Ферганский нефтегазоносный бассейн

23.09.2019

Ферганский нефтегазоносный бассейн приурочен к крупнейшей внутритяньшанской межгорной впадине (рис. 83). Северным и южным ограничениями бассейна служат высокогорные области палеозойской складчатости — Чаткало-Кураминское складчатое сооружение и Туркестано-Алайский антиклинорий. На востоке бассейн замыкается Ферганским складчатым сооружением, значительная часть которого сложена мощным терригенным комплексом юрских осадков, смятых в складки в предмеловое время. На западе Ферганский нефтегазоносный бассейн через узкую горловину сообщается с Кызылкумским бассейном.

Ферганский бассейн отличается не вполне симметричным строением. Северное его обрамление круто обрывается в сторону бассейна, будучи отделено от него краевым разломом и флексурным уступом. В отличие от этого вдоль южного края бассейна прослеживается система низкогорных гряд, сложенных палеозоем, образующих переходную зону между Туркестано-Алайским антиклинорием и южной Адырной зоной Ферганского бассейна. От основной части Туркестано-Алайского антиклинория отмеченные палеозойские поднятия отделены Ляйлякской окраинной синклинальной зоной (иначе называемой синклиналью 40-й параллели). Отдельные выступы палеозойского складчатого основания имеются и в краевых частях Ферганского бассейна.

В делом Ферганский бассейн имеет характер сложно построенного синклинального прогиба со ступенчатым погружением палеозойского фундамента от прибортовых частей бассейна к центральной, где его глубина залегания, по геофизическим данным, оценивается до 12 км (рис. 84). Помимо этого, отмечается общее нарастание мощностей осадочного комплекса и погружение складчатого основания с запада на восток в сторону прогиба, примыкающего к Ферганскому складчатому сооружению.

Ферганская впадина соответствует замкнутому артезианскому бассейну с областями питания, расположенными в предгорьях в зонах выхода мезозойских и кайнозойских отложений на поверхность. Для большей части осадочного комплекса, за исключением небольшой верхней толщи, дренируемой реками, артезианский бассейн имеет бессточный характер, так как явно выраженных зон разгрузки в нем не наблюдается. Частичная разгрузка пластовых вод палеогеновых и меловых отложений может происходить в антиклинальных зонах по поверхностям тектонических нарушений и несогласий.

Отчетливо выраженные складки, в строении которых принимают участие мезозойские, третичные и древнечетвертичные дислоцированные отложения, развиты в широком краевом поясе Ферганского бассейна и имеют северо-восточное простирание, будучи вытянуты параллельно структурным элементам его северного и южного обрамлений. Размеры складок колеблются от нескольких сотен метров до десятков километров в длину. Для большинства складок крутые крылья обращены в сторону краевых частей бассейна.

Характерной чертой ферганских антиклиналей является смещение сводов и изменение структурной формы поднятий в неогеновых молассовых осадках по сравнению с нижележащими отложениями. Величина смещения в плане в отдельных случаях достигает 1—2 км и более. Эти явления связаны с различными причинами: изменениями мощностей отложений, выжиманием пластичных толщ, денудационными перерывами, смещением по разрывам и т. д.

В последнее время доказана дислоцированность третичных (массагетских) отложений и в центральной части Ферганского бассейна, скрытых под мощным горизонтально залегающим покровом четвертичных осадков.

Основными структурными элементами Ферганского бассейна являются Кокандский прогиб, Южноферганская и Североферганская адырные антиклинальные зоны, отделенные от краев бассейна узкими синклинальными Шайданско-Пишкаранской и Исфаринской зонами и сравнительно неглубоко прогнутыми окраинными прогибами: Нанайским на севере и Куршабским на юге. На северном, южном и восточном бортах Ферганского бассейна выделяются осложненные складками Нарынская, Южноферганская и Восточноферганская моноклинали.

Кокандский прогиб выполнен мощной толщей четвертичных и неогеновых отложений. Палеогеновые отложения здесь залегают на глубине 4—5 до 8 км. По геофизическим данным, в Кокандском прогибе намечается ряд крупных погребенных поднятий (размером 8х15 км и более).



Южноферганская антиклинальная зона состоит по меньшей мере из двух цепей антиклинальных поднятий. Краевые складки, приближенные к областям развития палеозойских отложений, обычно высоко подняты, сложены меловыми и палеогеновыми отложениями. Они отличаются небольшими размерами, крутым поперечным профилем, широким развитием разрывных нарушений. Основная часть Южноферганской антиклинальной зоны опущена, складки здесь более крупные и относительно погруженные. На поверхности в них обнажаются плиоценовые и четвертичные отложения, слагающие пологие увалы — адыры. Под полого залегающим молодым комплексом ниже поверхности несогласия располагается крутая, обычно рассеченная продольными и поперечными разрывами, в той или иной мере смещенная складка в палеогеновых и мезозойских отложениях. В ряде случаев под антиклинально изогнутым неогеновым молассовым комплексом здесь были обнаружены моноклинально залегающие палеогеновые и меловые отложения.

Североферганская антиклинальная зона образована очень крупными кулисообразно-расположенными поднятиями, сложенными преимущественно неогеновыми отложениями. По-видимому, эти поднятия принадлежат нескольким различным цепям. В разрезе неогена здесь выделяются местами мощные соленосная и гипсоносная толщи, с которыми связаны вторичные усложнения строения и диапировидный характер складок.

К востоку и северо-востоку от Североферганской антиклинальной зоны в пределах Нарынской моноклинали северный борт Ферганского бассейна полого погружается в южном направлении. Здесь наблюдается несколько цепей сравнительно пологих складок субширотного направления. Во многих складках нечетко выражены или отсутствуют восточные периклинальные окончания.

Куршабский и Нанайский прогибы представляют собой крупные структурные заливы, отделенные от основной, глубоко опущенной части Ферганской впадины выведенными на поверхность и погребенными грядами, сложенными палеозоем. Эти прогибы отличаются небольшой глубиной залегания палеозоя — 1—3 км. В ядрах складок здесь обычно обнажаются меловые, а местами и палеозойские отложения. Поднятия Куршабекого прогиба имеют куполовидные очертания.

Восточный край Ферганского бассейна, осложненный системой структурных носов, ответвляющихся от Ферганского складчатого сооружения и погружающихся на юго-запад, выделяется под названием Восточноферганской моноклинали.

Палеозойские отложения, судя по разрезам в областях обрамлений и краевых частях Ферганской впадины, сильно метаморфизованы и входят в состав складчатого основания бассейна. Однако существуют представления (Н.П. Туаев) об ослаблении степени метаморфизма и упрощении складчатой структуры палеозойских отложений по мере движения к центру Ферганы, что не может не влиять на оценку перспектив их нефтегазоносности, если не принимать во внимание значительную глубину залегания. В окружающих Ферганский бассейн горных складчатых сооружениях отмечались отдельные выходы жидкой нефти, жилы асфальтита и другие нефтепроявления в силурийских, кембрийских отложениях и других горизонтах палеозойской группы. На месторождении Южный Аламышик с зеленоцветными эффузивно-осадочными породами палеозойского возраста, подстилающими нижнемеловые красноцветные образования, также связаны нефтепроявления. Можно полагать, что в выступах палеозойского фундамента на отдельных участках Ферганского бассейна могут быть обнаружены залежи нефти и газа промышленного значения.

В настоящее время не имеется достаточного количества материалов для решения вопроса о возможной нефтегазоносности пермо-триасовых отложений Ферганы.

Проведенное за последние годы бурение показало, что юрские отложения в Ферганском бассейне распространены значительно шире, чем это представлялось ранее. В частности, в Южноферганской антиклинальной зоне установлена широкая полоса сплошного развития юрских отложений длиной около 120 км, в которой мощность осадков данного возраста достигает 500 м и более. Общий сероцветный облик нижне-среднеюрских отложений и сравнительно высокое содержание в них рассеянного органического вещества издавна давало основание рассматривать данные отложения в качестве битумопроизводящих. Наличие признаков нефти и газа на ряде поднятий и газовый фонтан из юрских отложений на месторождении Северный Сох позволяет считать нижне-среднеюрские образования сингенетично-нефтеносной толщей, исследование которой еще только начинается. По мнению некоторых авторов (О.А. Рыжков, Н.М. Розанов и др.), XXII промышленно-нефтеносный горизонт следует относить не к нижнемеловым, а к юрским отложениям.

Меловые отложения принадлежат к числу важнейших промышленно-нефтегазоносных комплексов Ферганского бассейна, изучение которого начало проводиться в сравнительно недавнее время. В разрезе нижне- и верхнемеловых отложений Ферганского бассейна выделяется свыше десяти выдержанных природных резервуаров, представленных пачками песчаников и известняков мощностью в несколько десятков метров и носящих литерные обозначения XIII-XXIII. Из них пласты XIII, XIV, XV, XVII, XIX, XX, XXI, XXII и XXIII содержат залежи нефти и газа промышленного значения, а в остальных отмечались нефтегазопроявления. Общая мощность природных резервуаров в разрезе меловых отложений составляет 350 м. Максимальные суточные дебиты нефти достигают 500 т, газа — до 2 млн. м3. Нефть, заключенная в меловых отложениях, отличается весьма низким удельным весом (0,76—0,79), малым содержанием смол, асфальтенов, серы и редких элементов.

В составе меловых отложений Ферганы выделяются два комплекса, резко отличных по условиям оеадконакопления. Нижний комплекс, представленный преимущественно красноцветными терригенными образованиями континентального происхождения, охватывает весь нижнемеловой отдел и сеноманский ярус. Большая часть верхнемелового отдела сложена чередованием сероцветных и пестроцветных песчано-глинистых отложений с подчиненными пачками известняков и гипсов. Они накапливались в условиях периодической смены лагунно-морского и континентального режимов. Если, по мнению большинства исследователей, залежи нефти, заключенные в верхнемеловых отложениях, генетически связаны с вмещающими породами, то во взглядах на происхождение нефти в нижнемеловых отложениях имеются существенные расхождения.

А.М. Хуторов, Л.Б. Рухин, О. А. Рыжков, Н.М. Розанов и другие являются сторонниками образования нефти за счет рассеянных битуминозных веществ, заключенных в сероцветных прослоях внутри красноцветной толщи. При этом справедливо подчеркивается постепенное замещение красноцветных пород зеленоцветными и сероцветными по мере движения от краевых разрезов нижнемеловых отложений к глубоко прогнутым центральным областям. В отличие от этого С.Н. Симаков считает, что залежи нефти и газа в нижнемеловых отложениях образовались за счет вертикальной миграции из палеозойских отложений. Н.А. Кудрявцев полагает, что нахождение нефти и газа среди красноцветных образований нижнемелового возраста служит аргументом в пользу ее неорганического генезиса. Несомненно, вопрос о происхождении нефти в нижнемеловых отложениях является дискуссионным и подлежит дальнейшей разработке, однако имеющиеся в настоящее время данные позволяют считать первую точку зрения наиболее близкой к действительности.

Палеогеновые отложения до конца сороковых годов настоящего столетия были по существу единственным промышленно-нефтеносным комплексом Ферганского бассейна. По объему добычи нефти и разведанным запасам палеогеновые отложения до сих пор занимают ведущее положение, хотя по мере развития поисково-разведочных работ в мезозойских, в частности, меловых отложениях значение палеогена в общем балансе бассейна все более снижается.

В разрезе палеогеновых отложений выделяется 8 природных резервуаров, представленных известняками, доломитами и песчаниками, обозначаемых индексами II—IX. Общая мощность палеогеновых продуктивных горизонтов составляет около 100 м, мощность отдельных пластов измеряется десятками метров. Суточные дебиты из палеогеновых отложений достигают 150 т, нефти и до 700 м3 газа. Главными продуктивными горизонтами, с которыми связаны основные объемы добычи и запасов нефти и газа на большинстве месторождений Ферганы, являются известняки VII и V горизонтов, приуроченные к алайским и туркестанским слоям. Третье место по значимости и региональной выдержанности занимает песчаник III сумсарских слоев, который на западе замещается песчаником II, залегающим в сумсарских слоях стратиграфически несколько выше предыдущего.

Нефтегазоносность остальных горизонтов носит локальный, не выдержанный характер; они приобретают ведущее значение лишь на отдельных месторождениях.

Среди нефтеносных коллекторов палеогенового возраста наибольшей эффективной пористостью обладают доломиты, реже известняки кристаллической структуры, меньшими значениями эффективной пористости характеризуются органические известняки и минимальными — оолитовые известняки. При движении от краевых участков к центру бассейна по мере замещения оолитовых и органогенных разностей известняками и доломитами кристаллической структуры эффективная пористость природных резервуаров возрастает. В этом же направлении отмечалось улучшение свойств нефтей, заключенных в палеогеновых отложениях.

В общем нефти из палеогеновых отложений отличаются небольшим удельным весом (0,7—0,81 в среднем), являются высокопарафинистыми, малосернистыми, смолистыми. Намечается зависимость состава нефтей от глубины их залегания. Наблюдаемое увеличение удельного веса и соответствующее изменение свойств нефтей с приближением к поверхности и краевым частям бассейна обычно объясняется влиянием поверхностных условий, окисляющим действием активных подземных вод и явлениями древней денудации.

В разрезе палеогеновых отложений существенная роль принадлежит сероцветным и зеленоцветным глинистым образованиям, накапливавшимся в условиях восстановительной среды, что позволяет рассматривать их в качестве сингенетично-нефтегазоносных. При формировании залежей в палеогеновых отложениях вертикальная миграция, очевидно, не играла сколько-нибудь заметной роли.

Существенно отличны условия нефтегазонакопления в вышележащих континентальных отложениях. Нефтегазопроявления и признаки нефти отмечались на различных стратиграфических уровнях в красноцветных образованиях масеагетской серии и в песчано-глинистых отложениях бактрийской серии. В основании бактрия прослеживается пласт песчаника бурого, желтого цвета мощностью 5—150 м, выделяемый под названием I нефтеносного горизонта. Из данного пласта на многих месторождениях Ферганского бассейна получены промышленные притоки нефти с дебитом до 100 т/сутки, в среднем 9 т/сутки на одну скважину.

Залежи нефти в неогеновых отложениях носят отчетливо выраженный вторичный характер, будучи обязаны своим возникновением вертикальной миграции из подстилающих палеогеновых отложений. Путями миграции нефти являются разломы с зияющими поверхностями нарушения, зоны трещиноватости и поверхности несогласий. Нефть из горизонта I идентична нефтям из палеогеновых отложений, но отличается от последних большим разнообразием.

Таким образом, в краевых зонах Ферганского бассейна неогеновые отложения, отлагавшиеся в ярко выраженной окислительной обстановке, являются, безусловно, эпигенетично-нефтегазоносными. Однако этот вывод не может быть безоговорочно распространен на центральные части бассейна, где мощность континентальных неоген-четвертичных отложений резко возрастает до 4—5 км, по некоторым данным местами до 8 км, а в разрезе появляются пачки сероцветных пород.

Все известные месторождения Ферганского бассейна приурочены к зонам нефтегазонакопления антиклинального типа, представленным в виде цепей брахиантиклинальных складок различного строения. В связи с кулисообразным характером сочленения многих поднятий выделение элементарных зон нефтегазонакопления, представленных одной цепью поднятий, зачастую бывает затруднительным. Поэтому на схеме были показаны крупные антиклинальные зоны нефтегазонакопления — Южноферганская, объединяющая большую часть основных известных месторождений, и перспективная Североферганская зона, особенностью которой является проявление диапиризма в отложениях, перекрывающих вероятные продуктивные горизонты. Обе зоны отличаются сложным строением; они состоят из нескольких (двух и более) антиклинальных цепей, каждая из которых может рассматриваться в качестве элементарной зоны нефтегазонакопления.

Цепи перспективных антиклинальных поднятий меньшей протяженности, которые могут также являться возможными зонами нефтегазонакопления, прослеживаются и в других частях Ферганского бассейна, в частности, на Нарынской и Южноферганской моноклиналях.

По краям бассейна выделяются возможные зоны нефтегазонакопления моноклинального типа, связанные с уменьшением мощностей отложений и выклиниванием отдельных горизонтов (в районе Нарынской и отчасти Восточноферганской моноклиналей) и приуроченные к крупным разломам, ограничивающим борта бассейна (Прикумская зона и др.).

Месторождения приурочены к брахиантиклинальным складкам, как правило, осложненным продольными взбросами и целой системой поперечных и косых разрывных нарушений, расчленяющих поднятия на многочисленные блоки. Большинство месторождений многопластовые с нефтяными и газовыми залежами в различных горизонтах палеогена, а также в мелу и неогене. Размеры залежей в палеогене с глубиной зачастую уменьшаются. Преобладают пластовые сводовые залежи, обычно расчлененные на блоки (Андижан, Северный Сох, Избаскент и др.). Наряду с этим отмечаются залежи тектонически и стратиграфически экранированные. Для залежей последнего типа экраном служит обычно поверхность предбактрийского размыва (Южный Аламышик, Бостон, Чонгара). В ряде случаев отмечается проникновение нефти из залежей в палеогеновых отложениях в базальные горизонты несогласно залегающей бактрийской серии, где образуются скопления вторичного характера.

На некоторых месторождениях нефтеносные горизонты палеогена в своде складки оказываются размытыми, а нефтяные залежи сохраняются на периклиналях, будучи запечатанными асфальтовыми пробками в головах обнажающихся на поверхности продуктивных пластов (Сельрохо, Чангырташ, Майлисай).

Для Ферганского бассейна намечается четкая прямая зависимость степени нефтенасыщения горизонтов по мере удаления от палеозойского обрамления и возрастания глубины их залегания. Одновременно изменяется гидрогеологический режим пластов в сторону их застойности, что выражается в увеличении минерализации, изменении состава вод с попутным возрастанием пластового давления. Таким образом, условия нефтегазонакопления в зонах, относительно погруженных и удаленных от прибортовых частей бассейна, в общем оказываются более благоприятными по сравнению с условиями, наблюдаемыми в краевых зонах.

В зависимости от особенностей условий нефтегазонакопления и диапазона нефтегазоносности в Ферганском бассейне могут быть выделены следующие известные и возможные нефтегазоносные области: Южно-Ферганская, Западно-Ферганская, Нарынская, Северо-Ферганская, Центрально-Ферганская, Нанайская и Куршабская.

Южно-Ферганская нефтегазоносная область охватывает основную, наиболее погруженную часть Южноферганской зоны нефтегазонакопления. Отличается большой мощностью и полнотой стратиграфического разреза, большим диапазоном нефтегазоносности (бактрий — юра), надежным захоронением продуктивных горизонтов, благоприятной гидрогеологической обстановкой и наличием крупных, сравнительно просто построенных поднятий. Здесь сосредоточено большинство основных месторождений Ферганы: Андижан, Южный Аламышик, Палванташ и др.

Западно-Ферганская нефтегазоносная область охватывает относительно поднятую Южноферганскую моноклиналь и западную краевую часть Ферганского бассейна. В противоположность предыдущей области она характеризуется неглубоким залеганием фундамента, широким развитием палеогеновых отложений в ядрах поднятий, небольшими размерами и сильной нарушенностью антиклинальных складок. Промышленно-нефтеносные горизонты сосредоточены в разрезе палеогена. Размеры залежей и месторождений невелики. Данная область не принадлежит к числу высокоперспективных.

Нарынская нефтегазоносная область охватывает территорию северной — Нарынской моноклинали. Характерен пологий, осложненный складчатостью наклон фундамента с соответствующим нарастанием мощностей осадочного покрова в южном направлении. Здесь имеется ряд месторождений, в том числе довольно крупное — Избаскентское, расположенное в наиболее перспективной южной части области. В Нарынской области весьма перспективными являются не только палеогеновые и меловые отложения, промышленная нефтегазоносность которых уже установлена, но также и юрские отложения, в которых на севере отмечены признаки нефти и газа.

Северо-Ферганская возможно нефтегазоносная область соответствует одноименной зоне нефтегазонакопления и расположенному севернее прогибу. В связи с наличием мощной соленосно-гипсоносной толщи миоценового возраста и диапировидным строением складок продуктивные горизонты в палеогеновых отложениях должны залегать довольно глубоко, а подстилающие отложения находятся на малодоступных глубинах. He исключена возможность обнаружения залежей и в неогеновых отложениях.

Центрально-Ферганская возможно нефтегазоносная область характеризуется еще большими по сравнению с предыдущей областью мощностями континентальных неогеновых и четвертичных отложений и глубинами залегания палеогена и мезозоя. Однако, учитывая, что все остальные показатели возможной нефтегазоносности (мощность и состав возможных нефтегазоносных горизонтов, гидрогеологические данные, наличие крупных пологих поднятий и т. д.) здесь являются исключительно благоприятными, данная область может расцениваться в качестве важного резерва развертывания дальнейших поисково-разведочных работ в Ферганском бассейне.

Перспективы дальнейшего развития добычи нефти и газа в Ферганском бассейне связаны главным образом с освоением мезозойских отложений в известных нефтегазоносных зонах, развертыванием работ в пределах Нарынской моноклинали и поисками глубоко залегающих залежей в третичных и мезозойских отложениях в Северо-Ферганской и Центрально-Ферганской областях.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна