О нефтематеринских свитах мезозойских отложений Западного Узбекистана
А.Г. БАБАЕВ
Около 20-25 лет назад были описаны нефте- и газопроявления в пределах равнинного пространства Западного Узбекистана. В одном случае они представляли собой целую серию слабых проявлений углеводородных газов на оводах антиклинальных поднятий Султан-Санджар, Тюя- Муюн и Коша-Булак. Впоследствии эти участки получили в литературе наименование «Питнякского газоносного района». В другом случае прямые признаки нефтеносности были представлены интенсивно битуминозными песчаниками в альбских слоях на своде антиклинальной структуры Караиз. Еще более ярки прямые признаки нефтеносности в Гаджинском районе, где сильно трещиноватые известняки бухарского яруса обильно осернены и пропитаны битумом.
Четвертым пунктом, где были обнаружены прямые признаки нефтеносности, оказался Гаурдакский район [4]. Здесь в процессе гидрогеологических исследований П.И. Калугина в одном из шурфов (вблизи соленосной толщи верхней юры) из пород нижнего мела неожиданно начала поступать нефть. И хотя приток этой нефти вскоре иссяк, однако этот факт имел немаловажное значение в дальнейшем познании перспектив нефтегазоносности рассматриваемой территории.
Общая оценка перспектив нефтегазоносности рассматриваемой территории была дана впервые в 1937 г. С.И. Ильиным. Он определенно указал, что по особенностям геологического строения и по характеру развитых пород равнинные пространства Западного Узбекистана можно рассматривать как область, в пределах которой можно рассчитывать встретить крупные залежи нефти и газа в меловых и верхнеюрских отложениях [3].
Однако лишь с 1956 г. равнинные пространства Западного Узбекистана предстали в качестве крупной нефтегазоносной провинции, перспективы которой оказались обоснованными не только геологическими соображениями, но и наличием разведанных месторождений нефти и газа.
Одной из важных особенностей характера нефтегазоносности Западного Узбекистана является приуроченность всех главнейших нефте- и газопроявлений к совершенно определенным частям стратиграфической колонки мезозойских отложений, хотя признаки нефтегазоносности наблюдаются и в других ее частях и даже в более древних образованиях.
Первые, если считать снизу, признаки нефтеносности приурочены к силурийским слоям, затем они в большом количестве наблюдаются в девонских и каменноугольных отложениях. Эти нефтепроявления имеют в пределах рассматриваемой территории региональное распространение и представлены или равномерной ограниченностью пород, или тончайшей опалесцирующей темной коркой на известняках и сланцах, или же в виде капельно-жидкой нефти.
При оценке перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений, а также при решении вопроса о наличии или отсутствии какой-то генетической связи между нефтепроявлениями в палеозойских и мезозойских отложениях на наш взгляд необходимо исходить из нижеследующих основных положений. Палеозойские отложения рассматриваемой части Средней Азии представляют комплекс геосинклинальных формаций, формирование которых неоднократно осложнялось интенсивным вулканизмом. В этом комплексе геосинклинальных формаций видное место занимают различные типы морских фаций, к некоторым из которых и приурочены указанные выше признаки нефтеносности. Региональное проявление признаков нефтеносности в палеозойских отложениях позволяет думать, что в течение палеозоя в Средней Азии процесс нефтеобразования мог происходить в крупных масштабах. Однако мощное проявление вулканизма, получившего особенно широкий размах в конце пермского периода, должно было привести к разрушению большинства залежей. Этому же способствовало и то, что варисские складчатые движения не только усложнили структуру палеозойских отложений, но и в значительной мере метаморфизовали их.
Нельзя не учитывать также и того, что значительная часть Средней Азии после пермского периода превратилась в сушу, которая в условиях господствовавшего тогда аридного климата долгое время представляла собой обширную область денудации. Все это дает основание полагать, что, если в палеозойских отложениях были залежи нефти я газа, то подавляющее большинство, а может быть и все они оказались разрушенными еще до того, как началось накопление юрских и меловых осадочных толщ. Поэтому нельзя согласиться с мнением О.С. Вялова о том, что наличие очень слабых нефтепроявлений в низах нижнемеловых отложений в одной из скважин Караиза объясняется миграцией по плоскости стратиграфического несогласия (В Караизе нижнемеловые отложения перекрывают непосредственно палеозойские слои.) углеводородных флюидов из палеозойских отложений в нижнемеловые [2].
Таким образом, если нельзя отрицать положения о том, что среди палеозойских отложений существовали нефтематеринские свиты, то их значение как источника углеводородов для мезозойских слоев вряд ли должно приниматься в расчет при оценке нефтегазоносности последних. Всего изложенного достаточно для заключения о том, что главнейшие нефте- и газопроявления в мезозойских отложениях юго-восточной части Средней Азии связаны с мезозойским циклом нефтеобразования.
В мезозойских отложениях признаки нефтеносности наблюдаются в интервале от нижней юры до датского яруса. Однако с полной определенностью рисуются три горизонта, которые показательны, во-первых, тем, что в них особенно часто, если не всегда, встречаются прямые признаки нефтегазоносности, а во-вторых, тем, что как раз к этим горизонтам приурочена и большая часть промышленных нефте- и газопроявлений. Этими тремя горизонтами являются верхнеюрские, альбские и нижнетуронские слои, которые и можно с большим основанием рассматривать как постоянные нефтегазоносные горизонты для Западного Узбекистана.
На рисунке в схематизированном виде показаны некоторые особенности мезозойских отложений Западного Узбекистана; на нем нетрудно обнаружить четыре особенности.
Первая из них состоит в том, что каждый из перечисленных горизонтов представляет собой второй элемент ритма седиментации и формирование его отвечает периоду максимального расширения областей морского осадконакопления. Поэтому, несмотря на наличие существенных различий в характеристике вещественного состава этих горизонтов (Верхнеюрский постоянно нефтеносный горизонт представлен известняками или полимиктовыми песчаниками, перемежающимися с гидрослюдистыми глинами и известняками, альбский - темно-серыми гидрослюдистыми глинами с разрозненными прослоями полимиктовых песков и песчаников, а нижнетуронский - монтмориллонитовыми глинами с прослоями полимиктовых песков и песчаников.), все они однородны - представляют собой мелководные или относительно глубоководные образования краевых частей трансгрессивных морей.
Вторая особенность заключается в том, что эти три горизонта соответствуют этапам значительного выравнивания условий осадконакопления, причем осаждение осадков происходило на фоне прогрессивно развивавшихся опусканий.
Третья особенность выражена тем, что и в верхней юре, и в альбе, и в нижнем туроне прогибание зоны седиментации компенсировалось накоплением обломочного материала, что препятствовало резким колебаниям геохимических условий осадконакопления.
Четвертая особенность сводится к тому, что рассматриваемые образования формировались в условиях дефицита кислорода, о чем свидетельствует вся сумма данных их литологического изучения.
Все это заставляет предполагать, что постоянная приуроченность тех или иных количеств углеводородных флюидов к указанным горизонтам вызвана не случайными сочетаниями, а является генетической. Имеется очень много данных, со значительной убедительностью свидетельствующих о том, что верхнеюрские, альбские и нижнетуронские слои в гораздо большей степени, чем другие части мезозойского разреза Средней Азии, могут считаться нефтематеринскими свитами.
На рисунке также нетрудно заметить, что как в характере перемен типов пород, слагающих разрез мезозоя, так и в поведении кривых, отражающих насыщенность пород рассеянными битумами, и, наконец, в местоположении промышленных газоносных и нефтеносных горизонтов обнаруживается определенная ритмичность. Эта ритмичность теснейшим образом увязывается с ритмичностью в переменах условий осадконакопления и через нее с ритмичным проявлением тектонических движений.
Отмеченное положение свойственно не только рассматриваемой территории; оно достаточно определенно рисуется и для других нефтегазоносных провинций платформ (например, для Русской и Североамериканской платформ [5]).
При обзоре нефтепроявлений мезозойских отложений Западного Узбекистана нельзя не обратить внимание на нижеследующий факт. Ареал нефтегазоносности альбских отложений далеко превосходит ареал нефтегазоносности верхней юры. Это позволяет считать малообоснованным мнение В.Б. Порфирьева о том, что залежи нефти и газа в Средней Азии образовались в результате миграции углеводородов из юрских отложений.
Признание первичного характера нефтепроявлений в альбских образованиях исходит также и из того, что в Западном Узбекистане над нефтематеринской свитой верхней юры располагается мощная (до 70 м) толща каменной соли, гипсов и ангидритов, которая являлась весьма серьезным, если не непреодолимым, препятствием для миграции нефти и газа из юрских отложений в меловые и тем более в третичные образования.
Иначе обстоит дело с нефте- и газопроявлениями в верхнемеловых отложениях. Их ареал значительно уступает ареалу газо- и нефтепроявлений альбских отложений, а размещение признаков нефтегазоносности обнаруживает известную пятнистость. Все это дает основание полагать, что залежи газа и нефти в верхнемеловых слоях вторичные и образовались они в процессе миграции из подстилающей альбской толщи. На это же, вероятно, указывает и то, что единственный пока что случай промышленных газопроявлений в верхнем меле обнаружен на структурах Гажды и Ташкудук, которые в отличие от большинства других структур рассматриваемой территории характеризуются наличием большого числа нарушений сбросового характера. Возраст этих нарушений послебухарский, так как они пересекают бухарские и подстилающие их меловые слои. Следовательно, по этим сбросовым трещинам имелась реальная возможность для утечки углеводородов из альбских слоев в верхнемеловые. Однако надо иметь в виду, что как по общему характеру своего строения, так и по широкой приуроченности к нижнетуронским слоям рассеянных битумов и даже по наличию в них промышленных залежей нефти в соседней Ферганской нефтеносной провинции (месторождение Северный Риштан) нижнетуронские слои могут заключать в себе и первичные залежи нефти. Мысль о нефтематеринском характере нижнетуронской свиты была высказана еще в 1952 г. А.М. Габрильяном применительно к Ферганской депрессии, но она может быть с полным основанием применена и к равнинным пространствам Западного Узбекистана.
Изложенное позволяет заключить, что в течение мезозоя в Западном Узбекистане процесс нефтеобразования был широко развит; с полным основанием можно говорить о мезозойском цикле нефтеобразования, главные фокусы которого падают на верхнюю юру, альб и нижний турой. Имея в виду фактический материал и, в частности, приуроченность основных газо- и нефтепроявлений к отложениям верхней юры, альба и нижнего турона, можно думать, что целый ряд залежей нефти и газа, поскольку они приурочены к самим нефтематеринским свитам, является первичным.
Однако это совсем не означает, что в Западном Узбекистане поиски новых залежей нефти и газа надо вести только в верхнеюрских, альбских и нижнетуронских свитах. Между последними располагаются довольно мощные толщи, среди которых большим развитием пользуются горизонты хорошо проницаемых пород. Последние также могут быть насыщенными нефтью или газом, но в них залежи, на наш взгляд, всегда будут вторичные.
Ареалы распространения первично нефтеносных свит, следовательно, являются теми естественными границами, которые рисуют максимально перспективные области. Можно ожидать, что в пределах последних залежи нефти и газа будут смещены к периферии по отношению к зонам устойчивого погружения. Следовательно, антиклинальные части периферических частей, а также зоны выклинивания нефтематеринских свит являются первоочередными объектами для поисково-разведочного бурения. Поэтому при определении программы поисково-разведочных работ, как в целом по всей территории, так и по отдельным ее областям и районам, необходимо учитывать историю геологического развития края и все те палеографические перемены, которые определили фациальный облик свит и границы их распространения.
ЛИТЕРАТУРА
1. Билалов Н.А. Западно-Узбекистанская нефтеносная область. Журнал «Социалистическая наука и техника», № 10-11, Ташкент, 1937.
2. Вялов О.С. Некоторые вопросы нефтеносности Бухарской депрессии. Изв. АН СССР, сер. геол., № 5, 1945.
3. Ильин С.И. Равнинные пространства юго-западного Узбекистана. Геология УзбССР, том II, ОНТИ НКТП, М. - Л. 1937.
4. Калугин П.И. Краткий очерк Гаурдакского месторождения нефти. Журнал «За недра Средней Азии», № 4, Ташкент, 1934.
5. Успенская Н.Ю. Некоторые закономерности нефтегазонакопления на платформах. Гостоптехиздат, 1952.
Институт геологии АН УзбССР
Рисунок Литологическая колонка мезозойских отложений Западного Узбекистана.
1 - конгломераты; 2 - красноцветные глины; 3 - серо- цветные глины; 4 - известняки; 5 - каменная соль; 6 - каменный уголь; 7 - пески и песчаники; 8 - гипсы; 9 - ангидриты; 10 - ракушечники; 11 компенсированный тип осадконакопления; 12 - некомпенсированный тип осадконакопления; 13 - породы с равномерно-насыщенным типом структуры битуминозности; 14 - газоносные горизонты; 15 - нефтеносные горизонты; 16 - смолы и асфальтены; 17 - масла.