27.03.2021

История палеозойского нефтеобразования в осадочных бассейнах Средней Азии


В последние 10-15 лет в Средней Азии были открыты новые месторождения нефти и газа. Лишь в прошедшей пятилетке залежи этих полезных ископаемых обнаружены в отложениях палеозойского (площади Каракудук, Восточный Устюрт), нижнетриасового (Южный Жетыбай, Северная Ракушечная, Южный Мангышлак), неокомского (Каражанбас, Северные Бузачи; Шехитли, Юго-Восточные Каракумы) и палеогенового (Базайское, Северный Устюрт) возрастов. Выявление скоплений углеводородов в палеозое и палеогене значительно увеличило стратиграфический диапазон промышленной нефгегазоносности. Расширилась и площадь распространения скоплений: наряду с уже известными Южно-Мангышлакской, Центрально- и Восточно-Каракумской, Бухаро-Хивинской областями нефтегазонакопления появились Восточно-Устюртская, Северо-Устюргская и Северо-Туркменская нефтегазоносные области. Тем самым было доказано, что в бассейнах Средней Азии все выполняющие их осадочные толщи являются в той или иной мере перспективными на нефть и газ.

В настоящее время возникла необходимость реконструировать историю нефтеобразования, т.е. проследить смену основных стадий и этапов этого сложного и длительного процесса во времени и показать значение каждого из них в образовании скоплений нефти и газа. Очевидно, что успешное решение этой задачи возможно лишь на базе учения о нефтегазоносных бассейнах и теории осадочно-миграционного происхождения нефти.

Палеозойские отложения, залегающие в основании осадочной толщи, представляют в этой связи особенный интерес, поскольку до конца еще не выяснен нефтегазоносный потенциал и не определена их роль как возможного резерва увеличения нефтедобычи. Остаются неясными и такие вопросы, как сохранность скоплений углеводородов, участие последних в формировании залежей в пермо-триасовых и более молодых отложениях и т.п. Так что восстановление истории палеозойского нефгеобразования становится важнейшей задачей в решении проблемы палеозойской нефти.

Проблема палеозойской нефти была поставлена еще в 30-е годы в связи с обнаружением в горных районах Тянь-Шаня выходов нефти в силурийских отложениях. В дальнейшем этому вопросу уделялось большое внимание и различные научные учреждения периодически проводили серьезные исследования.

В течение многих лет автор участвовал в изучении геологии и нефтегазоносности, а в последние 10 лет - и геохимии органического вещества (OB) пород отдельных районов Средней Азии. При этом большое внимание уделялось выяснению возраста и структурного плана палеозойских отложений, их роли в процессе нефтеобразования, а также OB, содержащемуся в породах этого возраста.

Палеозойские отложения и заключенное в них OB изучались в естественных обнажениях и по разрезам скважин (рис. 1). Из-за невозможности поместить в краткой статье все необходимые сведения основной упор сделан на рассмотрение особенностей распределения и состава OB. Необходимые сведения по геологии можно найти в Геологии России и в упомянутых выше литературных источниках.

Результаты изучения OB показывают, что по характеру его распределения палеозойские отложения принципиально ничем не отличаются от пород более молодого возраста. Однако имеют место и существенные различия. Особенностью распространения является, например, избирательная приуроченность OB к определенным зонам магматических пород. Органическое вещество выявляется только в тех участках магматического тела, которые непосредственно контактируют с покрывающими или вмещающими эти магматические тела осадочными породами. По разрезам скважин, вскрывающих магматические образования, следы OB наиболее отчетливо фиксируются в самом верху, в зоне выветривания и на контакте с осадочными породами, а само OB представлено главным образом битумоидами. Никакой связи с составом магматических пород у OB, в частности у битумоидов, не обнаруживается.

Что же касается метаморфических пород, то в них OB в заметных количествах определяется в том случае, если исходные для них "материнские" породы содержали какое-то количество сингенетичного OB, например, углистые частицы, растительный детрит и т.п. Битумоиды обычно приурочиваются к контактовой (с осадочными породами молодого возраста) зоне, не имея ясной связи с графитизированным ныне исходным OB.

Незначительное содержание OB, особенно битумоидов, в породах палеозойской группы свойственно всем изученным районам и является их важнейшим отличительным признаком.

Определенный интерес представляет анализ распределения количественных содержаний OB по типам пород различного возраста в открытых и закрытых районах. Если сравнивать среднее содержание Cорг по литологическим типам пород в открытых районах, то, как видно из рис. 2, относительно обогащенными OB оказываются породы силурийского возраста (этот факт отмечался и предыдущими исследователями), далее идут девонские и каменноугольные и в конце - нижнепалеозойские и протерозойские отложения. Повышенное содержание Сорг наблюдается не только в районах, где известны нефгегазопроявления, но и в таких сильно дислоцированных складчатых сооружениях, как Султануизцаг или Кульджуктау.


Исследованиями установлено, что по разрезу палеозойских отложений в открытых районах OB распределено повсеместно, но неравномерно. Четко выраженная стратиграфическая приуроченность и тесная связь повышенного содержания OB с породами более тонкого литологического состава, например, с различными сланцами, алевролитами, пелитоморфными известняками и преимущественно поровая, точечная и "пластовая" форма залегания OB среди минеральных частиц породы свидетельствуют о сохранении палеозойскими отложениями следов первичного характера распределения OB, обусловленного естественным ходом процесса осадконакопления.

Влияние вторичных процессов - уплотнение, гидротермальная деятельность, метаморфизм и т.п. - проявилось в почти полной минерализации OB, разрушении и удалении битуминозных компонентов и в частичном перераспределении твердого OB в пределах содержащих их отложений. В распределении OB по площади развития палеозойских отложений решающее значение имели обстановки палеозойского осадконакопления, факторы тектогенеза и метаморфизма. Влияние последних особенно заметно проявляется в уменьшении содержания OB в зонах интенсивных дислокаций и контактового метаморфизма, в появлении наряду с первичными вторичных форм залегания уже твердого OB. Метаморфизмом объясняется также обеднение OB битуминозными компонентыми, которые в силу преимущественно углеводородного состава и своей высокой мобильности были разрушены и рассеяны по палеозойской толще и за ее пределы еще до того, как породы этого возраста были перекрыты более молодыми отложениями.

Палеозойские отложения закрытых районов, где они образуют фундамент эпигерцинской платформы, характеризуются в основном аллохтонным OB. Сингенетичное OB встречается только в отложениях осадочного происхождения и представлено главным образом твердыми графитизированными компонентами. Битумоиды встречаются очень редко и только во вторичном залегании в зоне контакта палеозойских и покрывающих их мезозойских пород.

Сравнение количественных содержаний OB в закрытых и обнаженных районах свидетельствует о преобладании его в породах, выходящих на дневную поверхность (рис. 3). Объясняется это тем, что в естественных разрезах изучались в основном породы осадочного происхождения, а в закрытых встретилось больше магматических пород. Среднее содержание Сорг по всем породам палеозойского возраста в открытых районах составляет 0,47, а в закрытых только 0,16%; в осадочных породах - соответственно 0,40 и 0,22%, в математических породах - 0,06 и 0,1%. Ta же самая картина характерна и для битумоидов: в породах из естественных разрезов их больше, чем в закрытых районах, примерно в 2-3 раза.

Общим для закрытых и открытых районов является заполнение битумоидами вторичных пустот и микротрещин поздних генераций и, как правило, отсутствие генетической и пространственной связи с твердыми компонентами OB, Это подтверждается тем, что трещины с битумоидами секут более ранние трещины, заполненные твердым OB.

В групповом составе OB преобладают нерастворимые компоненты OB, на долю которых приходится обычно 96-99%. Битумоиды в балансе OB занимают не более 4%, гуминовые кислоты в большинстве случаев отсутствуют. В OB закрытых районов доля битумоидов повышается, но незначительно. Следует отметить высокую степень восстановленности битумоидов: хлороформенный битумоид (ХБ) в 5-6 раз преобладает над спиртобензольным. Такие соотношения битумоидов отмечаются во всех литологических типах пород.

В элементном составе ХБ наблюдаются значительные колебания в содержании углерода, водорода, гетероатомов, в степени карбонизации что является свидетельством глубокого влияния на ХБ гипергенных процессов (табл. 1).

В закрытых районах ХБ отличаются пониженными содержаниями углерода (73-79%) и водорода (9-11%) и повышенными содержаниями гетероатомов. Однако степень карбонизации битумоидов и здесь обычно невысокая - 6,3-7,3 и только в одном случае увеличивается до 9,0. Эти цифры показывают, что битумоиды в породах из закрытых районов также являются существенно окисленными. Исключение представляет ХБ из известняков карбона на Курганчикском поднятии в Северной Туркмении. По элементному составу эти битумоиды очень близки к нефтям: С - 83,9-85,5%; H - 11,78-12,99%; гетероатомы - 2,67-3,07%, при С:Н = 6,5-7,3. Этот факт заслуживает самого пристального внимания, поскольку битумоиды сингенетичны вмещающей толще и могут оказаться компонентами нефтяных залежей.


Групповой состав ХБ также подвержен значительным колебаниям. Содержание масел в большинстве случаев варьирует в пределах 25 - 42, смол - 25-59, асфальтенов - 5-27%. Подобные соотношения позволяют отнести эти битумоиды к органическим веществам класса асфальты - асфальтиты.

Нефтяная природа битумоидов видна из характеристики их структурно-группового состава (табл. 2). Соотношение в пробах битумоидов метаново-нафтеновых (M-H) и ароматических углеводородов (А-моно и А-поли), а также углеводородов и смолистых веществ не зависит ни от литологического состава вмещающей породы, ни от общего содержания битумоидов и отражает, по-видимому, индивидуальные особенности состава исходных для них микроскоплений углеводородов. Количество смол и различия в соотношениях бензольных и спиртобензольных смол, с одной стороны, и этих смол с углеводородами, с другой, указывает на то, что структурно-групповой состав битумоидов не определяется гипергенными изменениями. Изученные разрезы находятся ныне в сходных условиях гипергенеза, и поэтому действие разрушительных процессов является в каждом из них более или менее одинаковым как на породу, так и на заключенные в них битуминозные и другие органические вещества.

Палеозойские отложения изученных районов содержат и концентрированные формы ОВ. Отметим широкое распространение графитизированного OB и залежей графита в Султануиздаге, Кульджуктау, Северном Нуратау и других местах. Присутствие этих скоплений указывает на существование в соответствующие эпохи условий, благоприятных для образования пород с высоким содержанием ОВ, и на последующий глубокий метаморфизм их.

Однако для понимания процессов нефтеобразования главное значение имеют скопления твердых нафтидов и самой нефти, присутствие которых говорит о завершенности этих процессов.

Следы скоплений нефти в палеозойских отложениях зафиксированы в большом количестве мест Ферганы, Джунгарии, Западного Узбекистана, в Таджикистане, обнаружены и в закрытых районах. Представлены они нефтью, Мальтой (Шишкат, Йори, Карнаб, Араван, Каракудук и др.) и твердыми нафтидами. Характерно, что нефтепроявления приурочены, как правило, к лудловскому ярусу силура. Большие площади, которые эти нефтепроявления занимают, обильные выходы, присутствие включений жидкой нефти - все это говорит о значительных размерах некогда существовавших залежей нефти.

Твердые нафтиды в палеозойских отложениях встречаются гораздо чаще и повсеместно. В разрезах Шишката и Йори наряду с нефтью и мальтой обнаружены твердые асфальты - асфальтиты, кериты, гуминокериты и оксикериты. Принадлежность твердых нафтидов к этим классам OB доказана химико-битуминологичесними, спектральными и термогравиметрическим анализами. При этом удалось установить, что состав битумоидов и растворимых компонентов нафтидов (табл. 3, см. табл. 1) очень близок не только в Йори и Шишкате, но и в Северном Нуратау, Кульджуктау, Ханбан-дытау и Писталитау. Это лишний раз подчеркивает, что скопления OB нефтяного происхождения и рассеянное OB (битумоиды) генетически тесно связаны между собой.

Твердые нафтиды в микропроявлениях обнаружены во всех типах пород и по всему разрезу палеозойских отложений. Характер залегания нафтидов - по плоскостям сланцеватости пород, по согласным трещинам и, особенно, в секущих трещинах - указывает на интенсивные перемещения и миграцию углеводородов по палеозойской толще.

Статистический подсчет количества случаев нахождения твердых нафтидов в разрезе отложений позволил установить, что проявления их во многих районах приурочены по большей части к одним и тем же стратиграфическим уровням, а именно - к отложениям лудловского яруса, нижнего отдела девона, турнейского и башкирского ярусов карбона.

Присутствие в породах палеозоя нескольких генераций нафтидов, различающихся составом, свойствами и условиями залегания, а также различия в составе и содержании рассеянного OB позволяют выделить стадии и этапы нефтегазообразования.

Под этапом нефтеобразования мы понимаем отрезок геологического времени, в течение которого осуществился весь цикл нефтегенерации и нефтенакопления. Цикл нефтеобразования распадается на стадии. Для удобства решения поставленной задачи мы выделяем две стадии. К первой относим процессы генерации и аккумуляции нефтяных углеводородов с образованием залежей нефти (газа), протекающие на фоне компенсированного осадконакопления. Вторая стадия охватывает время возможного переформирования, заканчивающееся в большинстве случаев частичным или полным разрушением залежей. Появление в осадочной толще интервалов с остатками залежей нефти, с многочисленными и разнообразными твердыми нафтидами служит критерием определения второй, разрушительной стадии нефтегазоносного цикла.

Как показал выполненный нами анализ, границы стадий и этапов совпадают с границами геологических эпох, в течение которых происходила перестройка структурных планов крупных регионов. Это вполне естественно, поскольку тектонические процессы, режимы тектонических движений являются решающими при формировании залежей нефти и газа. При этом выяснилось, что вторая, разрушительная стадия цикла нефтеобразования обычно вписывается в сравнительно короткий интервал времени, в то время как предшествующая ей стадия формирования залежей соответствует длительному периоду, охватывающему иногда один, два или даже три геологических периода. Для каждого этапа нефтеобразования характерно наращивание потенциала нефтеобразования снизу вверх по разрезу осадочной толщи за счет последовательного вовлечения в этот процесс отложений, достигающих при своем погружении в осадочном бассейне благоприятных для нефтеобразования условий. Можно поэтому предположить, что интенсивность образования залежей углеводородов (УВ) к концу того или иного этапа была наиболее значительной.

В то же время совершенно очевидно, что от активности и продолжительности разрушительной стадии, которая определяется интенсивностью тектонических движений, зависит потенциальная возможность охваченных ею отложений генерировать УВ после завершения этой стадии. Хотя нефтеобразование является универсальным процессом, тем не менее жесткие термобарические условия, в которых может оказаться потенциально нефтематеринская толща, могут нацело прервать его, превратив содержащееся в этой толще OB в высокоуглеродистые, графитизированные, совершенно нерастворимые компоненты. Поэтому обнаруженное в породах сильно метаморфизованное, графитизированное OB расценивалось нами как показатель невозможности дальнейшей его фоссилизации с образованием УВ.

Опираясь на отмеченные выше положения, мы выделили в палеозойской истории запада Средней Азии два крупных этапа нефтеобразования.

Первый этап охватывает время от раннего палеозоя до позднего силура включительно и называется нами ранне-среднепалеозойским. В Алай-Кокшальской складчатой области, которая совпадает с современным Южным Тянь-Шанем, в это время развивалась геосинклиналь, центральный прогиб которой приходился на Зеравшано-Туркестанскую структурно-фациальную зону, С обеих сторон ее, в Туркестано-Алайской — на северо-востоке и в Зеравшано-Алайской и Южно-Гиссарской - на юго-западе, располагались прогибы, унаследованно развивавшиеся с позднего докембрия. Байсунская, Карабогазская, Центральнокаракумская и Северо-Устюртская зоны в это время были срединными массивами, и в их пределах формировались маломощные толщи платформенных отложений, а в ряде районов шло разрушение ранее накопившихся осадков. В окружающих срединные массивы прогибах в раннем и частично среднем палеозое образовались мощные толщи осадочных пород нормального морского облика, содержащие в изобилии OB. Несомненно, в зонах с большими мощностями осадочных пород были благоприятные условия для формирования скоплений УВ, сингенетичных в целом этим осадочным толщам (рис. 4).


Начиная с раннего девона, а местами с эйфельсхого века среднего девона некоторые бассейны осадконакопления перестали погружаться, испытали частичную инверсию и превратились, как, например, Зеравшано-Туркестанская зона, в геоантиклинальные поднятия. В ряде мест проявилась интенсивная магматическая деятельность. Это время соответствует ранней складчатой фазе герцинского тектогенеза.

В результате тектонических движений этого времени скопления УВ, образовавшиеся в предшествующее время, подверглись переформированию и разрушению, возможно, только частичному. Следы этих разрушений фиксируются ныне в виде проявлений твердых нафтидов в отложениях кембрия, ордовика и силура. К этому времени нижнепалеозойские отложения, испытавшие не одну, а несколько фаз каледонской складчатости, утратили свойства образовывать УВ, хотя в некоторых районах и продолжали содержать скопления. их, возникшие в более ранние эпохи.

Второй этап нефтеобразования приходится на время от живетского века среднего девона до начала ранней перми и может быть поэтому назван средне-позднепалеозойским. Так же как и в первом, в нем выделены стадия формирования залежей - от среднего девона до башкирского века среднего карбона - и стадия разрушения залежей — от московского века среднего карбона до начала ранней перми. В течение первой стадии на территории Средней Азии были широко развиты компенсационные прогибы с унаследованным планом развития, заполнявшиеся мощными и часто выдержанными по площади толщами осадочных образований. Центральный прогиб геосинклинали находился вначале в Туркестано-Алайской зоне и потом переместился в Южный Писсар. В течение этого этапа развития нефтеобразование происходило в отложениях силурийского, девонского и, частично, раннекаменноугольного возраста. Начиная с позднебашкирского времени, в зонах осадконакопления стали проявляться складчатые движения, вызвавшие инверсию режимов развития этих прогибов.

В конце позднего карбона и в начале ранней перми, по-видимому, произошло замыкание прогибов, проявились интенсивные складчатые и орогенические движения и на месте зон погружения возникли горно-складчатые сооружения. В этот период возникли складчатые структуры Центрального Устюрта, Северных Бузачей и Кассарминской зоны Северного Устюрта, завершилось развитие прогибов, располагавшихся на месте Капланкыр-Кумсебшенской, Карашор—Bepxнеузбойской и других зон. Это была наиболее интенсивная фаза складчатости герцинского тектогенеза, захватившая все структурные элементы запада Средней Азии. Она сопровождалась активной и многофазной магматической деятельностью.

К этому времени мы относим вторую стадию второго этапа нефтеобразования. В это время были значительно или полностью разрушены многие залежи нефти в силурийских и нижнедевонских отложениях. Интенсивное проявление процессов складчатости и магматизма привело к тому, что породы палеозойского возраста, особенно ранне- и среднепалеозойские, были значительно изменены, уплотнены и метаморфизованы. Особенно сильному изменению подверглось OB изначально глинистых пород, превратившихся в различные сланцы. Во многих районах Южного Тянь-Шаня отмечено появление графитизированного OB и залежей графита. Позднее палеозойские отложения перестали генерировать нефтяные УВ.

Завершая данный обзор, можно отметить, что в решении проблемы нефтегазоносности палеозойских отложений намечается ряд направлений.

К первому направлению следует отнести попытки использования данных о нефтегазоносности палеозоя для доказательства магматогенного или биопирогенетического происхождения нефти как в этих, так и в более молодых отложениях (Н.П. Туаев, Н.А. Кудрявцев и др.).

Сторонники другого направления рассматривают палеозойские отложения как толщи, в которых образование нефтяных УВ и формирование залежей нефти и газа происходило неоднократно в течение истории их геологического развития, и дают высокую оценку перспективам нефтегазоносности. Они, кроме того, допускают возможность перетока УВ из палеозойских в более молодые мезозойские и кайнозойские отложения, в частности, в континентальные красноцветные толщи юры, нижнего мела и палеогена.

Представители третьего направления также считают палеозойские отложения сингенетично нефтегазоносными, но отрицают участие УВ палеозойских циклов нефтеобразования в формировании залежей нефти и газа в мезо-кайнозойских отложениях. Перспективы нефтегазоносности оцениваются весьма скромно.

По-видимому, необходим дифференцированный подход к проблеме палеозойского нефтеобразования. Совершенно очевидно, что в течение палеозойской эры в бассейнах осадконакопления шло образование УВ по таким же законам, по которым происходило и в бассейнах более позднего заложения. Однако в зонах интенсивной складчатости и магматизма залежи УВ палеозойских этапов были переформированы и разрушены еще до того, как стали накапливаться осадочные толщи мезозойско-кайнозойского возраста. Вместе с тем в зонах с унаследованным погружением, где герцинская и альпийская складчатости проявились слабо, могли сохраниться палеозойские залежи и нефти и газа, а при переформировании или частичном разрушении их часть УВ могла проникнуть по трещинам и разрывам в вышележащие пермо-триасовые отложения (ко не в юрско-меловые!). К сожалению, районов со слабой дислоцированностью палеозойских отложений, в которых условия сохранения залежей УВ были бы благоприятными, в исследуемом регионе, по-видимому, очень мало, а территория их распространения незначительна.





Яндекс.Метрика