К оглавлению

Нефтегазоносность равнинных пространств Западного Узбекистана

А. Г. БАБАЕВ

Изучение строения равнинных областей обычно связано со значительными трудностями главным образом из-за малого количества обнажений коренных пород. Именно так обстоит дело с равнинными пространствами Западного Узбекистана, геологическое строение которых до настоящего времени все еще не получило развернутого геологического описания. Более 20 лет на этой обширной территории производилось детальное картирование и велись исследовательские и поисково-разведочные работы, приведшие в последние годы к открытию месторождений природного газа, газоконденсата и нефти.

Анализ вещественного состава мезозойских и кайнозойских отложений, исследование палеогеографии и истории геологического развития территории в палеозое, мезозое и кайнозое дают основание уверенно заключить, что Западный Узбекистан представляет часть обширной эпигерцинской платформы с ярко выраженной границей между верхним и нижним структурными ярусами. Под платформенными образованиями мезокайнозойской серии здесь повсеместно залегают геосинклинальные формации [9], испытавшие основную складчатость в верхнем палеозое. Нижний структурный ярус представлен флишевыми, карбонатными и молассовыми формациями, формирование которых неоднократно осложнялось интенсивным магматизмом [4, 8], а впоследствии и вторичными изменениями пород за счет регионального и контактового метаморфизма.

О платформенном характере верхнего структурного яруса не менее определенно можно судить на основании малых мощностей осадочного покрова, типов слагающих его фаций и закономерностей их территориального соотношения и, наконец, характера контакта осадочного покрова со складчатым основанием.

Важной особенностью истории геологического развития этой части эпи- герцинской платформы является то обстоятельство, что происходившие в ее пределах тектонические движения развивались вне зависимости от тех тектонических движений, которые имели место в соседней геосинклинальной зоне. Однако эта самостоятельность истории тектонических движений отнюдь не является указанием на отсутствие соответствий в тенденциях развития тектонических движений как во времени, так и по площади. В связи с этим, несмотря на исключительную четкость раздела нижнего структурного яруса от верхнего, при наличии длительного перерыва в осадконакоплении после завершения палеозойского цикла сложная структура основания определенно отразилась и на структуре осадочного покрова. Этим объясняется то обстоятельство, что в пределах единой платформенной области различны не только возраст, состав и глубина залегания древних образований, но неодинаковы также типы разрезов [1], фации [2], мощности и структурные формы осадочного покрова. Достаточно отметить, что если в Кызыл-Кумах мощность осадочного покрова едва достигает 100 м, то на юге Бухарской депрессии она превышает 4000 м. В пределах центральной и северной частей Бухарской депрессии, в Кызыл-Кумах и отчасти в низовьях Аму-Дарьи локальные антиклинали имеют очень простое строение с пологими падениями крыльев, тогда как на крайнем юго-востоке территории мезозойская толща дислоцирована сложно, структуры имеют линейное простирание, резко асимметричное строение и осложнены надвигами и сбросами с амплитудой до 1000 м и более.

Геологическое строение равнинных пространств Западного Узбекистана характеризуется двумя отчетливо выраженными особенностями.

Во-первых, максимальной стратиграфической полнотой разрезов осадочного покрова ее южных зон и последовательным их сокращением по мере продвижения к северным зонам. В результате, если в разрезах южных окраин Бухарской депрессии меловые отложения подстилаются полным комплексом юрских образований, то в разрезах северных окраин в основании осадочного покрова залегают альбские, местами сеноманские и даже туронские слои. Это омоложение подошвы осадочного покрова происходит постепенно; таким образом, здесь имеет место все более и более возрастающий при движении с юга на север дискорданогенез, что в свою очередь отражается в различиях типов меловых разрезов [1].

Во-вторых, в Западном Узбекистане ориентировка простирания антиклиналей и их соотношения не совпадают. Поднятия, тяготеющие к северо-западному крылу антиклинории юго-западных отрогов Гиссарского хребта, отличаются в общем одинаковой (линейной) ориентированностью, и их возникновение, видимо, следует объяснять влиянием горизонтальной составляющей силы тяжести, связанной с поднятиями палеозойского фундамента. Эти антиклинали осложнены, кроме того, разрывами со значительной амплитудой перемещения пластов и опрокидыванием юго-восточных крыльев складок на северозападные.

Среди структурных форм осадочного покрова Западного Узбекистана наибольшим распространением пользуются купола и брахиантиклинали, осложненные куполовидными вздутиями. Эти куполовидные и брахиантиклинальные поднятия либо приурочены к тектоническим линиям того или иного простирания (широтного - Каршинская группа; северо-восточного - Каганская группа, северо-западного - Гаждинская группа), либо располагаются по отношению друг к другу кулисообразно, либо, наконец, имеют характер локальных поднятий, совершенно не связанных с соседними поднятиями (Кызыл-Кумы).

Антиклинальные складки, располагающиеся по южной периферии Зирабулак-Зиаэтдинских гор, не обнаруживают сколько-нибудь заметного однообразия своих простираний. Они просты по своему строению и локальны по отношению друг к другу. Все это дает основание полагать, что при формировании складчатых форм мезокайнозойской толщи Зирабулак-Зиаэтдинские горы играли пассивную роль по сравнению с юго-западными отрогами Гассара.

Большое количество антиклиналей располагается к северо-западу от г. Чарджоу по обе стороны р. Аму-Дарья. Здесь, судя по данным буровых скважин в Тюя-Муюне и Султан-Санджаре, мощность осадочного покрова превышает 3000 м, причем, как показывают наши исследования, юрские отложения представлены нижним и средним отделами, которые сложены почти исключительно песчано-глинистыми континентальными образованиями. Отсутствие в этих районах отложений верхней юры и свит морского генезиса в средней юре указывает на существенные различия истории геологического развития этой области и Бухарской депрессии, где верхняя юра представлена морской, карбонатной и лагунной (эвапоритовой) формациями, а в средней юре прослеживаются отдельные горизонты известняков, видимо, морского генезиса. Учитывая значительную суммарную мощность юрских и меловых отложений на участке от Чарджоу до Питняка, а также отсутствие юрских и части меловых отложений на участках, располагающихся в непосредственном соседстве к северу, можно думать, что здесь мы имеем дело с внутриплатформенной депрессией типа синеклизы.

Еще в 1953 г. при анализе характера дислоцированности осадочных толщ, которыми выполнена эта депрессия, было обращено внимание на наличие существенной общности в строении, простирании и размерах антиклиналей Питнякской, Дарганатинской и Кабаклинской групп. В этой работе делается попытка показать, что все антиклинали данных групп приурочены к крупному валу, названному нами Амударьинским. Перечисленные группы поднятий в работе Л.Г. Жуковского и В.Д. Ильина [6] рассматриваются в этом же плане, но выделены под наименованием Дарганатинского (Такое наименование вала кажется менее приемлемым, чем то, что дано автором, так как Дараганатинская структура является лишь одной частной структурой этого поднятия. Поскольку она, так же как и все другие локальные структуры этого вала, тянется вдоль р. Аму-Дарья, лучше сохранить ранее данное название - Амударьинский вал.) вала, что нисколько не меняет сущности вопроса.

Учитывая тот факт, что в ядрах Тюя-Муюнской и Султан-Санджарской антиклиналей обнажается сеноман, а в Кабаклы - сенон, можно думать, что эта крупная структурная единица погружается в юго-восточном направлении. С этим как будто бы увязывается и то, что в этом направлении происходят наращивание мощностей разреза, уменьшение среднего размера обломочных частиц и улучшение их отсортированности, а сами структуры по своему строению становятся все спокойнее.

Антиклинали низовий Аму-Дарьи отличаются друг от друга своими размерами; среди них можно выделить и довольно крупные. Например, размеры наиболее крупных Султан-Санджарской, Коша-Булакской, Тюя-Муюнской, Мешеклинской и некоторых других структур колеблются от 25-30x10-15 км. В большинстве случаев они не осложнены разрывами, но в некоторых из них разрывные нарушения весьма многочисленны. В особенности широко развиты разрывные нарушения на Султан-Санджарской, Тюя-Муюнской структурах и отчасти на антиклиналях Гаждинской группы. Установлено, что если в первых двух при наличии прямых признаков нефтеносности и газоносности промышленные залежи отсутствуют, то в Газли в отложениях турона заключены довольно крупные залежи газа. Поскольку разрывные нарушения в низовьях Аму-Дарьи практически не изучены, трудно судить, насколько они могли способствовать образованию залежей нефти или, наоборот, их разрушению. Во всяком случае очевидно, что широкое распространение разрывных нарушений не может явиться основанием для принижения перспектив нефтеносности и газоносности мезозойских отложений низовий Аму-Дарьи.

Л.Г. Жуковский и В.Д. Ильин указывают, что севернее Амударьинского вала располагается другой вал, названный ими Бухарским. Простирание последнего почти параллельно Амударьинскому валу, причем к локальным структурам Бухарского вала приурочены обнаруженные в самые последние годы месторождения газа, газоконденсата и нефти (Сеталан-Гепе, Джаркак, Караул-Базар, Сары-Таш, Газли).

Весьма возможно, что и локальные поднятия Кунгур-Тау, Касан-Тау и Майманак-Тау также объединены региональной структурой типа вала. Эту догадку (правда, в самой общей форме) высказал еще в 1926 г. Г. Платонов [11]. Если это действительно так, то в пределах Бухарской впадины можно выделить еще третий вал и назвать Каршинским.

Выделение в пределах равнинных пространств Западного Узбекистана таких структурных единиц, как валы, бесспорно, должно сыграть важную положительную роль не только в познании геологической структуры этой территории, но также и в открытии пока еще неизвестных месторождений газа и нефти. Практика поисково-разведочных работ в других платформенных областях (Аквитанский бассейн Франции, нефтегазоносные области Западной Германии и Голландии, Волго-Уральская нефтегазоносная область Русской платформы, нефтегазоносные провинции Мид-Континента в США и др.) свидетельствуют о том, что если такие крупные структуры, как внутриплатформенные депрессии, являются зонами, благоприятными для накопления исходного органического вещества и последующего его преобразования в нефть, то осложняющие их валы, расчленяющиеся в свою очередь на локальные структуры, являются теми благоприятными ловушками, где углеводородные флюиды обычно скапливаются, образуя залежи газа или нефти.

Все сказанное не оставляет сомнения в том, что структурные условия осадочного покрова Западного Узбекистана следует рассматривать в качестве важного положительного фактора, позволяющего высоко оценивать перспективы этой обширной территории в отношении возможности открытия новых месторождений нефти и природного газа.

Первые, если считать снизу вверх, признаки нефтеносности в Западном Узбекистане встречаются в отложениях силура; известны они также в девонских и каменноугольных образованиях. Обстоятельный обзор палеозойских нефтепроявлений Средней Азии дан Н.П. Туаевым [12]. С тех пор количество выявленных нефтепроявлений в палеозое вряд ли возросло сколько-нибудь значительно. Эти нефтепроявления имеют региональный характер и представлены или в виде ограниченности пород, или в виде тончайшей темной опалесцирующей корки на известняках и сланцах, или же, наконец, в виде капельно-жидкой нефти (Араван и Мадыген в Фергане). При анализе перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений, а также при оценке их в качестве первичных источников нефти и газа следует исходить из следующих ниже основных положений. Палеозойские отложения рассматриваемой части Средней Азии представляют собой комплекс геосинклинальных формаций, формирование которых неоднократно осложнялось интенсивным магматизмом.

Региональное проявление признаков нефтеносности в палеозойских отложениях Средней Азии позволяет предполагать, что в палеозое нефтеобразование происходило в крупных масштабах. Однако мощное проявление магматогенных процессов, получивших особенно широкий размах в пермский период, т.е. уже после того, как отложения силура, девона и карбона в той или иной мере, возможно, были насыщены нефтью и газом, естественно, могло привести к разрушению залежей. Этому процессу в не меньшей мере способствовало и то, что варисские складчатые движения, усложнив структуру территории, привели к дальнейшему уплотнению пород, а следовательно, и к отжатию из них углеводородов.

Поскольку при этом произошло полное освобождение территории от моря и в дальнейшем она долгое время представляла собой сушу, естественно полагать, что если только в палеозойских отложениях были залежи нефти или газа, то подавляющее большинство их оказалось разрушенным еще до того, как началось накопление осадочной толщи юрского и мелового возрастов. Лишь на отдельных участках, там, где максимально проявился элемент унаследованности структуры, можно допустить непрерывность разреза. Однако высокая метаморфизованность палеозойских отложений, получившая свое оформление в домезозойский этап развития края, заставляет считать маловероятным наличие сколько-нибудь значительных залежей нефти или газа в палеозойских отложениях даже подобных участков.

Следовательно, если нельзя отрицать возможность наличия нефтемате- ринских свит в палеозойских отложениях, то их значение как источника углеводородов для мезозойских образований, по нашему мнению, вряд ли должно приниматься в расчет.

Всего изложенного достаточно для заключения, что все основные нефте- проявления в мезозойских отложениях юго-восточной части Средней Азии связаны с мезозойским, но не палеозойским циклом нефтеобразования.

Прямые признаки нефтегазоносности широко распространены в мезозойских отложениях. Признаки нефтегазоносности наблюдаются в интервале от нижней юры до датского яруса и практически во всех местах развития этих образований в Западном Узбекистане. Вместе с тем весьма определенно выделяются три стратиграфических интервала - верхняя юра, альб и нижний турон, которые показательны особенно сильными и широко распространенными нефте- и газопроявлениями. Для разреза осадочного покрова Западного Узбекистана эти три интервала можно выделить в качестве постоянно нефтегазоносных свит, причем показательно, что именно с этими горизонтами и связаны главные промышленные проявления газа, газоконденсата и нефти на структурах Гаждинской и Каганской групп. Ареал нефтеносности альбских отложений далеко превосходит ареал нефтеносности юрских образований. Это вынуждает нас отклонить мнение о возможности образования залежей нефти и газа в альбских слоях за счет юрских свит. Подобная трактовка вопроса может быть подкреплена и тем, что между среднеюрскими и альбскими отложениями располагается достаточно мощная (до 700 м) толща каменной соли, гипсов и ангидритов верхней юры. Эта толща, несомненно, являлась препятствием для миграции нефти и газа из юрских отложений в меловые. Поэтому возможность миграции нефти и газа из юрских отложений в меловые надо рассматривать как частный случай, а не общее правило.

Ареал нефтепроявлений верхнемеловых отложений значительно уступает ареалу нефтепроявлений в альбе. Это позволяет допустить возможность образования залежей нефти и газа в верхнемеловых отложениях за счет миграции нефти и газа из подстилающей их альбской свиты. Вместе с тем нельзя не иметь в виду, что в нижнем туроне могло иметь место и самостоятельное (сингенетичное) нефтеобразование, поскольку в это время факторы, контролирующие нефтеобразование, благоприятно сочетались.

Следовательно, если в альбских отложениях нефтепроявления приурочены к нефтематеринским свитам, то в верхнемеловых они, скорее всего вторичные.

Можно думать, что в мезозое имело место хотя и не непрерывное, но достаточно широкое развитие процесса иефтеобразования.

Изложенное дает основание полагать, что основными объектами поисково-разведочных работ в пределах Западного Узбекистана являются отложения верхней юры, альба и нижнего турона. Такая точка зрения совсем не исключает необходимости самого пристального исследования и остальных горизонтов мезозойского разреза. Нельзя, конечно, не учитывать того положения, что из первично нефтеносных свит углеводородные флюиды могут перемещаться в перекрывающие их проницаемые пласты. Поскольку как над верхнеюрской (Над соленосной толщей кимеридж-титона располагается довольно мощная толща отложений валанжин-апта, в составе которых широко развиты горизонты проницаемых алевролитов и песчаников.), так и над альбской и нижнетуронской первично нефтеносными свитами располагаются толщи, сложенные преимущественно проницаемыми породами, в них можно рассчитывать встретить вторичные залежи нефти и газа.

Изложенное позволяет сформулировать нижеследующие основные выводы, имеющие и научный интерес и практическое значение.

1.            Геологическое строение равнинных пространств Западного Узбекистана характеризуется ярко выраженными признаками платформенных областей, тектоника которых показательна наличием региональных впадин типа синеклиз. Указанные типы региональных структур сложены мезо-кайнозойским осадочным чехлом, смятым в крупные структурные единицы второго порядка типа валов (Амударьинский, Бухарский и Коршинский валы), осложненные структурами третьего порядка (антиклинали, брахиантиклинали, купола). Наряду с этими типами структур в этой области распространены локальные структуры типа брахиантиклиналей, в ориентировке которых нет строгой закономерности, а также складки облекания по периферии поднятий палеозойского цоколя (Кызыл-Кумы).

Эти особенности структуры обязывают при осуществлении поисково-разведочных работ исходить из тех закономерностей, которые накоплены при исследовании нефтегазоносности платформенных областей.

2.           Ареалы распространения первично нефтеносных свит являются теми естественными границами, которые рисуют максимально перспективные области. Поэтому при определении программы поисково-разведочных работ как в целом по всей территории, так и по отдельным ее областям и участкам необходимо в должной мере учитывать историю геологического развития края и все те палеогеографические перемены, которые определили фациальный облик свит осадочного покрова и границы распространения слагающих его толщ. Необходимо иметь в виду также и то, что, помимо пластовых залежей, приуроченных к сводовым частям антиклинальных поднятий, в Западном Узбекистане можно встретить литологически ограниченные залежи, которые следует искать в зонах выклинивания первично нефтеносных свит.

3.            В процессе проведения разведочных работ целесообразно бурение вести до подошвы отложений верхнего структурного яруса, что обеспечит решение вопроса о выяснении всех нефтеносных горизонтов осадочного покрова.

Исходя из изложенного и принимая, во внимание прочие особенности геологического строения Западного Узбекистана, автор составил карту перспектив нефтегазоносности меловых отложений этой территории (см. рисунок).

ЛИТЕРАТУРА

1.            Бабаев А.Г. Типы разрезов меловых отложений Западного Узбекистана.

2.            Бабаев А.Г. Фации и геологическая история Западного Узбекистана в меловой период. БМОИП, отд. геол., т. XXXII (3), 1957.

3.            Бакиров А.А. Геотектонические предпосылки для поисков новых крупных нефтегазоносных областей на территории среднеазиатских республик.

4.            Васильковский Н.П. Стратиграфия и вулканизм верхнего палеозоя юго-западных отрогов Северного Тянь-Шаня. Изд. АН Узб. ССР, 1952.

5.            Губкин И.М. Учение о нефти. ОНТИ, 1937.

6.            Жуковский Л.Г. и Ильин В.Д. Основные черты тектоники и перспективы нефтегазоносности Бухаро-Хивинской депрессии. Геология нефти, 1957, № 7.

7.            Ильин С.И. Равнинные пространства юго-западного Узбекистана. Геология Узбекской ССР, т. II. ОНТИ, 1937.

8.            Исамухамедов И.М. Петрография Нуратинского батолита. Изд. АН Узб. ССР, 1955.

9.            Пейве А.В. Типы и развитие палеозойских глубинных структур Урало-Тяньшанской геосинклинальной области. Изв. АН СССР, сер. геол., № 6, 1948.

10.        Петрушевский Б.А. Уралосибирская эпигерцинская платформа и Тянь-Шань. Изд. АН СССР, 1955.

11.        Платонов Г. К орографии Западной Бухары. Вестник ирригации, № 8, Ташкент, 1926.

12.        Туаев Н.П. Проблема нефтеносности палеозойских отложений Северной Азии. Тр. ин-та геологии АН Узб. ССР, вып. II. Изд. Узб. ССР, 1948.

Институт геологии АН УзССР

 

Рисунок Обзорная карта перспектив нефтегазоносности меловых отложений западного Узбекистана. Сост. А. Г. Бабаев.

Каганская группа структур: 1 -Караиз; 2 - Пролетарабад, северная часть; 3 - Ходжакаб, южная часть; 4 - Мама Джургаты; 5-Безымянный; 6 - Чай-Товак; 7 -Сары-Таш; 8 - Караул-Базар; 9 -Джар-Как; 10 - Сеталан-Тепе; 11- Майд-Кара; Карнапская группа структур: 12 - Карнап; 13 - Саоба I; 14 - Саоба II; 15 - Саоба III; 16 - Сев. Кунгур-Тау; Каршинская группа структур: 17-Кунгур-Тау; 18-Кассан-Тау; 19 - Майманак-Тау; Гаждинская группа: 20 - Гажды; 21 - Ак-Тепе; 22 - Таш-Кудук; Шур-Гассанская группа: 23 - Шур-Гассан; 24 - Таш-Булак; 25 - Ат-Чигин; 26- Самак; 27- Урта-Кишлак; 27а - Аман-Ата; 276 - Кара-Иль; 27в - Белесы-Айнак; Денгиз-Кульская группа:28- Денгиз-Куль; 29 - Урта-Булак; 30 - Кара-Булак; 31 - Метед-Джан-Шор; 32 - Кенджибек; 33 - Наразым; Керкинская группа: 34 - Кува-Таг; 35 - КеркиТаг; 36 - Самсоновская; 37 - Аляудин-Тау; 38 - Талимарджан; 39 - Дугоба; 40-41 - структуры Джейранского района; Шахризябсская группа гравитационных аномалий: 42 - Чимская; 43 - Мазарлыкская: 44-Суакская; 45 - Чиялийская; 46 - Уйтукская; 47 - Яккобагская; 48 - Кайрагачская; Питнякская группа: 49 - Коша-Булак; 50 - Султан-Санджар; 51 - Туя-Муюн; 52 - Мешекли; 53 - Ичке-Джар; 54 - Учи-Джак; Кабаклинская группа: 55- Сев. Кыз-Кала; 56 - Южн. Кыз-Кала; 57-Уч-Кыр-Сен; Дарган-Атинская группа; 58-Дая-Хатын; 59- Гугуртли; 60-Дарган-Ата; Каратаусская группа: 61 - Кашай-Тау; 62-Бугуртли; 63-Кара-Чоку; 64 - Ак-Кудук; 65 - Сок-Кулы; Итемирская группа: 66 - Ахмат-Кудук; 67 - Итемир; 68 - Таспен-Казган; 69 - Бузаубай; 70 - Атантай-Казган; 71 - Мамырдан-Кара-Кыр; 72 - Джанбас-Кала; Султан-Уиз-Дагская группа: 73 - Кокча; 74 - Аяз-Кала; 75 - Султан-Уиз-Даг; Приаральская группа: 76 - Балык-Бай; 77 - Уч-Таган; 78 - Бель-Тау; Букантаусская группа: 79 - Атантай; 80 - Туба-Берген; 81- Баскара; 82 - Алтын-Тау; Тамды-Кудукская группа:83- Тамды-Кудук; 84 - Ащи-Тау; 85 - Центр-Кудук; Ауминзатаусская группа: 86 - Ауминза-Тау; 87 - Кара-Бугут; 88 - Ахшат; 89 - Лау-Лау; 90 - Кез-Аир; 91 - Сор-Булак I вост.; 92 - Сор-Булак II зап.; 93 -Сор-Булак III сев.; 94 - Кулак-Как I вост.; 95 - Кулак-Как II зап.; Кульджуктаусскаягруппа: 96 - Кара-Тепе; 97 - Кырган; 98 - Ак-Тепе; 99 - Туз-Кай; 100 - Кызыл-Такыр; 101 - Дангуз-Тау; 102 - Кульджук-Тау; 103 - Кызыл-Как. А - антиклинальные складки; Б - максимумы силы тяжести; В - площади с вероятной нефтегазоносностью по комплексу признаков нефтегазоносности и общегеологическим данным; Г-площади с вероятной нефтегазоносностью по общегеологическим данным; Д-площади с возможной нефтегазоносностью по общегеологическим данным; Е - площади, маловероятные в отношении промышленной нефтегазоносности; Ж - площади, бесперспективные в отношении промышленной нефтегазоносности,