Бассейновый ряд нефтегазоносного районирования Средней Азии

Впервые известные и возможные нефтегазоносные бассейны (НГБ) на территории Средней Азии были выделены в конце 50-х годов проф, И.О. Бродом. В дальнейшем каких-либо существенных изменений в выделении и даже очертаниях установленные я возможных НГБ не произошло, что лишний раз подтверждает правильность теоретических представлений, разработанных И.О. Бродом.

Согласно принятой в настоящее время схеме НГБ на территории Средней Азии и Южного Казахстана выделяются следующие нефтегазоносные бассейны: платформенное — молодых платформ о палеозойским (Hv-Capысуйский и палеозойско-мезо-кайнозойским (Устюртский) нефтегазоносными комплексами; внутриорогенные эпиплатформенные с мезо-кайнозойским нефтегазоносным комплексом (Ферганский, Афгано-Таджикский); пограничные (предорогенные) с мезо-кайнозойским нефтегазоносным комплексом (Среднекаспийский и Каракумский); внутриорогенные эпигеосинклинальные с мезо-кайнозойским нефтегазоносным комплексом (Южно-Каспийский) и гидрогеологические, не нефтегазоносные бассейны: платформенные (Кызылкумский); приорогенные, пограничные (Восточно-Чуйский и Западно-Илийский); внутриорогенные эпиплатформенные (Восточко-Илийский, Иссык-Кульский, Нарынский и др.).

Поскольку превращение гидрогеологических [осадочно-породных (ОПБ), по Н.Б. Вассоевичу] бассейнов в нефтегазоносные происходит по мере нарастания во времени общей мощности осадочного чехла и при условии погружения нефтегазоматеринских пород (НГМП) на определенные глубины в жесткие термобарические условия, изучение истории развития ОПБ является важнейшим отравным элементом анализа НГБ.

В ином состоянии находится проблема внутреннего членения нефтегазоносных бассейнов. Согласно предлагавшимся в различное время схемам части НГБ - области, ареалы - представляли собой совокупности однотипных скоплений нефти и газа, зачастую так или иначе связанных с определенными тектоническими элементами. Однако принцип внутренней однородности нефтегазоносных подразделений является синтетическим, свойственным не бассейновому, а иному - провинциальному — ряду нефтегазоносного районирования.

Генетически однородными являются такие части бассейна, которые объединяются общностью источника литания - генерации углеводородов (УВ), путей их миграции и единой направленностью смены условий аккумуляции и консервации скоплений нефти и газа.

В работе, посвященной принципам нефтегазоносного районирования, для обозначения таких частей бассейнов автор использовал термин "ареал", введенный в литературу В.Б. Олениным и впоследствии уточненный И.В. Высоцким и В.В. Олениным. Однако, учитывая, что указанные авторы дают иную трактовку понятия "ареал", рассматривая его как совокупность сходных между собой зон нефтегазонакопления, представляется более правильным для обозначения подразделений генетического ряда нефтегазоносного районирования использовать самостоятельный термин - "склон". Склоны — это части НГБ, отличающиеся общей моноклинальной структурой, опущенные участки которых заходят на площади нефтегазообразования иль направлены в стороны последних, вдоль которых проходит однонаправленная (ориентированная снизу вверх) региональная миграция флюидов и, в том числе, УВ; и в различиныx частях которых при благоприятной обстановке образуется скопления нефти и газа, условия возникновения и сохранности коих последовательно видоизменяются (обычно в сторону ухудшения консервации) по мере продвижения вверх по наклону слоев.

Ниже будут рассмотрены основные показатели ЧГБ Средней Азии, влияющие на общие ресурсы и распределение нефти и газа в их недрах (схема, вклейка)

Чу-Сарысуйский НГБ

В НГБ известны и ожидается открытие преимущественно мелких газовых скоплений в средне-верхнепалеозойских отложениях с небольшими общими ресурсами УВ и плотностью размещения. Мезо-кайнозойский платформенный чехол редуцирован и в отличие от остальных НГБ полностью лишен скоплений нефти и газа, что связано со стабилизацией эпикаледонской части Tурайской плиты после активного развития на промежуточном этапе геологический истории в среднем - позднем палеозое.

Общая масса генерированных УВ, видимо, невелика, однако высокая степень преобразования органического вещества (OB) - коксовая, жирная стадии - приводит к развитию в НГБ скоплений нижней высокотемпературной газогенной зоны. Условия консервации УВ в НГЕ ухудшены из-за фактора времени и особенностей размещения склонов миграции и нефтегазонакопления. Центральное положение высокоподнятого Чу-Сарысуйского срединного гребня, обрамленного двумя краевыми тальвегами, при малой мощности мезо-кайнозойского чехла способствовало рассеиванию УВ на бортах НГБ и в его поднятой центральной части. Благоприятными для консервации показателями являются наличие двух региональных соленосных покрышек, расчленяющих разрез на два нефтегазоносных этажа, и хороших конседиментационно развивавшихся ловушек значительного суммарного объема. Общие перспективы бассейна ограничены.

Устюртский НГБ

Отличается древним допалеозойским жестким фундаментом и мощным, емким (1500 тыс.км3) осадочным выполнением, в котором почти равную роль играют слабо измененная уплотненная, но не дислоцированная промежуточная серия палеозоя-триаса (4 км) и рыхлый юрско-неогеновый платформенный чехол (3 км). В составе осадочного чехла выделяются две нефтегазопроизводящие толщи: юрская, дающая начало единичным мелкие нефтяным и газовым скоплениям средней нефтегазогенной зоны, и слабо погруженная (до 1,2 гм) палеогеновая, с которой связано несколько мелких и средних газовых залежей в эоценовых песчаниках, принадлежащих верхней газогенной зоне.

Для Устюртского НГБ характерно несколько асимметричное, смещенное к северному краю положение основного Бейнеу-Косбулакского тальвега и существование изолированной, относительно приподнятой Барсакельмесской группы склонов в юго-восточном углу бассейна (см. схему). Заслуживает упоминания и такой отрицательный для аккумуляции фактор, как малая емкость и низкая плотность размещения ловушек на значительной части НГБ и, наоборот, благоприятный их показатель - конседиментационное развитие ловушек. В течение мезозоя в основном была сформирована (70-90%) современная высота ловушек. Распределениe скоплений в осадочном чехле неравномерно. На северном борту НГБ газоносны лишь палеогеновые отложения. В юрских отложениях в юго-восточной поднятой Барсакельмес-Судочьей группе склонов выявлено газовое месторождение Куаныш. На юго-западе, в пределах относительно прогнутого южного Бейнеуско-Самского склона, известны два нефтяных месторождения — Арыстановское и Каракудукское. Такое распределение залежей скорее всего объясняется низким потенциалом генерации юрских нефтегазопроизводящих город (НГГП), не испытавших глубокого погружения в жесткую термобарическую обстановку и не полностью реализовавших звон возможности как НГМП. Об этом же свидетельствуют данные И.И. Аммосова и Л.С. Шарковой, согласно которым Северный Устюрт не принадлежит к числу наиболее прогретых частей Гаранской плиты. По всей видимости, в юго-восточной, Барсакельмесской, группе склонов процесс генерации УВ не вошел дальше начальной стадии главной фазы нефтеобразования (ГФН), в которую генерируется большое количество газообразных веществ, а на юго-западном склоне преобразование OB было более полным и выразилось в распространении жидких УВ.

Существует и другая трактовка. Низкие ресурсы юрских отложений Устюртского НГБ В.П. Строганов объясняет плохими условиями консервации газа ранней фазы образования, рассеявшегося во время перерыва в осадконакоплении между юрским и меловым периодами. Это объяснение не дает, однако, ответа на вопрос о причинах низкой концентрации нефти, образование которой началось значительно позже предмелового перерыва.

Большой интерес представляет недавнее открытие нефтяной залежи в неокомских отложениях на глубине 300 м на месторождении Каражанбас, расположенном на вершине Бузачинского гребня, служащего разделом между Устюртским и Прикаспийским НГБ. Эта залежь может питаться либо за счет подстилающих юрских отложений, в частности из прилегающих частей Геверо-Каспийского НГБ, либо, что представляется не менее вероятным, из промежуточной палеозойско-триасовой серии, не отделенной от чехла покрышками и могущей содержать НГПП с большим, нежели в чехле, потенциалом генерации УВ. Во втором случае открываются возможности для пересмотра перспектив нефгегазоносности платформенного чехла на отдельных участках Устюртского НГБ, где можно допускать перетоки УВ из промежуточной серии, а также для поисков залежей в самой палеозойско-триасовой промежуточной серии в зонах развития коллекторов и покрышек, имеющих пространственную связь с НГПП.

Среднекаспийский НГБ

Среднеазиатское центриклинальное окончание НГБ четко подразделяется на две части. Западная (Южно-Мангышлакская) часть представляет собой региональную моноклиналь - Кумско-Мангышлакский склон, наклоненный в сторону Терско-Каспийского краевого прогиба, в котором мощность осадочного чехла быстро нарастает в юго-западном направлении. Восточная (Учкудукско-Ассакеаудакская) часть центриклинали НГБ умеренно прогнута, имеет синклинальное строение, характеризуется центральным положением главного - Южно-Мангышлакско-Ассакеауданского — тальвега и возможно образует самостоятельный миниатюрный НГБ. Платформенный чехол подстилается промежуточной серией карбона-триаса, мощность которой измеряется 2-4 км. Наиболее емкие ловушки конседиментационного развития распространены на северном борту восточной центриклинали Среднекаспийского НГБ. На южном борту восточной окраины НГБ распространены малоамплитудные локальные поднятия неустойчивого развития, окончательно сформировавшиеся лишь в кайнозое.

Размещение месторождений на восточной центриклинали Среднекаспийского НГБ крайне неравномерно. Подавляющая часть ресурсов углеводородов и все нефтяные месторождения, в том числе Узеньское и Жетыбайское, сосредоточены на Кумско-Мангышлакском склоне западной части центриклинали НГБ. Плотность потенциальных ресурсов этого склона наиболее высокая во всем регионе. Восточная часть центриклинали НГБ, где известны лишь единичные газовые месторождения (Шахпахты, Кансу), отличается очень низкой плотностью ресурсов, близкой к Устюртскому НГБ, Отдельные газовые месторождения (Темирбаба, Кендырли Южный Аламурын) с залежами в юрских и притоками газа в палеогеновых отложениях установлены недавно и в западной, прикаспийской, части НГБ, на его южном борту.

Возможны два главных варианта объяснения отмеченных особенностей размещения месторождений в НГБ. Согласно первому из них, преимущественная нефтеносность западной части НГБ связана с большей погруженностью и прогретостью Жазгурлинской впадины, являющейся источником питания УВ, Восточная, менее прогнутая, часть НГБ является площадью преимущественной газогенерации. Дополнительным, действующим в том же направлении фактором - служит увеличение в западном направлении в разрезе юрских НГПП доли пород морского происхождения и сапропелевой составляющей OB в их составе. Соглашаясь в принципе со справедливостью подобной аргументации, нельзя вместе с тем не отметить, что различия в мощности, степени погруженности, "прогретости" и "мористости" юрских НГПП не столь существенны, чтобы объяснить резкую разницу, свойственную западной и восточной частям центриклинали Среднекаспийского НГБ. Зона смены концентрации ресурсов проходит не за пределами Жазгурлинской впадины, а в центральной части ее северного борта. При таком подходе остается необъясненным также отсутствие месторождений в самой области питания - Жазгурлинской впадине.

Нефтяные месторождения приурочены к небольшому участку (Жетыбай-Узеньской ступени), непосредственно связанному прямым региональным наклоном слоев с глубоко опущенной Среднекаспийской областью прогибания. Последняя, согласно второму варианту интерпретации, и служила площадью питания УВ для Примангышллакского района.

Выводы Ю.К. Юферова с соавторами о снижении стратиграфической приуроченности основных по запасам юрских продуктивных горизонтов в южном и западном направлениях на Жетыбай-Узеньской ступени хорошо увязываются со вторым вариантом интерпретации.

Вполне закономерно изменение соотношения нефти и газа в Примангышлакской группе месторождений. В относительно опущенных структурах (Тасбулат, Теньге) и нижних частях разреза возрастает доля газовой составляющей по сравнению с нефтью, что свидетельствует о близости нижней газогенной зоны в опущенных частях соответствующего склона. Чисто газовая залежь известна также и в меловых отложениях наиболее поднятого Узеньского месторождения, над главным нефтеносным комплексом юрского возраста (переход к верхней газоносной зоне). Преимущественно газовый состав скоплений Кендырлинской группы месторождений удовлетворительно объясняется молодостью ловушек, улавливающих в связи с этим УВ нижней газогенной зоны, генерированные в условиях максимального погружения.

Таким образом, наиболее вероятным представляется отнесение Примангышлакской группы залежей к средней, нефтеносной, части нефтегазогенной генетической зоны, Учкудукско-Ассакеауданских газовых скоплений - к верхней, преимущественно газоносной подзоне той же зоны, а скоплений Кендырлинской группы южного борта НГБ - к нижней, высокотемпературной газовой генетической зоне.

По величине потенциальных ресурсов и их объемной плотности Среднеазиатская центриклиналь Среднекаспийского НГБ занимает одно из ведущих мест в регионе, уступая лишь Каракумскому, а по сумме ресурсов - также Южно-Каспийскому НГБ.

Каракумский НГБ

Это наиболее крупный и емкий (1700 км3/объем пород чехла) НГБ.

НГБ занимает две области прогибания, Амударьинскую и Предкопетдагскую, исторически - на мезозойском этапе развития — разобщенные между собой, а впоследствии объединившиеся за счет вовлечения разделяющей их Мары-Серахской перемычки в общее прогибание.

Для НГБ характерны максимальные на Туранской плите погруженность (до 10 км) и прогретость подошвы осадочного чехла, что позволило достаточно полно реализовать высокий материнский потенциал главной нефтегазопроизводящей толщи - юрских отложений. Существенно гумусовый состав OB нижне-среднеюрских отложений и длительное рассеивание жидкой фазы из-за позднего формирования ловушек выразилось в редуцированном распространении средней, нефтеносной, зоны в НГБ, занимающей приподнятые окраинные участки в восточной части НГБ (Каганский, Мубарекский мысы, Денгизкульский вал, Култакский выступ, края Северо-Афганской и, возможно, Карабильской ступеней), а также периферию Центральнокаракумского свода. Нефтяные залежи приурочены к нижним частям чехла, тяготеющим к юрским НГПП. К верхней газоносной подзоне нефтегазогенной зоны относятся залежи, расположенные выше нефтяных в разрезе меловых отложений и вверх но региональному наклону слоев от нефтегазогенной зоны (Центральнокаракумский свод, Бухарская ступень и некоторые другие части НГБ). На внутреннем попе НГБ, где подошва чехла находится на глубине свыше 4 (до 7-10) км, в юрских отложениях распространены газовые скопления нижней высокотемпературной газогенной зоны (Багаджа, Кирпичли). Это подтверждается данными о высокой (до коксовой) стадии преобразования OB в Ачакском районе и максимальными на Туранской плите значениями палеотемператур.

В меловых отложениях массовой генерации УB в пределах большей части НГБ не было. Об этом свидетельствует окисленный характер OB, низкое значение битумного коэффициента, практически не изменяющегося с глубиной, недостаточная погруженность ( < 2-2,5 км) пород, резкий дефицит газонасыщенности пластовых вод (0,2-0,3) и пониженное содержание УВ в растворенном газе. Исключение составляет прикопетдагская часть НГБ, где ожидается повышение роли сапропелевого материала в OB, погруженном до главной зоны нефтеобразования (глубже 3,5-4 км).

На ограниченных участках НГБ допускается генерация газа и нефти в палеогеновых отложениях (Мургабская впадина, Предкопетдягский краевой прогиб) .

В разрезе НГБ прослеживаются два главных нефтегазоносных этажа - юрский и меловой, разделенные в восточной половине бассейна верхнеюрской соленосной покрышкой, контролирующей стратиграфический диапазон нефтегазоносности: узкий, как правило, ограниченный юрскими подсолевыми отложениями в поле ее развития, и широкий, охватывающий различные горизонты мела, -в зонах отсутствия галогенной толщи. Основные запасы сосредоточены в нижнемеловых преимущественно красноцветных песчаниках и верхнеюрских карбонатных массивных резервуарах, местами имеющих рифогенную природу.

Покрышки, играющие меньшую роль, нижнебарремская, нижнеальбская, нижнетуронская и эоценовая, определяют положение и величину залежей в разрезе надсолевого комплекса. Имеются многочисленные прямые гидрогеологические и геохимические доказательства диагональной региональной миграции УВ (Центральнокаракумский свод, Чарджоуская, Бухарская ступени) и вертикального перераспределения нефти и особенно газа в ловушках из юрских отложений в меловые. Об этом, в частности, свидетельствуют облегчение газов и конденсатов вверх по разрезу, локальные аномалии состава, минерализации и газонасыщенности вод в меловых отложениях на месторождениях.

Региональный структурный рисунок Каракумского НГБ исключительно благоприятен для предотвращения рассеивания и аккумуляции образующихся в нем УВ. Главными тальвегами он рассечен на три разноразмерных склона: Мары-Бухарский, Зеагли-Бахардокский, Прикопетдагско-Карабильсхий, контролирующих миграцию УВ и нефтегазонакопление в северо-восточной, северо-западной и южной частях НГБ.

Крупные гребни располагаются таким образом, что они являлись связующими звеньями между опущенными площадями питания и относительно поднятыми аккумулирующими элементами. На большей части Мары-Бухарского склона преобладала латеральная миграция УВ в подсолевых юрских отложениях. На поднятых частях склона, лишенных покрышки, ведущее значение приобретает вертикальная миграция в пределах ловушек. Единая цепь газоводяных контактов в подсолевых юрских отложениях, последовательно поднимающихся к северо-восточному борту, намечает наиболее вероятные пути миграции УВ через Учаджинско-Багаджинский гребень на Газли и Денгизкуль, с одной стороны, и из Западно-Бешкентского и Приамударьинского склонов через Култакский гребень к Каганскому и Мубарекскому мысам, с другой. Второй поток шел через менее погруженные зоны бассейна и дал начало нефтегазовым залежам. В первом углеводородном миграционном потоке, дренирующем более погруженные площади, преобладала газоконденсатная фаза. Заключение о двух источниках питания месторождений Бухарской и Чарджоуской ступеней сделано ранее В.В. Кушнировым на основе анализа распространения конденсатов.

Перерыв в распространении нефтяной зоны на северном борту Каракумского бассейна между Денгизкульским и Каганским выступами, с одной стороны, и Беурдешикской ступенью, с другой - может быть связан с резким перепалом глубин залегания подошвы чехла (от 2-3 до 4-5 км) и узкой в связи с этим полосой распространения благоприятных для генерации нефти термобарических условий. Пологое погружение Бухарской и Чарджоуской ступеней на юго-восток, напротив, способствовало прохождению НГПП всего спектра термобарических условий от верхней подзоны нефтегазовой зоны до высокотемпературной газовой зоны включительно.

Аномально высокая концентрация ресурсов, рекордная во всем регионе, свойственна Шатлыкскому участку. Причиной тому является его положение на седловине между двумя главными палеообластями прогибания - Амударьинской и Прикопетдагской, глубокая погруженность подошвы чехла и НГПП, наличие емких конседиментационных ловушек.

В большей, восточной, части НГБ ловушки имеют молодой неоген-четвертичный возраст. Древние ловушки, помимо Шатлыкского участка, развиты на валах и палеоподнятиях, осложняющих Чарджоускую, отчасти Бухарскую ступени, на Малайско-Багаджинской седловине, Центральнокаракумском своде и его крыльях, в Бадхыз-Карабильской зоне поднятий. На большей части НГБ плотность размещения и емкость ловушек высокие. Худшие, маловысотные, редкие, слабо замкнутые и незамкнутые формы характерны для Бахардокского склона, крыльев Центральнокаракумского свода, отчасти для Беурдешикской и Карабильской ступеней.

В отличие от ранее принятых схем представляется целесообразным исключить из состава Каракумского НГБ северную оконечность Центральнокаракумского свода и окаймляющие его отрицательные структуры: Дарьялыкдауданскую, Верхнеузбойскую и Учтаганскую, погруженность которых в чехле (3 км) оказалась недостаточной для массовой генерации УВ, лающей начало месторождениям промышленного значения. Калаиморско-Кайсарский прогиб возможно представляет собой самостоятельный миниатюрный НГБ.

Ферганский НГБ

Несмотря на очень малую, на порядок меньшую по сравнению с остальными НГБ, площадь, емкость НГБ составляет 180 тыс.км3 за счет большой мощности осадочного чехла (до 10 км, в среднем 6 км), в составе которого преобладающую роль играет континентальная неогеновая моласса (до 6 км в среднем 4 км). В разрезе выделяются три нефтегазопроизводящие толщи: палеогеновая, богатая сапропелевым OB, меловая, содержащая в целом малое количество OB, и юрская с OB гумусового типа. Общая масса генерированных УВ невелика из-за малой мощности НГПП. С палеогеновым комплексом связаны основные в бассейне ресурсы нефти (средняя нефтегазогенная зона), с юрскими и меловыми отложениями - преимущественно газовые скопления (нижняя высокотемпературная газогенная зона). Вторичные, эпигенетические, нефтяные залежи, возникшие за счет миграции УВ из нижележащих НГПП, имеются в неогеновой молассе.

НГБ характеризуется простым общим синклинальным профилем, центральным положением главного тальвега, наличием двух продольных прибортовых антиклинальных зон - главных зон нефтегазонакопления, осложненных многочисленными постседиментационными ловушками, с которыми связаны мелкие месторождения. В опущенной центральной части НГБ распространены более крупные и спокойные структурные формы, в которых на значительной глубине (4-6 км) имеются залежи нефти и газа в палеогеновых отложениях. Общие ресурсы НГБ небольшие с повышенной объемной плотностью размещения.

Афгано-Таджикский НГБ

НГБ имеет надвигово-сложноскладчатое внутреннее строение, очень большую мощность и емкость (785 тыс. км ) осадочного чехла, представленного континентальной мoлассой, которая подстилается преимущественно морскими палеогеновыми, меловыми и юрскими отложениями. Фазовая зональность и распределение НГПП аналогичны ферганским. Отличие заключается в большей доли пород морского происхождения в составе меловых отложений, наличии морских пород в юрских отложениях и значительном общем увеличении мощности (до 12 км, в среднем 8 км) чехла. Характерен сложный ортогональный рисунок основных структуроразделов в НГБ. Известные в НГБ мелкие месторождения тяготеют к синклинальным зонам. Ловушки постседиментационные, сильно нарушенные разрывами, а на юго-востоке осложненные проявлениями соляного диапиризма.

Условия консервации в НГБ наихудшие в регионе» Помимо рассеивания УВ до складчатости, вероятно, имело место разрушение и переформирование залежей в процессе складчатости и надвигообразования. Ресурсы НГБ небольшие; объемная плотность низкая.

Южно-Каспийский НГБ

Мощность осадочного чехла максимальна (10-20, в среднем 17 км), общий объем его значителен (920 тыс.км3). Он представлен морской, частично континентальной, плиоценовой молассой мощностью до 10 км, подстилаемой мезозойскими и палеогеновыми, существенно глинистыми морскими отложениями.

Установленный этаж нефтегазоносности пока ограничен средне- и, отчасти, верхнеплиоценовыми отложениями, скорее всего являющимися НГПП во внутренней части Южно-Каспийской мегавпадины. Высоко перспективны подстилающие мезозойские отложения. Краевая восточная центриклиналь НГБ сложена мезозойскими отложениями складчатого строения. Промышленные месторождения известны в западной части суши и прилегающей части моря, которые представляют собой крупный структурный залив, раскрытый в сторону глубоководной морской Южно-Каспийской мегавпадины. В поднятой северной части залива - в Прибалханской антиклинальной цепи -развиты преимущественно нефтяные месторождения (средняя нефтегазогенная зона), ка погруженной южной Гограньдаг-Шахманской ступени имеются нефтегазоконденсатные месторождения нижней газогенной зоны. На относительном снижении их объемной плотности сказывается огромная мощность осадков.