К оглавлению

УДК 553.98.041:551.76/.77(575.3)

Прогноз нефтегазоносности осадочных толщ Афгано-Таджикской впадины по геохимическим критериям

Т. А. САФРАНОВ, А.В. ГОТГИЛЬФ, Е. Б. ДЕЙМОНТОВИЧ (ТО ВНИГНИ)

Для пород осадочного чехла Афгано-Таджикской впадины (АТВ) характерна гетерогенность, которая выражается не только в изменчивости их фациально-геохимических особенностей, но и в сложном сочетании терригенных, карбонатных и галогенных отложений.

Породы осадочного чехла в синклинальных зонах (Кулябская, Вахшская, Сурханская, Душанбинская) смяты в гребневидные складки, переходящие по периферии этих зон в чешуйчатую складчатость и шарьяжи, которые являются основными структурными формами чехла в антиклинальных зонах (Обигармская, Кафирниганская). Надсолевой формационный этаж характеризуется резко дисгармоничным строением и отделяется региональной поверхностью тектонического срыва от подсолевого этажа, образованного келловей-оксфордскими, нижнесреднеюрскими и пермо-триасовыми (?) отложениями. Мощность осадочного чехла в синклинальных зонах составляет до 12-15 км, а в антиклинальных - до 8-10 км [4].

В разрезе осадочного чехла АТВ выделяются нефтегазоносные комплексы юры, нижнего мела - сеномана, сенона - палеоцена и эоцена. Разобщаются они региональными флюидоупорами: сульфатно-галогенными породами кимеридж-титона, глинистыми толщами турона и нижнего эоцена.

Между терригенными и карбонатными толщами юры нет регионально выдержанного флюидоупора, поэтому подсолевые отложения в гидродинамическом отношении образуют единое целое. Наличие прослоев углей, многочисленных углефицированных растительных остатков и относительно высокое содержание (0,5-1 % и более) в терригенных породах РОВ преимущественно гумусового типа позволяют рассматривать нижнесреднеюрскую толщу в основном как источник газообразных УВ. Однако даже в углях группы гумолитов встречаются «сапропелевые фрагменты» (лейптинит 1 - 10 %). Наличие в гумусовом ОВ липоидных компонентов, присутствие в хлороформенном битумоиде (ХБ) масел (45 %) и в их составе н-алканов и изопреноидов, преобладание высококипящих н-алканов и пониженные значения отношения фитана к пристану на высоких градациях катагенеза (MK₅-AK₁) - все это позволяет предполагать генерацию не только газообразных, но и жидких УВ. В западных районах в байосе-бате развиты морские образования, нефтематеринский потенциал заключенного в них ОВ более значителен. Диапазон катагенетических изменений этих пород и ОВ охватывает интервал от МК_2-3 до АК₁. Близкие градации катагенеза (МК₂-МК₃) характерны для них и на южных склонах Гиссара и Юго-Западном Дарвазе. В Юго-Западном Гиссаре отмечается увеличение катагенеза пород бат-байосского комплекса до градации МК₄ (Шаргунь), MK₅ (Байсун) и AK₁ (Кугитанг). Нижне-среднеюрские нефтегазоматеринские породы в наиболее погруженных зонах достигли уровня «зрелости» в смысле нефтегазообразования к концу накопления сульфатно-галогенных пород кимеридж-титона, а в периферийных частях АТВ значительно позже (см. рисунок). О реализации нефтематеринского потенциала свидетельствует наличие нефти в угленасыщенной части разреза. Например, из нижне-среднеюрских отложений каменноугольного месторождения Шаргунь (скв. 7) получена смолистая, парафинистая, малосернистая нефть. Притоки и признаки нефтеносности этих же пород отмечены на ряде структур сопредельной Амударьинской впадины [1]. Однако большинство залежей в нижне-среднеюрских образованиях газовые, что согласуется с генетическим типом и степенью изменения ОВ. Возможно, что часть УВ из терригенно-угленосной толщи мигрировала в карбонатные отложения юры.

В карбонатных породах келловей-оксфорда к нефтегазопроизводящим толщам (НГПТ) отнесены сравнительно обогащенные ОВ (0,3-0,5 % и более) пелитоморфные известняки, мергели и глинистые породы прибрежно- и мелководно-морских, а также относительно глубоководных фаций, суммарная мощность которых колеблется от 20 до 150 м [5]. В юго-восточной части АТВ карбонатные породы замещаются терригенными образованиями, и мощности НГПТ весьма незначительны. Для карбонатных пород характерны сорбированные, колломорфные формы сапропелевого ОВ (коллоальгинит до 100%). Показатель преломления коллоальгинита составляет от 1,775 до 1,950, т. е. отвечает градациям катагенеза от МК₂ до MK₅. В зонах максимального прогибания келловей-оксфордские отложения уже в альбское время достигли интенсивного развития процессов эмиграции жидких УВ, а в периферийных зонах они проявились лишь в палеоцене (см. рисунок). Судя по степени катагенеза, отложения испытали тепловой прогрев примерно до 150-230 °С. Процессы нефтеобразования, обусловленные достаточно высокой катагенетической измененностью сапропелевого ОВ, при прогрессирующем воздействии температур н давлений сменялись процессами газообразования. В зонах, не испытавших влияния температур более 200°С, могли сохраниться нефти типа полученной на площади Шаамбары в скв. 82 (см. таблицу). Возможно сохранение и сравнительно легких, малосернистых нефтей, аналогичных полученной на Гаджаке (скв. 8) и Пачкамаре (скв. 7). Большинство скоплений в верхнеюрской карбонатной толще газовые и газоконденсатные. Газы метановые (СН₄ в среднем 90%), с той или иной примесью тяжелых УВ (в среднем 4,5 %). Сероводород в свободных газах обычно отсутствует, хотя в отдельных пробах отмечаются концентрации 0,1-0,2%, а иногда до 0,7-0,8 % и более (Комсомольское, Гаджак, Ходжагугердаг).

Содержание ОВ в красноцветных отложениях нижнего мела обычно составляет сотые доли процента и лишь в отдельных образцах достигает 0,1-0,2 % . ОВ гумусовое, окисленное. Несмотря на низкую насыщенность красноцветных пород ОВ, для них характерно широкое развитие следов эмиграции УВ (эпибитумоидов). Кроме того, в пластовых водах отмечены высокие концентрации водорастворенных ОВ (ВРОВ) - до 1000 мг/л и более.

Низкие концентрации и невысокие потенциальные возможности гумусового (окисленного) ОВ позволяют предполагать лишь весьма незначительную генерацию газообразных УВ. Наличие эпибитумоидов и скоплений УВ в Душанбинском прогибе и сопредельных территориях следует связывать как с миграцией УВ из юрских отложений, так и с генерацией их (в пропластках восстановительного геохимического облика с сапропелево-гумусовым типом ОВ) в самой нижнемеловой толще. В нижнемеловых отложениях НГПТ служат прослои сероцветных глинистых и глинисто-карбонатных пород, приуроченных к окузбулакскому, калигрекскому, каракузскому, дербентскому, бабатагскому и аккапчигайскому горизонтам. Однако в калигрекском и дербентском горизонтах они развиты лишь в крайних западных и юго-западных районах АТВ, в окузбулакских и каракузских отложениях распространены до центральных частей впадины, а в бабатагских и аккапчигайских - несколько восточнее. На востоке исследуемого региона (в Кулябской зоне) НГПТ в нижнемеловых отложениях практически отсутствуют. Реализация газо- и в меньшей мере нефтематеринского потенциала толщ с сапропелево-гумусовым ОВ происходила в донеогеновое время (см. рисунок), а сейчас в погруженных участках нижнемеловые породы (НГПТ) находятся в зоне среднекатагенетического газообразования. Как и в верхнеюрских отложениях, в продуктивных горизонтах нижнего мела возможно обнаружение скоплений углеводородных газов с низким содержанием H₂S и СO₂. Открытие нефти в пределах большей части АТВ мало вероятно, хотя в юго-западных районах нефтематеринский потенциал отдельных толщ заметно возрастает и там могут присутствовать нефти типа тех, которые получены на площадях Северного Афганистана: Анготская, Ходжабуланская, Кашкаринская, Базаркаминская, Алигулская (см. таблицу). На остальной части АТВ в нижнемеловых продуктивных горизонтах могут аккумулироваться нефти, аналогичные нефтям из XIV горизонта Комсомольского газоконденсатного месторождения.

В верхнемеловых отложениях НГПТ имеют региональное распространение. Сложены они серо-зелеными и темпо-серыми глинами, мергелями и пелитоморфными известняками сеномана, турона, коньяка и сантона. Для них характерны восстановительные и резко восстановительные геохимические фации. Суммарная мощность НГПТ варьирует от 160-180 м в юго-западных и южных районах впадины до 40-60 м в восточных и северных. ОВ смешанного типа, с различными соотношениями сапропелевых и гумусовых составляющих. Судя по отрывочным данным по характеристике керогена [3], отложения преобразованы до начальных градаций мезокатагенеза. По сравнению с палеоцен-эоценовыми и юрскими отложениями рассматриваемые НГПТ генерировали гораздо меньшее количество УВ [5].

РОВ в породах Маастрихта, палеоцена и эоцена преимущественно сапропелевого типа. Даже в наиболее обогащенных породах оно присутствует в количестве 0,4-0,7 %. Лишь в сузакских слоях эоцена отмечаются концентрированные формы ОВ (горючие сланцы). Сапропелевый тип ОВ позволяет предполагать его высокий нефтематеринский потенциал. Процессы генерации и эмиграции жидких УВ в палеоцен-эоценовых отложениях начались в зонах, где температура достигла 55-60 °С, т. е. уровня ПК₃. На участках, которые на новейшем этапе испытали погружение, процессы генерации и эмиграции УВ усилились, а сами породы и рассеянное в них ОВ достигли градаций MK₁-МК₂.

По-видимому, палеоценовая карбонатная толща на определенном этапе развития превратилась в коллектор, вместивший свою же аутигенную нефть. В пользу этого предположения говорит близость химико-битуминологических параметров син- и эпибитумоидов. На генетическую связь между керогеном, битумоидами и нефтью в карбонатной толще палеоцена указывает близость значений d¹³С.

Наиболее легкие, малосмолистые, с максимальным выходом бензиновых фракций и УВ нефти содержатся в палеогеновых отложениях Кулябской зоны. Для них характерны высокие значения газового фактора. Обнаружены небольшие скопления «жирного» газа (до C₈H₁₈) с конденсатом, а возможно, и с нефтяной оторочкой (Ходжасартис). Геохимические особенности пластовых флюидов, значительные глубины погружения продуктивных горизонтов указывают на благоприятную обстановку для сохранности залежей нефти и газа в палеоцен-эоценовых отложениях большей части Кулябской зоны. Выход бензинов и содержание УВ закономерно уменьшаются к западу и юго-западу в нефтях месторождений Шаамбары и Северный Курганча (горизонт I^а), а затем еще более понижаются в нефтях палеоценовых отложений Вахшской и Сурханской зон. Здесь процессы биоразложения и дегазации нефтей проявились на тех структурах, которые в новейшее время сформировались как положительные на фоне депрессий и в которых существовали «окна» для внедрения в пористопроницаемые горизонты инфильтрационных вод. Обогащенность пород и пластовых вод сульфатами на фоне относительно небольших температур благоприятствовала процессам биохимического восстановления сульфатов. Повышенная минерализация вод (120-200 г/л) не препятствовала развитию процессов сульфатредукции, о чем свидетельствует высокая сернистость палеоценовых нефтей Хаудага, Коштара, большое содержание сульфидов в водах площади Кызылсу. В результате процессов осернения и окисления в палеоценовых отложениях Вахшской и Сурханской зон образовались тяжелые, высокосернистые, смолистые, вязкие нефти с низким выходом бензиновых фракций (см. таблицу), т. е. нефти «остаточного» характера.

В структурных линиях, объединяющих цепочки локальных структур, повсеместно наблюдается зональность, вызванная проявлением гравитационного фактора, когда более легкие нефти и (или) газы одних и тех же продуктивных горизонтов накапливаются в ловушках, занимающих более высокое гипсометрическое положение. Сказанное подтверждает распределение свойств нефтей в пределах Вахшской синклинальной зоны, где прослеживается облегчение нефти по восстанию горизонта I от 0,950 на Кичикбеле до до 0,938 на Акбашадыре и 0,929 г/см³ на Кызылтумшуке (нефтяная оторочка). Свободные газы месторождения Кызылтумшук, приуроченные к горизонтам IV и IV^a акджарских слоев, характеризуются большой сухостью по сравнению со свободными газами нижнемеловых отложений.

Широкое развитие разрывных нарушений, особенно в северо-восточной части впадины, несколько затрудняет латеральную миграцию. Залежи приурочены к восточным крыльям антиклинальных структур, тогда как западные крылья, отделенные от оси разрывными нарушениями, не содержат скоплений УВ (Бештентяк, Сульдузы, Ходжасартис и др.). Относительно повышенное (по сравнению с водорастворенными газами) содержание гелия в свободных газах Кызылтумшука и Ходжасартиса, возможно, говорит о миграции по вертикали. В целом же ее масштабы невелики, о чем свидетельствует незначительное количество глубинных компонентов в водах верхней гидродинамической зоны. По величине гелий-аргонового отношения расхождение между водорастворенными и свободными газами палеоценовых отложений месторождений Бештентяк и Сульдузы незначительно, что позволяет выделять свободные газы за счет дегазации пластовых флюидов (в результате восходящих движений на новейшем этапе).

Пластовые воды в основном представлены рассолами с минерализацией от 400 (кимеридж-титон) до 200-150 г/л (эоцен). В наиболее минерализованных рассолах преобладают хлориды щелочноземельных металлов (rNa/rCl<=0,5), в остальных случаях - хлориды натрия (rNa/rCl>0,5). Наибольшей «застойностью» отличаются пластовые воды мезозойско-палеогеновых отложений Кулябской зоны, западной части Вахшской и южной части Душанбинской зон, где стратиграфическая граница «первичных» рассолов поднимается до эоценовых отложений. Глубина залегания водоносных горизонтов не определяет величины минерализации вод. Например, на структуре Хаудаг рассолы до 190 г/л в палеоценовых отложениях встречаются на глубине 160 м, а на структуре Джейранхана в тех же породах на глубине 2000 м минерализация составляет 9-10 г/л. Отмечаются как нормальные, так и инверсионные типы гидрохимических разрезов. Залежи нефти и газа ассоциируют как с маломинерализованными водами сульфатно-натриевого и хлормагниевого типов, так и с рассолами хлоркальциевого типа (по Сулину), поэтому минерализация, макро- и микрокомпонентный состав вод не являются признаками наличия скоплений углеводородных флюидов.

Поскольку пластовые воды представлены в основном хлоркальциевыми рассолами, они характеризуются малой газоемкостью. Упругость водорастворенных газов (ВРГ) очень велика, что облегчает выделение их в свободную фазу. Соотношение газоемкости всего объема рассолов и количества генерированных газов [2] указывает на то, что растворилась лишь часть последних и образовались большие резервы для формирования свободных скоплений. Состав ВРГ зависит от газонасыщенности вод и по нему можно определить близость скопления УВ или наметить зону предельного газонасыщения вод.

Содержание водорастворенного ОВ (ВРОВ) варьирует обычно от 50 до 100 мг/л. Сравнение абсолютных концентраций ОВ и УВ в породах и в пластовых водах (в кг/м³) позволило установить соотношения между ними. Общее количество ОВ в породах почти в 2000 раз превышает сумму ВРОВ и ВРГ. При этом в нефтегазоносных толщах отмечен некоторый рост количества ВРГ и ВРОВ, что, вероятно, связано с влиянием как скрытых битумопроявлений, так и залежей нефти и газа. В приконтурных водах фиксируются высокие концентрации бензола и фенолов (до 10 мг/л). Повышенные содержания водорастворенных органических компонентов связаны не только с миграционными разностями ОВ, но и с породами, обогащенными сингенетичным ОВ.

Проведенный анализ времени интенсивного развития процессов эмиграции УВ показывает, что в толщах с сапропелевым типом ОВ температура начала эмиграции составляет 55-60 °С, а в толщах со значительной примесью гумусовых компонентов 80-90 °С (см. рисунок). В мезозойских НГПТ процессы генерации и эмиграции УВ происходили до перестройки структурного плана в неоген-антропогеновое время, что позволяет допускать аккумуляцию УВ в конседиментационных структурах. В НГПТ палеогеновых и частично верхнемеловых отложений эмиграционные процессы происходили на постплатформенном орогеническом этапе. При этом в прогибающихся частях впадины генерация и отток жидких, а затем газообразных УВ были интенсивнее. В обрамлении АТВ и в зонах поднятий эти процессы замедлились или практически прекратились. Новейшие геотектонические движения обусловили переформирование существовавших залежей нефти и газа, а также изменили фазовое состояние УВ. Локализация скоплений в меловых и палеогеновых отложениях контролируется современным структурным планом. Возможно, что часть УВ, аккумулировавшихся в пластах до перестройки структурного плана, не успела переместиться к сводовым частям антиклинальных структур и находится в ловушках неантиклинального типа. В юрских (подсолевых) толщах распределение скоплений УВ, по-видимому, контролируется палеоструктурным (платформенным) планом.

Таким образом, комплексное изучение ОВ и пластовых флюидов позволяет сделать некоторые предположения о нефтегазоносности осадочных толщ АТВ и фазовом состоянии залежей.

1. В юрских отложениях следует ожидать газовых и газоконденсатных скоплений с небольшими нефтяными оторочками или без них. В карбонатной толще юры могут присутствовать газы с повышенным содержанием сероводорода. Некоторая растянутость зон катагенеза позволяет допускать сохранность на больших глубинах не только дериватов нефти, но и скоплений легких, малосмолистых нефтей. Наиболее благоприятны условия для этого на участках с неглубоким залеганием палеозойского фундамента.

2. Нижне-верхнемеловые отложения преимущественно газоносны. Газы без примеси H₂S, хотя в отдельных сульфатно-карбонатных пластах возможно присутствие сероводородсодержащих газов. Нефти будут иметь подчиненное значение (легкие, «конденсатного» типа, с повышенной долей цикланов).

3. Палеоцен-эоценовые отложения преимущественно нефтеносны. Легкие, малосернистые, маслянистые нефти обнаружены в Кулябской зоне. Такого же типа нефти можно ожидать на западе Вахшской и юге Душанбинской зон, а также в наиболее погруженной части Сурханской зоны. На участках, испытавших в новейшее время резкие восходящие движения, могут быть выявлены залежи тяжелых, смолистых, сернистых нефтей. Возможно также нахождение скоплений свободных газов с той или иной примесью сероводорода.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бабаев А.Г., Габрильян Р.А., Салямова С.К. Терригенная формация юрского возраста Бухаро-Хивинского региона и Юго-Западного Гиссара и ее нефтегазоносность. М., Недра, 1977.

2. Гидрогеологические предпосылки нефтегазоносности Таджикской депрессии / А.В. Готгильф, В.Н. Афанасьева, Т.А. Сафранов, М.И. Суббота. Душанбе, Дониш, 1975.

3. Жукова А.В., Сафранов Т.А., Файзуллина Е.М. О вещественном составе органического вещества осадочных толщ Таджикской депрессии.- Труды ВНИГНИ. Душанбе, 1975, вып. 159, с. 152-157.

4. Новые данные о глубинном строении Таджикистана / Г.В. Кошлаков, Я.А. Беккер, Ю.Ф. Коновалов и др. - В кн.: Закономерности тектонической структуры Средней Азии. Душанбе, 1981, с. 7-8.

5. Яковец Ю.А., Сафранов Т.А., Яковец Е.Б. К прогнозированию нефтегазоносности Таджикистана по геохимическим критериям.- Труды ВНИГНИ. Душанбе, 1974, вып. 159, с. 133-143.

Поступила 16/IX 1982 г

Таблица Физико-химическая характеристика нефтей мезозойско-палеогеновых отложений Афгано-Таджикской впадины

Возраст	Месторождение (площадь)	Число определений	Плотность нефти, г/см^3	Содержание, %
				серы	парафина	смол	асфальтенов	фракции до 200 °С
J1-2	Шаргунь^1	1		0,3	3,5	14,6	1,8
J3 к-о, XV	Шаамбары	1	0,958	4,9	5,1	20,9	9,8	1,0
J3 к-о, XV	Гаджак	2	0,848	0,1	7,4	2,7	0,5	12,0
J3 к-о, XV	Пачкамар^2	1	0,800	1,0	2,0	0,9	Нет	48,0
J3 кm-t	Гаурдак^3	2	0,825	0,4	2,7	0,9	»	17,0
K1v, XIV	Комсомольское	1	0,869	0,5	15,4	3,0	0,9	6,0
K1h	Базаркаминская	1	0,840	1,8	2,2	5,1	1,1	16,0
K1h	Кашкаринская	1	0,893	1,9	2,8	10,0	7,5	11,8
K1h	Ходжабулан^4	I	0,843	1,5	4,2	-	19,0	-
K1h	Ангот^4	1	0,915	0,8	2, 1	11,8	6,8	15,8
K1ap	Алигулская	1	0,847	1,7	3,1	7,4	1,7	20,0
K1ap	Ангот^4	1	0,873	2,1	0,4	4,8	12,6	23,0
K1a	Кашкаринская	2	0,858	2,2	2,5	8,6	2,1	18,0
K1a	Ангот^4	1	0,859	1,2	3,4	-	2,4	14,0
K2сп	Етымтаг^4	1	0,843	0,3	0,7	-	-	19,7
	Ляльмикар	1	0,966	4,3	13,1	55,8	3,4	6,8
» III	»	1	0.968	3,8	13,2	43,4	25.4	5,9
» III	Амударьинское	I	1,006	9,3	7,1	29,2	26,3	0,8
» II	»	1	1,027	5,2	3,5	24,0	2,3	-
» II	Кокайты	2	0,987	2,6	6,7	71,8	7,1	1,9
» II	Хаудаг	1	0,935	2,9	7,1	58,5	4,9	10,0
» II	Сульдузы	12	0,853	0,7	3,5	7.6	1,0	32,4
» II	Бештентяк	191	0,854	0,5	7,2	9,5	0,9	22,1
» II	Акбашадыр	24	0,964	5,1	5,9	35,2	4,8	2,4
» II	Кичикбель	111	0,972	5,2	4,9	37,2	6,0	2,7
» I	Акбашадыр	14	0,939	3,8	7,4	33,8	4,6	6,4
» I	Кичикбель	50	0,950	4,0	7,1	28,2	4,6	4,3
» I	Кызылтумшук	2	0,929	2,3	12,8	66,4	4,7	7,4
« I	Хаудаг	1	0,945	3,0	5,6	60,7	4,4	9,5
	Шаамбары	55	0,899	0,7	6,3	16,5	9,5	16,8
» I^a	Ляльмикар^1	1	0,910	0,7	6,7	15,7	2.6	28,0
» I^a	Северный Курганча	14	0,920	1,1	6,2	25,9	10,7	8,5
» I^a	Северный Пушион	8	0,862	0,6	2,6	6,4	2.8	18,9
	Бештентяк	2	0,901	0,6	3,7	13,9	3.8	8,6
» I*	Узунахор	5	0,846	0,3	7,9	6,2	3,4	18,8

Примечание. По данным: 1 -И. С. Старобинца (1966 г.), 2 -Д. Сиражидинова (1978 г.). 3 -

В. С. Драгунской (1969 г.), 4-В. И. Браташа и др. (1970 г.).

Рисунок Время интенсивного развития процессов генерации и эмиграции УВ в нефтегазопроизводящих толщах Афгано-Таджикской впадины.

Тектонические зоны: 1 - Сурханская, II - Душанбинская, III - Кафирниганская, IV - Вахшская, V - Обигармская, VI - Кулябская