О формировании залежей нефти юго-восточной Ферганы
Б.А. ВАРОВ
Среди исследователей Ферганы существуют разные взгляды на время образования залежей нефти. Одни [1,3] считают, что залежи нефти образовались в послебактрийское (неоген-посленеогеновое), другие [4 и т. д.] - в добактрийское время. Так, по мнению О.А. Рыжкова, образование залежей нефти началось в палеогене и продолжалось до второй половины бактрийского времени. В.Г. Клейнберг полагает, что формирование происходило только в массагетское время. Имеются сторонники двухфазового [3] и многофазового образования залежей [6]. В связи с этим целесообразно рассмотреть обоснование того или иного взгляда.
В юго-восточной Фергане предбактрийский размыв уничтожил сводовые части структур ряда нефтяных месторождений, которые затем были перекрыты бактрийско-сохскими отложениями (рис. 1, 2). Так, на Андижанском месторождении размыта только часть массагетской свиты, на Палванташском размыт сумсарский ярус (включая III пласт), на Ходжиабадском - туркестанский ярус (включая V и VI пласты), на Бостонском размыты отложения сузакского яруса, на Южноаламышикском - отложения верхов шариханской свиты верхнего мела и т. д. Залежи нефти в размытых продуктивных пластах оказались запечатанными бактрийскими отложениями.
В подтверждение послебактрийского времени образования залежей некоторые исследователи [1] приводят наличие газовой шапки под стратиграфическим несогласием с бактрийскими отложениями, в частности на месторождении Южный Аламышик. Однако в процессе разведки и разработки ряда месторождений, в том числе и Южного Аламышика, доказано отсутствие газовых шапок под этими стратиграфическими несогласиями. В пользу послебактрийского времени формирования залежей приводится также соображение о невозможности сохранения залежей в условиях интенсивного размыва сводовых частей структур. Существование месторождений с крупными залежами нефти (Ким, Чангырташ), в которых в настоящее время сводовые части размыты и нефтяные пласты обнажаются на поверхности, показывает, что можно и по-другому объяснять факты. Сохранность нефтяных залежей в геологически раскрытых структурах (Ким) с продуктивными горизонтами, обнажающимися на дневной поверхности, может быть объяснена недостаточным напором вод со стороны области питания (статический уровень пластовых вод ниже размытого свода нефтеносной структуры). Режим залежи на месторождении Ким - гравитационный. В условиях небольшого гидродинамического напора и закирования голов нефтеносных пластов в послемассагетское время залежи нефти в раскрытых месторождениях юго-восточной Ферганы могли частично сохраниться. Это представление также подтверждается малой активностью пластовых вод на этих месторождениях. Доказательством послебактрийского формирования залежей нефти, по мнению отдельных исследователей [3], является наличие залежей гидравлически запечатанного типа (в III пласте месторождений Ходжиабад и Бостон). Анализ фактического материала показывает, что воду дали только единичные скважины. Это можно объяснить, как проникновением бактрийских вод в пласты, так и плохой изоляцией от верхних вод. Сторонники послебактрийского времени формирования залежей [3] в доказательство приводят наличие асфальтово-кировой пробки на месторождении Чангырташ, якобы представляющей собой остаток разрушенной залежи, разновозрастной с чангырташской залежью жидкой нефти. Указывается на отсутствие взаимоперехода между ними. Однако эта проблема никем тщательно не разрабатывалась. На месторождении Ким в закированной части продуктивного пласта, обнажающегося на поверхности, наблюдаются наряду с окислившейся нефтью выходы полужидкой нефти.
Источники жидкой нефти известны в местах выхода продуктивных пластов палеогена на поверхность на Чангырташ-Текебельской структуре по правому берегу р. Кара-Дарья. В процессе разведки и разработки Чангырташ-Текебельского месторождения не установлено единой асфальтово-кировой пробки. В отдельных скважинах в наиболее приподнятой части структуры и приближенной к выходу пластов на поверхность отмечается утяжеление нефтей (по III пласту), связанное с разрушенностью и дегазацией залежи [4]. Этим же можно объяснить наличие очень смолистой нефти на Сузакской площади.
Если придерживаться взгляда о послебактрийском формировании залежей, то трудно объяснить, как в условиях формирования структурного плана и наличия резко выраженных локальных структур в массагетское время не происходила миграция нефти с образованием ее залежей.
Одной из характерных особенностей ферганских месторождений является закономерное увеличение контуров нефтеносности кверху. Исключение составляют структуры, затронутые послебактрийским размывом, где в верхних пластах сохранились только остатки залежей. Несомненно, что в результате предбактрийского размыва произошла значительная утечка нефти из ряда залежей. Так, на Палванташском месторождении в III пласте почти не осталось нефти, на Ходжиабадском - в III, V и VI пластах залежи нефти сохранились только на отдельных участках, а в VII пласте залежь, по-видимому, значительно меньше, чем была первоначально. Отсутствие заметного поступления нефти в разрушенные залежи этих месторождений в послебактрийское время показывает, что формирование залежей в основном закончилось в массагетское время.
Разведка на Талмазарской, Найманской, Аимской и других площадях, где пласты палеогена запечатаны несогласно залегающими бактрийскими отложениями, показала отсутствие залежей нефти, которые могли бы образоваться в случае значительной миграции нефти в бактрийское и послебактрийское время.
О добактрийском времени образования залежей свидетельствует отсутствие их на юго-восточном крыле Южно- Аламышикской структуры. При условии послебактрийского формирования залежей здесь они должны быть. Отсутствие залежей объясняется или перетоком нефти с юго-восточного крыла в более приподнятое северо-западное в процессе переформирования структуры или их полным разрушением во время предбактрийского размыва, так как продуктивные пласты оказались срезанными значительно ниже отметок водо-нефтяных контактов на северном крыле структуры (см. рис. 1). Отсутствие заметного складкообразования в бактрийское время заставляет допускать возможность только незначительной миграции в это время.
Доказательством добактрийского времени формирования залежей нефти являются нарушения послебактрийского заложения, которые не играют существенной роли в процессах формирования залежей нефти в палеогеновых и меловых отложениях. Они не являются экранами, не образуют ловушек и лишь рассекают существовавшие залежи нефти. Общеизвестным примером, отмеченным рядом исследователей [1,2,4], является Андижанское месторождение, где на разобщенных поперечными нарушениями (типа сбросо-сдвигов) разных тектонических блоках наблюдаются одинаковые этажи нефтегазоносности. Точное совпадение их в разных блоках месторождения, испытавших различное по амплитуде перемещение, показывает, что ко времени развития дизъюнктивных дислокаций залежи нефти были сформированы. На месторождении Палванташ залежи, рассеченные системой нарушений типа «конского хвоста», имеют единые водо-нефтяные контакты (см. рис. 2).
Продольные нарушения (типа надвигов), по мнению О.А. Рыжкова, более раннего заложения, чем поперечные, также играют незначительную роль в процессе формирования залежей. Это подтверждается тем, что на ряде месторождений (Андижан, Ходжиабад, Бостон) в поднадвиговых частях структур имеются залежи нефти, хотя амплитуда смещений подчас достигает значительной величины - до 1000 м.
Менее ясен вопрос о нижней возможной границе времени формирования нефтяных залежей. Приуроченность крупных залежей нефти к структурам более раннего заложения (палеогеновым) - Южный Аламышик, Ходжиабад, Палванташ и другие, а значительно меньших залежей к складкам более позднего заложения (массагетским) - Западный Палванташ, Хартум и другие, позволяет предполагать, что процесс образования залежей начался уже в палеогене. Формирование меловых залежей нефти связано с самостоятельным циклом нефтеобразования. Это подтверждается своеобразным составом нефтей, газов и пластовых вод. Нефти мелового возраста легче; они мало смолистые, мало сернистые и более парафинистые по сравнению с палеогеновыми нефтями (см. табл. 1).
Для газов меловых отложений характерно высокое содержание азота (6 -13%, а в палеогене лишь 2-5%) и повышенное содержание гелия, что связано с геологической древностью меловых отложений [8]. Минерализация пластовых вод нефтяных залежей мелового возраста значительно ниже минерализации палеогеновых, несмотря на их гидрогеологическую закрытость и отсутствие доступа атмосферных вод. Минерализация пластовых вод гидрогеологически закрытых залежей палеогенового возраста достигает 150-200 г/кг, тогда как в нижнемеловых водах она не превышает 80 г/кг. Однако время образования структурных ловушек показывает, что эти залежи формировались почти одновременно с палеогеновыми. По мнению О.А. Рыжкова, формирование меловых залежей следует связывать только со структурами наиболее раннего заложения.
Большинство исследователей склонно рассматривать всю Ферганскую впадину и в первую очередь ее центральную часть как нефтесборную площадь. В связи с этим углеводороды мигрировали из центральной части депрессии в сторону ее периферии. Это частично подтверждается изменением удельного веса нефтей в месторождениях, расположенных ближе к центру депрессии и относительно более удаленных (см. табл. 2).
«Чистой» закономерности в изменении удельных весов не наблюдается, что, очевидно, объясняется разновременностью образования ловушек и местными особенностями миграции и условий залегания нефтей.
Следующее положение заключается в том, что большинство залежей мелового и палеогенового возраста частично переформированы.
Изучение процесса формирования структур нефтяных месторождений юго- восточной Ферганы показывает, что складки образовались в результате наложения двух различных по своему характеру складчатых процессов - добактрийского и послебактрийского. Структуры нижнего (основного) плана, созданные в добактрийское время, были переформированы в результате послебактрийских складчатых процессов. Залежи нефти, образовавшиеся в добактрийское время (как было показано выше) также частично переформированы. Так, на палеоструктурной карте добактрийского времени структура Бостон не вырисовывается, так как она формировалась позже. Очевидно, окончательное образование залежи нефти, связанной с Бостонской структурой, происходит в то же время.
Представляет также интерес механизм и время формирования вторичных залежей в отложениях неогена. Нефтепроявления и случаи промышленных притоков нефти в континентально-пресноводных отложениях бактрийского и массагетского ярусов были известны давно, но не привлекали внимания, что в значительной мере объяснялось представлением о невозможности присутствия значительных скоплений нефти в этих отложениях. Промышленную нефтеносность отложений неогена установили только в 1956 г., когда на месторождении Южный Аламышик была доказана на значительном участке нефтеносность базального пласта бактрийского яруса (I пласт). Вскоре залежи нефти в I пласте были открыты на других площадях Андижанской группы (Андижан, Ходжиабад, Бостон, Палванташ), а также в песчаниках массагетского яруса (Южный Аламышик, Бостон и др.). В настоящее время залежи нефти в кайнозойских отложениях приобрели первостепенное значение, так как из них добывается 45 % добычи нефти по Андижанской группе месторождений.
Механизм формирования этих вторичных залежей нефти был детально разобран А.М. Хуторовым [6]. Он выделяет два типа залежей: тектонические, в которые нефть мигрировала по нарушениям, и стратиграфические, в которые нефть проникала через размытые головы продуктивных пластов. В последнее время в процессе разработки этих залежей установлен ряд факторов, подтверждающих проводящую роль нарушений для миграции нефти. Нефти из бактрийских отложений отличаются большим разнообразием (см. табл. 1), что, по-видимому, объясняется местными факторами миграции и аккумуляции. На условия залегания нефти в этих отложениях сильно влияет литологический фактор из-за резкого непостоянства их фациально-литологической характеристики и мощностей. В частности, в юго-западной сводовой части Южного Аламышика I пласт не нефтеносен вследствие замещения песчано-конгломератовой фации глинами и резкого сокращения мощности от 60-120 до 2-5 м.
По-видимому, процесс образования залежей начался со времени перекрытия продуктивных пластов бактрийскими отложениями. Основное же формирование этих залежей происходило в послебактрийский этап, когда в результате складчатых дислокаций изменилась гидродинамическая обстановка и из продуктивных пластов была вытеснена часть нефти. Послебактрийское время заложения большей части нарушений также свидетельствует об этом.
Промысловые данные по Южному Аламышику показывают, что бактрийские залежи находятся еще в стадии формирования. Так, в скважинах, расположенных на более высоких отметках, была получена вода, а на более низких нефть. Контур водоносности проводится на различных отметках по всему северо-восточному крылу складки. В ряде скважин отдельные пропластки насыщены то водой, то нефтью. Вторичный характер залежей нефти в неогене, несомненно, доказывает добактрийское время формирования основных залежей.
Определение времени образования залежей нефти важно для правильного выделения их генетических типов и условий формирования. Критерием отнесения залежи к определенному типу является основной фактор, под влиянием которого скапливаются нефть и газ во время формирования залежей.
Решающая роль структурного фактора в формировании ферганских залежей определяет принадлежность их к одному генетическому типу - пластовым сводовым залежам структурного типа. Выделение стратиграфического типа залежей (стратиграфических залежей типа «лысых» поднятий, запечатанных асфальтовой пробкой, и гидравлических), обусловленных фактором послебактрийского перекрытия, не подтверждается анализом имеющегося материала.
Залежи можно также разделить на следующие виды.
I. По характеру нарушенности ловушки:
а. ненарушенные;
б. слабо нарушенные;
в. сильно нарушенные (блоковые).
II. По факторам, влияющим на условия залегания и сохранность залежей:
а. литологически осложненные;
б. затронутые размывом;
в. не затронутые размывом.
III. По характеру водонефтяного контура:
а. нормальные;
б. секущие.
ЛИТЕРАТУРА
1. Брод И.О., Еременко Н. А. Основы геологии нефти и газа. Изд. 3. Гостоптехиздат, 1957.
2. Габрильян А.М. Литология, палеогеография и вопросы нефтеносности Ферганской депрессии. Ташкент, 1957.
3. Карцев А.А. и Табасаранский З.А. К вопросу о формировании нефтяных залежей Восточной Ферганы. Советская геология, сб. 57, 1957.
4. Симаков С.Н., Клейнберг В.Г. и др. Геологическое строение и нефтеносность Ферганы. Тр. ВНИГРИ, вып. 110, 1957.
5. Туаев Н.П. Фазовое формирование месторождений нефти в Ферганской впадине. ННТ. Геология, 174, 1949.
6. Хуторов А.М. О формировании вторичных залежей нефти в Ферганской депрессии. Геология нефти, 1958, № 7.
ИГИРГИ АН СССР
Таблица 1 Средняя характеристика нефтей Юго-Восточной Ферганы
|
Возраст |
Удельный вес |
Содержание, % |
||||
|
асфальтенов |
акцизных смол |
кокса |
серы |
парафина |
||
|
Меловой |
0,800-0,810 |
0,30-0,60 |
10-15 |
1,0-1,6 |
0-0,1 |
8-11 |
|
Палеогеновый |
0,835-0,855 |
1,11 |
20-30 |
2,2-3,4 |
0,13-0,30 |
5-7 |
|
Бактрийский |
0,825-0,855 |
0,1-1,2 |
10-30 |
2,2 |
0,10-0,25 |
3-8 |
|
Месторождение |
Пласт |
||
|
III |
V |
VII |
|
|
Избаскент |
0,852 |
0,852 |
0,851 |
|
Майлису IV |
0,868 |
0,867 |
0,867 |
|
Майлису III |
- |
0,872 |
0,859 |
|
Майлису II |
- |
0,916 |
0,934 |
Рис. 1. Профиль вкрест простирания Южно-Аламышикской складки.
Рис. 2. Профиль вкрест простирания Палванташской складки.
