Нефтегазоносность средней Азии

Современная структура горных и равнинных областей Средней Азии сформировалась на разновозрастном гетерогенном складчатом основании. По характеру современных структур территория подразделяется на области, в пределах которых складчатый фундамент относительно глубоко погружен под покров мезокайнозойских отложений, и на обрамляющие области, где складчатые образования приподняты и выходят на дневную поверхность.

Области относительно высокого залегания складчатого основания в свою очередь подразделяются на зоны, геосинклинальное развитие, складчатость и консолидация которых были завершит в палеозое, и на зоны альпийских геосинклиналей, где складчатости и воздымание в основном произошли в неоген-антропогене. Схема тектонического районирования Средней Азии приводится на рис. 147.

На территории Средней Азии промышленные месторождения нефти и газа расположены в следующих удаленных один от другого районах:

1) Бухаро-Хивинской зоне Средне-Азиатской платформы;

2) Ферганской межгорной впадине;

3) Таджикской межгорной впадине;

4) Западно-Туркменской части Южно-Каспийской впадины,

В ноябре 1958 г. был получен газовый фонтан на площади Кара-Чоп (близ г. Кушка), свидетельствующий о газоносности северных предгорий хребта Банди-Туркестана, относящегося к системе Парапамиза (рис. 148 и 149), а в мае 1959 г. газовый фонтан в районе Дарваза в центральной части Каракумского свода. Этими открытиями подтверждена региональная газоносность мезозойских отложений огромной территории равнинных пространств запада Средней Азин.

Бухаро-Хивинская газонефтеносная зона расположена в области относительно крутого, неравномерного, в общем ступенчатого погружения палеозойского фундамента из районов его выходов на дневную поверхность в пределах Кызылкумских палеозойских массивов по направлению к очень глубокому Приамударъинскому прогибу, с одной стороны, и, по-видимому, еще более глубокому Предгиссарскому прогибу — с другой. Мезокайнозойские комплексы также погружаются в этом направлении, но под значительно меньшими углами. В связи с этим как в региональном, так и в пределах локальных поднятий конфигурации поверхности палеозойского фундамента значительно отличаются от рельефа поверхности юрских и меловых отложений.

Для локальных структурных форм конфигурации поверхности юрских и различных горизонтов меловых отложений близки между собой и образуемые ими структурные формы тождественны, различаясь лишь второстепенными деталями. На фоне моноклинального погружения всех комплексов в юго-западном направлении обособляются участки и полосы относительно повышенного и пониженного их залегания.

В настоящее время разбурены наиболее приподнятые структуры Бухарского вала и отдельные структуры Мубарекского поднятия и Дарганатинского вала. В пределах Газлинского, Качанского и Мубарекского поднятий выявлены крупные и крупнейшие месторождения газа. Высокоперспективна вся Бухаро-Хивинская зона. Промышленные газоносные и газонефтеносные горизонты ее приурочены к юрским и меловым отложениям. Три из них относятся к юре (XVII, XVI, XV) а шесть — к мелу (ХIII, XII, XIa, XI, X и IX).

Однако эти горизонты выдержаны и промышленно газонефтеносны не на всех площадях. Так. например, Джаркак-Сарытыташское поднятие имеет общую протяженность около 50 км при ширине в 6—7 км. Газлинское поднятие протягивается приблизительно на 40 км и представлено двумя брахиантиклиналями — Газлинской и Тошкулукской, Брахиантиклинали осложнены локальными куполами и дизъюнктивными нарушениями. Все известные газонефтяные месторождения приурочены к поднятиям Бухарского вала и к Мубарекскому поднятию. Всего в районе выявлено свыше 60 бра-хиантиклинальных структур. Учитывая крупные размеры залежей ряда месторождений, в этой зоне предполагаются очень большие общие ресурсы газа и нефти. Наиболее крупным является Газлинское месторождение.

Второй, отмеченный нами выше район Средней Азии Ферганский, где большинство месторождений мелкое. Встречаются и средние месторождения, добыча по которым в отдельные годы составляет несколько сотен тысяч тонн.

Heфтяные месторождения Ферганы расположены главным образом вдоль ее южного борта. Кроме того, выявлено несколько месторождений у северного борта, в том числе одно из крупнейших в районе — Избаскентское.

Наиболее крупные месторождения — Палванташское, Андижанское Шаарихан-Хаджиабадское и Южно-Аламышикское — находятся в юго-восточной части Ферганы (рис. 150); Избаскентское — в северо-восточной ее части (рис. 151). Таким образом, восточные районы Ферганы характеризуются более крупными месторождениями, чем остальные ее части.

Нефтяные месторождения Ферганы приурочены обычно к удлиненным, сложно построенный, часто асимметричным, aнтиклинальным складкам. Среди последних выделяется несколько типов как по степени нарушенности дизъюнктивами, так и по формам, размерам и т. д.

Нефтепроявления поверхностные и в скважинах отмечают в ряде стратиграфических комплексов — в палеозойском пермо-триасовом, юрском, нижне- и верхнемеловом, палеогеновом и неогеновом. Однако разрабатываемые в настоящее время нефтяные и газовые залежи приурочены только к меловым и третичным образованиям. Юрские отложения представлены в Фергане комплексом песчаников и аргиллитов, причем песчаники характеризуются хорошими коллекторскими свойствами. Структурные формы по юрским отложениям в основных чертах, по-видимому, тождественны структурным формам мела и палеогена.

Приведенные данные свидетельствуют о региональной нефтегазоносности юрских отложений Нарынской моноклинали и позволяют рассматривать их как важный объект поисков и разведки залежей нефти и газа в Ферганской впадине.

Нефтегазоносность меловых отложений была установлена в 40-х годах. В настоящее время они представляют второй по значению объект разработки, уступая только палеогеновым. Общая мощность песчаных и отчасти карбонатных коллекторов в меловых отложениях составляет около 300 м, а их эффективная мощность достигает 180 м. R отложениях мела выделен ряд промышленных нефтеносных и главным образом газоносных горизонтов. Основным объектом разработки и разведки являются палеогеновые отложения. В палеогене выделено восемь пластов (II—IX). На Избаскенте нефтеносен также горизонт X.

Общая мощность песчаников достигает 80—140 м, увеличиваясь с запада на восток. Эффективная мощность около 30 м. Нефтеносные горизонты относятся: II и III — к сумсарскому, IV — к риштанскому. V и VI — к туркестанскому, VII и VIII — к аланскому, IX — к судакскому ярусам. Главными нефтеносными горизонтами являются: VII — карбонатный пласт, V и отчасти III пласты. Последний нефтеносен в Северной Фергане и на площади Андижанской группы структур. Остальные палеогеновые пласты в связи с их литологической изменчивостью и невыдержанностью являются основными объектами разработки лишь на отдельных площадях. Oбщее представление о характере разрезов к местоположении продуктивных горизонтов в палеогеновых и меловых отложениях указана на рис. 152 и 153.

С неогеновыми отложениями связаны устойчивые и стратиграфически хорошо выдержанные нефтепроявления в основании массачетского яруса (олигоцен и миоцен), причем в отдельных случаях из этих отложений наблюдались переливы воды с нефтью. Обзорная карта расположения залежей нефти в неогеновых отложениях приведена на рис. 154.

Основные перспективы дальнейшего развития нефтедобывающей промышленности Ферганской впадины связаны с выявлением более глубоких погребенных структур, что может быть осуществлено только методами сейсморазведки. Судя по данным разведки как Ферганы, так и других районов Средней Азии, особый интерес представляют мезозойские отложения, причем разведка нефтегазоносности мезозойских отложений далеко не закончена и на ряде старых месторождении. Это относится к юрским отложением, например Нарынской моноклинали.

Таджикская межгорная впадина (депрессия) в пределах юга Таджикистана и Узбекистана и частично на юго-востоке Туркменистана. Известные здесь нефтегазовые месторождения невелики, однако изученность этой территории с точки зрения нефтегазоносности совершенно недостаточна.

В строении Таджикской межгорной впадины участвует мощный комплекс мезокайнозойских отложений, залегающий на палеозойском складчатом фундаменте, представленном сильно метаморфизованными породами, среди которых большую роль играют магматические породы. Мезозойский комплекс начинается триасом и сложен мощной серией юрских, меловых, палеогеновых, неогеновых и четвертичных отложений, причем особенно большой мощностью характеризуются отложения неогена (до 6 км) и четвертичные (до 1 км). На этой территории наблюдается довольно большое число структур, благоприятных в отношении их возможной нефтегазоносности (рис. 155).

Пефтегазопроявления в пределах Таджикской впадины и в районах южных отрогов Гиссарского хребта распространены довольно широко и охватывают значительный стратиграфический диапазон, включающий юрские, нижне- и верхнемеловые и третичные образования. Основные промышленные (разрабатываемые) горизонты месторождений Таджикской впадины относятся к бухарскому ярусу палеогена. Продуктивными являются четыре-пять пластов известняков, доломитизированных, пористых (10—25%), разделяемых пластами гипса и плотных, непроницаемых известняков. Залежи пластовые, сводовые, имеют площади от единиц и десятков гектаров до нескольких сотен гектаров и содержат значительные газовые шапки. Они характеризуются сравнительно высоки начальными дебитами скважин, обычно порядка 20—50 т в сутки, отдельные фонтаны Хаудага давали до 700 т в сутки.

Таджикская впадина относится к высокоперспективным районам но необходимо отметить, что проведенный объем региональных поисково-разведочных и особенно буровых работ явно недостаточен для окончательного заключения о перспективах ее нефтеносности. При огромной (порядка 10 км) мощности разреза осадочного комплекса, его благоприятном фациально-литологическом составе и наличии большого числа разнообразных положительных структурных форм безусловно можно рассчитывать на выявление новых типов залежей и месторождений, особенно в мезозойских отложениях.

В Западно-Туркменской нефтегазоносной зоне разрабатываются месторождения нефти и газа, которые располагаются в Западно-Туркменской низменности (рис. 156). Низменность покрыта слабо дислоцированным плащом четвертичных отложений, скрывающих строение более глубоких и сложно дислоцированных частей разреза. На ее фоне выделяется лишь ряд возвышенностей, соответствующих размытым сводам антиклинален. К ним относятся, кроме Челекена являющегося обособленным участком, Небит-Даг, Монжуклы, Кум-Даг, Боя-Даг и Сыртланли. Менее четко выделяются Урунджук Тургай-Даг, Кобек, также связанные с определенными структурными элементами. В пределах этих возвышенностей обнажаются в различной степени дислоцированные и эродированные породы плиоцена и постплиоцена. В южной части равнины вдоль берегa Каспия выделяется несколько останцов грязевулканического происхождения.

Как показывают результаты геофизических исследований и бурения, Западно-Туркменской низменности соответствует крупная тектоническая впадина, длительно прогибавшаяся в течение мезозоя и кайнозоя.

В пределах Западно-Туркменской низменности выделено несколько тектонических единиц второго порядка, отличных по своему строению (см. рис. 156): Прибалханская дапрессия. Кеймир-Чикишлярская депрессия, Аладаг-Мессерианская зона меловых и палеогеновых складок, Кызыл-Атрекская депрессия.

Кратко приведенные материалы по стратиграфии и тектонике Средней Азии и частичное описание некоторых газонефтяных месторождений позволяют сделать прогнозную оценку перспективности этого огромного в нашей стране региона. Прежде всего обращает на себя внимание огромный стратиграфический диапазон нефтегазоносности и огромная суммарная мощность (свыше 10 км) нефтегазоносных осадочных отложений. Действительно, промышленные многопластовые, часто высокодебитные залежи газа и нефти в различных районах здесь приурочены к юрским, меловым, палеогеновым и неогеновым отложениям. Мелкие вторичные залежи имеются к четвертичных отложениях.

С юрскими отложениями связаны газонефтяные залежи Бухаро-Хивинского района (Каганская группа структур) и газонефтепроявления Ферганской впадины. К меловым отложениям приурочены крупнейшие по запасам и наиболее высокодебитные многоплановые залежи газа Бухаро-Хивинского района (Газли, Каганская группа, Южный Мубарек), ряд газовых залежей Ферганской впадины, в том числе такие высокодебитные, как Избаскентская и другие, а также первые фонтаны в пределах Центрально-Каракумского сюда и юго-восточной Туркмении и газонефтепроявления в Таджикской депрессии и Западно-Туркменской низменности (Аладат-Мессерианский вал).

С палеогеновыми отложениями связаны главные из разрабатываемых нефтяных залежей Ферганской впадины, в том числе такие высокодебитные, как Избаскентская и другие, а также газовые фонтаны в пределах Центрально-Каракумского свода и юго-восточной Туркмении и газонефтепроявления в Таджикской депрессии и Западно-Туркменской низменности (Аладаг-Мессерланский вал). С палеогеновыми отложениями связаны главные из разрабатываемых нефтяных залежей Ферганской и Таджикской впадин и газопроявления в скважине, пробуренной в Предкопетдагском прогибе (Изгант), а также в пределах Центрального Каракумского свода (в районе северного завода).

С неогеновыми отложениями, толщей плиоцена, главным образом с красноцветной, связаны главные по запасам высокодебитные залежи нефти и газа Прибалханского района (Челекен, Небит-Даг, Кум-Даг и др.) и газонефтепроявления в еще более молодых отложениях Чикишлярской зоны Западно-Туркменской низменности. К неогену также приурочен устойчивый по площади вторичный горизонт Ферганской впадины.

Устойчивыми по площади регионально нефтегазоносными являются три горизонта в юрских отложениях, шесть в меловых не менее 3—5 горизонтов в палеогеновых, около 20 в неогеновых. В целом же число газонефтеносных горизонтов в Средней Азии превышает 40.

Среднюю Азию по степени перспективности в отношении нефтегазоносности можно районировать следующим образом (рис. 157):

1. Высокоперспективные с доказанной промышленной нефтегазоносностью:

а) в пределах Средне-Азиатской платформы Бухаро-Хивинская зона с известными крупнейшими месторождениями газа (Газли);

б) в области альпийских межгорных впадин Западпо-Туркменская низменность с известными крупными месторождениями нефти (Челекен).

На основании общегеологических данных можно ожидать в обоих этих районах открытия подобных крупнейших и крупных месторождений нефти и газа.

2. Высокоперспективные зоны с недоказанной промышленной нефгегазоносностью:

а) Центрально-Каракумский свод (где уже выявлены крупные залежи газа — Шиих) и его южный склон с определенной зоной Предкопетдагского краевого прогиба;

б) Мургабское поперечное поднятие и его склоны с сопредельными зонами Предкопетдагского и Афгано-Таджикского прогибов.

3. Перспективные зоны с доказанной промышленной нефтегазоносностью — ряд территорий на площадях Ферганской и Таджикской впадин. Для части перспективных площадей Ферганской впадины выделены зоны глубокого залегания продуктивных горизонтов (палеоген и мел).

4. Перспективные зоны с еще не доказанной промышленной газонефтеносностью — Предгиссарский прогиб и наиболее погруженные зоны Предкопетдагского прогиба (по палеогену и мезозою), далекие склоны сводовых поднятий Туркменского и Мургабского (по палеогену и мезозою), а также значительная часть площади Карабогазского свода (мезозой).

5. Перспективные зоны — области развития на поверхности складчатых палеозойских образований и пермо-триаса, а также области погружения — межгорные впадины, краевые прогибы, далекие склоны сводовых поднятий (перспективы и по мезозойским отложения). Следовательно, зоны, перспективные по третичным отложениям, как бы накладываются на часть площадей, перспективных по мезозойским образованиям, ареол перспективности которых в целом значительно больше.

6. Зоны с невыясненными перспективами газонефтеносности — большая часть пространства северо-восточной Туркмении, а также впадины Приарало-Кызылкумско-Приташкентская и Чуйская. Относительно более благоприятными здесь можно считать образования мезозоя и промежуточного комплекса.

7. Малоперспективные зоны — склоны поднятий, в ядре которых вскрыт складчатый фундамент (палеозой и пермо-триас).

Приведенные выше данные свидетельствуют о том, что в Средней Азии, и особенно в ее платформенных районах, сосредоточены большие запасы нефти и газа.

Наиболее перспективным комплексом отложений является мезозойский (юра и особенно мел), который, видимо, будет равен по значению девонским и нижнекаменноугольным отложениям Урало-Волжской нефтеносной области.