К оглавлению

УДК 553.98:551.763:550.4(575.3)

Геохимические предпосылки нефтегазоносности нижнемеловых отложений в орогенной области юго-востока Средней Азии

Т.А. САФРАНОВ (ТО ВНИГНИ)

Нижнемеловые красноцветные терригенные отложения в пределах большей части Туранской плиты представлены преимущественно песчаниками, алевролитами и глинами. Прослои лагунно-морских пород играют подчиненную роль. Мощность красноцветной терригенной формации (КТФ) валанжина - баррема достигает 400-500 м. В орогенной области юго-востока Средней Азии (мегантиклиналь Юго-Западного Гиссара, Афгано-Таджикская впадина, Северо-Афганский выступ) увеличиваются мощность (до 1200 м) и объем КТФ; в восточной части региона в состав формации входят нижнемеловые отложения и низы сеноманских. При этом возрастает доля полимиктовых терригенных пород, а в окраинных частях - грубообломочных [6]. Содержание ОВ в осадках было изначально низким, что и обусловило преимущественно окислительную обстановку в красноцветных отложениях. Несмотря на незначительные концентрации ОВ, его битумоидных компонентов, а следовательно, крайне низкие генерационные возможности ОВ красноцветных пород (без учета генерации газообразных УВ), для КТФ характерны широкое развитие следов миграции жидких УВ (эпибитумоидов) и скопления нефти и газа.

Одни исследователи предполагают, что скопления УВ в КТФ юго-востока Средней Азии образовались за счет нефтегазопроизводящих толщ (НГПТ) в меловом разрезе, другие - перетока УВ из юрских (подсолевых) отложений в участках отсутствия или нарушения сплошности эвапоритов гаурдакской свиты. В случае надежных флюидоупорных свойств эвапоритов предлагаются варианты миграции УВ по подсолевым отложениям до появления возможности перетока в надсолевые [1].

Нижнемеловые отложения орогенной области юго-востока Средней Азии по сравнению с одновозрастными Туранской плиты характеризуются меньшими концентрациями ОВ и битумоидов (табл. 1). Изучение распределения сингенетичного ОВ, его типов, количества и состава битумоидов и УВ, соотношений син- и эписоставляющих битумоидной системы, типов геохимических фаций и градаций катагенеза позволило выделить НГПТ в нижнемеловых отложениях [7]. К ним отнесены породы восстановительных геохимических фаций, достигших уровня MK1-МК3 с содержанием ОВ более 0,3 % (от массы пород), вклинивающихся в толщу красноцветных континентальных образований. Мощности и генерационные возможности НГПТ в разрезе нижнемеловых отложений контролируются фациально-геохимическими особенностями и степенью катагенеза ОВ. Несколько НГПТ образуют нефтегазопроизводящий комплекс, суммарная мощность которого во многом определяет масштабы генерации УВ.

Зона генерации УВ в нижнемеловых отложениях Афгано-Таджикской впадины (АТВ) ограничивается НГПТ и площадью распространения лучакского горизонта мощностью до 10 м. В восточных и северо-восточных районах (Кулябская зона) АВТ, где КТФ имеет наиболее широкий стратиграфический диапазон и мощность до 1200 м, НГПТ отсутствуют или пока неизвестны. Весьма незначительное количество генерированных углеводородных газов в КТФ (в случае преодоления УВ сорбционного барьера) уходило на насыщение пластовых вод. В западных районах АТВ и в Юго-Западном Гиссаре мощность НГПТ возрастает до 85-120 м (табл. 2). Соответственно повышаются доля сапропелевых компонентов в ОВ и плотность эмиграции УВ. Тенденция увеличения плотности эмиграции УВ прослеживается далее в неокомских и апт-альбских отложениях юго-восточных районов Туранской плиты [5]. Исходя из балансовой модели нефтегазонакопления, следует отметить, что лишь 1,9 % жидких и 4,5 % газообразных УВ, образованных за счет НГПТ в нижнемеловых отложениях орогенной области юго-востока Средней Азии, участвовало в формировании скоплений нефти и газа.

Поскольку в пределах неокомских континентальных пород нет НГПТ, возникает вопрос относительно источника УВ в залежах, выявленных в орогенной области юго-востока Средней Азии, т. е. в Душанбинском (Комсомольская, Андыген) и Байсунском (Гаджак) прогибах. Здесь уместно отметить, что пластовые воды красноцветной нижнемеловой толщи представлены рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией до 200-300 г/л (за исключением участков, где они существенно разбавлены инфильтрационными водами), хотя палеосоленость вод бассейна седиментации красноцветных образований обычно не превышала 5-10 г/л. Состав пластовых вод меловых отложений, как красноцветных континентальных, так и сероцветных морских, идентичен, в то время как воды меловых пород по гидрогеохимическим признакам отличаются от вод юрских, в частности, преобладанием щелочноземельных металлов над щелочными [3]. Это позволяет предполагать значительную роль в формировании гидрогеохимического облика пластовых вод красноцветных отложений процессов отжатия поровых вод (а вместе с ними УВ) из уплотняющихся осадков (НГПТ) апта-альба и сеномана-турона. Этому благоприятствовали и высокие емкостные свойства красноцветных песчаников (в пористо-проницаемых горизонтах). В процессе уплотнения пород могли возникать зоны с АВПД, которые вызывали перемещение флюидов в сторону меньших давлений, ибо при наличии путей миграции в зависимости от разницы приведенных давлений возможно передвижение УВ в любом направлении (в том числе и вниз по разрезу) [4]. Проявление аномальности пластовых давлений в меловых отложениях, перекрывающих КТФ, зафиксировано на площадях Душанбинской (Комсомольская, Айни), Сурханской (Хаудаг, Учкизыл, Ляльмикар, Карасырт), Кафирниганской (Южный Аруктау, Актау, Бешкент) и Ку-лябской (Саят-Алимтай, Танапчи, Кызылсу) зон АТВ, а также в пределах Северо-Афганского (Ходжабулан, Етымтаг, Ходжагугердаг, Ялангач) и Ахчинского (Джангаликолон) выступов. Это указывает на более низкий энергетический потенциал красноцветных терригенных образований нижнего мела по сравнению с вышезалегающими. Следовательно, проявление аномальности пластовых давлений в отложениях, перекрывающих красноцветную толщу нижнего мела, позволяет говорить о возможности нисходящей миграции флюидов, особенно в приконтактной зоне с АВПД, что и является одной из причин нефтегазоносности КТФ в АТВ и сопредельных районах. В этой связи чем больше расстояние между красноцветными образованиями и залегающими над ними породами восстановительного геохимического облика и меньше генерационные возможности НГПТ, тем менее благоприятны условия для насыщения пористо-проницаемых горизонтов УВ. Такой вариант формирования скоплений УВ позволяет объяснить факт продуктивности нижнемеловых красноцветных отложений в тех случаях, когда экранирующие свойства эвапоритов гаурдакской свиты исключают возможность перетока УВ из юрских отложений (при наличии над продуктивными горизонтами НГПТ). Возможно, что таким путем сформировано скопление природного газа в горизонте XIII, перекрытом НГПТ окузбулакского горизонта на Гаджаке. Не исключено, что нисходящая миграция флюидов сыграла определенную роль в образовании залежей в нижнемеловых отложениях Душанбинского прогиба, хотя возможна миграция УВ и из юрских отложений, лишенных в этой части АТВ надежного эвапоритового флюидоупора. При этом обращает на себя внимание факт широкого диапазона газоносности (неоком-сеноман) на структурах Комсомольской и Андыген, в то время как на более погруженной структуре Шаамбары, где меловые отложения находятся в более благоприятных условиях для сохранности УВ, залежей не выявлено (не считая незначительного газопроявления в горизонте XI-а альба). По-видимому, в результате новейших тектонических движений первые две структуры оказались более приподнятыми, что способствовало, с одной стороны, резкому снижению пластовых давлений и переходу газов из водорастворенного в свободное состояние, а с другой - проникновению инфильтрационных вод. Это подтверждается газоносностью нижнемеловых отложений и наличием инверсионного гидрохимического разреза на Комсомольской и Андыгенской структурах. Более интенсивное проявление инфильтрационных процессов в северо-восточной части Душанбинского прогиба привело к опреснению «первичных» вод и разрушению скоплений УВ.

В пределах Северного Афганистана нефтегазоносность КТФ установлена на западной окраине Северо-Афганского выступа, на Андхойском поднятии, на южном борту Даулетабадского прогиба и на южной окраине Майманинского выступа, т. е. в восточном окончании и обрамлении Мургабской впадины [2]. Некоторые авторы [8] полагают, что в готеривских отложениях залежи сформированы за счет миграции УВ из юрских отложений. Основные очаги генерации УВ связаны с юрскими отложениями Мургабской впадины. Поскольку апт-альбские и даже неокомские образования Мургабской впадины содержат НГПТ, характеризующиеся достаточно высокой плотностью генерации и эмиграции УВ [1, 5], нет необходимости искать генетические связи УВ в КТФ с юрскими НГПТ. Неубедительны доводы (С.Д. Иванов, В.И. Дидура и др., 1979 г.) об идентичности изотопного состава нефтей из нижнемеловых отложений Северного Афганистана и Амударьинской впадины, ибо по изотопному составу УВ ОВ битумоиды и нефти нижнемеловых и юрских отложений в пределах Амударьинской впадины заметно различаются [1], так же как и газы в породах шатлыкского горизонта и юры Мургабской впадины (Гаврилов Е.Я., Гончаров В.С. и др., 1985 г.). Наличие АВПД над красноцветными отложениями готерива в районах Северного Афганистана [2] позволяет допускать возможность нисходящей миграции флюидов.

Процессы генерации и эмиграции УВ в нижнемеловых НГПТ в наиболее погруженных частях достаточно интенсивно проявлялись к началу палеоцена. В доорогенный (доплиоцен-плейстоценовый) этап на большей части исследуемого региона серо-цветные пропластки (относительно обогащенные ОВ) среди красноцветных пород в значительной мере реализовали свои нефтегазопроизводящие возможности. Флюиды, отжатые из уплотняющихся пород, по нижнемеловым отложениям мигрировали от наиболее прогнутых зон (палеопьезомаксимумов) к зонам наименьшего прогибания (палеопьезоминимумам). Источниками УВ могли быть не только НГПТ в меловых отложениях Предкопетдагского прогиба и Мургабской впадины, но и в пределах Юго-Западного Гиссара и АТВ. В палеоструктурных элементах, благоприятных для аккумуляции УВ, возможно скопление нефти и газа. Дальней латеральной миграции, видимо, препятствовали изменчивость литолого-фациального состава и фильтрационные свойства образования нижнего мела, а также наличие тектонических экранов, АВПД и снижение проницаемости пород КТФ с увеличением их глубины. Общее поднятие Банди-Туркестана и Северо-Афганского выступа на новейшем орогенном этапе развития территории обусловили переформирование палеозалежей, а иногда и их разрушение. В пределах Северо-Афганского выступа в КТФ сохранились не только нефтяные залежи, но и их реликты в обнаженных участках [2]. В северо-восточных частях Северо-Афганского выступа признаков нефтенасыщенности нижнемеловых пород не отмечено. Однако это не исключает газового характера существовавших залежей, формирование которых было связано с очагами преимущественного газообразования в сопредельных районах АТВ.

На новейшей стадии развития АТВ были разрушены газовые (газоконденсатные) залежи в антиклинальных зонах, особенно в аллохтонной части структур, на что указывает также отсутствие следов нефтенасыщенности пород КТФ. Показателями палеоразгрузки углеводородных флюидов являются широкое развитие эпибитумоидов и высокая подвижность битумоидной системы (по составу и соотношениям син- и эписоставляющих) в нижнемеловых отложениях. Масштабы эмиграции и условия сохранности УВ в нижнемеловых породах позволяют предполагать их нефтегазоносность лишь в синклинальных зонах АТВ. Отсутствие очагов нефтегазообразования в нижнемеловых отложениях Кулябской синклинальной зоны ставит под сомнение вероятность обнаружения в них существенных скоплений УВ. Возможность перетока флюидов из юрских образований в этой части АТВ также маловероятна, ибо влияние вод юрских пород не отражается на гидрогеохимическом облике пластовых вод нижнемеловых толщ даже в участках проявления соляной тектоники. Видимо, в процесс перемещения соляных масс не вовлекались углеводородные флюиды подсолевых отложений, на что косвенно указывает отсутствие УВ в газово-жидких включениях в галите. Если учитывать выжимание седиментационных вод и вместе с ними УВ из верхнемеловых уплотняющихся осадков, то продуктов катагенетического преобразования ОВ, по-видимому, было достаточно для насыщения лишь верхней части КТФ. В этой связи газопроявления в альб-сеноманских отложениях в восточной части АТВ (Саят-Алимтай, Танапчи, Кызылсу, Южный Каратау) следует рассматривать не как свидетельство газоносности меловых отложений, а лишь как признаки насыщения пластовых вод до состояния, близкого к предельному насыщению.

Таким образом, закономерности распределения скоплений УВ в мезозойской красноцветной терригенной формации указывают на их связь с нефтегазопроизводящими толщами в разрезе меловых отложений. Мощность НГПТ возрастает в направлении с востока на запад. В этом же направлении увеличиваются концентрация ОВ, доля сапропелевых компонентов в ОВ, плотность эмиграции УВ и доля жидких компонентов в сумме эвакуированных УВ. В восточной части АТВ в нижнемеловых отложениях НГПТ практически отсутствуют, а на остальной части региона они имеют мощность и производительность, достаточные для насыщения пористо-проницаемых горизонтов газообразными, а в юго-западной части региона и жидкими УВ. Проявления АВПД в толщах, перекрывающих КТФ, а также наличие более мощных пород восстановительного геохимического облика (НГПТ) способствовали отжатию флюидов и их нисходящей миграции. Чем больше расстояние между красноцветной толщей и залегающими над ними НГПТ, тем меньше возможности для насыщения УВ коллекторов в КТФ. Миграцию УВ по тектоническим прорывам из юрских отложений пока не удалось установить, хотя полностью переток УВ в КТФ, особенно в Душанбинском прогибе и Северо-Афганском выступе, исключить нельзя. Нет убедительных доводов в пользу латеральной миграции по флюидоводам в КТФ из очагов генерации в меловых образованиях, находящихся к западу от исследуемого региона. Генерационные возможности ОВ в нижнемеловых отложениях могли обеспечить формирование скоплений УВ в непосредственной близости к очагам генерации, т. е. к западу от Кулябской синклинальной зоны. Наиболее благоприятные условия для аккумуляции преимущественно газообразных УВ характерны для Сурханской, Вахшской и Душанбинской зон, причем, учитывая высокую подвижность этих УВ, участки на флангах указанных зон менее благоприятны для сохранности их скоплений.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Акрамходжаев А.М. Нефть и газ - продукты преобразования органического вещества. М., Недра, 1982.

2.      Геология и нефтегазоносность Севера Афганистана / В.И. Браташ, С.В. Егупов, В.В. Печников и др. М., Недра, 1970.

3.      Гидрогеологические предпосылки нефтегазоносности Таджикской депрессии / А.В. Готгильф, В.Н. Афанасьева, Т.А. Сафранов и др. Душанбе, Дониш, 1975.

4.      Еременко Н.А. Развитие принципов теории формирования залежей нефти и газа. - Геология нефти и газа, 1984, № 12, с. 18-24.

5.      Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы оценки генерации углеводородов в нефтегазопродуцирующих породах. М., Недра, 1983.

6.      Меламед Я.Р. Некоторые результаты изучения осадочных формаций Афгано-Таджикской впадины. - Труды ВНИГНИ. Душанбе, вып. 116, 1982, с. 90-101.

7.      Сафранов Т.А., Готгильф А.В. Деймонтович Е.Б. Прогноз нефтегазоносности осадочных толщ Афгано-Таджикской впадины по геохимическим критериям. - Геология нефти и газа, 1983, № 8, с. 28-34.

8.      Серегин А.М., Москалев Н.П., Насер М. Условия генерации и аккумуляции нефти и газа в мезозойских отложениях юго-восточной части Каракумского осадочного нефтегазоносного бассейна. - В кн.: Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов. М.,1982, с. 180-188.

 

Таблица 1 Сравнительная химико-битуминологическая характеристика нижнемеловых отложений платформенной и орогенной областей юго-востока Средней Азии

Породы

Число образцов (n)

ОВ

ХБ

СББ

О+N++ S, % на ХБ

УВ в ОВ, %

Градация катагенеза

% на породу

Берриас-барремские отложения

Глинисто-алевритистые

47

0,40

0,015

0,035

9,71

0,65 (3)

МК1-МК3

38

0,33

0,017

0,027

10,23

0,98 (23)

МК1-МК3-4(?)

Песчанистые

8

0,26

0,014

0,023

10,61

 

МК1-МКз

9

0,14

0,009

0,012

11,97

 

МК1-МК3-4(?)

Карбонатные и терригенно-карбонатные

46

0,28

0,022

0,031

11,41

4,01 (9)

МК1-МК3

5

0,16

0,003

0,009

11,03

1,02 (3)

МК1-МК3-4(?)

Апт-альбские отложения

Глинистые

140

1,15

0,023

0,073

10,35

0,52 (38)

ПК3-МК2

47

0,58

0,020

0,033

11,48

1,04 (34)

МК1-МК3

Песчанистые

62

0,51

0,024

0,049

10,73

0,84 (4)

ПК3-МК2

5

0,35

0,016

0,019

11,44

0,70 (3)

МК1-МК3

Алевритистые

88

0,76

0,023

0,059

11,77

0,85 (10)

ПК3-МК2

14

0,45

0,018

0,020

11,03

0,84 (4)

МК1-МК3

Карбонатные и терригенно-карбонатные

13

0,70

0,034

0,060

12,11

1,08 (4)

ПК3-МК2

18

0,42

0,020

0,035

11,57

2,08 (7)

МК1-МК3

Примечание. В числителе - данные по Туранской плите, в знаменателе - данные по АТВ и сопредельным орогенным районам (по материалам ИГИРНИГМ, ТуркменНИГРИ, МИНГ, ВНИГНИ, ТО ВНИГНИ). В скобках указано число образцов, когда оно не совпадает с n, указанным в колонке.

 

Таблица 2 Мощности нефтегазопроизводящих толщ в нижнемеловых отложениях орогенной области юго-востока Средней Азии

Возраст отложений

Горизонт

Мощности НГПТ, м

Струкгурно-фациальные зоны по Ю.Н. Андрееву (1972 г.)

западная

центральная

северная

восточная

Верхний альб

Аккапчигайский

15-20

10-15

10-15

 

Средний »

Лучакский

15-20

10-15

10-15

5-10

Нижний »

Дербентский

10-15

0-5

 

 

Верхний апт (?) - нижний альб

Каракузский

30-40

15-20

15-20

0

Средний апт (?)

Калигрекский

5-10

-

-

-

Верхний баррем - нижний апт (?)

Окузбулакский

10-15

5-15

5-10

 

 

 

S 85-120

S 40-70

S 40-60

S 5-10