О распределении залежей нефти и газа в мезозойских и третичных отложениях восточной части Средней Азии
А.М. ГАБРИЛЬЯН
С 1951 г. в некоторых работах [1, 2], а также на совещаниях Н.А. Кудрявцев выступает против теории органического происхождения нефти. Вначале основное внимание Н.А. Кудрявцев уделял критике главных положений органической теории, не приводя развернутых аргументов в пользу неорганического происхождения нефтяных углеводородов. В работах последнего времени он сформулировал основные закономерности нефтеобразования, исходя из позиций неорганической гипотезы. В основу положен анализ геологического материала по конкретным нефтегазоносным областям СССР и зарубежных стран [2]. Это переводит дискуссию из области теоретической на разбор и интерпретацию конкретного фактического материала. Таким образом, появляется возможность предметного обсуждения спорных вопросов генезиса нефтяных углеводородов и формирования их залежей в земной коре.
Среди закономерностей нефтегазообразования Н.А. Кудрявцев выдвигает как принципиальное положение тезис о полной независимости нефтеносности от условий образования осадочных отложений. Отсутствие связи между скоплениями нефти и газа и фациями вмещающих отложений он иллюстрирует данными по Тимано-Печорской депрессии, Ферганской впадине и другим нефтегазоносным областям.
В настоящей статье, разбирая материал по нефтегазоносным областям восточной части Средней Азии, мы попытаемся выяснить, насколько имеющиеся фактические данные согласуются с точкой зрения Н. А. Кудрявцева.
Промышленные скопления нефти и газа установлены в Ферганской, Южно-Таджикской впадинах и в Бухаро-Хивинской синеклизе. Распределение залежей и признаков нефти и газа по стратиграфическому разрезу показано на рисунке.
В Ферганской впадине залежи нефтяных углеводородов распределены в относительно широком стратиграфическом диапазоне, охватывающем третичные, меловые и юрские образования. Признаки нефти отмечаются также в палеозойских отложениях.
Нефть из неогеновых континентальных накоплений была получена на юго-восточной группе месторождений Ферганы (Андижан, Ходжиабад, Южный Аламышик и др.). Необходимо подчеркнуть, что залежи нефти в этих континентальных отложениях (I пласт бактрийского яруса) приурочены к участкам структурных поднятий, осложненных разрывными нарушениями, или (и) к древним эрозионным «окнам» в палеогеновых образованиях. Распределение нефти и воды в залежах I пласта прихотливое: водонефтяные контакты часто пересекают изогипсы пласта. Нередки случаи, когда скважины на более высоких отметках по сравнению с соседними, дающими нефть, вскрывают водоносную часть пласта. Анализ приведенных данных позволил сделать заключение о вторичном характере залежей нефти I пласта.
Нефти I пласта по углеводородному составу близки к нефтям палеогена, а отношение смол к асфальтенам в них обычно равно 10-30, тогда как для палеогеновых нефтей оно составляет 1,5-4,0 [4]. Таким образом, и геохимические показатели нефтей I пласта подтверждают вывод о миграции их снизу, из палеогеновых залежей месторождений Андижан, Ходжиабад, Южный Аламышик и др.
Промышленные скопления нефти и газа в разрезе палеогена локализованы в сумсарском, риштанском, туркестанском, алайском, сузакском; и бухарском ярусах (см. рисунок). Продуктивные пласты сложены обломочными породами различного типа (II, III, IV, IX пласты), а также известняками, доломитами и переходными между ними разностями (V, VI, VII и VIII пласты). Для всех этих петрографически разнотипных отложений характерно накопление их в морских и лагунных (в том числе реликтовых) водоемах. Связь нефти и газа с морскими и лагунными фациями палеогена здесь выступает отчетливо и подчеркивалась многими исследователями.
В отложениях меловой системы Ферганы установлены промышленные залежи газа (впервые на месторождении Палванташ в 1946 г.) и небольшие по запасам скопления нефти. Распределение их по стратиграфическому разрезу показывает, что продуктивные горизонты, за исключением XXIII пласта, приурочены к отложениям сенона, нижнего турона (устричная толща) и альба (аламышикская свита).
При исследовании фациальных условий образования меловых отложений Ферганской впадины установлено, что они представлены нормально морскими (устричная свита и нижняя часть сенона), лагунными (верхняя часть сенона) и морскими накоплениями, перемежающимися с континентальными (аламышикская свита). Пачки, разделяющие нефтегазоносные свиты, выражены морскими фациями окислительной зоны (свита яловач) или континентальными накоплениями (шаариханская свита) и не содержат залежей нефти и газа; они отсутствуют также в подстилающих юрских и верхнетриасовых континентальных отложениях. Таким образом, связь между продуктивными горизонтами и фациями вполне очевидна и для меловых отложений Ферганской впадины.
Исключением из этого правила является месторождение Северный Сох, где промышленные залежи газа располагаются не только в свите яловач, представленной морскими окислительными фациями, но и в кровле юрского разреза, выраженного континентальными образованиями. Однако при ознакомлении с геологическим материалом по месторождению Северный Сох видно, что структура данного месторождения осложнена продольным нарушением типа взброса с амплитудой 80-100 м. В результате этого нижнемеловые заведомо промышленно газоносные горизонты контактируют с коллекторами верхней части юрского разреза. Поэтому можно предположить, что газ частично мигрировал из нижнемеловых в кровлю юрских отложений. В свиту яловач газ, по-видимому, мигрировал из залежей пестроцветной свиты опущенного блока месторождения.
Промышленные притоки газа из юрских отложений были получены в 1961 г. также на месторождении Северный Риштан, расположенном несколько восточнее Северного Соха.
Однако Н.А. Кудрявцев, указывая на обнаружение в последние годы залежей нефти и газа в нижнемеловых континентальных отложениях (XVIII-XXIII пласты), а также на слабый приток нефти из крелиусной скважины, вскрывшей в районе II Майлисуйской брахиантиклинали юрские отложения, и на признаки нефти в палеозойских образованиях (Араван, Мадыген и др.), рассматривает эти факты, как неоспоримое доказательство неорганического происхождения нефтяных углеводородов.
Действительно, нижнемеловые, преимущественно красноцветные образования Ферганской впадины многие геологи долгое время принимали за континентальные накопления. Такой вывод основывался на анализе окраски пород, кажущейся фациальной невыдержанности отложений и отсутствия в них каких-либо органических остатков, указывающих на морской генезис.
Однако литолого-фациальные исследования показали, что в разрезе нижнего мела наряду с континентальными накоплениями развиты и морские образования. Подобный вывод был в дальнейшем подкреплен и палеонтологическими находками С.Н. Симакова.
При фациальном анализе покровных отложений Ферганы необходимо иметь в виду, что все обнажения, доступные изучению, располагаются в сравнительно узких периферических (предгорных) частях впадины, где отчетливо проявляется фациальная зональность в строении разрезов мела. Грубообломочные красноцветные континентальные образования сменяются по мере продвижения к осевой линии впадины более мелкообломочными пестроцветными лагунно-континентальными фациями.
Поэтому имеются все основания полагать, что подобная тенденция фациальных переходов, подмеченная в периферийных частях, должна развиваться по мере приближения к осевой зоне Ферганской впадины. В связи с этим Л.Б. Рухин, О.А. Рыжков и А.М. Хуторов справедливо считают, что нефтегазоматеринские свиты, формировавшие залежи нефти и газа в отложениях нижнего мела, располагаются в самих нижнемеловых образованиях.
Залежи нефти и газа в разрезе нижнего мела Ферганы распределены прихотливо даже на соседних площадях. Несмотря на большой объем проведенных буровых разведочных работ, в разрезе нижнего мела до сих пор не удалось обнаружить не только крупных, но даже средних по запасам залежей нефти и газа. Это плохо согласуется с предположением о поступлении нефтяных углеводородов с больших глубин, так как в разрезе нижнего мела имеются благоприятные структурные формы и хорошие коллекторы. Этот факт объясняется палеогеографическими особенностями накопления нижнемеловых отложений Ферганской впадины. В последней в результате альбской трансгрессии возникли небольшие морские и лагунные водоемы, часто отшнурованные от открытого моря, располагавшегося в пределах Южно-Таджикской впадины. Следовательно, возможные зоны нефтегазообразования, связанные с морскими и другими водоемами нижнего мела, были невелики. Потенциальные возможности таких зон нефтегазообразования (нефтесборные площади), естественно, оказались ограниченными и привели к формированию в разрезе нижнего мела лишь небольших по запасам залежей нефти и газа. Такую точку зрения высказал, в частности, А.М. Хуторов, и она, по нашему мнению, достаточно хорошо согласуется с имеющимся фактическим материалом.
В пользу глубинного, неорганического происхождения нефтяных углеводородов в покровных мезо- и кайнозойских отложениях Ферганы приводится также наличие признаков нефти в юрских и палеозойских отложениях.
Действительно, при бурении крелиусной скважины на II Майлисуйской брахиантиклинали с глубины 270 м получен вместе с водой весьма слабый приток нефти удельного веса 0,861. Предполагается, что нефть поступает из серых песчаников юры, подстилающих красноцветные отложения мела. В районе I и II Майлисуйских брахиантиклиналей известны выходы нефти, приуроченные к V и VII пластам палеогена. Кроме того, на площадях Майли-Су IV и Избаскент обнаружены притоки нефти и промышленные залежи газа в меловых отложениях (пласты XIII, XX и др.). Если при этом учесть явления размыва, наблюдающиеся внутри мелового разреза и на границе мела и палеогена, а также наличие многочисленных разрывных нарушений в районе I и II Майлисуйских брахиантиклиналей, то не исключена возможность поступления нефти по поверхностям размыва и плоскостям разрывов из палеогеновых или (и) меловых пород в юрские отложения.
Высказывая подобные соображения, мы не исключаем возможности развития юрских первично нефтегазоносных свит в континентальных отложениях Ферганы. Наоборот, практика работ в нефтегазоносных районах Китайской Народной Республики, на Ближнем Востоке, Венесуэле и других стран указывает на возможность нефтегазообразования и в континентальных условиях. Именно поэтому фациальный спектр первичных нефтегазоматеринских свит в настоящее время расширен за счет включения в него, кроме морских и лагунных фаций, также накоплений крупных внутриконтинентальных водоемов.
Таким образом, получение в районе Майли-Су небольших притоков нефти в скважине, вскрывшей юрские отложения, и обнаружение газовых залежей в юрских свитах Северного Соха и Северного Риштана нельзя рассматривать как доказательство неорганического происхождения углеводородов в покровных накоплениях Ферганской впадины.
Признаки нефти, наблюдаемые в палеозойских образованиях районов Аравана, Мадыгена и др., также не могут служить подобным доказательством. Геологическая обстановка на этих участках характеризуется значительной трещиноватостью палеозойских пород, наличием многочисленных разрывных нарушений, зон дробления и, наконец, заведомо нефтеносными палеогеновыми и меловыми свитами, примыкающими к палеозойскому обрамлению впадины. В результате местами создаются благоприятные условия для перемещения некоторого количества нефти из покровных накоплений в палеозойские образования фундамента.
Следовательно, даже при кратком рассмотрении фактического материала по Ферганской впадине видно, что залежи нефти и газа здесь приурочены к частям мезо- и кайнозойского разреза, сложенным морскими и лагунными фациями восстановительной зоны. Благоприятные палеогеографические условия для нефтегазообразования устанавливались, как правило, в периоды крупных морских трансгрессий - в альбе, нижнем туроне, сеноне и палеоцен-эоцене. Такая периодичность развития зон нефтегазообразования свидетельствует о самостоятельных циклах, по крайней мере, мелового и палеогенового нефтегазообразования [5]. С этим согласуются особенности нефтей и их зольных остатков. По данным А.X. Нугманова, в нефтях Ферганы обнаружено 27 элементов, из которых ванадий, никель, кобальт, хром, медь, молибден, цинк и свинец отнесены к первичным микроэлементам, входившим в состав исходного органического вещества [3]. При этом состав первичных микроэлементов нефтей палеогеновых и меловых залежей различен.
Все эти различия сторонники неорганического происхождения пытаются объяснить заимствованием микроэлементов, порфиринов и оптически активных веществ из осадочных пород при миграции углеводородов и (или) из вмещающих пород. Подобное объяснение не выходит из области чистых предположений и поэтому лишено убедительности.
В покровных образованиях Бухаро-Хивинской синеклизы установлена промышленная газонефтеносность верхнеюрских, нижнемеловых и сеноманских отложений. Распределение продуктивных горизонтов по стратиграфическому разрезу показывает (К сожалению, нет единой номенклатуры продуктивных пластов различных нефтегазоносных областей восточной части Средней Азии, поэтому, например, римской цифрой XI обозначается в Ферганской впадине сенонский горизонт, а в Бухаро-Хивинской синеклизе - альбский и т. д., что следует иметь в виду при рассмотрении рисунка.), что и здесь залежи нефти и газа приурочены к частям разреза, представленным морскими фациями восстановительной зоны (IX-XII, XV-XVI пласты). Даже XIII и XIV пласты (апт-неоком), казалось бы, составляющие исключение из правила, располагаются в той части нижнемелового разреза, где наблюдается чередование лагунно-морских и континентальных фаций. Интересно, что скопления нефти и газа отсутствуют в континентальных отложениях средней и нижней юры, слагающих подошву покровных образований эпигерцинской платформы.
Сопоставляя разрезы мезо- и кайнозойских отложений Ферганской впадины и Бухаро-Хивинской синеклизы, можно видеть, что в последней происходит «одревнение» низов этих отложений, представленных лагунно-морскими фациями. Так, юрские континентальные накопления Ферганской впадины в Бухаро-Хивинской синеклизе сменяются верхнеюрскими лагунно-морскими и средне- и нижнеюрскими, преимущественно континентальными образованиями. Согласно этому распределяются залежи нефти и газа. Здесь в разрезе юры они приурочены к верхнему отделу, представленному преимущественно карбонатными морскими фациями (XV и XVI пласты).
Аналогичная картина наблюдается для отложений апт-неокома. В Ферганской впадине они развиты в континентальных красноцветных фациях, не содержащих залежей нефти и значительных скоплений газа. В Бухаро-Хивинской синеклизе в разрезе апта и неокома наряду с континентальными появляются и лагунно-морские фации, к которым приурочены залежи газа XIII и XIV пластов.
Подобную избирательную аккумуляцию углеводородов в зависимости от фаций вмещающих их отложений трудно объяснить вертикальной миграцией углеводородов из глубинных очагов. Плохо согласуются с представлениями о поступлении углеводородов из подкоровых очагов в покровные образования и результаты геохимического изучения нефтей и газов Бухаро-Хивинской синеклизы, проведенного в последние годы. Так, по данным И.С. Старобинца нефти юрских отложений относятся к типу смолистых сернистых нефтей, обогащенных циклическими углеводородами. В отличие от них меловые нефти характеризуются малой сернистостью и низкой смолистостью, с возрастанием в составе нефтей роли метановых углеводородов [6].
Приведенные данные служат еще одним подтверждением наличия самостоятельных юрского и мелового циклов нефтегазообразования в Бухаро-Хивинской синеклизе.
При вскрытии палеозойского фундамента разведочными скважинами на площади Караизе с забоя скважины желонкой выносилась вода с пленками нефти. Этот факт, а также наличие капель жидкой нефти в кварцевых жилах Зиаэтдинских гор нередко приводятся в качестве неоспоримых доказательств глубинного, магматического происхождения углеводородов, формировавших залежи в отложениях мезо-кайнозоя Бухаро-Хивинской синеклизы. Однако, если учесть особенности геологического строения и нефтегазоносности данной области, то подобные доказательства становятся сомнительными. В самом деле, на сложно дислоцированном и метаморфизованном палеозойском фундаменте здесь залегают мезо- и кайнозойские промышленно-нефтегазоносные отложения осадочного покрова. В этих условиях к палеозойским выступам фундамента прилегают юрские и меловые газонефтеносные свиты, из которых часть нефти и газа переходит в верхнюю трещиноватую зону фундамента. Вероятно, таково происхождение капель нефти, полученных из палеозойских метаморфизованных сланцев на площади Караиз. В отношении жидкой нефти, встреченной в кварцевых жилах, следует отметить, что сейчас пока пот каких-либо геохимических доказательств ее сходства (изотопный состав углерода, серы) с нефтями, образующими залежи в юрских и меловых свитах. Если даже признать магматический генезис этих минералогических находок нефти в кварцевых жилах, то и тогда они не могут служить доказательством глубинного образования громадных скоплений углеводородов в покровных отложениях Бухаро-Хивинской синеклизы.
В Южно-Таджикской впадине залежи нефти и газа установлены в алайском и бухарском ярусах (месторождения Хаудаг, Ляль-Микар, Кызыл-Тумшук и др.). Кроме того, признаки газа и небольшие его притоки отмечены в скважинах при вскрытии отложений сеномана к северу от Душанбе и на поднятии Арук-Тау (Вахшская долина). Поскольку покровные накопления Южно-Таджикской впадины вскрыты скважинами на сравнительно небольшую стратиграфическую глубину, то, конечно, сейчас трудно говорить о закономерностях распределения залежей нефти и газа по всему мезо-кайнозойскому разрезу. Однако в разведанной части разреза залежи нефти и газа приурочены к карбонатным, лагунно-морским (I-IV пласты бухарского яруса) и терригенным морским (алайский ярус) фациям. Отложения сеномана, в которых отмечены небольшие притоки углеводородного газа, также представлены морскими фациями восстановительной зоны (наличие в породах пирита, глауконита и т. д.). Следовательно, имеющийся материал по Южно-Таджикской впадине не противоречит выводу о существовании зависимости между локализацией залежей углеводородов и фациями покровных отложений, вмещающих эти залежи.
Рассмотренные данные по Ферганской и Южно-Таджикской впадинам и Бухаро-Хивинской синеклизе указывают на тесную связь между скоплениями углеводородов и фациями осадочных отложений и на самостоятельность юрского, мелового и палеогенового циклов нефтегазообразования. В редких случаях, когда залежи нефти и газа встречаются в континентальных фациях окислительной зоны (Ферганская впадина- неогеновые молассы и юрские отложения), вторичный характер этихскоплений обычно достаточно отчетлив.
Таким образом, фактический материал по месторождениям восточной части Средней Азии не дает основания предполагать образование залежей нефти и газа в покровных накоплениях за счет поступления углеводородов из глубинных, магматических очагов.
Наряду с этим, обнаружение залежей нефти и газа в континентальных образованиях юры, мела и неогена указывает на необходимость детальных исследований этих отложений на рассматриваемой территории.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кудрявцев Н.А. Против органической гипотезы происхождения нефти. Нефт. хоз., № 9, 1951.
2. Кудрявцев Н.А. Нефть, газ и твердые битумы в изверженных и метаморфических породах. Труды ВНИГРИ, вып. 142, Гостоптехиздат, 1959.
3. Нугманов А.X. Микроэлементы нефтей Ферганской депрессии. Автореферат кандидатской диссертации. Изд. АН Узб. ССР, Ташкент, 1958.
4. Сагидова Ф.3. Геохимическая характеристика нефтей Ферганской долины. Автореферат кандидатской диссертации. Ташкент, 1961.
5. Симаков С.Н. Меловые отложения Ферганы, их нефтеносность и газоносность. Доклад по опубликованным работам, представленным на соискание ученой степени доктора геол.-минералог, наук. Гостоптехиздат, 1961.
6. Старобинец И.С. Геохимические особенности газов Узбекистана в нефтей Бухаро-Хивинской провинции. Фонды ИГиРЙИГМ, Ташкент, 1961.
ИГ и РГИ
Рисунок Схема распределения залежей и признаков нефти и газа в мезо-кайнозойских отложениях восточной части Средней Азии.
1 - морские фации окислительной зоны; 2 - морские фации восстановительной зоны; 3 - континентальные красноцветные и пестроцветные накопления; 4 - лагунные фации; 5 - чередование морских лагунных и континентальных фаций; 6 - продуктивные пласты; 7-признаки нефти и газа; 8 - стратиграфический интервал, вскрытый глубоким бурением; 9 - палеозойские отложения фундамента.