|
УДК 551.24.31:553.98:551.781 (575.3-14) |
Новейший тектогенез и нефтегазоносность палеогеновых отложений Таджикистана
В.П. ЛОЗИЕВ (Таджикаэрокосмогеодезия)
В настоящее время с палеогеновыми отложениями в Юго-Западном Таджикистане связывается большая часть ресурсов нефти и практически все ее разведанные запасы. Однако, несмотря на положительные оценки перспектив нефтегазоносности и довольно высокую изученность фонда локальных структур, открытий промышленных месторождений УВ в этом регионе в последние годы нет.
Существует мнение, что своды большинства известных складок, сложенные палеогеновыми отложениями, уже разбурены или же не представляют поискового интереса, поскольку продуктивные отложения выведены на поверхность и дренированы [4]. Естественным выходом из создавшегося положения является реализация неиспользованных резервов, т. е. выявление погребенных антиклиналей и поиск новых ловушек неантиклинального типа.
Рассматриваемая территория располагается в пределах Южно-Таджикской депрессии. В структурном отношении это субмеридионально ориентированный мегасинклинорий, складки которого опрокидываются во встречном направлении по отношению друг к другу. В его пределах выделяются по два грабен-синклинория и горст-антиклинория, разделенных рамп-синклинорием по оси симметрии.
Осадочное выполнение депрессии представлено платформенными и орогенными отложениями. Продуктивны осадочные накопления платформенного происхождения, подразделяемые на семь нефтегазоносных комплексов [1]. Промышленная нефтеносность установлена только в палеогеновых отложениях, сложенных песчано-глинистыми и гипсово-карбонатными породами (400-900 м). Орогенные отложения представлены непродуктивными, преимущественно грубообломочными молассовыми накоплениями.
В орогенном цикле геологического развития различаются три стадии: начальная (неоген), промежуточная (верхний плиоцен - средний плейстоцен) и заключительная (верхний плейстоцен-голоцен).
Каждой стадии соответствует определенный структурно-формационный ярус [3]. В начальной образовались крупные межгорные прогибы, выполненные мощной (3-9 км) толщей континентальных молассовых отложений, смятых в контрастные линейные складки. Промежуточная характерна конседиментационным ростом антиклиналей, не полностью компенсированным денудацией и накоплением обломочных отложений в сопряженных синклиналях. Завершающая стадия характеризуется резкой активизацией тектонических движений и общим поднятием всего региона, которое сопровождалось деформациями аккумулятивной поверхности, интенсивными складчатыми движениями, разрывообразованием и формированием современного среднегорного рельефа.
Амплитуда поднятия в центральной части депрессии не превышает сотен метров, в направлении к горному обрамлению она резко возрастает, в результате чего наблюдается сильное отставание регрессивной эрозии и увеличение абсолютных высот тальвегов водотоков в прибортовых участках депрессии.
С позиций нефтегазоносности начальная стадия орогенеза может рассматриваться как время, в котором осадочные породы платформенного комплекса отложений достигли глубин с термобарическими условиями, достаточными для массовой генерации УВ, а конседиментационное складкообразование обеспечило оптимальные условия для аккумуляции и консервации флюидов в сформировавшихся ловушках.
С позднеплиоцен-четвертичным временем связывается сначала дифференцированное, а затем общее поднятие региона, сопровождаемое формированием современного рельефа. Форма, размеры и степень геоморфологической выраженности в рельефе структур зависят от стадии их развития. Протяженность отдельных чешуй (Бабатаг, Джетымтау и др.) достигает многих десятков километров. Крупные коробчатые структуры в рельефе обычно выражаются отдельными хребтами с относительными превышениями водоразделов до 400-800 м (Арыктау, Тереклитау и др.) Простейшие гребневидные складки, как правило, орографически не проявляются либо имеют слабое выражение в рельефе и прослеживаются по простиранию до 10-20 км.
Индивидуальная емкость крупных антиклинальных ловушек может превышать суммарные ресурсы УВ в палеогеновых отложениях всего бассейна [2]. Однако в настоящее время они в той или иной степени разрушены эрозионными процессами. Перспективы палеогеновых отложений связываются в основном с гребневидными складками, а меловых - с гребневидными и коробчатыми антиклиналями. Известные месторождения нефти и газа в меловых и палеогеновых отложениях (Бештентяк, Сулдузы, Кызылтумшук и др.) образованы морфологически менее сложными и небольшими по размерам складками тектонических прогибов, не имеющими орографического выражения. При этом наблюдается территориальная приуроченность большинства нефтегазоносных структур к новейшим поперечным или диагональным поднятиям, пересекающим депрессию [3].
Приняв во внимание, что указанные месторождения приурочены к структурам, претерпевшим наименьшие деформации, можно полагать, что низкая эффективность поисково-разведочных работ в Юго-Западном Таджикистане не случайна и обусловлена преимущественно специфическими особенностями геологического развития. В частности, резкое поднятие и размыв продуктивных горизонтов в сводах чешуйчатых и коробчатых антиклиналей, не могли не повлиять на состояние гидродинамической обстановки в геологическом разрезе, а следовательно и на сохранность залежей УВ, сформированных в процессе его погружения. По всей видимости, поднятие складчатой системы выше уровня моря, сопровождаемое дренированием водоносных горизонтов в сводах антиклинальных складок, привело к резкому снижению пьезометрического уровня, перераспределению пластовых давлений, а следовательно и к резкой активизации осей водонапорной системы.
Об этом свидетельствует переменный характер пластовых давлений в породах сенон-палеогенового возраста, в отличие от аномального распределения давлений в более древних платформенных отложениях.
Типичными для Юго-Западного Таджикистана являются месторождения нефти типа Шаамбары, Кичикбель, Бештентяк. Размер залежей по внешнему контуру нефтеносности соответственно около 2,5x1,2; 3x2; 6,5x1 км (при подсчете длинная ось месторождения Бештентяк уменьшена вдвое, поскольку залежь односторонняя, экранированная разрывом). Таким образом, усредненные размеры условного месторождения нефти в плане определятся большой и малой осями равными 4Х 1,4 км.
Средняя высота залежи нефти соответственно определяется величиной около 75 км. Периметр условного месторождения по контуру ВНК в плане составит: 2p(R1+R2)/2, где R1 и R2 - радиусы залежи. Подставив соответствующие значения, получим: 2pRср=6,28*1,35=8,5 км.
Очевидно, что в процессе роста антиклинальной структуры, при условии относительно стабильного гипсометрического положения базиса эрозии, положения зеркала подземных вод и прохождения главной фазы нефтегазообразования до четвертичного времени, произойдет значительное увеличение периметра сформированной ранее залежи нефти, поскольку в силу естественной гравитации она будет перемещаться вниз вслед за понижением ВНК.
Возможный результат такого поднятия можно наблюдать на примере известных Южно-Каратауской и объединенных Арыктау-Карсантауской антиклиналей (рисунок). Предполагается, что в сводах этих складок к неогеновому времени были сформированы отдельные нефтяные залежи средних размеров, располагающиеся ниже уровня моря. Оформление этих структур в виде горных хребтов вызвало соответствующее падение уровня пластовых вод. Периметр вновь образованной антиклинальной ловушки по нулевой изогипсе палеоценовых пластов, для Южно-Каратауской антиклинали составит около 100 км, а для Арыктау-Карсантауской - около 150 км. Другими словами месторождение в процессе поднятия будет вынуждено увеличиться по ВНК в 10-20 раз. Понятно, что такое увеличение периметра залежи повлечет за собой соответствующее уменьшение пластового давления, а также и высоты залежи до 7,5-3,7 м. Одновременно усилится влияние локальных факторов, что приведет к расчленению первичной на ряд мелких объектов в виде висячих или остаточных залежей на крыльях крупной антиклинали. Примером таких объектов может явиться Курганчинское месторождение нефти на западном крыле Бабатагского поднятия. Гидродинамическое воздействие пластовых вод может привести к формированию залежей нефти, смещенных к одному из периклинальных замыканий антиклиналей, а при большей динамичности водонапорной системы - к возникновению гидродинамически экранированных залежей, еще более удаленных от исходного свода [5].
Таким образом, наибольшую вероятность сохранения скоплений УВ, сформировавшихся в процессе погружения Южно-Таджикской депрессии, имеют антиклинальные складки, претерпевшие минимальные изменения морфологии и размеров в процессе последующей инверсии депрессии.
В зависимости от активности четвертичного поднятия процесс переформирования первичных месторождений мог проявляться по-разному, достигая наибольшей интенсивности в антиклинариях. Полное разрушение первичных месторождений возможно за счет размыва антиклинальных сводов. Однако данные о значительном отставании эрозионных процессов от скорости поднятия позволяют полагать, что снижение ВНК может оказаться более действенным, чем физическое разрушение антиклинальных сводов. Следовательно, гидродинамически обусловленные ловушки могут явиться новым, еще не изученным резервом для нефтепоисковых работ. По предварительным подсчетам их количество может составить около 25-30 % от общего фонда перспективных структур. В качестве первоочередных задач представляется целесообразным изучить бурением структурный нос Хочильер (Дарбазакамский выступ) - участок на границе депрессии и горного обрамления с известными естественными выходами нефти, и южную периклиналь Южно-Каратауской антиклинали.
При проведении поисково-разведочных работ необходимо учитывать ряд специфических особенностей, таких, как ослабленная пластовая энергия вскрываемых горизонтов, изменение проницаемости пластов продуктивных пород, а также наклоны шарниров складок с образованием структурных террас на периклиналях, как возможных участков развития гидродинамически обусловленных ловушек.
Думается, что, несмотря на известную гипотетичность, сама постановка такой проблемы даст возможность по-новому подойти к оценке перспектив нефтегазоносности палеогеновых отложений в регионе, и будет способствовать существенному пополнению фонда перспективных площадей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Баренцев М.И., Алешина З.И., Корниенко Г.Е. Тектоника и нефтегазоносность Таджикской впадины.- М.: Наука.- 1977.
2. Некоторые результаты анализа региональных критериев перспектив нефтегазоносности Юго-Западного Таджикистана / Г.С. Волос, Л.М. Сафьян, Я.Р. Меламед и др. // Труды ВНИГНИ.- 1973.- Вып. 142,- С. 3-25.
3. Новейший тектогенез и картирование неотектонических движений в Южно-Таджикской депрессии / В.П. Лозиев, В.М. Новиков, Ю.Н. Пильгуй и др. // В кн. Тектоника Тянь-Шаня и Памира. М.: Наука.:- 1983.- С. 156-162.
4. Основные результаты и перспективные направления сейсмических работ при поисках нефтегазоносных структур в Юго-Западном Таджикистане / П.Ю. Готфрид, К.Н. Кравченко, В.С. Коробка и др. // Геология нефти и газа.- 1984.-№ 9.-С. 16-21.
5. Плотников А.А. Условия формирования гидродинамических ловушек газа.- М.: Недра.-1976.
Рисунок Принципиальная схема переформирования палеоценовой залежи нефти в результате позднеплиоцен-четвертичного поднятия.
Антиклинали: I-Южно-Каратауская, II - Арыктау-Карсантауская; 1 - изолинии по кровле палеоценовых отложений (м), 2 - разрывы, 3 - региональный наклон зеркала складчатости, 4 - проекция возможных залежей нефти, образовавшихся в результате расформирования первичного месторождения, 5 - проекция предполагаемого первичного месторождения нефти в своде палеоценовых отложений, 6 - предполагаемое положение нулевой изогипсы в среднем плиоцене, 7 - направление течения пластовых вод