раникот. В 1959 г. на юге открыто небольшое нефтяное месторождение Карзал, на котором одна из скважин дает около 0,1 т нефти в сутки из эоценовых известняков. На месторождении Kxayp с 1915 г. по настоящее время добыто более 500 тыс. т. В настоящее время месторождение почти полностью выработано. Наиболее крупными являются месторождения Балкассар и Дхулиан. В 1957—1958 гг. па месторождении Балкассар добыча нефти достигала 400—500 т/сутки, на месторождении Дхулиан, помимо этого, добывается около 300 тыс. м3/сутки газа.

В 1959 г. суммарная добыча нефти в Потварской области составила 380 тыс. т.

В Сиваликской возможно нефтегазоносной области наблюдается постепенное погружение фундамента на север, по направлению к горам. В южной приплатформенной зоне развиты пологие, часто полузамкнутые структурные формы и флексуры; для северной полосы характерны резко выраженные складки и сильно расчлененный рельеф фундамента. Под мощным комплексом речных и пресноводных осадков верхнетретичного возраста залегают солоноватоводные и морские зеленовато-серые глины, известняки и мергели эоцена, пурпурные сланцы и песчаники олигоцена.

В Сиваликской области известен ряд естественных нефтегазопроявлений в пресноводных сиваликских отложениях, а в смежных частях Кашмирских Гималаев признаки нефти отмечены в песчаниках олигоцен-миоцен и известняках эоцена.

Индо-Гангская возможно нефтегазоносная область расположена в пределах крупного погребенного выступа, разделяющего Индский и Гангский (Предгималайский) нефтегазоносные бассейны. Так же, как и в Сиваликской области, здесь выделяется узкая предгорная полоса складок на севере и широкий платформенный склон на юге. Благоприятная региональная тектоническая обстановка области, возможность формирования скоплений нефти и газа за счет питания прилегающих глубоких прогибов на северо-западе и юго-востоке позволяют относить ее к числу весьма перспективных территорий.

В качестве самостоятельной возможно нефтегазоносной области Индского бассейна может рассматриваться обширный северо-западный склон Индостанской платформы, значительная часть которого лежит в пределах пустыни Тар. Помимо площадей нефтегазонакопления антиклинального типа, в Тарской области можно рассчитывать на обнаружение моноклинальных зон нефтегазонакопления, связанных с выклиниванием и несогласным залеганием отложений на склонах платформы и осложняющих ее крупных выступов, а также, возможно, в зонах разломов.

В целом Индский бассейн принадлежит к числу наиболее перспективных бассейнов Южной Азии.