Разведанные запасы нефти и газа в мезозойских и кайнозойских отложениях Юго-Западного Таджикистана, занимающего большую часть Сурхан-Вахшской нефтегазоносной области составляют всего 4-5% от прогнозных. Причем даже в наименее погруженных хорошо изученных и разведанных бурением палеогеновых образованиях эти цифры не превышают 10-15%. В то же время фонд выявленных и подготовленных к поисковому бурению структур, перспективных на нефть и газ на глубинах до 3 км, практически исчерпан. Поэтому сейчас весьма актуален вопрос о перспективах нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов.

В Сурхан-Вахшской области выделяются два основных регионально нефтегазоносных комплекса: верхнемеловой - палеогеновый и верхнеюрский. Их нефтегазоносность доказана. Открыт ряд месторождений нефти, газа и конденсата как в упомянутой области, так и в сопредельных районах Туранской плиты. Нефтегазопродуцирующий потенциал мезозойско-кайнозойского осадочного чехла достаточно велик и составляет для палеогеновых отложений 10%, а для юрских около 20% от исходного количества содержащегося в них ОВ. Рассматриваемый регион хорошо обеспечен породами-коллекторами и высоконадежными покрышками. Фациальная принадлежность пород и история геологического развития впадины свидетельствуют о том, что в мезозойскую и кайнозойскую эры существовали весьма благоприятные условия для интенсивной генерации, аккумуляции и консервации углеводородных флюидов.

Крупное событие почти двухсотмиллионнолетнего процесса формирования нефтегазоносности Афгано-Таджикской впадины - позднекайнозойская активизация платформенного геотектонического режима и особенно ее поздняя неогеново-четвертичная стадия, обусловившая чешуйчато-надвиговое строение и весь современный структурный геологический план региона. Это привело к расчленению впадины на ряд субмеридиональных антиклинальных и синклинальных зон, к интенсивному воздыманию первых и погружению вторых, к широкому развитию дизъюнктивных нарушений и в первую очередь к формированию (особенно в антиклинальных зонах) крупноамплитудных надвигов.

В результате этого в синклинальных зонах основные перспективные горизонты верхнего мела-палеогена и тем более юры оказались под образованиями неогена на глубинах 4-7 км (верхний мел-палеоген) и 5-10 км (юра). Скорости погружения в неоген-четвертичное время составляли 400-1200 м за 1 млн. лет. Это обеспечило быстрое и надежное захоронение коллекторских горизонтов и создало благоприятные условия для консервации образовавшихся УВ. Правда, вовлечение большей части Афгано-Таджикской впадины (исключение составляют лишь осевые части синклинальных зон) в вертикальные движения положительного знака привели в четвертичном периоде на значительной части региона к размыву верхних свит неогена, что приблизило к дневной поверхности перспективные горизонты на 2-5 км и сделало их более доступными для освоения. Но и сейчас в синклинальных зонах основные перспективные горизонты залегают глубже 4-5 км.

В высоко поднятых антиклинальных зонах, осложненных мощными, нередко многочешуйчатыми надвигами в верхнем структурном этаже, мезозойско-кайнозойские отложения глубоко вскрыты эрозией (до нижнего мела включительно) и в нормальной структуре малоперспективны. Здесь от гидродинамической разгрузки могли сохраниться лишь отдельные небольшие ловушки, вроде Курганчинской складки, в которой обнаружено небольшое месторождение тяжелой высокосернистой нефти. В лучших условиях находятся скопления нефти и газа в мел-палеогеновых отложениях, оказавшихся в поднадвиговой позиции и поэтому надежно запечатанных.

Высокая региональная перспективность подсолевых юрских отложений общеизвестна: прогнозные запасы нефти и газа здесь составляют около 50% суммарных запасов в регионе. Однако представления об их современной структуре сейчас наименее обоснованы. Если исходить из общепринятых представлений о дисконформном строении осадочного чехла и о том, что региональный срыв (главный раздел дисгармонии) произошел по соленосным пластичным отложениям юры, а подстилающие более древние горизонты сохранили основные элементы своей палеоструктуры, то, вероятно, можно обнаружить на определенных глубинах структурные элементы второго порядка (валы, своды, выступы), сопоставимые с таковыми на Туранской плите.

Региональными работами Таджикского отделения ВНИГНИ в качестве основных элементов платформенной структуры советской части Афгано-Таджикской впадины выделены Вахш-Кафирниганский палеосвод (палеовыступ) и Предпамиро-гиндукушскнй палеопрогиб. Исходя из тезиса о возможно унаследованном характере современной структуры юрских отложений, наиболее перспективны ловушки палеосвода и прибортовых зон палеопрогиба. Имеющиеся геолого-геофизические материалы позволяют надеяться на возможность вскрытия юрских отложений в отдельных, наиболее приподнятых частях палеосвода на глубинах порядка 5 км, а на большей части территории еще глубже. Это значительно отдаляет срок их освоения, не снижая общей высокой перспективности горских толщ.

Таким образом, при современной оценке перспектив развития нефтегазодобывающей промышленности в Таджикистане должны учитываться следующие факторы: 1) фонд неизученных антиклинальных складок с перспективными горизонтами, залегающими на глубинах до 3 км, практически исчерпан, 2) основные запасы нефти и газа в регионе сосредоточены в синклинальных зонах - в глубокопогруженных верхнемеловых и палеогеновых отложениях; в антиклинальных зонах - в палеогеновых и верхнемеловых образованиях в поднадвиговой позиции и в юрских на глубинах 5 км и более. Освоение ресурсов нефти и газа погруженных антиклинальных и неантиклинальных ловушек связано с необходимостью выявления и подготовки перспективных объектов к поисковому бурению, что невозможно без проведения эффективного комплекса сейсморазведочных работ в необходимом объеме.

О характере УВ и о глубинах их залегания можно судить по генетическому типу и глубине ката генетической преобразованности ОВ, степени битуминозности отложений и истории погружения осадков относительно уровня главной зоны нефтеобразования (ГЗН).

Перспективные карбонатные толщи палеоцена (бухарские слои) и эоцена (алайские слои) содержат преимущественно сапропелевое нефтематеринское ОВ в концентрациях, равных 0,35-0,4% (доверительный интервал для среднего из более 1000 замеров составляет 0,06-0,08%). Вещество дисперсное микстинитовое, преобразованное, судя по элементной характеристике керогена ОВ (НОВ), не выше средних градаций мезокатагенеза на палеоглубинах до 4-5 тыс. м. Выполненные балансовые расчеты продуктов генерации из ОВ палеогеновых отложений на начальный этап нефтеобразования дали следующие цифры: 2±0,2% жидких (нефть) и 6,8±0,6% газообразных (метан) УВ от суммарного объема исходного ОВ (отсчет от ПК₁). В переводе на прогнозные запасы это довольно значительные величины, в 2-3 раза больше принятых до настоящего времени. Несомненно, в поднадвиговой структуре было значительное скопление продуктов генерации этих отложений. Современные глубины залегания нефтематеринских толщ в 5 тыс. м и более позволяют предполагать благоприятные условия для полной реализации нефтематеринского ОВ.

Участки глубокого, в основном поднадвигового залегания палеогеновых отложений отвечают условиям полной реализации нефтематеринских свойств ОВ и свидетельствуют о формировании иного типа нефтей - легких, малосмолистых н малосернистых, аналогичных обнаруженным в прибортовой части Кулябской зоны в месторождениях Бештентяк и Сюльдузы.

Другим первоочередным объектом поисков залежей нефти и газа на больших глубинах являются, как известно, подсолевые карбонатные отложения юры. В них, как и в карбонатных толщах палеогена, установлено нефтематеринское ОВ в равных концентрациях и с равной интенсивностью генерации как жидких, так и газообразных УВ. Потенциал этих отложений высок не только из-за больших, по сравнению с палеогеновыми, нефтегазопроизводящих мощностей, но и потому, что они включают много углеводородного газа, скопившегося в нижележащей угленосной толще. Ориентировочный подсчет количества метана только для Таджикской части Сурхан-Вахшской области составляет более 50*10¹² м³. Этот газ, по-видимому, и определил преимущественную газоносность подсолевых отложений юры, хотя они могут содержать и нефть. Поэтому интерес к освоению юрского комплекса резко возрастает.

Возможность обнаружения легких метаморфизованных нефтей, в основном конденсатного характера, не исключается для палеогеновых отложений, не погрузившихся ниже ГЗН, т. е. ниже 5-6 тыс. м.

Нерешенным остается вопрос о том, какие газы следует ожидать в карбонатах юры. Предполагаемое нами сравнительно невысокое содержание гипсов в юрских отложениях восточной половины Афгано-Таджикской впадины по сравнению с одновозрастными образованиями сопредельных районов Туранской плиты позволяет надеяться на то, что юрские газы в рассматриваемом регионе будут наименее сернистыми.

Выявленная в результате палеогеографических исследований изменчивость фаций и мощностей мезозойских отложений свидетельствует о том, что геотектонические движения в пределах Афгано-Таджикской впадины были достаточно дифференцированными, что в свою очередь создало благоприятные предпосылки для интенсивной миграции УВ. По-видимому, движение флюидов происходило в основном из осевых частей палеопрогиба к палеосводу. Но поскольку и первый, и второй были, вероятно, расчленены на структуры низшего ранга, характер и направление миграции УВ были достаточно сложными. Еще более осложнилось движение флюидов на новейшем этапе истории развития региона, когда, с одной стороны, перестроился структурный план, а с другой - сами структуры стали более контрастными. В первом случае переформировались скопления УВ, образовавшиеся ранее. При этом в антиклинальных зонах УВ, находившиеся (или поступавшие) в мел-палеогеновых коллекторах верхнего структурного яруса, в значительной мере разгружались в зоне гипергенеза. В то же время флюиды, заключенные в породах, оказавшихся в поднадвиговой позиции, или поступившие туда из более погруженных участков благодаря переформированию или новообразованию, могли создать значительные скопления при наличии хорошей изоляции в результате запечатывания поднадвиговых толщ вышележащими. Следует, наконец, иметь в виду, что в поднадвиговых отложениях, опущенных на глубины более 4-5 км, продолжалась генерация УВ, что еще больше повышает перспективность этих отложений.

В соответствии с изложенным, распределение прогнозных запасов по тектоническим зонам и глубинам (в процентах к общей сумме запасов в регионе) представляется в следующем виде (см. таблицу).

С такими предположениями о распределении прогнозных запасов нефти и газа в Афгано-Таджикской впадине согласуется и решение, принятое сессией Ученого Совета по региональным геолого-геофизическим работам и опорно-параметрическому бурению при Мингео СССР, состоявшейся 5-6 апреля 1977 г. в г. Калинине. Решением выдвинута главная задача региональных геолого-геофизических работ в Таджикистане - изучение геологического строения, глубины залегания и оценка перспектив нефтегазоносности подсолевых верхнеюрских и палеогеново-меловых пород в поднадвиговых участках Кафирниганской, Обигармской и Кулябской тектонических зон Афгано-Таджикской впадины.

Таблица