Ассамский нефтегазоносный бассейн

23.09.2019

Ассамский нефтегазоносный бассейн приурочен к небольшой межгорной впадине, расположенной в долине р. Брахмапутры, в Индии. Ассамский бассейн имеет двустороннее горное обрамление в связи с крупным петлевидным изгибом области альпийской складчатости — Альпийско-Гималайского горного складчатого пояса. С севера бассейн ограничен высокогорным (до 4,5 км) Гималайским складчатым сооружением, сложенным отложениями докембрийского — эоценового возраста, образующими систему покровов, надвинутых в южном направлении. Юго-восточное обрамление бассейна представлено антиклинорием Нага, образованным серией изоклинальных складок, сложенных преимущественно палеогеновыми отложениями, морфологически выраженных в виде среднегорной области высотой до 3 км. Границей между Ассамским и более южным — Бенгальским бассейнами служит обособленный выступ Индостанского щита — горный массив Шиллонг, сложенный докембрийскими отложениями, а также складчатый комплекс гор Джантийя и Барайл, сложенных в основном палеогеном (абс. отметки до 2 км).

На западе Ассамский бассейн отделяется от смежного Гангского тектоническим выступом с выходами на поверхность докембрийского фундамента, образующими ряд небольших холмов в долине р. Брахмапутра.

Долина Брахмапутры рассматривается в качестве рамповой впадины, обрамленной с обеих сторон серией разрывных нарушений, В центральной части впадины намечается обширное погребенное поднятие платформенного типа — срединный массив, являющийся опущенным восточным продолжением массива Шиллонг, перекрытого мощным (свыше 5—6 км) комплексом кайнозойских отложений, вероятно, подстилающих более древними образованиями (рис. 110). Углы наклона слоев здесь не превышают нескольких градусов. От краевых частей бассейна упомянутое поднятие отделено узкими глубокими прогибами и затем системой чешуйчатых надвигов и взбросов, особенно полно развитых на южном борту впадины в Haгa-Дизангской чешуйчатой области. В поднятых крыльях надвигов на поверхности иногда сохраняются ядра антиклинальных складок, срезаемые разрывами на небольшой глубине.

В разрезе кайнозойских отложений, составляющих основную часть осадочного выполнения Ассамского бассейна, наблюдается толща конгломератов плиоцен-плейстоцена, пресноводные и солоноватоводные песчано-глинистые отложения миоцена-олигоцена (9 км) и монотонная серия глин (мощностью 3 км), соответствующая нижней части палеогена (эоцен-палеоцен, возможно, также верхи мела). В северной части бассейна предполагается также присутствие мезозойских, в частности, юрских и верхнепалеозойских отложений (табл. 45).

Основными нефтеносным толщами являются песчаники типа миоценового возраста (месторождение Дигбой) и олигоценовые песчаники барайл (месторождения Нахоркатия и Моран), образующие ряд пластовых резервуаров.

В пределах бассейна в настоящее время известны два типа зон нефтегазонакопления: а) связанные с цепочками надвинутых в виде чешуй антиклинальных складок, обрезанных разрывами; б) связанные с валами и цепочками пологих брахиантиклиналей, погребенных под аллювиальной равниной р. Брахмапутра. Первая разновидность зон характерна для краевых частей бассейна — Нага-Дизангской чешуйчатой области, где известно старейшее и до недавнего времени единственное разрабатываемое в Индии месторождение Дигбой. Подобные же зоны, но, вероятно, еще более сильно нарушенные, должны быть развиты и вдоль северного края бассейна. Широкое развитие разрывов и сложное строение чешуйчатых зон мало благоприятствуют сохранению крупных нефтяных залежей. На месторождении Дигбой в последние годы добывалось свыше 400 тыс. т, нефти в год (а всего с начала эксплуатации около 10 млн. т).

Наиболее перспективной частью Ассамского бассейна является его центральная область, отвечающая погребенному срединному поднятию. На его южном склоне установлены зоны нефтегазонакопления второго типа. Месторождения приурочены к пологим погребенным платформенным бра-хиантиклиналям, рассеченным сбросами на ряд блоков, играющих существенную роль в распределении нефтяных залежей. Последние залегают на значительной глубине, будучи скрыты под толщей четвертичных аллювиальных осадков мощностью 1,5 км и миоценовых отложений мощностью также 1,5 км и более. Благоприятными данными для этой области являются спокойные условия залегания осадочного покрова большой мощности.

На месторождениях Нахоркатия и Моран скопления нефти и газа приурочены к олигоценовым песчаникам. Суточные дебиты скважин составляют 50—100 и до 300 т.


Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна