К оглавлению журнала

 

УДК 553.98.041

© К. А. Клещев, В. С. Шеин, В. С. Славкин, 1992

НОВАЯ КОНЦЕПЦИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗАПАДНОЙ ТУРКМЕНИИ

К. А. КЛЕЩЕВ, В. С. ШЕИН, В. С. СЛАВКИН (ВНИГНИ)

В последние годы осуществляются переинтерпретация геологического строения нефтегазоносных бассейнов страны [1, 3, 5] и пересмотр традиционных концепций поисков и разведки нефти и газа. При этом широко используется опыт зарубежных и отечественных [2, 6] специалистов по применению теории тектоники плит в нефтяной геологии. Первые результаты переинтерпретации показали, что геология некоторых нефтегазоносных бассейнов трактуется иначе, чем ранее [1, 3]. Один из таких регионов Западная Туркмения.

Западная Туркмения часть Южно-Каспийского нефтегазоносного бассейна, в пределах которого обнаружено более 110 месторождений нефти и газа, в том числе и с запасами, измеряемыми десятками миллионов тонн. Бассейн приурочен к малой литосферной плите одноименного названия (рис. 1). Большинство выявленных месторождений размещаются на краях плиты: в пределах шва столкновения плит (Апшероно-Прибалханская зона поднятий) или в пределах швов скольжения плит (Гограньдаг-Окаремская зона поднятий, Кобыстано-Куринский, Нижнекуринский прогибы).

Фундамент бассейна в центральной части океанический, по периферии континентальный. Первый представлен, вероятно, мафическими породами, что подтверждается высокими значениями граничных скоростей сейсмических волн (7 км/с), интенсивными магнитными аномалиями. Континентальный фундамент представлен метаморфическими образованиями. Он обнажен на поверхности в обрамлениях бассейна: на западе (Дзирульский выступ), на востоке (Кубадагское поднятие), а также вскрыт скважинами. Ему свойственны меньшие по сравнению с океаническим фундаментом скорости сейсмических волн (5,6–6,6 км/с). Глубина залегания фундамента в центральной части бассейна по данным сейсморазведки достигает 20 км, предположительный возраст континентального фундамента палеозойско-протерозойский, океанического раннемезозойский.

Осадочный чехол в пределах Западной Туркмении представлен мезозойскими и кайнозойскими породами. По данным сейсморазведки его мощность увеличивается с востока на запад от 7 до 19 км. Наиболее древние, очевидно, триасовые отложения, которые вскрыты лишь в обрамлении бассейна (скв. 1 Даната). Здесь они представлены в основном пелитоморфными темно-серыми известняками мощностью более 0,8 км. Выше по разрезу залегают терригенные отложения нижней средней юры мощностью 2,4 км, карбонатные толщи верхней юры неокома до 1,5 км, терригенные породы апта сеномана до 1,4 км, глинисто-мергелистый комплекс верхнего меланеокома до 2,1 км. Разрез неогена в нижней части состоит из морских темных глин и алевролитов миоцена нижнего плиоцена, обогащенных ОВ мощностью до 0,7 км, в средней из пестроцветных и красноцветных континентальных средне-плиоценовых толщ до 2,1 км и в верхней из морских терригенных пород верхнего плиоценаантропогена до 2,7 км.

В соответствии с предлагаемой схемой тектонического районирования рассматриваемый бассейн состоит из аллохтонных поднятий (Копетдагского, Кубадагского), расположенных по его периферии, и Западно-Туркменской впадины в центре (рис. 2). Надвиговые структуры Копетдага и Кубадага на поверхности сложены меловыми, верхнеюрскими, в отдельных случаях палеозойскими породами, которые в Западно-Туркменской впадине залегают под мощным (до 5 км) чехлом неоавтохтонных, наложенных на аллохтон плиоценовых образований.

Аллохтонные образования Копетдага и Кубадага представлены антиклиналями-чешуями северозападного простирания. Они продолжаются на запад в Западно-Туркменскую впадину, что подтверждено данными бурения (площади Монжуклы, Каратепе и др.) и сейсморазведки. Иное строение плиоценовых пород. По подошве указанного разреза в пределах Западно-Туркменской впадины выделяются зоны поднятий (Апшероно-Прибалханская, Гограньдаг-Окаремская), прогибы (Келькорский. Кызылкумский), моноклинали (Притуркменская) и депрессии (Центрально-Каспийская) (см. рис. 2).

Апшероно-Прибалханская зона поднятий шириной 20–25 км и длиной несколько сот километров является, очевидно, отражением глубинных структур, а именно шва столкновения Южно-Каспийской и Каракумской малых плит, образованного в доплиоценовое время. Зона состоит из брахиантиклиналей, осложненных сбросами с амплитудой до 500 м. Длина брахиантиклиналей от 3 до 50 км, ширина от 2 до 12 км, высота складок по отложениям среднего плиоцена иногда превышает 3,5 км. Углы падения пород на крыльях в верхних горизонтах разреза измеряются первыми градусами. С глубиной наклон пластов увеличивается, достигая 20°, а порой 40° (Челекен, Котуртепе).

Гограньдаг-Окаремская зона брахиантиклиналей в отличие от описанных выше связана с трансформным ограничением Южно-Каспийской и Амударьинской плит (см. рис. 1). Ее ширина 30– 60 км, длина 180 км. Брахиантиклинали в ее пределах имеют относительно пологие углы падения пород на крыльях (4–5°) в верхних слоях плиоцена и более крутые (10–15°) в нижней части разреза среднего плиоцена. Длина брахиантиклиналей обычно не превышает 45 км, ширина 10– 15 км, амплитуда изменяется от 100 до 400 м. Более крутые обычно западные крылья, отражая тем самым строение подстилающих аллохтонных досреднеплиоценовых образований.

Аладаг-Мессерианская зона поднятий отличается от описанных выше тем, что в ее разрезе резко сокращается мощность среднеплиоценовых пород, и часто пологозалегающие (3–5°) маломощные (100–200 м) отложения верхнего плиоцена перекрывают породы миоцена, палеогена и даже мела. Последние чаще всего имеют большие углы падения на крыльях (30–45°) и большую (до 3000 м) высоту складок, образуя Аладаг-Мессерианский шарьяж.

Туркменская ступень, расположенная в акватории Каспия, занимает внутреннюю часть Южно-Каспийской плиты. В отличие от Апшероно-Прибалханской и Гограньдаг-Окаремской зон поднятий разрез среднего-верхнего плиоцена здесь деформирован слабее. Высота антиклиналей не превышает 200–250 м, зато площадь брахиантиклиналей весьма значительная – 1500 км2. Вскрытая мощность среднеплиоцен-четвертичных отложений более 5,5 км (скв. 2 Огурчи).

В пределах Келькорского, Кызылкумского прогибов в Центрально-Каспийской депрессии (см. рис. 2) отмечается более глубокое по сравнению с описанными зонами поднятий погружение подошвы пород среднего плиоцена до 7,5 км (по данным сейсморазведки).

Южно-Каспийский бассейн, на наш взгляд, образован за счет мезозойско-эоценового схождения, раннеплиоценовой коллизии и среднеплиоцен-антропогенового изостатического выравнивания малых литосферных плит (см. рис. 1). В период расхождения плит на краю Каракумского микроконтинента сформировался мезозойско-эоценовый платформенный осадочный чехол, в периоды коллизии аллохтонные толщи мезозоя раннего плиоцена, а во время изостатического выравнивания плит наложенные неоавтохтонные образования среднего плиоцена антропогена.

Разведка и добыча нефти в Западной Туркмении осуществляется 130 лет. Основной объект разведки породы плиоцена. Из этого разреза к началу 1991 г. извлечено 320 млн. т нефти и конденсата, десятки миллиардов кубометров газа.

Разведка залежей в досреднеплиоценовом разрезе осадочного чехла (плиоцен палеоген, мезозой), составляющем большую часть его мощности, проводилась главным образом в западной части Южно-Каспийского бассейна. Здесь обнаружены залежи нефти в разрезе палеогена и Мела (месторождения Мурадханлы, Самгори-Патардзеули, Телети).

На востоке бассейна, т. е. в пределах Западной Туркмении, некоторыми параметрическими скважинами вскрыт досреднеплиоценовый разрез на площадях Монжуклы, Кумдаг, Каратепе, Боядат, Сыртланли, Кобек и др. На большинстве из них скважинами вскрыта лишь верхняя часть мелового разреза преимущественно глинисто-алевролитового состава. Основная же нефтегазоперспективная неокомско-верхнеюрская карбонатная толща, обладающая массивными трещинными резервуарами, на полную мощность вскрыта лишь в разрезе скв. 1 Даната. Отдельные пачки песчаников, алевролитов с хорошими коллекторскими свойствами, пористостью до 20 %, проницаемостью до 0,5 мкм2 встречаются также и в породах верхнего апта и верхнего сеномана. Покрышками служат глины нижнего апта, турона, палеогена, мощность которых достигает 2000 м. Антиклинальные ловушки досреднеплиоценового комплекса имеют площадь в среднем 50 км2, высоту 0,5–1 км, глубину залегания карбонатных пород неокома более 3 км.

Нижне-среднеюрская, апт-сеноманская и палеоген-миоценовая толщи, по данным О. В. Барташе-вич (1986 г.), обладают значительным генерационным потенциалом. Содержание ОВ в них достигает 2,8 %, в породах нижнего плиоцена верхнего палеогена от 0,4 до 1,2 %.

Изучение палеогеотермической эволюции ОВ показало, что его созревание в юрских толщах происходило главным образом в мел-палеогеновое время, а в неогене в период накопления мощных глинисто-алевролитовых толщ, являющихся покрышкой УВ, осуществлялась генерация газоконденсата.

В разрезе нижнего мела верхней юры к югу от описываемого района, на территории Ирана, обнаружены крупные по запасам месторождения газа (Каратепе, Хангирен).

В досреднеплиоценовом разрезе выделяются три основных водонапорных комплекса (В. В. Колодий, А. В. Кудельский, 1981 г.), разделенных водоупорами: нижне-среднеюрский, верхнеюрско-неокомский, апт-сеноманский. Наиболее полно изучен последний. Ему свойственны затрудненный водообмен и бессульфатные хлоридно-натриевые воды с высокой минерализацией (10–30 г/кг), растворенными УВ-газами, концентрацией иода выше 430 мл/л, что принято считать признаком нефтегазоносности недр.

В досреднеплиоценовом разрезе Западной Туркмении отмечены газопроявления и несколько нефтепроявлений в отложениях сеномана, альба (площади Куйляр, Сумбар, Каратепе) в виде примазок и пленок.

Нефть метано-нафтенового типа с большим содержанием асфальтенов. Наибольшее количество (несколько десятков) газопроявлений отмечено при бурении скважин в разрезе апт-сеноманского комплекса. Например, в скв. 3 на площади Западный Аладаг был получен приток газа дебитом 15 тыс. м3/сут из коллекторов альба. При бурении газопроявления отмечены в разрезе сенона и сеномана на площадях Сеиткардери, Терсакан и других, альба Изаткули, юры скв. 1 Даната и др. Естественные выходы горючих газов обнаружены в пределах Обойской, Чаалджинской, Казанджикской, Данатинской площадей. В составе газа преобладает метан (более 92 %). Его гомологи составляют 0,9 %, азот до 6 %. Можно сделать вывод, что досреднеплиоценовый разрез рассматриваемого региона содержит нефтематеринские толщи, обладает очагами генерации УВ и ловушками для нефти и газа, здесь отмечены нефте- и газопроявления.

Основная суть традиционной концепции разведки залежей нефти и газа в досреднеплиоценовом разрезе Западной Туркмении заключалась в поисках брахиантиклинальных ловушек, расчлененных сбросами на блоки, т. е. антиклиналей, комформных со структурами плиоцена, где выявлены скопления УВ. На решение этой задачи были нацелены сейсморазведка и поисковое бурение. Однако за 20 лет поисков брахиантиклинали в доплиоценовом разрезе не были найдены. Напротив, бурением было установлено крутое залегание пород на крыльях (до 90°). Естественно, результаты сейсморазведки, нацеленной на поиски брахиантиклиналей, оказались неэффективными, так как таких структур не было. Брахиантиклинально-блоковый вариант строения ловушек для нефти и газа не подтвердился.

В последние годы была выдвинута новая концепция поисков залежей нефти и газа, базирующаяся на плитотектонических представлениях (В. С. Шеин и др., 1983 г.). Она заключалась в следующем. На большей части Южно-Каспийского бассейна в пределах Туркмении среднеплиоцен-четвертичный слабодислоцированный структурный этаж (углы падения пород на крыльях брахиантиклиналей 1–2°) подстилается не слабодеформированными автохтонными породами, как предполагалось ранее, а аллохтонным разрезом юры низов нижнего плиоцена. Аллохтонный структурный этаж, в свою очередь, сбросами и сдвигами расчленен на блоки и подстилается мезозойско-нижнекайнозойским разрезом автохтонного залегания (рис. 3).

Таким образом, мощный осадочный чехол Западной Туркмении представлен снизу вверх тремя структурными этажами: автохтонным (мезозойнижний кайнозой), аллохтонным (юранизы нижнего плиоцена) и неоавтохтонным (средний плиоцен антропоген). Мощность каждого из указанных этажей составляет примерно третью часть мощности разреза осадочного чехла. Их структурный план резко различен. Каждому структурному этажу свойственны определенные типы ловушек. В разрезе неоавтохтонного этажа к настоящему времени обнаружены в основном брахиантиклинальные ловушки, осложненные сбросами. Большая их часть, как уже отмечалось, разведаны. Литологически и стратиграфически ограниченные ловушки бурением установлены лишь в пределах месторождений Окарем, Куйджик и Эрдекли. С появлением новых сейсмических материалов и способов обработки возможность поисков и разведки ловушек указанного типа резко возросла.

В конце 80-х годов специалистами объединения Туркменгеология осуществлен ряд мер, обеспечивающих существенное улучшение качества сейсмических материалов. Увеличение кратности метода общей глубинной точки, сокращение взрывного интервала, а главное применение более сложных графов обработки привело к тому, что временные разрезы стали лучше отражать реальное геологическое строение осадочного чехла Южно-Каспийского бассейна. На временных разрезах (рис. 4) имеются элементы волновой картины и аномалий сейсмической записи, отображающие следующие важнейшие черты геологического строе- пия региона: тектоническое взаимоотношение автохтонного, аллохтонного и неоавтохтонного структурных этажей, внутреннее строение аллохтонного досреднеплиоценового структурного этажа. Отмечается большая (3,5 с) толщина плиоценового чехла (см. рис. 4). В то же время хорошо просматривается очевидный сейсмический клин, как бы врезающийся в слабодислоцированную толщу. Возможно, происходит “выклинивание” аллохтона, и на западе отложения неоавтохтона залегают непосредственно на отложениях автохтона, что подтверждает геологическую концепцию.

На приведенном участке временного разреза (см. рис. 4, а) ярко просматривается выклинивание аллохтонного структурного этажа. Очевидна крупная региональная сейсмическая “расклинка” под красноцветами. В восточном направлении удается проследить слабодислоцированную кровлю автохтонного этажа либо другую границу внутри автохтона.

На различных сейсмических профилях отмечаются ряд особенностей внутреннего строения аллохтонного этажа: ступенчато-блоковое (в отдельных случаях плавное) погружение аллохтона с запада на восток практически на всех профилях субширотного простирания; блоковое строение аллохтонной пластины в меридиональном направлении; наличие антиклиналей-чешуй, т. е. ассимметричных складок с относительно пологими восточными и гораздо более крутыми, даже подвернутыми западными и северо-западными, крыльями складок; наличие поверхностей взбросов, по которым одна антиклиналь-чешуя иногда надвинута на другую; наличие многочисленных стратиграфических срезаний аллохтонных отложений и залегание на них пород среднего плиоцена (см. рис. 4, б г).

На временном разрезе (см. рис. 4, в) наблюдается строение аллохтонного этажа и его взаимоотношение с выше- и нижележащими породами. Отмечаются две ассиметричные антиклинальные складки (антиклинали-чешуи), причем хорошо видны крутые “подвернутые” западные крылья этих складок. Представляется возможным выявление и трассирование проекций поверхностей надвига.

Хорошо просматривается внутренняя структура аллохтона, одновременно видно стратиграфическое срезание сводовых их частей и налегание аллохтонных пород слабосмятых отложений неоавтохтона, наблюдается разнообразие типов ловушек для нефти и газа, связанных с выклиниванием, стратиграфическим срезанием толщ (см. рис. 4, б).

Приведенные новые представления о геологическом строении, а также современные данные сейсморазведки, на наш взгляд, позволяют значительно расширить возможность поисков нефти и газа в Западной Туркмении за счет досреднеплиоценового аллохтонного структурного этажа, практически не разведанного бурением. Здесь можно найти не разведанные ранее ловушки антиклиналей-чешуй; связанные с антиформами; антиклиналей, связанных с клиновидными надвигами; литологического выклинивания и литологического замещения; стратиграфического срезания и перекрытия пластов-коллекторов глинисто-алевролитовыми толщами среднего плиоцена; тектонически экранированные.

Наиболее распространены среди них, судя по данным сейсморазведки, ловушки стратиграфического срезания и ловушки антиклиналей-чешуй.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Габриэлянц Г. А., Клещев К. А., Шеин В. С. Геодинамический анализ нефтегазоносных бассейнов СССР / В кн.:
  1. Геология и геодинамика нефтегазоносных бассейнов СССР / Под ред. К. А. Клещева, В. С. Шеина. М.: ВНИГНИ.– 1990.– С. 3–38.
  2. Геодинамические основы прогноза нефти и газа и их внедрение в практику геологоразведочных работ / К. А. Клещев, В. С. Шеин, В. Е. Хаин и др. М.: ВИЭМС.– 1990.
  3. Геология и геодинамика нефтегазоносных территорий Юга СССР / Под ред. С. П. Максимова, К. А. Клещева, В. С. Шеина. М.: Недра.– 1986.
  4. Максимов С. П., Шеин В. С. Тектоника плит теоретическая основа научного прогресса в геологии нефти и газа // Геология нефти и газа.– 1986.– № 9. С. 3–18.
  5. Нефтяные и газовые месторождения СССР / С. П. Максимов, В. С. Шеин, Г. А. Гладышева и др. М.: Недра.– 1987.
  6. Шеин В. С., Клещев К. А. Новые теоретические предпосылки оценки перспектив нефтегазоносности // Обзор ВНИИОЭНГ.– 1984.

ABSTRACT

Structure and evolution of the Western Turkmenia have been considered in terms of plate tectonics theory. It has allowed us to compile a new tectonic map of the eastern part of the Southern Caspian basin and to recognize new types of traps favorable for oil and gas. According to the plate-tectonic model developed for the framework of the Western Turkmenia, the prospects of oil and gas exploration, as compared to traditional concepts, are substantially widenend largely due to the identification of new types of traps (anticlines-imbrications, antiforms, wedge-shaped overthrusts, etc.), particularly in pre-Middle Pliocene rocks.

РИС. 1. ЮЖНО-КАСПИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН И МАЛЫЕ ЛИТОСФЕРНЫЕ ПЛИТЫ.

1 – контуры Южно-Каспийского бассейна; 2 – швы столкновения плит; 3 – швы скольжения плит; 4 – отложения плиоцена; 5 – месторождения нефти и газа; малые литосферные плиты: I – Кавказская, II – Северо-Кавказская, III Каракумская, IV – Амударьинская, V – Южно-Каспийская; зоны поднятий: а Апшероно-Прибалханская, б Гограньдаг-Окаремская; прогибы: вКобыстано-Куринский, гНижнекуринский

РИС. 2. СХЕМА ТЕКТОНИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ЮЖНО-КАСПИЙСКОГО БАССЕЙНА В ПРЕДЕЛАХ ЗАПАДНОЙ ТУРКМЕНИИ (В. С. ШЕИН, К. А. КЛЕЩЕВ, 1991 Г.)

1 – контур Южно-Каспийского бассейна; 2 – аллохтонные структуры: ас выходом на поверхность доплиоценовых пород, бпогребенные под породами плиоцен-антропогенового неоавтохтона; 3 – контур Западно-Туркменской впадины; 4 – поднятия; 5 – прогибы депрессии; 6 – моноклинали; 7 – месторождения: анефти, бконденсата и газа; 8 – линия профиля; 9 – нефтегазопоисковые площади; зоны поднятий: I – Кубадаг, II – Копетдаг, III – Апшероно-Прибалханская, IV – Гограньдаг-Ока-ремская; прогибы: V – Келькорский, VI - Кызылкумский, VII - Центрально-Каспийская депрессия, VIII - Притуркменская моноклиналь

РИС. 3. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮЖНО-КАСПИЙСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА В ПРЕДЕЛАХ ТУРКМЕНИИ (СОСТАВИЛ В. С. ШЕИН ПО ДАННЫМ БУРЕНИЯ И ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ, 1986 Г.).

Фундамент: 1 – континентальный, 2 – океанический; структурно-формационные комплексы: 3 – автохтонный, рифтовый, 4 – автохтонный, пассивноокраинный, 5 – аллохтонный, 6 – неоавтохтонный, наложенный континентальные и бморские фации), 7 –неоавтохтонный; 8 – подошва аллохтона; 9 – сбросы листрические и бнормальные); 10 – предполагаемые очаги генерации; 11 – фациальные замещения толщ

РИС. 4. ФРАГМЕНТЫ ВРЕМЕННЫХ СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЗРЕЗОВ ЮЖНО-КАСПИЙСКОГО БАССЕЙНА.

I – неоавтохтон, II – аллохтон