К оглавлению

К оценке перспектив нефтегазоносности Узбекистана

А.М. ГАБРИЛЬЯН, А.Г. БАБАЕВ

Юго-восточная часть Средней Азии в послепалеозойское время входила в состав обширной Урало-Сибирской эпигерцинской платформы. В пределах Узбекистанской части этой платформы уже к началу мезозоя наметились структурные новообразования, которые по своей природе скорее всего являются унаследованными тектоническими элементами. К числу таких новообразований относятся Ферганская, Зеравшанская, Южнотаджикская, Приташкентская, Бухаро-Каршинская, Чарджоу-Питнякская и Южноаральская впадины. Ферганскую, Южнотаджикскую, Бухаро-Каршинскую, Чарджоу-Питнякскую и, по-видимому, Южноаральскую впадины можно рассматривать как самостоятельные нефтегазоносные бассейны.

В мезозое перечисленные впадины представляли собой области распространения мелководных морей и лишь временами - водоемы типа лагун и озер. Вначале морские бассейны охватили Южнотаджикскую и Бухаро-Каршинскую впадины (триас, средняя и верхняя юра), затем Чарджоу-Питнякскую, Южноаральскую (апт и альб) и, наконец, еще позже, в альбе, сеномане и нижнем туроне, соответственно Ферганскую, Приташкентскую и Зеравшанскую.

В разрезах отложений этих впадин отмечается наличие нескольких нефтематеринских свит (в Бухаро-Каршинской впадине - три, в Южнотаджикской депрессии - четыре, в Ферганской - четыре - пять) и большого числа продуктивных горизонтов.

Важным элементом для оценки перспектив нефтегазоносности впадин Узбекистана служит определение стратиграфического диапазона возможной промышленной нефте- и газоносности.

Наибольший стратиграфический диапазон нефтегазоносности можно ожидать в Южнотаджикской депрессии. Здесь нефтегазоносные горизонты возможны в интервале от среднеюрских до среднеэоценовых отложений. В Бухаро-Каршинской и Чарджоу-Питнякской впадинах диапазон возможной нефтегазоносности, по-видимому, располагается в интервале от средней юры до палеоцена. Но в связи с тем, что на большей части этих территорий палеоценовые отложения размыты до кровли, возможность открытия здесь крупных месторождений газа или нефти в палеоценовых слоях сомнительна.

Достаточно широк диапазон возможной нефтегазоносности и в Ферганской депрессии. Здесь промышленно продуктивные горизонты могут встретиться в интервале от нижнего мела до неогена включительно.

В настоящее время Узбекская ССР с достаточным основанием может быть отнесена к числу важнейших нефтегазоносных областей Советского Союза. В пределах Узбекистана выделяются три нефтегазоносные области: Ферганская депрессия, Западный Узбекистан и Сурхан-Дарьинская депрессия.

Приташкентский район, также рассматривающийся некоторыми исследователями в качестве перспективного, в настоящее время может быть в лучшем случае отнесен к категории земель с невыясненными перспективами.

Ферганская депрессия

Ферганская депрессия представляет собой типичную межгорную впадину, выполненную мезо-кайнозойскими отложениями и окаймленную почти со всех сторон более древними разновозрастными горными сооружениями.

До последнего времени промышленная нефтегазоносность в Фергане была связана с горизонтами палеогена и только получение нефти из меловых горизонтов на месторождениях Южный Аламышик и Северный Риштан, а также газовых фонтанов на Палванташе и Ходжаабаде позволило значительно расширить стратиграфический диапазон продуктивной толщи, включив в нее как палеогеновые, так и меловые отложения.

Среди основных геологических предпосылок, благоприятствующих образованию нефти и газа и их промышленных залежей в Фергане и позволяющих высоко оценивать перспективы нефтегазоносности ее, прежде всего надо указать на следующие.

1.     Существование здесь в различные периоды мелового и палеогенового времени сравнительно мелководных наплатформенных морских бассейнов, гидрологический режим и биономические условия которых благоприятствовали накоплению исходного органического вещества и превращению его в нефть и естественный газ.

2.     Затрудненная связь меловых и палеогеновых водоемов Ферганы с соседними участками открытого моря, что приводило здесь к образованию полузамкнутых опресненных бассейнов с благоприятными условиями нефтегазообразования.

3.     Наличие многочисленных благоприятных антиклинальных, брахиантиклинальных и других структур, которые явились ловушками для нефти и естественного газа.

4.     Наличие мощных толщ, перекрывающих продуктивные горизонты палеогена и мела и таким образом в большинстве случаев предохранивших залежи нефти и газа от последующего размыва и истощения.

Наметившееся за последние годы снижение добычи нефти по Фергане вызвано главным образом недостаточным объемом буровых работ и недопустимо большими сроками подготовки новых разведочных площадей к разработке. Кроме того, все увеличивающиеся глубины бурения, факты несоответствия глубинной и поверхностной тектоники в виде установленного в последнее время явления «перекатывания осей» также создали дополнительные затруднения в освоении новых площадей и повышении нефтедобычи.

Наиболее важными в промышленном отношении в Настоящее время остаются меловая и палеогеновая части стратиграфического разреза. Меньшее значение имеют неогеновые отложения. Южноферганскую полосу с полным основанием можно рассматривать как наиболее перспективную зону для поисков новых месторождений нефти и газа в меловых и третичных отложениях.

Все поднятия в пределах адырной и приадырной зон Ферганы, еще не вовлеченные в разведку, несомненно, представляют практический интерес для поисков нефти в палеогеновых коллекторах, залегающих иногда на значительной глубине (2500 м).

К числу таких поднятий в первую очередь относятся Кассансайская и Наманганская антиклинали, в пределах которых нефтеносные отложения палеогена располагаются по данным геофизических исследований на глубине порядка 4000 м. Сюда же следует отнести и антиклинальные складки Чуст-Пап, Самгар, Тузлук и другие, в которых нефтегазоносные слои палеогена залегают, вероятно, на глубинах 5000-6000 м.

Перспективы газонефтеносности палеогеновых отложений Ферганы в целом нельзя считать окончательно выясненными до освещения геологического строения центральной части депрессии, покрытой мощным чехлом четвертичных и современных образований.

В связи с этим возникает необходимость продолжения и расширения комплекса геофизических исследований глубинного строения центральных участков Ферганской депрессии.

Вторым из основных направлений является усиление поисков и разведок залежей нефти и естественного газа, связанных с меловыми отложениями.

Благоприятные результаты, полученные за последние годы (Палванташ, Северный Риштан и др.), свидетельствуют о том, что и в Фергане может быть разведан ряд новых промышленных залежей нефти и газа в этих отложениях.

Выявлений новой продуктивной (меловой) свиты заставляет иначе подходить к Оценке перспектив газонефтеносности структур Ферганы. Если многие из них из-за размыва палеогеновых свит рассматривались до сих пор как малоперспективные или бесперспективные, то сейчас они должны быть причислены к разряду перспективных, поскольку возможные нефтегазоносные горизонты мела не вскрыты эрозией.

Среди ранее разбуриваемых, но все еще не разведанных до конца площадей структуры Чимион, Яркутан и Кашкаркыр более других заслуживают доразведки с целью вскрытия полной мощности меловых отложений. Кроме того, в Южноферганской полосе целесообразно начать поиски литологически ограниченных залежей нефти путем профильного бурения.

Учитывая стратиграфическую полноту мелового разреза, закономерности изменения мощностей, а также палеогеографические предпосылки при выборе конкретных разведочных объектов на мел, предпочтение должно быть отдано площадям, расположенным в восточной части Ферганской депрессии.

В процессе разведочных и поисковых работ особое внимание следует обратить на разведку отложений ходжаасманской и муянской свит в пределах Нарынской, Карасуйской и северо-восточной части Капчагайско-Ачисайской структурных зон, поскольку отложения этих свит во многих районах являются высокопродуктивными.

Юрские и палеозойские отложения Ферганы, на наш взгляд, представляют собой второстепенные объекты, на которые вряд ли следует ориентироваться в ближайшие годы. Наряду с этим проблема поисков и разведки залежей нефти и газа в них является интересной, но нуждается в предварительной постановке комплексных Научно-исследовательских работ. Непосредственное начало практических работ по разведке юрских, а тем более палеозойских отложений, помимо возможности безрезультатных затрат, вызовет распыление сил и материальных средств, что вряд ли можно признать целесообразным.

Западный и Южный Узбекистан

В результате поисково-разведочных работ на нефть и газ, проведенных в Западном Узбекистане в 1954-1957 гг., практически доказано предположение ряда исследователей (Ильин, 1937; Габрильян, 1941; Бабаев, 1949- 1955; Сотириади, 1946, 1955) о том, что равнинные пространства Западного Узбекистана можно рассматривать в качестве крупной нефтегазоносной провинции.

В Западном и Южном Узбекистане на основе имеющихся геологических данных можно выделить следующие нефтегазоносные области (см. рисунок): Бухарская впадина, юго-западные отроги Гиссарского хребта и Сурхан-Дарьинская депрессия, Кызылкумы, среднее и нижнее течение Аму-Дарьи.

Бухарская впадина

В пределах Бухарской впадины достаточно определенно проявилась уна- следованность в истории геологического развития. Это следует из того, что области наиболее интенсивных погружений в палеозое оставались зонами погружений в мезозое и отчасти в кайнозое. Геологическое строение впадины характеризуется двумя важными особенностями:

1.     максимальной стратиграфической полнотой осадочного покрова в ее южных областях и последовательным его сокращением при движении к северной части впадины;

2.     различным соотношением между локальными структурами и неодинаковым их строением на разных участках впадины.

Исследования показывают, что здесь ряд структур представляет собой локальные поднятия третьего порядка, которые приурочены к крупным структурам (Каршинский вал, Бухарский вал).

Бухарская впадина - это область регионального распространения нефтематеринской свиты альбского яруса; несколько меньше развита здесь нефтематеринская свита верхней юры.

Общегеологические данные, комплекс признаков нефтегазоносности и результаты проведенных разведочных работ позволяют в пределах этой области выделить зону, отличающуюся наиболее благоприятным сочетанием условий, необходимых для образования газа и нефти и формирования их залежей. Это - сужающаяся в восточной части и расширяющаяся к юго-западу полоса с большим числом антиклинальных структур, в пределах которой наблюдаются обильные нефте- и газопроявления.

Выявленные промышленные залежи нефти и газа приурочены к сводам антиклинальных структур. Кроме того, в данной зоне на участках выклинивания нефтематеринских свит верхней юры и альба можно встретить и литологические залежи.

Часть Бухарской впадины, где открыто крупнейшее в СССР газовое месторождение Газли (Газлинский район), выделяется среди других большими перспективами нефтегазоносности. Такая оценка Газлинского района исходит из следующих соображений:

1.     здесь имеются все геологические предпосылки для значительного приращения разведанных запасов газа, а также для открытия новых месторождений газа и нефти в самые ближайшие годы;

2.     огромные запасы газа на выявленных месторождениях Газли и Таш-Кудук уже теперь могут полностью обеспечить потребность республики в топливных ресурсах, а также практическую реализацию предложений о мощном развитии химической промышленности на базе природных газов и передачу газа в районы Южного Урала.

Столь же высоки перспективы значительного расширения разведанных запасов нефти и газа в Каганском районе.

Здесь уже выявлены месторождения газа и нефти па структурах Сары-Таш, Караул-Базар, Джар-Как, Сеталан-Тепе и Мубарек. Этими структурами далеко не исчерпываются потенциальные возможности данного района. Необходимо всемерно форсировать разведочное бурение и на всех других структурах Каганской группы.

Учитывая геологическую структуру Бухарской впадины, можно с полным основанием рекомендовать к быстрейшему вводу в разведку и ряд других площадей. В первую очередь это относится к антиклинальным поднятиям Денгизкульской группы, которые имеют весьма простое строение и более крупные размеры, чем структуры Каганской группы. Важно и то, что они находятся в непосредственном соседстве со структурами Каганской группы. Все это позволяет рассчитывать, что и здесь могут быть обнаружены крупные месторождения нефти и природного газа.

Большой интерес представляют также структуры Керкинской группы. Их расположение, особенности строения и полнота разреза осадочного покрова свидетельствуют, вероятно, о том, что и здесь, в меловых, а возможно, и в юрских отложениях имеются залежи нефти и газа.

Юго-западные отроги Гиссарского хребта и Сурхан-Дарьинская депрессия

Эта область характеризуется резким увеличением мощности мезозойских и третичных отложений по сравнению с Западным Узбекистаном.

Промышленные нефте- и газоносные отложения здесь можно встретить в нижнетретичных, меловых и юрских отложениях.

В настоящее время в Сурхан-Дарьинской депрессии уже выявлены промышленно нефтегазоносные горизонты в нижнетретичных отложениях (бухарский ярус). В частности, на месторождениях Хаудаг, Кокайты, Уч-Кызыл, Ляль-Микар, Кызыл-Тумшук установлено до четырех промышленно нефтеносных горизонтов в бухарских слоях.

В нижележащих сенонских отложениях некоторых из этих месторождений выявлены полупромышленные залежи газа.

Более нижние горизонты меловой системы представляют в этом отношении наибольший интерес, но бурением здесь они пока еще нигде не вскрыты.

В юго-западных отрогах Гиссара, где юрские и меловые отложения обнажены полностью, слабые нефтепроявления зафиксированы как в нижнемеловых, так и в юрских образованиях. Слабые нефтепроявления из меловых отложений известны и на Кызыл-Тумшуке (скв. 14), расположенном к востоку, в пределах Вахшской впадины. Надо иметь в виду, что если в юго-западных отрогах Гиссара юрские и меловые отложения обнажены и сильно денудированы, то в Сурхан-Дарьинской депрессии они залегают на значительных глубинах. Однако при современной технике бурения глубоких скважин вскрытие меловых и юрских отложений, которые здесь могут встретиться на глубине 3,5-4,5 тыс. м, не составит непреодолимых трудностей. Во всяком случае глубокое залегание возможно нефтеносных свит меловой и юрской систем в этой области не может служить основанием для отнесения ее к третьеочередному объекту, как это все еще нередко делается. Кроме того, наряду с участками, в пределах которых верхнеюрские и меловые отложения полностью обнажены, здесь имеется ряд районов с относительно неглубоким их залеганием. В таких районах весьма целесообразно в самые ближайшие годы начать поисково-разведочное бурение с целью вскрытия полной мощности меловых и юрских отложений.

В настоящее время можно признать крайне актуальным бурение глубоких скважин на Хаудаге, где меловые отложения вскрываются на глубине, немного превышающей 2 тыс. м. Если учитывать, что во вскрытых частях сенонского разреза на Хаудаге получены полупромышленные притоки углеводородного газа, то имеется очень много оснований рассчитывать на выявление промышленных залежей газа и нефти в нижнемеловых и юрских отложениях. В равной степени подобный вывод справедлив и для всех остальных промысловых площадей.

Кызылкумы

Длительный промежуток времени (от перми до нижнего мела) Кызылкумы представляли собой область размыва. Только в альбский век часть области была покрыта морем. Суммарная мощность осадочного покрова составляет здесь около 1000 м, а во многих местах она не достигает и 100 м.

Тектоническое строение Кызылкумов достаточно сложно; наряду с зонами депрессий здесь имеются и зоны поднятий, причем многие из них размыты в своде до отложений палеозоя. Значительная часть антиклинальных структур осадочного покрова имеет в своем основании отложения моложе альбских. Поэтому Кызылкумы можно охарактеризовать как область с весьма незначительным развитием нефтематеринской свиты альба и отсутствием нефтематеринской свиты верхней юры. Исходя из этих и других данных, область Кызылкумов следует отнести к категориям площадей с невыясненными перспективами нефтегазоносности.

Однако здесь можно наметить некоторые районы, представляющие известный интерес для постановки поискового бурения, например Итемир-Джиракудукскую впадину. Последняя рисуется в виде локальной внутриплатформенной впадины, в которой возможно наличие альбских отложений в таких же фациях, в каких они развиты в районах Бухарской впадины. Поэтому здесь можно рекомендовать провести детальные геофизические исследования и структурно-картировочное бурение. При обнаружении благоприятных структурных форм целесообразно приступить к поисково-разведочному бурению.

Среднее и нижнее течение Аму-Дарьи

Область среднего и нижнего течения Аму-Дарьи располагается к западу от Бухарской впадины и к югу от Кызылкумов. Наряду с чертами, сближающими низовья Аму-Дарьи с этими двумя областями, здесь наблюдается определенная специфика геологического строения.

Главная особенность геологического строения бассейна Аму-Дарьи на площади от Чарджоу до Султан-Уиз-Дага состоит в том, что, начиная от нижней юры, а может быть от перми, эта область испытывала устойчивое погружение, поэтому здесь накопились мощные толщи юрских и меловых образований. Другая особенность заключается в том, что средняя и нижняя юра рассматриваемого района представлена континентальными образованиями, а верхняя - морскими, но развита она не повсеместно. В целом данная область представляет собой внутриплатформенную синеклизу, осложненную структурой второго порядка (Аму-Дарьинский вал), которая в свою очередь расчленяется на ряд локальных поднятий. Аму-Дарьинский вал тянется параллельно Аму-Дарье до теснины Тюя- Муюн.

К западу от Султан-Уиз-Дага, судя по геофизическим данным, располагается другая депрессионная зона, в пределах которой также выявлено несколько локальных структур. Общая структура этой зоны пока еще не ясна.

Некоторые из локальных структур Аму-Дарьинского вала в течение последних лет находились в разведке. Было проведено глубокое разведочное бурение на структурах Тюя-Муюн, Султан-Санджар и других. На этих двух структурах обнаружены непромышленные проявления нефти и газа в меловых и юрских отложениях, что можно объяснить неблагоприятным геологическим строением этих площадей. Не было получено положительного результата и при бурении на антиклинальном поднятии Мешекли - здесь складчатое основание, вопреки прогнозу некоторых исследователей, оказалось высоко приподнятым, а разрез осадочного покрова резко сокращенным.

Следует подчеркнуть, что отрицательный результат бурения на структурах Тюя-Муюн, Султан-Санджар и Мешекли ни в какой степени не влияет на общую оценку перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений бассейна Аму-Дарьи. Все эти структуры по ряду геологических данных менее благоприятны, чем многие другие, о чем имелись некоторые указания еще до завершения разведочных работ на этих площадях.

Среди антиклинальных структур бассейна Аму-Дарьи наибольшее внимание привлекает крупная антиклинальная структура Коша-Булак, которую следует рассматривать в качестве одного из важных объектов для разведочного бурения в низовьях Аму-Дарьи. Трудности экономического освоения данного района не могут оправдать задержку ввода в бурение площади Коша-Булак.

К числу интересных объектов для поисково-разведочных работ надо отнести все остальные антиклинальные поднятия, располагающиеся вдоль Аму- Дарьи вплоть до Чарджоу. Этот район отличается очень широким развитием современных образований, маскирующих геологическое строение коренных пород. Поэтому здесь, как и в Газлинском районе, необходимо провести комплексные и детальные геофизические исследования с целью выявления погребенных антиклинальных поднятий. Геофизические исследования и структурно-поисковое бурение следует вести с расчетом увязки структур бассейна Аму-Дарьи с Газлинскими поднятиями и структурами Бухарской впадины.

Параллельно с геофизическими исследованиями целесообразно провести структурно-картировочное бурение на площадях, располагающихся к северо- западу от Султан-Уиз-Дага, где уже выявлено несколько антиклинальных структур. Они располагаются в зоне отрицательных аномалий силы тяжести, что позволяет предполагать значительную мощность разреза осадочного покрова и, в частности, присутствие здесь отложений нижнего мела и верхней юры. Все это дает основание рекомендовать и в ближайшее время осуществить в данном районе геофизические исследования и структурно-картировочное бурение.

Для кардинального решения вопроса о перспективах нефтегазоносности площадей, прилегающих к бассейну Аму-Дарьи, необходимо форсировать бурение глубоких поисково-разведочных скважин и одновременно продолжить научно-исследовательские работы, уделив в общем комплексе исследований должное внимание детальному познанию общего структурного плана территории и строению ее отдельных площадей. Изучение проблемы нефтегазоносности должно быть направлено на увязку материала по низовьям Аму-Дарьи с материалом по Бухарской впадине и Южной Эмбе.

Институт геологии и разработки горючих ископаемых АН СССР Институт геологии АН УзбССР

 

Рисунок Обзорная карта перспектив нефтегазоносности юрских и меловых отложении западного Узбекистана (сост. А.Г. Бабаев, 1958).

1 - область возможной нефтегазоносности нижнеюрских отложений; 2 - область возможной и установленной нефтегазоносности средне- и верхнеюрских отложений; 3 - область возможной и установленной нефтегазоносности меловых отложений.