Территория Северного Афганистана в тектоническом отношении является юго-восточным окончанием Мургабского нефтегазоносного бассейна, в котором установлены богатые по запасом углеводородов зоны нефтегазонакопления. В пределах изучаемой территории открыто 6 нефтяных и 8 газовых месторождений. Имеются большие перспективы для выявления в этом регионе Афганистана значительных по запасам месторождений углеводородного сырья.
Достижение существенного прироста разведанных запасов углеводородов должно базироваться на объективном геологическом прогнозе перспектив нефтегазоносности региона. А этот прогноз практически невозможен без проведения детального и комплексного изучения геологического строения территории как в современном, так и в reo лого-историческом плане.
Таким образом, комплексное и системное обобщение и анализ накопленного в течение более чем за 30-летний период проведения поисково-геофизического и промыслового материала с целью оценки перспектив нефтегазоносности региона и определения оптимальных направлений нефтегазопоисковых работ является весьма актуальной задачей как в научном, так и в практическом отношениях.
Целью диссертационной работы является изучение геолого-исторических предпосылок нефтегазоносности мезозойских отложений эпигерцинской части Северного Афганистана (юго-восточное окончание Туранской плиты), изучение перспектив нефтегазоносности основных нефтегазоносных комплексов исследуемой территории и определение первоочередных объектов для-проведения поисковых работ на нейть и газ.
Задачи исследований.
Изучение особенностей геологического строения и нефтегазоносности регионаАнализ закономерностей размещения скоплений углеводородов различного фазового состояния в зависимости от тектонической и стратиграфической приуроченности;
Выделение, изучение строени, условий формирования основных нефтегазоносных комплексов;
Изучение нефтегазоносности и термобарических условий осадочного чехла региона и разработка на этой основе модели современной (миграционно-аккумуляционной) зональности углеводородов;
Изучение палеои современной геотермической характеристики нефтегазоносных комплексов и выделение зон генерации углеводородов определенного фазового состояния.
Оценка перспектив нефтегазоносности основных нефтегазоносных комплексов региона и определение направлений нефтегазопоисковых работ на нефть и газ.
Научная новизна основных положений диссертационной работы заключается в следующем:
— впервые на основе обобщения большого фактического материала предложена схема выделения нефтегазоносных комплексоввпервые по территории исследований выполнено комплексное изучение строения и условий формирования нефтегазоносных комплексов;
— предложена модель современной глубинной (стратиграфической и термобарической) и тектонической зональности углеводородов в разрезе осадочного чехла регионаизучена палеои современная геотермическая характеристика нефтегазоносных комплексов и выделены зоны генерации углеводородов.
Это послужило научной основой для оценки перспектив нефтегазоносности и обоснования предложений по направлению дальнейших поисково-разведочных работ.
Практическая ценность. Результаты проведенных исследований имеют как научно-теоретическое, так и практическое значение. Предложенные в работе схемы нефтегазоносных комплексов и зональности размещения углеводородов могут служить теоретической базой при проведении оценки перспектив нефтегазоносности малоизученных территорий страны, способствовать выбору основных направлений поисково-разведочных работ и дальнейшему развитию топливно-энергетического комплекса Афганистана.
Модель современной глубинной, а также стратиграфической и тектонической зональности углеводородов в осадочном чехле региона позволяют планировать целенаправленные поиски углеводородов определенного фазового состояния, то есть прогнозировать открыто в каждом конкретном районе и нефтегазоносном комплексе газообразных или жидких углеводородов. 6.
Фактический материал. В основу работы положен анализ фактического материала более чем по 40 разведочным площадям и месторождениям Северного Афганистана, а также площадных и региональных геофизических работ Министерства горных дел и промышленности и Департамента нефти и газа Северного Афганистана, многочисленных публикаций по изучаемым вопросам.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 7 глав и заключения и содержит 160 страниц, в том числе список использованной литературы из 48 наименований, 36 иллюстраций и 7 таблиц.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
.
Таким образом, автором диссертации основании ранее выполненных исследований и полученного в последние годы нового геолого-геофизического материала предпринята попытка создания тектонической основы для проведения нефтегазогеологического районирования региона. Это позволило также определить геотектоническое положение исследуемой территории и место тектонических элементов юго-востока Туранской плиты (Северный Афганистан) исходя из ранга (порядка) структурных элементов и иерархической схемы Скифско-Туранской платформы.
Анализ тектонических схем различных исследователей позволил в пределах Северного Афганистана выделить три геоблока или сегмента, отличающиеся на протияжении всей геологической истории региона или отдельных ее этапов условиями развития, а также имеющие в современном структурном плане специфические, только им присущие особенности геологического строения.
На севере региона четко обособляется Приамударьинский геоблок (или сегмент), включающий Афгано-Южнотаджикскую межгорную мегавпадину и юго-западные отроги Гиссара. Центральные и северо-западные области региона занимает Мургабско-шиберганский геоблок (сегмент), в состав которого входят юго-восточное окончание Мургабской мегавпадины или синеклизы и Северо-Афгнаский мегавыступ фундамента (антиклиза). В южной части платформы располагается Бандитуркестанский геоблок (сегмент), в пределах которого выделяется Калайнаусский на юго-западе и Майманинский на северо-востоке мегаблоки.
Приамударьинский и Мургабско-Шиберганский геоблоки имеют палеозойское складчатое основание и в течение длительного геологического времени (юрского, мелового и частично палеогенного) представляли собой в целом единую платформенную область — юго-восточное окончание Туранской эпигерцинской плиты. В результате интенсивных орогенных движений неоген-четвертичного времени в сесерной части территории региона (в пределах Приамударьинскогого сегмента), которые с различной степенью интенсивности проявились на значительной территории Северного Афганистана, здесь произошло формирование альпийских складчатых сооружений Гиссара и Афгано-Южнотаджикской типично межгорной мегавпадины, то есть на этой территории Туранской плиты образовалась эпиплатфоорменная орогенная область.
Территория Мургабско-Шиберганского геоблока (сегмента), представляющая собой, по нашему мнению, юго-восточное окончание эпигерцинской Туранской плиты, в орогенический этап истории региона развивалась по разному. Северо-западная его частьюго-восточный борт Мургабской мегавпадины — в пределах большей части своей территории (за исключением Майманинского мегавыступа) испытала интенсивное прогибание, что выразилось в накоплении здесь мощных (более 1,0 — 1,5 км) практически недислоци-рованных толщ неоген-четвертичного возраста. Восточная часть геоблока — СевероАфганский мегавыступ фундамента — испытала меньшую амплитуду прогибания, чем территория юго-восточного окончания Мургабской мегавпадины.
Бандитуркестанский геоблок (сегмент) занимает значительную южную часть Северного Афганистана и вытянут в субширотном направлении на 800 км при ширине от 100 км на востоке и западе до 180 км в его центральной части.
На протияжении триаса и ранней юры (лейаса) его территория представляла собой геосинклинальный прогиб, заложенный на байкальском и герцинском геосинклинальном основании, разделяющий структуры герцинской складчатой области. В конце указанного времени, в результате проявления раннекиммериской складчатости, произошло замыкание геосинклинали, и в среднеюрское время ее территория испытала поднятие и на большей своей части (за исключением юга, бывшего эвгеосинклинального прогиба, где заложился узкий краевой прогиб) являлась областью денудации. В течение герцинского орогенного этапа развития (средне-позднеюрское и наннемеловое время) в пределах геоблока тектонические колебательные движения были сложно дифференцированными. В платформенный этап территория геоблока вступила в конце раннемелового (альбского) времени.
В олигоцене платформенный режим развития мегаблока сменился режимом активных, глыбо—складчатых орогенических движений, что привело к созданию современной горной системы Бандитуркестан. Орогенные явления альпийского цикла тектогенеза проявились здесь наиболее интенсивно.
Важную роль в тектоническом строении Северного Афганистана играют разломы. Анализ разрывной тектоники региона свидетельствует о том, что на его территории широко развито несколько индивидуализированных по простиранию типов разрывных нарушений, различающихся соотношением дизъюнктивных и складчатых элементов, преобладающей ориентировкой, морфологическим и геолого-кинематическим разнообразием проявлений. По данным Л. Н. Расцветаева, Н. Сафдари и других исследователей здесь отчетливо выделяются системы разломов субширотного («главные»), северо-восточного леводиагональные") и северо-западного («праводиагональные») простирания. Особое значение имеют субмеридиональные разрывные дислокации.
Изучение строения разреза осадочного чехла Северного Афганистана, условий формирования слагающих его стратиграфических подразделений позволило установить, что цикличность процессов осадконакопления в пределах региона предопределила формирование мощных толщ регионально или субрегионально выдержанных по площади эвапо-ритовых и глинистых образований, чередующихся с породами-коллекторами, что позволило выделить в разрезе мезозойских отложений три нефтегазоносных мегакомплексатриас-юрский, меловой (без верхней части сенонских отложений) и сенон-неогеновый (возможно нефтегазоносный).
Покрышкой триас-юрского мегакомплекса являются эвапоритовые образования кимеридж-титонского возраста верхней юры, мелового — глинистая толща турона и нижнего сантона верхнего мела, сенон-неогенового — глинистые породы палеогена и неогена.
В составе мегакомплексов выделены нефтегазоносные, перспективные и возможно нефтегазоносные комплексы: верхнеюрский, неокомский и апт-нижнеальбский нефтегазоносные, средне-верхне-альбский и сеноман-туронский перспективные, триасовый, нижне-среднеюрский и сенон-палеогеновый возможно нефтегазоносные.
Верхнеюрский комплекс сложен карбонатными и ангидрито-соленосными образованиями, сенон-палеогеновый — карбонатно-терригенными породами, неокомский и сенон-туронский — преимущественно терригенными, а триасовый, нижне-среднеюрский и апт-нижнеальбский — терригенными отложениями.
Флюидоупоры комплексов имеют различный литологический состав (эвапориты, глины), толщины и площадное распространение. Покрышки меловых комплексов являются региональными, верхнеюрского — субрегиональной, нижне-среднеюрского — зональной.
Лучшими экранирующими свойствами обладает эвапоритовая покрышка верхнеюрского комплекса, наихудшими — сравнительно мощная глинистая нижне-среднеюрского, что оказало существенное влияние на возможность образования и сохранность скоплений углеводородов в отложениях комплексов, а также на масщтабы их вертикальной миграции. Так, отсутствие скоплений углеводородов в нижне-среднеюрскогом комплексе следует связывать с их вертикальной миграцией в верхнейюрские образования.
Характер распространеия выявленных скоплений углеводородов в неокомском комплексе относительно площадного распространения эвапоритового флюидоупора позволяет говорить о том, что в зонах его выклинивания и развития сравнительно маломощных ангидритовых толщ скопления нефти и газа в неокомском комплексе являются эписингенетическими, то есть образование их, по нашему мнению, происходило как за счет углеводородов юрского, так и нижнемелового (неокомского) генезиса. В областях развития мощных толщ эвапоритового флюидоупора скопления углеводородов в неокомском комплексе, за исключением зон развития активных дизъюнктивных дислокаций, будут сингенетичными вмещающим породам.
Формирование отложений комплексов в зависимости от интенсивности и направленности колебательных движений дна бассейна седиментации и палеогеографической обстановки происходило, в основном, в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой на фоне относительно устойчивого прогибания дна бассейна седиментации осадконакопления.
Формирование верхнеюрского комплекса происходило в морских и лагунных условиях, иногда в обстановке мелководья в восстановительной геохимической обстановке, неокомского — в условиях чередования лагунно-континентальной геохимической обстановке. Накопление отложений апт-нижнеальбского и средне-верхнейальбского комплексов происходило, в основном, в морских, глубоководных морских условиях в восстановительной и резковосстановительной, реже слабовосстановительной геохимических обстановках. Формирование сенон-палеогенового комплекса происходило в морских и континентальных условиях преимущественно в восстановительной геохимической обстановке.
Характер распределения содержания органического вещества в породах нефтегазоносных комплексов показывает, что основной нефтегазоматеринской и продукирующей толщей региона являются образования нижне-среднееюрского комплекса. Верхнеальбские глины средне-верхнеальбского комплекса являются одной из нефтегазоматеринских и нефтегазопроизводящих толщ меловых отложений, а глинистые породы турон-нижнесенонского возраста следует отнести к потенциально нефтегазоматеринским.
Остальная часть осадочного чехла региона, включая и отложения неокомского комплекса, содержат меньшее количество органического вещества, что снижает их нефтегазо-материнский, а, следовательно, и генерационный потенциал.
Породы тиасового, нижне-среднеюрского и верхнеюрского комплексов имеют не повсеместное распространение на территории региона. Они отсутствуют в наиболее приподнятой части Майманинского мегавыступа, на значительной части территории СевероАфганского мегавыступа, то есть в пределах изучаемого региона они имеют субрегиональный характер площадного распространения. Комплексы меловых отложений пользуются на исследуемой территоррии повсеместным распространением, поэтому являются региональными.
По характеру площадного распространения выявленных скоплений нефти и газа верхнеюрский и неокомский комплексы на данной стадии их изученности следует относить к регионально нефтегазоноснымапт-нижнеальбский, средне-верхнеальбский и сено-ман-туронский — к зонально нефтегазоносным.
Скопления углеводородов и нефтегазопроявления в пределах региона установлены в широком стратиграфическом диапазоне: от нижне-среднеюрских до сенонских отложений включительно.
Отмечается стратиграфическая зональность в распределении скоплений нефти и газа: верхнеюрский комплекс является газоноснымнеокомский, апт-нижнеальбский и средне-верхнеальбский — нефтегазоносными. В сеноман-туронском комплексе установлены скопления газа, а в сенон-палеогеновом — газа с нефтяной оторочкой. Газовые залежи являются, как правило, конденсатосодержащими.
Основными в нефтегазоносном отношении являются верхнеюрский, неокомский и апт-нижнеальбский комплексы, которые содержат все выявленные в настоящее время промышленные скопления нефти и газа и потенциальные их ресурсы.
Исходя из установленной нефтегазоносности региона представляется возможным наметить тектоническую зональность в размещении скоплений углеводородов определенного фазового состава. Нефтяные скопления свяаны с гисометрическими наиболее приподнятыми районами региона (Джигдалекская зона локальных поднятий Майманинского мегавыступа, юго-восточная окраина Давлетабадского мегапрогиба и юго-западный склон Ширамского блока Северо-Афганского мегавыступа), а с наиболее погруженными — газовые (Андхойский мегавал, Обручевский мегапрогиб).
В зависимости от тектонической приуроченности абсолютные глубины залегания нефтяных скоплений, как правило, изменяются от +0,5 до -0,5 км, газовых — от +0,4 до -3,4 км. Температурные границы этих зон соответственно составляют 35−60°С и 23−135 С.
Нижняя граница распространения основных газовых скоплений условно проводится на глубине порядка 1,5 км.
В карбонатных отложениях верхнеюрского комплекса развиты, в основном, массивные природные резервуары (ХУ1, ХУ горизонты), хотя на ряде месторождений встречены и пластовые (Башикурдское, Шакаракское месторождения).
В терригенных отложениях мела основной формой организации коллекторских частей комплексов являются пластовые природные резервуары, коллектора которых сложены в основном песчаниками, реже карбонатными породами (Х1У, XIII, XII, XI а, XI б, X, IX, УШ а-б горизонты).
Выявленные месторождения, в основном, многозалежные, содержат от двух (Ход-жабуланское, Акдарьинское) до шести (Етымтагское месторождение) залежей углеводородов. По одной залежи открыто в настоящее время только на Джаркудукском и Башикур-дукском месторождениях в верхнеюрских отложениях Андхойского мегавала, а также в неокомских отложениях Замрадсайскогои Базаркаминского месторождений Давленатад-ского мегапрогиба.
Основные перспективы открытия газовых, газоконденсатных, иногда с нефтяными оторочками залежей, следует связывать с верхнеюрским нефтегазоносным комплексом, а также с неокомским и апт-нижнеальбским комплексами на территории Ходжагугердакско-го блока Северо-Афганского мегавыступа, а также, вероятно, с наиболее погруженными районами юго-восточного борта Мургабской ' мегавпадины (Андхойский мегавал, Обру-чевский и Давлетабадский мегапрогибы).
Обнаружение новых скоплений нефти следует, в основном, связывать с неокомским и апт-нижнеальбским комплексами на Сарипульском блоке Северо-Афганского мегавыступа, на Майманинском мегавыступе, в районах северо-восточного замыкания и южного борта Давлетабадского мегапрогиба.
Средне-верхнеальбский и сеноман-туронский комплексы в пределах положительных гипсометрически относительно приподнятых структурных элементов будут, как правило, нефтеносными, а гиспометрически опущенных — в основном газоносными.
