Вопросы нефтегазоносности Средней Азии
В порядке обсуждения.
В № 7 журнала «Геология нефти» за 1958 г. была опубликована статья А. Г. Бабаева (Бабаев А.Г. Нефтегазоносность равнинных пространств Западного Узбекистана, «Геология нефти и газа» № 7, 1958).
Признавая возможность образования нефти в палеозойских отложениях в крупных масштабах, А.Г. Бабаев считает маловероятным наличие значительных залежей нефти в них даже на отдельных участках, где можно ожидать уиаследованность структур и непрерывный разрез осадков.
Бесперспективность палеозойских отложений А.Г. Бабаев объясняет тем, что они подверглись процессам магматизма, метаморфизма и тектогенеза, которые, по его мнению, проявились повсеместно. На основании изложенного автор исключает возможность сохранения нефти и газа в палеозойских отложениях и отрицает их значение как источника питания нефтью и газом мезозойских образований. В разделе «Основные выводы» А.Г. Бабаев рекомендует бурить только до подошвы мезозойских отложений. Этим заключением автор устанавливает нижний стратиграфический предел нефтегазоносности и тем самым ограничивает потенциальные возможности развития целой нефтеносной провинции.
Кстати сказать, на различных этапах развития нефтяной промышленности Средней Азии в соответствии с господствующими теоретическими представлениями в третий раз устанавливается нижний стратиграфический предел нефтегазоносности.
Положение о том, что нефть и газ образовались в тех же слоях, где они залегают, и «... что в мезозое имело место хотя и не непрерывное, но достаточно широкое развитие процессов нефтеобразования» аргументируется благоприятным сочетанием факторов, контролирующих процессы нефтеобразования. Однако к чему сводятся эти факторы и в чем заключается их сущность, А.Г. Бабаев не поясняет, поэтому они лишены всякого значения.
По данным Л.Г. Жуковского (1957) о фациально-литологическом составе разреза мезозойских отложений газлинской группы структур устанавливаются два фактора, сказывающихся, по А.Г. Бабаеву, отрицательно на нефте-газообразовании и сохранении залежей: длительный перерыв в течение неокома и континентальное происхождение апт-альбских отложений. Приуроченность газа и нефти к континентальным отложениям в Западном Узбекистане не исключение. За пределами Западного Узбекистана наблюдалось нахождение газа и нефти в континентальных отложениях. Газовые фонтаны до 2,5 млн. м3 на IV Майлисуйской складке приурочены также к красноцветным отложениям нижнего мела, а нефть на II Майлисуйской антиклинали - к континентальным юрским отложениям. Приведенного достаточно для того, чтобы доказать несоответствие представлений А.Г. Бабаева фактам.
Приуроченность перечисленных газонефтеносных горизонтов к неморским отложениям противоречит также основным положениям гипотезы органического происхождения нефти. Упомянутые газовые и нефтяные залежи могли образоваться только за счет флюидов, поднимавшихся из нижележащих пород палеозоя или даже нижнего мезозоя. О масштабах и продолжительности миграции можно судить по материалам Ферганской впадины, Западной Туркмении и др. В пределах южной части Ферганской впадины по данным А.М. Хуторова (1958) нефть в заведомо вторичном залегании находится в низах континентальной толщи плиоценового возраста на шести структурах. В Западной Туркмении до настоящего времени газ и нефть мигрируют на поверхность через жерла грязевых вулканов.
Наряду с газом и нефтью наблюдаются и следы гидротермальной деятельности. Так, по данным Н.П. Петрова (1955) на газоносной площади Газли - ороговикование пород, а на Гаурдаке наряду с признаками нефти и газа - замещение ангидрита флюоритом в юрской гипсоносной толще. Сера на месторождениях Серные бугры и Газли обязана своим происхождением продуктам магматизма, поднимающимся в флюидном состоянии с глубины, что, по-видимому, происходит непрерывно и о чем свидетельствует выпадение серы в четвертичных конгломератах за счет газов на озокерито-сероносной структуре Щорсу в Фергане, на Гаурдакском серном месторождении и т. д.
Интересно отметить, что большинство нефтегазоносных площадей в Западном Узбекистане, в Фергане и Западной Туркмении приурочены к зонам развития гравитационных и магнитных аномалий. По тектонической схеме Б.Б. Тальвирского почти все антиклинальные складки Южной Ферганы приурочены к зонам глубинных разломов. Что касается нефтяного месторождения Челекен, то по данным А.П. Герасимова (1913) оно приурочено не только к разлому, на глубине его находится скрытый массив молодых изверженных пород. По данным А.И. Смолко (1956) о дошшоценовом возрасте газа полуострова Челекен, можно говорить о доплиоценовом времени магматизяции, обусловившей появление газа и нефти как продуктов пиролиза органического вещества.
Приведенные данные о совместном нахождении нефти, газа и серы с продуктами магматической деятельности свидетельствуют о том, что эти полезные ископаемые составляют единый парагенетический ряд и находятся в тесной связи с процессами магматизма и тектогенеза.
Исходя из этих противоположных взглядов на генезис нефти и газа, мы критически рассмотрим другие положения А.Г. Бабаева, которые сводятся к тому, что палеозойские отложения лишены перспективности из-за того, что они повсеместно интенсивно метаморфизованы, дислоцированы и интрудированы.
О повсеместном метаморфизме и дислоцированности А.Г. Бабаев пишет: «...варисские складчатые движения, усложнив структуру территории, привели к дальнейшему уплотнению пород, а следовательно, и к отжатию нефти».
В аргументации А.Г. Бабаева нет ничего нового. Изложенные положения более 10 лет назад нами были проанализированы и отведены (1948). На основании конкретного фактического материала была высказана мысль о платформенном характере строения внутренних зон межгорных впадин и равнинных пространств Турана (Кара-Кумы, Кызыл-Кумы и т. д.), которые были выдвинуты в качестве перспективных областей.
В последующие годы (1951, 1959), продолжая изучение вопросов геологии и нефтеносности палеозойских отложений, мы развили теоретические основы рассматриваемой проблемы.
Выделяя внутренние зоны впадин и равнинные пространства в качестве перспективных областей, исходили из фактов согласной дислоцированности палеозойских и мезокайнозойских отложений в районах Ферганы и Дарваза. Для интерпретации глубинного строения равнинных пространств Турана большое значение придавалось условиям залегания мезокайнозойских отложений, составляющих верхний структурный этаж. Отсутствие существенных различий в степени дислоцированности нижнего палеозойского и верхнего мезокайнозойского структурных этажей в пределах соседней Русской платформы мы рассматриваем как дополнительный аргумент в пользу платформенного строения равнинных пространств Туранской низменности и унаследованности этого структурного фона с герцинского и быть может более раннего времени. Явления деформации мезокайнозойских отложений на изолированных площадях и участках, имеющих линейно ориентированный характер, объясняются развитием глыбовых движений и рифтовых структур на Султан Санджаре, приуроченных к зонам и поясам глубинных разломов, сопровождающихся платформенным магматизмом.
Начертанные нами структурные особенности палеозойского комплекса в пределах равнинных пространств Туранской низменности позднее получили свое подтверждение в результате комплексных геофизических исследований (Ю.Н. Годин, 1959). На основании обобщения данных геофизических исследований и учета материалов геологических работ и бурения Ю.Н. Годин выделил центральную часть Туркмении, названную нами (1951, 1959) Каракумской платформой, как область платформенного строения. В палеозойском основании платформы Ю.Н. Годин выделяет крупные структурные единицы - антиклпнории.
Валообразные же поднятия в мезокайпозойских отложениях он считает унаследованными от более древних структур - антиклинориев палеозойского фундамента. Спорадически повышенные значения магнитных аномалий связываются с. изменениями вещественного состава на большой глубине, т.е. с процессами магматизма.
Изложенное свидетельствует о том, что взгляды А.Г. Бабаева о структурных особенностях палеозойского комплекса Западного Узбекистана не соответствуют современному уровню знаний.
Опыт изучения сопредельных с Западным Узбекистаном областей Ферганской впадины, Западного Дарваза, всей Туранской низменности и ее северного продолжения - Западно-Сибирской низменности - также противоречит представлениям А. Г. Бабаева.
Изучение характера распространения метаморфизма и складчатости палеозойского структурного комплекса показывает, что эти явления не обнаруживают строгой выдержанности. Особенно наглядной иллюстрацией отсутствия повсеместного равномерного метаморфизма в палеозойских отложениях служат материалы по Кендерлыкской и Ферганской впадинам и по Западному Дарвазу и Зеравшанской долине (Чашкатский район) (Н.П. Туаев, 1951).
Положение, развиваемое А.Г. Бабаевым об отрицательной роли метаморфизма и магматической деятельности для образования нефти и газа и формирования их залежей, опровергается и приводимыми ниже данными по другим нефтегазоносным областям.
В Западно-Сибирской низменности на месторождении Игрим добыча газа производится из толщи метаморфических пород основания. На Березовской площади в скв. 4 газ добывается из диабазов, на Чуэльской площади в скв. 7 газ добывается из гранитов.
По данным X. Гедберга и других (1956) среди 16 месторождений Марокко в двух - Блед-Катара и Зрар - нефть добывается из гранитов и составляет около 10% всей добычи, а в семи месторождениях - Батон-Тисеран, Уэд-Меллак, Нижний Сиди-Фили, Мерс-эль-Карец, Блед-эд-Дефаа и Нижний Блед-эд-Дум - добыча нефти производится из трещиноватых сланцев и кварцитов палеозоя.
Сумма добычи из этих месторождений составляет около 40%.
Таким образом, около 50% нефти в 1956 г. в Марокко было добыто из изверженных и метаморфических пород.
Аналогичные же явления известны и в других странах.
По данным Пауэрса и Ф. Клаппа (1932) в Тексасе нефть из изверженных пород добывается на восьми месторождениях, на острове Куба - на двух месторождениях, в Японии - на одном месторождении, а в Новой Зеландии на месторождении Таранаки нефть добывается из осадочных пород, находящихся около андезитового тела.
В Мексике на месторождении Фурберо по данным Де-Голье Е. (1932) нефть добывается как из изверженных пород габбро, так и из метаморфических глинистых сланцев, их окружающих. Нефть из кристаллических сланцев добывается на месторождениях Пайла дель Рей (Венис) и Плацерита в Калифорнии.
В пределах Бухарского района на структуре Караиз получены следы нефти и газопроявления из метаморфических сланцев, относимых к силуру.
На Южно-Аламышинской площади (Южная Фергана) в скв. 378 и 256 в верхах палеозойских отложений установлены нефте- и газопроявления.
Любопытно, что большинство перечисленных месторождений нефти и газа в изверженных и метаморфических породах, кроме Западно-Сибирской низменности, Караиза и Марокко, приурочены к Тихоокеанскому поясу, по С.С. Смирнову (1946), т.е. к зоне развития мезокайнозойского литогенеза, тектогенеза и магматизма.
С этим поясом совпадают не только перечисленные нефтяные, но и рудные месторождения. По данным С.С. Смирнова золото, серебряные, медные и полиметаллические руды, связанные с третичными субвулканами, прослеживаются от Новой Зеландии на юге через Новую Гвинею, Японию и далее по Тихоокеанскому побережью Северной и Южной Америки.
То же самое можно сказать и относительно месторождений нефти. Последние в отличие от рудных месторождений в большинстве случаев приурочены к криптовулканическим антиклинальным структурам типа Фурберо, Таранаки, Каракумского свода и т. д.
Приведенные данные показывают, что проявление метаморфизма, тектогенеза и магматической деятельности не всегда является отрицательным фактором для образования нефти и газа и формирования их залежей. Наоборот, приведенные материалы по Западно-Сибирской низменности, Тихоокеанскому поясу, Марокко и частично по Средней Азии показывают, что нефть, газ и рудные полезные ископаемые составляют единый парагенетический комплекс и образуются в процессе развития земли как планеты. Наличие таких широких связей между геологическими явлениями значительно облегчает решение ряда труднейших вопросов, связанных с генезисом нефти. К этой категории вопросов относится, в частности, энергетический баланс, необходимый для перевода органического вещества в нефть и газ. Приведенный материал показывает, что энергия, необходимая для перевода органического вещества осадочных юрод в нефть и газ, имеет свои корни в магматизме, как это видно на прилагаемой схеме (см. рисунок).
Изложенная точка зрения на источники энергетического баланса подтверждается и на материалах Зауральских впадин.
В заключение рекомендуем ряд практических мероприятий.
1. Не ограничиваться разведкой мезокайнозойских отложений.
2. На всех разведочных площадях обеспечить комплексное разрешение проблем нефтегазоносности мезокайнозойских и палеозойских отложений углублением скважин в последние.
3. Первоочередным объектом для комплексной разведки считать группу структур района Каракумского свода.
Осуществление рекомендуемых мероприятий позволит провести комплексную разведку всех стратиграфических горизонтов. В связи с этим значительно расширятся перспективы нефтегазоносности исчезнут излишние затраты на многостадийную разведку.
Н. Туаев
Рисунок Принципиальная схема преобразования органического вещества, содержащегося в осадочных породах, в нефть и газ на примере месторождений газа Газли и Ташкудук. Схематический геологический разрез через Газлинскую и Ташкудукскую структуры и восточные оконечности Кульджук-Тау и Тамды-Тау.
- четвертичные отложения Q; 2 - неоген N; 3 - палеоген Pg; 4 - верхний мел Сr2; 5 - нижний мел Cr1; 6- юра I; 7 - триас Т; 8 - пермь Р; 9 - верхний карбон и Пермь С3 + Р; 10 - карбон С; 11- нижний карбон и верхний девон Д-C1; 12 - нижний и средний девон D1-D2; 13 - девон нерасчленеиный D; S - силур; Cm - кембрий; Prz - протерозой; 15 - магматизированные осадочные породы; 16 - линии нарушений; 17 - жерло грязевого вулкана; 18 - граница зон; 19 - нефтепроявления; 20 - залежи газа промышленные; 21 - сера в известняках палеоцена метасоматической природы.