К оглавлению

УДК 553.98:550.84:551.762(575.3)

Геохимические предпосылки нефтегазоносности юрской терригенной формации Афгано-Таджикской впадины

Т.А. САФРАНОВ (ТО ВНИГНИ)

В пределах Афгано-Таджикской впадины (АТВ) юрская терригенная формация (ЮТФ) погружена на глубины более 6-7 км, поэтому не вскрыта скважинами. Некоторое представление о ЮТФ и онтогенезе УВ в ней можно получить на основе экстраполяции результатов изучения естественных обнажений в горном обрамлении впадины и данных бурения в смежных районах мегантиклинали Юго-Западного Гиссара и Амударьинской синеклизы. Можно предположить, что мощность ЮТФ возрастает от окраинных к центральным частям АТВ от 100 до 600-700 м [2].

ЮТФ - это сложно построенный полифациальный комплекс пород [6]. В лейасе - нижнем аалене отлагались делювиально-пролювиальные, аллювиальные и озерно-болотные осадки. Озерно-болотные палеоландшафты с интенсивным торфонакоплением были характерны для территории современных южных и юго-западных отрогов Гиссарского хребта и центральной части АТВ. Не исключено, что торфонакопление происходило только по периферии седиментационного бассейна. По мере приближения к центру впадины по аналогии с Амударьинской синеклизой [2] могла уменьшаться насыщенность разреза углефицированными растительными остатками. В верхнем аалене-байосе в ней отлагались аллювиальныеи озерно-болотные, а в Юго-Западном Гиссаре и прибрежно-морские осадки.

Для байоса-бата было характерно расширение площади морских ландшафтов и сокращение доли аллювиальных образований. В келловее-оксфорде почти на всей территории АТВ формировались морские, преимущественно карбонатные отложения (в окраинных частях отмечался значительный привнос терригенного материала). Благоприятные условия для торфонакопления были только в некоторых районах Северного Афганистана, где келловейские отложения угленосны [1]. В процессе эволюции юрских ландшафтов изменялись условия для накопления различных типов ОВ. Судя по палеоландшафтам, в отложениях лейаса-байоса преобладало ОВ гумусового типа, байоса-бата и келловея-оксфорда - сапропелевого типа. Такая ситуация характерна для большей части АТВ.

Наряду с пластами углей и сильноуглистых пород в ЮТФ отмечены маломощные прослои и линзы углей, а также угольный макро- и микродетрит и относительно повышенные концентрации РОВ [1,2,3-6]. Как РОВ, так и концентрированное ОВ (КОВ) характеризуется изменчивостью состава и степени катагенеза. Угли ЮТФ относятся к группе гумолитов, классам гелитолитов и фюзенолитов (А.И. Гинзбург и др., 1975 г). Преобладающими микрокомпонентами являются витринит или семифюзинит, фюзинит встречается в количестве от 1 до 16 %. В отдельных образцах присутствует лейптинит (1-5%). Липоидные компоненты отсутствуют в углях Чаль-Намакобского угленосного района. Исходным материалом для образования углей послужили высшие растения, на что указывают остатки паренхит, кутикул и коровых витринизированных тканей. Угли в разной степени подвергались воздействию гипергенных процессов, что отразилось на их химико-технологических характеристиках. Элементный состав углей и выход летучих (16-36 %) зависят не только от степени окисления, но и от соотношений между микрокомпонентами. Следует отметить, что некоторые данные о выходе летучих и содержании водорода в сильноокисленных углях могут быть несколько искажены. Это хорошо прослеживается по результатам технического и элементного анализа углей Северного Афганистана [1].

Нерастворимая часть РОВ осадочных пород ЮТФ охарактеризована лишь по нескольким пробам и имеет сложный микрокомпонентный состав. Преобладающими компонентами являются коллоальгинит (65-100 %) или сорбомикстинит (53-96 %). На долю витринита - псевдовитринита приходится 4-30 %, фюзинита-семифюзинита 4-9 %, лейптинита 0,5-10 %. Судя по микрокомпонентному составу, кероген относится к сапропелито-гумитам-гумито-сапропелитам, реже к сапропелитам (Г.М. Парпарова, С.Г. Неручев, 1977 г.). На рис. 1 он тяготеет к III, реже ко II типу, хотя некоторые образцы на 65-100 % представлены коллоальгинитом и должны относиться ко II или I типу. Такое несоответствие вещественно-петрографического и элементного составов, по-видимому, обусловлено снижением доли водорода при значительных диагенетических потерях ОВ. Катагенетический ряд углей ЮТФ в юго-восточных районах Средней Азии охватывает широкий диапазон - от ПК(Б) до АК₂(ПА). Соответственно значения показателя отражения витринита в воздухе (R^a, %) изменяются от 6,4 до 12,56 %. Бурые угли развиты лишь вдоль прибортовых частей Ферганской впадины. В горном обрамлении АТВ они находятся в интервале катагенеза MK₁-МК₂ (Д-Г) до АК₁(Т). Наиболее метаморфизованные угли характерны для юго-западных отрогов Гиссарского хребта (Кугитанг - Т, Байсун - ОС). На южных склонах Гиссарского хребта и в северо-восточных предгорьях Гиндукуша отмечены угли от Д-Г до К (R^a=7,2...10,1 %). Известно, что степень катагенетического преобразования углей контролируется максимальными глубинами погружения осадков и соответствующими им температурами. Кроме того, на процессы катагенеза ОВ влияют также тектонические движения, стрессовые нагрузки, внедрение интрузивных тел и сейсмические колебания, т. е. факторы динамокатагенеза (Б.А. Соколов, 1984 г.). Например, в Чаль-Намакобском районе контактовый метаморфизм углей ЮТФ проявился в зонах непосредственного контакта угольных пластов с интрузией или через прослои осадочных пород незначительной мощности. Зоны контактовых изменений имеют локальный характер. О тепловом воздействии свидетельствует микропетрографическая характеристика углей [1].

Показатель преломления витринита и сорбированных микрокомпонентов в РОВ (керогене) изменяется от 1,77 до 1,88, что отвечает МК₂-МК_3-4. Это увязывается с характеристикой керогена по элементному составу (С=74,15...84,16; Н=3,34...5,97 %). Реконструкция максимальных глубин погружения ЮТФ позволила наметить схему глубинной зональности катагенеза ОВ: МК₂- до 4,2 км, МК₃- до 5,5 км, МК₄- до 6,1 км, МК₅ - более 6,1 км. Некоторая растянутость ее обусловлена низкими значениями термоградиента в соляно-сульфатных образованиях кимеридж-титона, в терригенной толще неоген-антропогена, высокими скоростями накопления кайнозойских моласс, проявлениями соляной тектоники, наличием АВПД и другими факторами.

Единая направленность процессов катагенетического изменения РОВ и КОВ позволяет использовать результаты изучения битумоидов углей ЮТФ и экстраполировать их на депрессионные участки, где отложения могут быть угленосны или субугленосны. Изменение выхода ХБ, его элементного, группового и УВ-состава, соотношения н-алканов и изопреноидов, а также особенности структуры по данным ИКС и УФС [4] указывают, что различия в характеристике битумоидов гелитолитов и фюзенолитов обусловлены различным ходом диагенетических преобразований исходного ОВ, что предопределяет и своеобразие превращений этих углей в зоне катагенеза. Некоторые микрокомпоненты их могли быть источниками генерации не только газа, но и некоторого количества жидких УВ. Прежде всего это относится к липоидным компонентам (лейптиниту), а затем к витриниту. Наличие их в углях, а также характерные изменения в составе битумоидов (снижение относительного содержания среднемолекулярных УВ при переходе к углю марки Т, высокие коэффициенты нечетности у гелитолитов марки Г и отсутствие нечетности в среднемолекулярной части УВ у углей самых высоких градаций катагенеза, преобладание n-С₂₇-n-С₂₉ и высокая нечетность у фюзенолитов, понижение i-C₁₉/i-С₂₀ при переходе к катагенетически сильно измененным углям [5]) указывают на эмиграцию жидких УВ (наряду с газообразными). О реализации нефтематеринского потенциала ОВ свидетельствует наличие нефти не только в субугленосных отложениях Амударьинской синеклизы [2], но и в угленосной части разреза ЮТФ на некоторых площадях АТВ. Так, нефтепроявление отмечено в скв. 7 на Шаргуньском угольном месторождении. Нефть поступала из алевролитов верхнего бата (ее состав: сера - 0,28, парафин - 3,5, асфальтены - 1,8, смолы - 14,6%). Кроме того, в угольных пластах Шаргуни, Байсуна, Шабашека, Сариасийи и других угольных месторождений отмечались битумопроявления в виде тончайших пленок.

Выделения горючих газов из аален-нижнебайосских отложений (СН₄ - 88,15 %, С₂Н₆+высш. - 0,41 %) зафиксированы во многих скважинах на Шаргуньском месторождении [3].

По средним значениям некоторых химико-битуминологических параметров основные литологические разности сопредельных районов Амударьинской синеклизы и АТВ вполне сопоставимы. Для глинистых пород АТВ характерны более высокие концентрации ОВ (2,23±0,07%), ХБ (0,041±0,012%), СББ (0,062±0,022 %) и УВ (0,02±0,007 %), чем в песчаниках и алевролитах (соответственно 0,37±0,05, 0,014±0,007, 0,02±0,009, 0,012±0.008 %). Эти значения позволяют ориентировочно судить о величинах указанных параметров ЮТФ в глубокопогруженных частях АТВ.

Ориентируясь на долю нефтегазопроизводящих толщ (НГПТ) от общей мощности ЮТФ в сопредельных районах, а также на данные по изученным районам АТВ, можно предполагать увеличение мощности НГПТ от периферии (20-40 м) к центру (160 м) впадины (по данным В.С. Лучникова, они примерно вдвое больше). В этом же направлении возрастают доля сапропелевых компонентов в ОВ, степень катагенеза от MK₁-МК₂ до АК₁-АК₂ (?) и плотность эмиграции жидких (от 12 до 207 усл. ед.) и газообразных (от 10 до 230 усл. ед.) УВ. Плотность эмиграции здесь выше, чем в северной половине Амударьинской синеклизы, и сопоставима с плотностями эмиграции в центральной части синеклизы, где она, по данным О.П. Четвериковой и других (1980 г.), не превышает 110 усл. ед. для жидких и 450 усл. ед. для газообразных УВ. На долю ЮТФ приходится около 17 % от суммы жидких и газообразных УВ, эмигрировавших из НГПТ осадочного чехла АТВ. Данные о масштабах генерации (эмиграции) УВ в ЮТФ АТВ представляются несколько заниженными, так как оценена продуктивность лишь РОВ и неизвестны масштабы образования и эвакуации УВ из пластов (прослоев) углей, сильноуглистых пород и пород с углистым детритом. Угленосные и субугленосные толщи генерируют жидкие и газообразные УВ (1:10) при минимальном отношении концентрированных и рассеянных форм 0,5:1. При этом общее содержание эвакуированных УВ превышает количество УВ, израсходованных на насыщение высокосорбционной емкости пород, на остаточную нефте- и газонасыщенность материнских отложений, на растворение в пластовых водах, поэтому большая часть природного газа и нефти находится в коллекторах в свободном состоянии.

Процессы генерации и эмиграции УВ в ЮТФ начали проявляться достаточно интенсивно в наиболее погруженных частях АТВ в берриасе-барреме, однако максимума они достигли в эоцене, когда НГПТ вошли в ГЗН. К периферии впадины снижалась интенсивность процессов нафтидогенеза и происходило пространственно-временное смещение ГФН. В течение доолигоценового этапа развития АТВ, т. е. до обособления АТВ как бассейна, отложения ЮТФне выходили за пределы ГЗН. Поток пластовых флюидов был направлен от днища к склонам (бортам) бассейна, т. е. от палеопьезомаксимумов к палеопьезоминимумам. Основной зоной аккумуляции УВ в северной половине АТВ была территория Вахш-Кафирниганского палеосвода [7], куда мигрировали флюиды из Предпамиро-Гиндукушского палеопрогиба и из других депрессионных участков (рис. 2). На новейшей стадии активизации, когда формировались крупные дизъюнктивные нарушения, в том числе крупные надвиги, структура этого палеосвода усложнилась. В результате очагами дополнительной генерации УВ (преимущественно газообразных) в ЮТФ стали районы интенсивного новейшего прогибания (типа Вахшского прогиба), а зонами аккумуляции - положительные структурные элементы второго, третьего и более низких порядков. На участках интенсивного воздымания в среднем плиоцене-антропогене скопления УВ в ЮТФ были разрушены или остались лишь их реликты (Етымтаг, Гумбулак, Шаргунь),

Между терригенной и карбонатной формациями юры нет регионального флюидоупора, поэтому в гидродинамическом отношении они образуют единое целое, т.е. не исключено межформационное перераспределение УВ, в результате чего часть УВ из терригенной могла мигрировать в карбонатную формацию. В смежных районах Амударьинской синеклизы в ЮТФ отмечены рассолы (150-300 г/л) хлоркальциевого типа (по В.А. Сулину). Уменьшение минерализации до 10-50 г/л и изменение типов вод от сульфатнонатриевого до хлормагниевого наблюдается в ЮТФ в юго-западных отрогах Гиссарского хребта [8]. Это позволяет на большей части АТВ ожидать рассолы хлоркальциевого типа, что способствует уменьшению растворимости УВ и переходу их в свободное состояние. Судя по имеющимся данным, в водах юрских отложений щелочноземельные металлы преобладают над щелочными, в то время как в мел-палеогеновых отмечены обратные соотношения, т.е. несмотря на обилие дизъюнктивных нарушений в надсолевой части осадочного чехла, нет гидрогеохимических признаков подтока флюидов из юрских образований. Сохранность возможных скоплений УВ в подсолевых юрских отложениях обеспечивается надежностью флюидоупорных свойств сульфатно-галогенной толщи кимеридж-титона.

Таким образом, геолого-геохимические данные указывают на возможность генерации, эмиграции и аккумуляции как газообразных, так и жидких УВ в ЮТФ. В зонах, где последняя не выходила за пределы МК₃-МК₄, т. е. в окраинных частях АТВ, могли сохраниться жидкие УВ. При наличии благоприятных условий для аккумуляции УВ (структурных, литологических и др.), независимо от глубины погружения, в ЮТФ могут быть выявлены газовые и газоконденсатные залежи. Шансов для аккумуляции и сохранности практически бессернистых газов в ЮТФ больше, чем в перекрывающей ее карбонатной формации. Отсутствие следов перетока флюидов из подсолевых в надсолевые отложения указывает на надежную изолированность скоплений УВ в подсолевых юрских породах на большей части АТВ. В пределах Юго-Западного Таджикистана основные зоны нефтегазонакопления могут быть приурочены к Вахш-Кафирниганскому палеосводу и, вероятно, к юго-восточному борту Предпамиро-Гиндукушского палеопрогиба.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Андросов Б.Н., Колчанов В.П., Кулаков В.В. Угленосность северных предгорий Гиндукуша. М., Наука, 1977.

2. 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.

3. Кудряшов И.С. Юрские бассейны южной периферии Среднеазиатской нижнемезозойской угленосной провинции. Ташкент, Фан, 1976.

4. О битумоидах гелитолитов и фюзенолитов из нижнесреднеюрских отложений юго-востока Средней Азии / Т.А. Сафранов, И.П. Половникова, А. П. Силина и др.- Химия твердого топлива, 1985, № 1, с. 39-47.

5. О геохимии органического вещества осадочных толщ Афгано-Таджикской впадины / Т.А. Сафранов, Е.Б. Деймонтович, И.П. Половникова и др.- В кн.: Органическое вещество современных и ископаемых осадков. М, Наука, 1985, с. 113-124.

6. Тимофеев П.П., Бебешев И.И., Макаров Ю.В. Основные черты развития юрских ландшафтов юго-восточной части Средней Азии.- Литология и полезные ископаемые, 1986, № 2, с. 37-56.

7. Условия и время формирования скоплений нефти и газа в орогенной области юго-востока Средней Азии / Г.С. Волос, Я.Р. Меламед, Л.М. Сафьян и др.- В кн.: Время формирования залежей нефти и газа. М., Наука, 1976, с. 175-182.

8. Ходжакулиев Я.А. Гидрогеологические закономерности формирования и размещения скоплений газа и нефти. М., Недра, 1976.

Рис 1. Основные типы керогена в мезозойско-палеогеновых отложениях АТВ (I-III - эволюционные кривые главных типов керогена по Б. Тиссо, Д. Вельте, 1981 г.).

Отложения: а - нижне-среднеюрские, б - келловей-оксфордские, в - апт-альбские, г - сеноман-сантонские, д - бухарские слои палеоцена, е - судакские и алайские слои эоцена

Рис. 2. Геолого-геохимические особенности ЮТФ в АТВ:

а - границы АТВ; выходы на дневную поверхность пород: б - домезозойских, в - юрских, г - зоны изначального отсутствия ЮТФ; д -разрезы ЮТФ, вскрытые скважинами; е - нефтепроявления (e₁) и газопроявления (е₂); ж - границы зон с однотипными разрезами ЮТФ (по В.С. Лучникову, 1975 г.); з - максимальные контуры распространения и возраст морских образований: и - линии равных мощностей НГПТ, м; к - линия раздела зон с плотностью эмиграции менее и более 100 усл. ед. жидких УВ; л - зоны, где ЮТФ не вышла за пределы MK₁-МК₅: м - зоны, где ЮТФ достигла уровня AK₁-АК₂ (?); к - контуры Вахш-Кафирниганского палеосвода; о - ось палеопрогиба: п - основные направления миграции флюидов до новейшего этапа активизации