Ирравадийско-Андаманский нефтегазоносный бассейн

Ирравадийско-Андаманский бассейн расположен в западной части Индо-Китайского полуострова. Доступная непосредственному изучению северная часть бассейна приурочена к впадине бассейна р. Ирравади, вытянутой в меридиональном направлении на расстояние свыше 1000—1200 км при ширине всего 150—200 км, расположенной на территории Бирманского Союза (рис. 111). Это впадина отличается общим региональным наклоном в южном направлении и раскрывается в сторону Андаманского моря, соответствующего, очевидно, центральной части бассейна.

Южным окончанием Ирравадийско-Андаманского бассейна, по-видимому, является небольшая впадина, охватывающая северную оконечность о. Суматры, раскрывающаяся в сторону Андаманского моря.

Граница Ирравадийско-Андаманского и индонезийских нефтегазоносных бассейнов проведена условно по предполагаемой погребенной структурной перемычке, намечающейся в районе Малаккского пролива, в месте сближения складчатых сооружений Суматры и Малакки.

Обрамления Ирравадийско-Андаманского бассейна морфологически выражены в виде среднегорных областей высотой 2—2,5 км на востоке и до 2,5—3,8 км на западе.

С востока бассейн ограничен мезозойским складчатым сооружением, образованным системой сложнодислоцированных линейных складок субмеридионального простирания, сформированных в триасе в результате индосинийской складчатости. В северной части бассейна в состав восточного обрамления входит Шаньский массив, в котором на докембрийском — нижнепалеозойском (?) фундаменте залегает умеренно дислоцированный покров перми и мезозоя.

Западное обрамление бассейна образовано альпийским складчатым сооружением Бирманско-Яванской дуги, протягивающейся от Аракан-Йома на севере через Андаманские и Никобарские острова к расположенным южнее Суматры островам Ментавай. Юго-западной границей бассейна служит центральный вулканический хребет о. Суматры.

Аракан-Йома представляет собой сложно построенный крупный антиклинорий, расположенный на продолжении Восточных Гималаев и образованный системой складок, сложенных преимущественно эоценовыми, отчасти более древними отложениями.

Собственно Ирравадийско-Андаманский бассейн — это крупный асимметричный межгорный прогиб со складчатой внутренней структурой. От смежных горных складчатых сооружений бассейн отделен обычно крупными разрывными нарушениями. Осевая, наиболее погруженная часть бассейна заметно смещена к западу, в сторону более активного обрамления областям альпийской складчатости. В западной части бассейна на севере фиксируется зона наибольших мощностей третичных отложений — 12—15 км, а на юге областям наибольшего прогибания соответствуют глубоководные впадины в западной части Андаманского моря (с глубинами до 4 км).

Особенно яркая асимметрия характерна для центральной части впадины Ирравади, что связано с наличием здесь на востоке устойчивого Шаньского массива (рис. 112). Западная часть впадины здесь имеет характер узкого, весьма резко выраженного прогиба с обрезанным системой разрывов крутым западным бортом. Большая восточная часть впадины представляет собой обширный, сложно построенный пологоскладчатый склон, обращенный в сторону Шаньского массива и несущий заметно сокращенный по сравнению с западом осадочный покров.

Северная наземная половина бассейна — впадина Ирравади в своей западной части разделяется поперечными перемычками на три прогиба: северный — Чиндвинский, центральный — Минбу и южный, или дельтовый. Прогибы осложнены системой субмеридиональных, обычно крутых, нарушенных разрывами складок, большая часть которых наклонена в восточном направлении. В восточной половине впадины Ирравади выделяется: пояс вулканических холмов, в северной части которого (г. Поуп) обнажаются дотретичные отложения, крупная антиклинальная зона Пегу-Пома, сложенная молодыми миоценовыми отложениями и отделенная от восточного края бассейна Ситтангским прогибом. На продолжении последнего в северной половине Ирравадийской впадины находится Мандалайский прогиб. На широте г. Мандалай в восточной половине Ирравадийской впадины намечается крупная поперечная зона прогибания, в сторону которой погружаются с юга периклинальные окончания поднятий Пегу-Йома и вулканической линии, а с севера — складки восточного борта Чиндвинского прогиба.

Северная центриклиналь Ирравадийско-Андаманского бассейна расположена в месте крутого поворота всех структурных элементов Альпийско-Гималайского пояса с востока на юг. К северо-востоку, в истоках рек Чиндвин и Ирравади выделяется ряд небольших прогибов, отделенных от основной части бассейна выступами древних пород, входящих в состав фундамента.

Осадочный покров северной наземной части Ирравадийско-Андаманского бассейна представлен чрезвычайно мощным комплексом третичных песчано-глинистых отложений. В их составе наблюдается грубое чередование толщ (мощностью 0,5—2 км), отличающихся преобладанием глин или песчаников. На юге разрез третичных отложений, за исключением самых верхних горизонтов, представлен морскими образованиями, в северной части Ирравадийской впадины наблюдается чередование морских, солоноватоводных и пресноводных осадков. Севернее 22° с. ш. палеоген и миоцен представлены в основном континентальными осадками, в составе которых существенная роль принадлежит песчаникам и конгломератам. Здесь на значительной площади из разреза полностью или частично выпадают отложения олигоцена.

Естественные нефтепроявления и промышленно-нефтегазоносные горизонты отмечены почти по всему разрезу неогеновых отложений, начиная со среднего эоцена до нижней части миоцена. В эоценовых отложениях известны многочисленные выходы нефти и газа в пределах западной краевой моноклинали. Основные промышленно-нефтегазоносные горизонты на месторождениях Ирравадийско-Андаманского бассейна связаны с олигоценовыми и нижней частью миоценовых отложений серии пегу. Природные резервуары имеют пластовый характер и представлены прослоями песчаников мощностью от 3 до 15 м. Общее количество продуктивных горизонтов достигает 35—50 м, глубина залегания их колеблется от 100 до 1800 м. Пористость песчаников изменяется от 15—18 до 35%, проницаемость — от нескольких десятков до 2000 мд, в среднем 200 мд. Суточные дебиты скважин достигают 130—140 т.

Локальные поднятия, к которым приурочены месторождения нефти и газа в Ирравадийской впадине, имеют асимметричный поперечный профиль с пологим западным и крутым, обычно осложненным надвигом, восточным крылом. Характерно широкое развитие поперечных сбросовых нарушений, расчленяющих месторождение на многочисленные блоки. Многие поднятия осложнены грязевыми вулканами, обычно располагающимися по линиям крупных разрывов в сводовых частях антиклиналей. Такие поднятия обычно не содержат сводовых залежей нефти; последние здесь приурочены к отдельным блокам. Отмечены также типичные диапировые поднятия, связанные с течением пластичных олигоценовых глин. По мере движения к югу строение складок в общем усложняется.

Основные нефтяные месторождения северной части Ирравадийско-Апдаманского бассейна приурочены к центральному прогибу (Минбу), который можно рассматривать в качестве самостоятельной нефтегазоносной области. Большая часть месторождений расположена на восточном борту прогиба. Здесь выделяется несколько меридионально ориентированных антиклинальных зон нефтегазонакопления. К одной из зон, протягивающейся в 20 км восточнее оси прогиба, приурочены месторождения Сабе-Енангьят, Чаук-Ланива, Енангьяунг и Ондве. В 30—50 км южнее Енангьяунга несколько кулисообразпо по отношению к отмеченной зоне располагается антиклинальная зона Минбу, в пределах которой также имеется несколько месторождений (Минбу, Падауклин). Восточнее первой зоны проходит еще одна цепь антиклиналей, наиболее северной из которых является поднятие Махудаунг. Восточнее имеется еще несколько цепей антиклиналей.

В настоящее время добыча нефти производится лишь на двух площадях — Чаук-Ланива и Енангьяунг.

Чаук и Ланнва представляют собой два участка одного месторождения, разделенного руслом р. Ирравади. Месторождения приурочены к асимметричной брахиантиклинали, сложенной олигоценовыми песчаниками свиты окминтаун с пологим западным крылом, наклоненным под углом 10—15°, и очень крутым, местами подвернутым восточным крылом, рассеченным продольным надвигом. Серией широтных сбросов месторождение расчленено на ряд блоков, играющих существенную роль в распределении залежей. Нефтяные залежи имеют небольшие газовые шапки. Основными нефтегазоносными горизонтами являются песчаники свиты падаун (олигоцен), в которых наблюдается около 35 горизонтов мощностью 3—15 м, залегающих на глубинах 0,4—1,5 км. Суточные дебиты скважин колеблются от десятков килограммов до десятков тонн.

Месторождение Енангьяунг расположено в 50 км южнее Чаука в той же антиклинальной зоне. Оно связано с брахиантиклинальной складкой почти симметричного строения. Углы наклона слоев на крыльях поднятия составляют 40° на восточном и 50° на западном. Складка разбита многочисленными сбросами па блоки. Обычно разрывы затухают на небольшой глубине. На поверхности обнажаются миоценовые песчаники свиты чауко. Нефтеносные горизонты приурочены к миоцену и олигоцену: свитам чауко, пьо-буэ, окминтаун и падаун. Общая мощность нефтеносного комплекса достигает 1350 м. В разрезе наблюдается 50 нефтегазоносных горизонтов мощностью от 3 до 45 м, залегающих на глубинах от поверхности до 1700 м. Нефтяные залежи в свитах окминтаун и падаун сопровождаются газовыми шапками. Суточные дебиты скважин изменяются от 140 кг до 140 т. Месторождение Енангьяунг разрабатывается с последнего десятилетия прошлого века. Суммарная добыча нефти на месторождении Енангьяунг до 1956 г. составила 24 млн. т.

Нефти Ирравадийской впадины имеют парафинистое основание, отличаются высоким содержанием смол. Удельный вес нефти 0,81—0,83.

К югу от основных месторождений складки более резко дислоцированы и тесно сближены друг с другом.

На западном борту прогиба Минбу известно лишь одно месторождение — Енанма, расположенное на моноклинали. Небольшая нефтяная залежь здесь, по-видимому, ограничена разрывным нарушением (Эванс), хотя имеются представления об образовании скоплений нефти за счет выклинивания песчаных горизонтов вверх по восстанию (Котте).

Северная Чиндвинско-Мандалайская нефтегазоносная область, расположенная к северу от 22° с. ш., отличается развитием преимущественно континентальных третичных отложений, а также отсутствием или слабым распространением олигоцена. Все поверхностные нефтепроявления северной области приурочены к верхней половине эоцена. В западной части области выделяется собственно Чиндвинский прогиб, на восточном крыле которого выделяется ряд антиклинальных зон нефтегазонакопления, имеющих сравнительно простое строение. Здесь известно небольшое нефтегазовое месторождение Индо, приуроченное к асимметричной брахиантиклинали с пологим (<10—15°) западным и крутым (<50—65°) восточным крыльями. Нефтеносные горизонты, связанные с песками верхней части серии пегу, залегают на небольшой глубине (250—350 м). Ниже выделяются газоносные пески с большим пластовым давлением.

Серия антиклинальных зон района Индо является структурным разделом между Чиндвинским прогибом и расположенным юго-восточнее сложно построенным прогибом низовьев рек Чиндвин, My и района г. Мандалай. Разрез этой территории аналогичен Чиндвинскому прогибу. Здесь выделяется ряд крупных меридионально ориентированных антиклинальных и синклинальных зон. Часть из них представляет интерес для поисков нефти и газа.

Весьма перспективной нефтегазоносной областью Ирравадийско-Андаманского бассейна является южный или дельтовый прогиб, перекрытый сплошным чехлом аллювиальных отложений. Значительная мощность третичных отложений, преобладание в их разрезе морских осадков и несомненное наличие погребенных поднятий дают возможность высоко оценивать перспективы нефтегазоносности данной области. В последнее время здесь пробурено несколько глубоких скважин (Къякла, Дедайе, Пайягон), в которых получены незначительные признаки газа, приуроченные к миоценовым отложениям.

Максимальных размеров добыча нефти в Ирравадийской впадине достигала в 1932 г., когда было получено 1155 тыс. т. В 1963 г. добыча нефти здесь составила около 600 тыс. т.

Южная оконечность Ирравадийско-Андаманского бассейна занимает небольшую северную часть острова Суматры. На дотретичном фундаменте здесь залегает осадочная толща, обнимающая по возрасту интервал от эоцена до плиоцена включительно, общей мощностью 7,5—9,4 тыс. м. Эоцен, нижний и средний миоцен образуют трансгрессивную серию, а верхний миоцен и плиоцен — регрессивную. Эоцен представлен брекчиями и песчаниками с подчиненными известняками (мощность около 800 м, развит локально). Нижний и средний миоцен сложены монотонными, глинистыми толщами с незначительным развитием песчаников в верхах (мощность до 6000 м). Верхний миоцен представлен песчано-глинистой толщей; кверху песчанистость нарастает, и толща постепенно приобретает почти полностью континентальный характер (мощность до 1100 м). Плиоцен сложен в основном континентальными песчано-глинистыми образованиями с преобладанием песков и песчаников (мощность до 1500 м) (табл. 46).

Промышленная нефтегазоносность приурочена почти целиком к верхнему миоцену; совершенно подчиненное значение имеет нефтеносность самых верхов среднего миоцена и самых низов плиоцена. Коллекторы представлены песчаниками и песками; природные резервуары, видимо, пластовые.

Насчитывается до 12 нефтегазовых месторождений антиклинального типа, в основном группирующихся в зону (зоны?) северо-западного простирания. По-видимому, антиклинальная зона (зоны?) связана с блоковым поднятием фундамента.

Крупнейшее месторождение Рантау приурочено к довольно пологой антиклинали, интенсивно нарушенной многочисленными разрывами. Они разбивают антиклиналь и месторождение на ряд самостоятельных блоков. Насчитывается до И продуктивных песчаных горизонтов мощностью от 3 до 30 м.