Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Оценка перспектив нефте- и газоносности Северного Афганистана на основе изучения фазовой зональности углеводородов

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Оценка перспектив нефте- и газоносности Северного Афганистана на основе изучения фазовой зональности углеводородов"

РОССИИСКИИ ГОСУДАРСВТЕННЫИ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА

г:б од з о № гт

На правах рукописи УДК 553.98 ( 67.3 )

АБДУЛ РАУФ

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕ - И ГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРНОГО АФГАНИСТАНА НА ОСНОВЕ ИЗУЧЕНИЯ ФАЗОВОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ УГЛЕВОДОРОДОВ

Специальность 04.00.17. - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений.

Автореферат

Диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук.

Москва - 2000 г

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина.

Научный руководитель: Кандидат Геолого-минералогических наук Доцент Ю.В.Самсонов

Официальные оппоненты: Доктор геолого-минералогических наук А. А Аксенов.

Кандидат геолого-минералогических наук М.И.Тарханов

Ведущая организация: ОАО ВСЕРОСИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ (ВНИ Инефть) имени академика А.П.Крылова

Защита состоится 23 и^С^-Л 2000 года на заседании специализированного Совета Д.0.53.27.06. по защите диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук при РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина по специальности 04.00.17. - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений в часов в ауд. /Г7

Ваши отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью, просим направлять по адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина.

Автореферат разослан :_2000 г.

Ученый секретарь Специализированного совета, Кандидат геолого-минералогических наук

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Территория Северного Афганистана является юго-восточным окончанием Мургабского нефтегазоносного бассейна, в котором установлены богатые по запасам углеводородов (УВ) 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.

Разработка научно-обоснованной стратегии поисково-разведочных работ в изучаемом регионе, обоснование приоритетных направлений и определение первоочередных районов для проведения буровых работ на нефть и газ является актуальной и приоритетной задачей, так как позволит в кратчайшие сроки увеличить разведанные запасы УВ в Афганистане.

Цель исследований. Диффернцированная оценка территории на основе изучение фазовой зональности УВ . в переделах осадочного чехла Мургабсхой впадины и уточнение геологического строения и условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Задачи исследований:

- выделение в разрезе осадочного чехла нефтегазоносных комплексов (НГК), изучение их строения, условий формирования и размещения в них скоплений нефти и газа;

- изучение палеотектонических и геотермических условий НГК, контролирующих установленную и прогнозируемую их нефте- и газоносность;

- анализ особенностей формирования и размещения скоплений УВ различного фазового состояние в зависимости от палеотектонических и термобарических условий их развития и современного залегания;

- создание модели современной занальности УВ, выделение зон генерации и размещения УВ определенного фазового состояния;

построение схем перспектив нефтегазоносности основных НГК и определение направлений поисково-разведочных работ; Научная новизна:

впервые для территории платформенной части Северного Афганистана на основе обобщения большого фактического материала в разрезе осадочного чехла выделены НГК и выявлена условия их формирования:

- изучена пространственная (стратиграфическая, геоструктурная и термобарическая) зональность размещения УВ региона;

- выполнен анализ палео- и современной геотермической характеристики НГК и выделены зоны генерации УВ определенного фазового состояния;

- представлены схемы размещения фазово-различных зон скоплений УВ основных НГК в пределах областей различной степени перспективности для поисков скоплений нефти и газа;

- впервые для изучаемого региона проведены комплексные исследования, на основе которых дано научно-обоснованное определение первоочередных районов для приращения запасов нефти и газа.

Практическая ценность работы.

Реализация научно обоснованных выводов по оценке перспектив нефтегазоносное™, целенаправленные раздельные поиски месторождений жидких и газообразных УВ позволит в значительной степени снизить финансовые затраты на проведение поисково-разведочного этапа работ в регионе.

Открытие новых месторождений углеводородов будет способствовать укреплению топливно-энергетической базы Северного Афганистана.

Предложенные в работе методические приемы изучения НГК и модель фазовой зональности размещения УВ могут служить теоретической базой при оценке перспектив нефтегазоиосности малоизученных территорий Афганистана и сопредельных стран СНГ.

Фактический материал. Для выполнения настоящей работы использованы материалы геолого-промысловых исследований скважин более чем по 50 разведочным площадям и месторождениям нефти и газа, а также площадных и региональных геофизических работ геологических служб Афганистана. Кроме того, были использованы материалы ВНИИЗа-рубежгеология, геолого-геохимической лаборатории кафедры Теоретических основ поисков и разведки нефти и газа и других научных организаций, а также многочисленные публикации по изучаемым вопросам.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 7 глав и заключения. Общий объем работы /¿»¿»страниц машинописного текста, содержащий 36 рисунков, ^ таблиц. Библиография включает 4^8 наименований.

Диссертация выполнена на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа Российского государственного университета нефти и газа им.И.М.Губкина под научным руководством кандидата геолого-минералогических наук Ю.В.Самсонова, которому

автор выражает искреннюю благодарность за большую помощь, ценные советы и консультации, оказанные в период -работы над диссертацией.

В процессе работы автор пользовался советами профессоров В.И.Ермолкиным, Л.В.Каламкарова, М.М.Элланского, доцента М.И. Бурцева , научных сотрудников A.C. Филина, С.И. Головановой, которым автор выражает свою искреннюю признательность.

1. Краткий очерк геолого-геофшичесюп исследований и поисково-разведочных работ на нефть и газ

В истории изучения геологического строения региона выделены три этапа. Первый охватывает период с середины XIX века до 1936 г., второй - с 1936 г. по 1957 г., третий - с 1957 г. по настоящее время.

В течение первых двух этапов проводилось, в основном, изучение стратиграфии, литологии и геологического строения отдельных районов. И только в конце 50-х годов в изучаемом регионе были начаты нефтегазопоисковые работы. Значительные успехи в изучении геологического строения региона и, в первую очередь, в нефтегазоносном отношении, были достигнуты в течение третьего периода, когда правительство Афганистана заключило договор с СССР об оказании научно-технической помощи в проведении поисков скоплений нефти и газа.

В течение этого периода на территории Северного Афганистана в широких масштабах проводилась геологическая и структурно-геологическая съемка, различные геофизические исследования (MOB, МОГТ, аэромагнитные, гравиметрические}, структурное и структур-но-картировочное бурение.

В результате этих работ было изучено геологическое строение региона, составлена тектоническая схема, сформирован фонд локальных поднятий и определены наиболее перспективные районы для проведения поисково-разведочных работ.

Поисково-разведочное бурение на нефть и газ в Северном Афганистане проводится с 1959 г. В настоящее время здесь пробурено более 150 поисковых и разведочных скважин на 50 локальных поднятиях, расположенных в различных структурно-тектонических зонах.

В результате проведенных поисково-разведочных работ на территории Северного Афганистана открыто 14 месторождений углеводородов, из них 8 газовых и 6 нефтяных. Первое газовое месторождение было открыто в 1960 г. (Етымтакское), первое нефтяное - в 1976 г. (Анготское).

Таким образом, перспективные районы находятся в начальной стадии разведки и освоения ресурсов углеводородов.

2. Современная структура осадочного чехла я его нефтегазоносность 2.1. Тектоническое строение региона

Тектоническое строение региона рассматривалось в работах многих исследователей. Наиболее полные детальные сводки по этому вопросу содержатся в работах В.И.Брвшпа и др. (1980), В.И.Славина (1976), В.И.Дронова, В.МЛмыреаа, И.М.Сборщикова (1980), Ю.В.Самсонова, Ахмад Шаха и др. (1991), В.И. Ермолина, Э.А.Бакирова, Е.И.Сороковой, Ю.В. Самсонова. (1998) и др.

На основании ранее выполненных исследований в пределах Северного Афганистана выделено три геоблока , отличающихся на протяжении всей геологической истории или отдельных ее этапов условиями развития, а также имеющие в современной их структуре специфические, только им присущие, особенности геологического строения. На севере региона четко обособляется Приамударьинский геоблок (Афгано-Южно-Таджикская межгорная впадина и Юго-Западные отроги Гиссар), в южной части - Бандитуркестанский (Калайнаусский и Майманинский блоки), в центральной и северо-западной области - Мур-габско-Шиберганский (юго-восточное окончание Мургабской впадины и СевероАфганский мегавыступ) геоблоки.

В пределах последнего, являющегося предметом исследований в работе, на основании морфологических особенностей развития дислокаций чехла и строгой иерархической со-подчиненности проведено выделение и описание структурных элементов I, I I и I I I порядков. Особое внимание уделено роли разломов в формировании тектонической структуры региона, которые, как правило, разграничивают структурные элементы различных рангов, а также являются путями вертикальных флюидоперетоков.

Территория Мургабско-Шиберганского геоблока, представляющего собой юго-восточное окончание эпигерцинской Туранской плиты, в течете платформенного и оро-генного этапов развивалась по-разному. Северо-западная его часть - юго-восточный борт Мургабской впадины - в пределах большей части своей территории (за исключением Майманинского мегавыступа) в указанные отрезки геологического времени испытывала

интенсивное прогибание, что способствовало накоплению мощных (до 3,0 - 5,0 и более км) толщ осадочного чехла.

В пределах этой бортовой части, с севера на юг, выделяются следующие тектонические элементы: Обручевски прогиб, Андхойский мегавал, Давлетабадский прогиб, Майманин-ски мегавыступ и Кайсарский прогиб, которые имеют ступенчатое разломное сочленение.

Майманинский мегавыступ является наиболее приподнятой структурой, блоковому строению фундамента которого в осадочном чехле отвечают узкие валообразные поднятия (Джигдалекское, Ходжакульское, Каракольское) и разделяющие их прогибы (Альморский и ОртежинскиЙ).

Восточная часть геоблока, Северо-Афганский, а также Майманинский мегавыступы на ранних этапах исторического развития региона оставались приподнятыми и являлись источниками сноса обломочного материала, в результате чего в наиболее приподнятых их частях меловые отложения залегают непосредственно на палеозойском складчатом основании. В орогенный этап развития они испытали несравненно меньшую амплитуду прогибания, чем вся остальная часть территории, что подтверждается значительно меньшими значениями мощностей осадочного чехла (0,9 - 2,0 км).

Северо-афганский мегавыступ имеет блоковое строение, основными осложняющими его структурными элементами являются Шиберганский и Шадиански мегаблоки, которые системой разнонаправленных тектонических нарушени разделяются на блоки меньших размеров (Ходжагугердакский, Сарнпульский, Горгараосский м др.) и Сангчаракская впадина.

Структурные элементы имеют как субширотные, так и субыеридиональные плика-тивные и дизъюнктивные дислокации. Субмеридиальные дислокации являются более молодыми по сравнению с субширотными, что связано с новейшими тектоническими движениями, которые наиболее активно проявлялись на территории Афгано-южнотаджикского межгорного выступа.

2Л. Стратиграфия

В строении осадочного чехла территории принимают участие породы от триасового до неоген-четвертичного возраста. Нижние подразделения осадочно толщи (триос, юра), залегающие несогласно на породах докембрийского и полеозиского фундамента, отсутствуют в наиболее южно части Северо-Афганского мегавыступа , а на майманинском мега-выступе также и отложение карабильской свиты (бернас). Они стратифицированы и опи-

саны в работах В.И.Браташа, К.Гриссбаха, А.К.Дербенева, С .Д.Иванова, К.А.Клещева, М.Нассера, Н.Сафдари, В.Я.Широкова и других исследователей.

Отложения триаса изучены по данным немногочисленных скважин. Их вскрытая мощность, как правило, не превышают первых десятков, реже сотен метров. Сложены они аргиллитами с прослоями песчаников и углистых сланцев, содержащих значительное количество грубоблочного материала и эффузивных пород.

Образования юрской системы представлены морскими терригенными глинисто-алевролито-песчанистыми породами нижне-среднеюрского возраста (мощностью до 220 -580 м), известняковой толщей келловей- оксфорда (до 220 - 450 м) и лагунными соля-но-ангидритовыми отложениями кимеридж-титона ( 0 -670 и более литров).

Разрез неокома сложен красноцветными лагунно-континентальными (карабильская свита) и прибрежно-морскими н морскими песчано-глинистыми породами (340 - 420 м и более).

Образования аптского яруса четко подразделяются на две литологические пачки: нижнюю - глинисто-ангидритовую и верхнюю - песчано-алевролитовую (до 100 - 180 м).

Породы альбского яруса состоят из трех литологических толщ морского генезиса: нижней - преимущественно глинисто, средней - глинисто-карбонатной и верхней - глинистой общей мощностью до 470 м.

Образования верхнего мела сложены породами морского генезиса-переслаиванием песчаников, глин и известняков с преобладанием терригенных пород над карбонатными.

Палеогеновые обложения представлены морскими образованиями, которые по ли-тологическим признакам подразделяются на пять толщ, которые состоягснизу вверх из :

1 - преимущественно из доломитизиро ванных известняков и доломитов,

2 - в основном из глин,

3 - известняков - ракушников, песчаников и миргелей,

4 - из переслаивания песчаников, алевролитов и глин,

5 - из песчаников и песчанистых глин, мощность которых изменяется от 250 - 980 м.

Неоген-четвертичные образования представлены континентальными породами -песчанистыми глинами, алевролитами, конгломератами, гравелитами и галечниками мощностью до 680 м и более.

Детальное описание разреза осадочного чехла и его литолого-стратиграфических комплексов. Способствовало выделению регионально нефтегазоносных мегакомплексов и комплексов и дана их генетическая классификация.

2.3. Нефтегязоносность осадочного чехла н современная фазовая зональность углеводородов

Скопления УВ и нефтегазопроявления в пределах региона установлены в широком стратиграфическом диапазоне: от нижне-среднеюросих до сенонских отложений включительно.

Выявленные месторождения, в основном, многозалежные, содержат от двух (Ходжабу-ланское, Акдарьинское) до шести (Етымтакское месторождение) скоплений УВ. По одной залежи открыто в настоящее время только на Джаркудукской и Башкурдской площадяхв верхнеюрских отложениях Андхойского мегавала, а также в неокомских отложениях Зам-радсайской и Базаркаминской площадях Давлетасадского прогиба. В верхнеюрских отложениях в зависимости от характера строения карбонатной толщи выделяются как массивные (Джангаликолонское, Ходжагучердакское, Етымтакское и др.), так и пластовые (Джаркудукское, Баширкурдское и др.) типы скоплений УВ.

В меловых отложениях обнаружены пластовые залежи. Большинство залежей осложнено дизъюнктивными нарушениями (например, Ангот, Базаркамин, Джагаликолон и др.).

Основные скопления УВ связаны с верхнеюрскими, неокомскими и аптнижнеальбскн-ми отложениями, верхнеюрские коллектора являются газоносными, неокомскис- нефтеносными, а залегающие выше отложения осадочного чехла (ант, альб и др.), также являются в основном нефтеносными.

В размещении залежей УВ отмечается также и геоструктурная зональность. В погруженных частях юго-восточного окончания Мургабской впадины открыты газовые и газо-конденсатные скопления, а в пределах крупных положительных элементов (Майманин-ский и Северо-Афганский мегавыступы) - нефтяные.

3. Нефтегазоносные комплексы, их строение и условия формирования

Научно обоснованное прогнозирование нефтегазоносности требует выделения в осадочном чехле изучаемого региона конкретных объектов прогноза и поисково-разведочных работ. Такими объектами является НГК, выделение которых уже давно вошло в практику и теорию нефтегазовой геологии. Вопросы выделения и изучения НГК Северного Афганистана освещались в работах В.И.Браташа, С.Д.Иванова, В.Я.Широкова, М.Насера, Ю.В.Самсонова и др.

В осадочном чехле Северного Афганистана, исходя из стадийности процессов литогенеза, нами выделены триас-юрский, меловой (без верхней части сенонских отложений) и сенон-неогеновый нефтегазоносные мегакомплексы (нефтегазоносные формации по А.А.Бакирову) и проведено их детальное изучение. В основе методики выделения НГК положены теоретические разработки А.А.Бахирова, Э.А.Бакирова (1986, 1987) и др.

Триас-юрский терригенно-карбонатно-эвапоритовый нефтегазоносный мегакомплекс объединяет триасовый терригенный возможно нефтегазоносный, нижне-среднеюрский терригенный перспективный и верхнеюрский карбонатно-ангидрито-соленосный нефтегазоносные комплексы. Региональным флюидоупором мегакомплекса служит сульфатно-соленосная толща гаурдакской свиты верхней юры и залегающие над ней глинистые отложения нижней части карабильской свиты нижнего мела.

Меловой, преимущественно терригенный, нефтегазоносный мегакомплекс включает террнгенные неокомский и апт-нижнеальбский нефтегазоносные, преимущественно терри-генные средне-верхнеальбский и сеноман-туронский перспектиные в нефтегазоносном отношении комплексы. Флюидоупором мегакомплекса служит глинистая толща турона и нижнего сантона верхнего мела.

Сенон-неогеновый карбонатно-терригенный перспективный нефтегазоносный мегакомплекс включает карбонатно-терригенный сенон-палеогеновый перспективный на изучаемой территории и возможно нефтегазоносный неогеновый (за пределами изучаемой территории) комплексы. Региональной покрышкой мегакомплекса служит толща глинистых пород палеогена и неогена.

Верхнеюрский НГК сложен карбонатными и ангндрито-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 л отологический состав (эвапориты, глины), толщины и площадное распространение. Покрышки меловых копмлексов являются региональными, верхнеюрского - субрегиональной, нижие-среднеюрского - зональной.

Лучшими экранирующими свойствами обладает эвапоритовая покрышка вехнеюрского комплекса, наихудшими - сравнительно маломощная глинистая нижне-средяеюрского комплекса, что оказало существенное влияние на возможность образования и сохранность скоплений УВ в его коллекторах.

Формирование верхнеюрского комплекса происходило в морских и лагунных условиях, иногда в обстановке мелководья в восстановительной геохимической обстановке, не-

окомского - в условиях чередования лагунно-континентальных и прибрежно-морских в слабо восстановительной и восстановительной геохимической обстановке. Накопление отложений апт-ннжнеальбскиского и средне-верхнеальбского комплексов происходило, в основном, в морских, глубоководных морских условиях в восстановительной и резковос-становительной, реже слабовосстановительной геохимических обстановках. Формирование сенон-палеогенового комплекса происходило в морских и частично в континентальных условиях преимущественно в восстановительной геохимической обстановке.

Характер распределения содержания ОВ в породах нефтегазоносных комплексов показывает, что основной нефтегазоматеринской толщей региона являются образования нижне-среднеюрского комплекса, содержание ОВ в которых доходит до 4,35%. Верхне-альбские глины средне-верхнеальбского комплекса являются одной из нефтегазоматернн-ских толщ нижнемеловых отложений. А глинистые породы турон-нижнесенонского возраста - верхнемеловых образований (содержание ОВ до 1,0 - 1,6%). Остальная часть осадочного чехла региона, включая и отложения неокомского комплекса, содержат меньшее количество ОВ (до 0,3 - 0,6 %), что снижает их нефтегазоматеринский, а, следовательно, и генерационный потенциал.

Триасовый, нижне-среднеюрский и верхнеюрский НГК имеют не повсеместное распространение на территории региона. Они отсутствуют в наиболее приподнятой части Май-манинского и на значительной территории Северо-Афганского мегавыступов, то есть в пределах изучаемого региона они имеют субрегиональный характер распространения. Отложения меловых НГК на исследуемой территории распространены повсеместно, поэтому эти НГК являются региональными.

По характеру площадного распространения выявленных скоплений нефти и газа верхнеюрский и неокомский комплексы на дайной стадии их изученности следует относить к регионально нефтегазоносным, апт-нижвеальбский, средне-верхнеальбский и сеноман-туронский - к зонально нефтегазоносным.

4. Геотермическая характеристика осадочного чехла и современная фазовая зональность углеводородных скоплений

4.1. К методике определения современных и палеотемператур в осадочном чехле региона

В разделе дается методика определения современных н палеотемператур осадочного чехла региона.

Изучению температурных условий осадочного чехла региона посвящены работы А.М.Серегина и др. (1976), М.Насера (1979), М.Насера и Х.К.Касымова (1986), Ю.В.Самсонова (1991,1998), В.И.Ермолкина, Е.И.Сороковой (1998).

Автором работы установлен нелинейный характер изменения пластовых температур в осадочном чехле региона. В более погруженных его горизонтах скорость нарастания температур затухает. Подобный характер изменения температур в осадочном чехле туранской плиты и других регионов отмечен В.И.Ермолкиным, И.И.Сороковой. Это приводит к неравномерному уменьшению геотермического градиента. Так, в осадочном чехле изучаемого региона на глубине до 1,0 км он составляет 5°С/100 м. Исходя из этого дан расчет изменения палеотемператур осадочного чехла в отдельных областях региона, что явилось основой для изучения генерационной фазовой зональности УВ исследуемой территории.

4.2. Современная фазовая зональность скоплений углеводородов

Анализ современного распределения скоплений УВ в мезозойских отложениях региона позволил в зависимости от их глубин залегания и температурных условий наметить следующие особенности в их распределении: в интервале глубин 0,25 - 0,6 км (температуры 15 - 30°С, давление до 6,0 Мпа) располагается газовая зона, с глубинами 0,6 - 1,7 км (температуры 30 - 80°С, давление 15-24 Мпа) связана преимущественно нефтяная - газокон-денсатонефтяная зона, на глубинах 1,7 - 4,2 км и более (температуры 80 - 135°С и более, давление 24 - 55 Мпа и выше) выделена газоконденсатно-газовая зона.

Эта модель вертикальной фазовой зональности в размещении скоплений УВ в мезозойских образованиях региона может быть принята в качестве рабочей схемы и использоваться при прогнозировании открытия залежей УВ определенного фазового состояния в каждом конкретном районе (северо-восточное окончание Мургабской впадины - газовые скопления, Северо-Афганской н Майамннской мегавыступы - нефтяные) и стратиграфине-

ском комплексе пород (верхнеюрский НГК - газовые залежи, неокомский и апт-нижнеальбский - нефтяные и газонефтяные) в зависимости от глубин его залегания и термобарических условий.

5. Генерационная фазовая зональность скоплений углеводородов

5.1. Условна генерации углеводородов

Теоретические и экспериментальные исследования последних десятилетий (А.М.Акрамходжаев, А.А.Бакиров, Н.Б.Вассоевич, В.И.Брмолкин, А.А.Карцев, А.Э.Конторович, Ю.И.Корчагин, Е.С.Ларская, С.Г.Неручев, К.Ф.Родионова, Б.А.Соколов, А.А.Трофимчук, В.А.Успенский и др.) позволили сформулировать основные понятия о процессах нефтегазообразования в земной коре.

В работе дается сопоставление схем генерационной фазовой зональности УВ, разработанных В,И.Ермолкиным, Е.И.Сороковой (1986) для территории Туранской плиты, И.М.Насером (1979), М.Г.Мирзадом и Ахмад Шахом (1985) для районов Северного Афганистана. Исходя из сопоставления указанных схем нами в осадочном чехле региона выделены следующие зоны генерации УВ:

- низкотемпературного газа ранней генерации с палеоглубиной 0,2 - 2,0 км и палеотем-пературой до 65°С (в нижней части этой зоны при температурах 65 - 95°С возможно протекание процессов нефтеобразования). Эта зона соответствует буроугольному этапу (градация ПК) до начала длиннопламенной стадия (градация MKi), углефикации, а, возможно, частично включает последнюю;

- газонефтяная, расположенная в интервале папеоглубин 2,0 - 2,5 км, с палеотемперату-рами 95 - 110°С. Эта зона отвечает длиннопламенной (градация МК), стадии углефикации;

- нефтяная с палеоглубинами 2,5 - 3,5 км и палеотемпературами 110 - 120°С. Эта зона соответствует газовой стадии углефикации (градация МКг);

- газоконденсатная, приуроченная к папеоглубинам 3,5 - 4,0 км, с палеотемпературами 120 - 150°С. В верхней части этой зоны выделяется газоконденсатно - нефтяная подзона с палеотемпературами 120 - 130°С. Эта зона отвечает жирной (градация МКз) стадии углефикации;

высокотемпературного газа поздней генерации связана с глубинами 4,0 - 4,5 км, с палеотемпературами 150 - 160 и более °С. Эта зона начинается, по-видимому, в конце

жирной стадии каменноугольного этапа углефикация (МК3) и продолжается в стадии

МКд и возможно МК5.

5.2. Анализ представлений о нефтегомпроиэаодящих образованиях и условиях генерации углеводородов в регионе

Оценка нефтегазогенерационных потенциалов осадочного чехла региона из-за отсутствия геохимических данных, проводена по аналогии со смежными территориями Восточной Туркмении.

Исследования Н.Е.Оводова, О.В. Зверевой и др. показали, что для районов Туранской плиты, сопредельных с изучаемым регионом, максимальное количество ОВ (0,69 - 4,35%) наблюдается в нижне-среднеюрских породах, обогащенных растительными остатками. Исходный органический материал имеет преимущественно гумусовый (орконовый) состав, что предопределяет генерацию в основном газообразных УВ.

Значительно меньшее количество ОВ содержится в глинистых и особенно в карбонатных породах других стратиграфических подразделений: в низах келловей-оксфорда - до 1,6%, в аптском и альбеком ярусах - до 1,05 - 1,10%, в неокоме - до 0,3 - 0,6%.

Исходя из приведенных данных, основными нефтегазопрозводящими образованиями на изучаемой терртории является Терригенные нижне- среднеюрские и карбонатные верхнеюрские образования.

Не отрицая эпигенетичность скопленний углеводородов в меловых отложениях изучаемого региона мы полагаем, что в районах отсутствия эвапоритового флюидоупора киммеридж-титонского возраста, в областях глубокого залегания меловых образований в них могут возникать самостоятельные очаги газонефтеобразования.

5.3. Развитие процессов нефтегазообразовання в отложениях основных нефтегазоносных комплексов

Большое внимание уделяется условиям палеотектонического развития НГК в пределах различных структурных элементов, изменению их палеотемпературных условий в течение геологического времени, скоростей погружения и нарастания палеотемператур.

Эти исследования позволили охарактеризовать палео- и современные температурные условия НГК, выделить зоны генерации УВ, в каждом из них установить зональность проявления процессов нефте- и газообразования в течение отдельных этапов геологической

истории региона. Изучена их пространственная зональность в зависимости от условий развития различных геоструктурных элементов во времени.

Исследования палеоглубин погружения и палеотемператур различных геоструктурных элементов региона позволили выявить основные закономерности изменения скоростей погружения отложений нефтегазоносных комплексов и скоростей нарастания палеотемператур.

Максимальные глубины погружения отложений нижне-среднеюрского и верхнеюрского комплексов составили 3,9 - 4,0 км и более, в пределах отрицательных структурных элементов юго-восточного окончания Мургабской впадины. В районах СевероАфганского мегавыступа указанные отложения погружались на глубины не более 1,7 - 2,0 км. Максимлаьная температура прогрева пород комплексов в зависимости от геоструктурного положения составила 125 - 130°С и 80 - 95°С.

Наибольшими скоростями погружения характеризуются отложения нижне-среднеюрского и верхнеюрского комплексов, которые соответственно составили 27 - 30,6 м/млн.лет (отрицательные структуры) и 15 - 22 м/млн.лет (положительные структурные элементы).

Минимальные скорости погружения свойственны для пород средне-верхнеальбского и сеноман-туронского комплексов, которые изменяются в зависимости от геоструктурного положения от 26,0 - 26,5 до 12,0 - 15,5 м/млн.лет.

Наибольшие глубины погружения пород неокомского комплекса составили 3,7 км (Об-ручевский прогиб), минимальные - 1.2 км (Майманинский мегавыступ). Температуры прогрева пород комплекса изменяются от 124 до 62°С. Скорости погружения изменяются от 12 до 28,5 м/млн.лет, а скорости нарастания палеотемператур от 0,5 до 0,9°С/млн. лет.

Скорость нарастания палеотемператур в течение геологического времени изменяется незначительно и колеблется от 1,0 до 0,6-0,7°С/млн.лет в зависимости от геоструктурных условий.

Увеличение скорости погружения дна бассейна седиментации приводит к более раннему в геологическом отношении вхождению отложений комплекса в ту или иную генерационную зону и к менее продолжительному времени их нахождения в соответствующих термодинамических условиях.

Отложения нефтегазоносных комплексов юрского возраста испытали достаточно высокую термическую зрелость, длительное геологическое время находились в жестких термодинамических условиях, способствующих максимальной реализации их породами неф-тегазоматеринского потенциала.

Исходя из гумусового типа исходного органического вещества породы нижне-среднеюрского комплекса генерировали, в основном, газообразные, а верхнеюрского (сапропелевый и смешанный) - как жидкие, так и газообразные УВ.

Отложения неокомского комплекса испытали меньшую термическую зрелость, поэтому в пределах положительных структурных элементов в настоящее время находятся в газовой зоне ранней генерации. И только в северо-западных районах региона они достигли более жестких термобарических условий, что создало предпосылки для генерации не только газообразных, но и жидких УВ.

Характер распространения выявленных скоплений УВ в неокомском комплексе относительно площадного развития верхнеюрского 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 эпи-сингенетичными, то есть образование их, по нашему мнению, происходило как за счет УВ юрского, так и нижнемелового (неокомского) генезиса. В областях развития мощных толщ эвапоритового флюидоупора скопления УВ в неокомском комплексе будут сингенетичны-ми вмещающим породам.

Сапропеловый и смешанный тип ОВ указывают на возможности генерации в его породах как газообразных, так н жидких УВ. -

Степень реализации генерационного потенциала аггт-нижнеальбскими и средне-верхнеальбскими комплексами на большей части территории исследований, исходя из па-леотермобарических условий их развития, низкая. Они генерировали в основном газ и только в наиболее погруженных крайних западных и северных районах региона могли происходить процессы образования жидких УВ, Комплексы следует считать зонально реализовавшими свои генерационные возможности и являющимися потенциально нефтегазо-производящимн.

Сеноман-туронский и сенон-палеогеновый комплексы, исходя из термобарических условий их развития на исследуемой территории, следует относить к потенциально нефте-газопронзводящим, так как по характерку прохождения в своей эволюции генетических зон вертикальной фазовой зональности даже в пределах наиболее погруженных областей региона они достигли только термобарических условий И генерационной (газонефтяной зоны - сеноман-туронский комплекс).

6. Нефтегязогеологнческое районирование

Нефте газогеологическое районирование изучаемой территории проведено исходя из концепции, разработанной А.А.Бакировым, Н.Ю.Успенской, Г.Е.Рябухяным, В.И.Ермолкиным и др.. Северо-западная часть региона, представляющая собой юго-восточное окончание Мургабской впадины, выделяется как Обручевско-Майманинская нефтегазоносная область (НГО), а территория северо-Афганского мегавыступа - как одноименная НГО.

Первая из них включает Обручевский и Давлетабадский прогиб, Андхойский мегавал и Майманинский мегавыступ, осложненный валами и прогибами, вторая объединяет ряд крупных блоковых.поднятий восточной части изучаемого региона.

В пределах Обручевско-Майманииской НГО нами выделены Обручевская, Андхойская, Давлетабадская и Майманинская зоны нефтегазонакопления.

В северо-западных районах Северо-Афганской НГО установлены две зоны нефтегазонакопления: Ходжагугердакская и Сарипульская.

Характерной особенностью Майманинской зоны НГН и южных районов СевероАфганской НГО (Сарипульский блок и сопредельные районы Ходжагугердакского блока) является отсутствие в разрезе осадочного чехла юрских и спорадическое развитие триасовых отложений.

7. Перспективы нефтегазоносностн и основные направления нефтепиопонсковых работ

7.1. Перспективы нефтегазоносностн

Комплексные исследования геологического строения региона, условий формирования нефтегазоносных комплексов, их строения и термобарических условий развития позволили дать раздельную оценку перспектив нефте- и газоносности по двум основным НГК: верхнеюрскому и неокомскому.

Кроме того, отложения этих комплексов по степени перспективности подразделены на перспективные, малоперспективные и бесперспективные.

Как показали исследования в верхнеюрском комплексе следует ожидать открытие в основном газовых залежей, а в неокомском и других НГК - нефтяных, газовых и газонефтяных.

Основные перспективы открытия скоплений углеводородов в верхнеюрских отложениях следует связывать с областью развития пород этого стратиграфического комплекса, за исключением юго-восточных районов Давлетабадс кого прогиба. Остальная, южная часть изучаемой территории вследствие отсутствия пород этого возраста, считается бесперспективной.

По нижнемеловым отложениям наибольшие перспективы открытия скоплений углеводородов связываются с районами Давлетабадского прогиба, восточной частью Андхойско-го мегавала, Ходжагугердакского и Сарипульского блоков, а также со значительной частью Майманинского мегавыступа. К малоперспектиным отнесены Сангчаркская впадина и юго-восточная часть Кайсарского прогиба Майманинского мегавыступа. При современной степени изученности меловых отложений северо-западные районы изучаемой территории следует отнести к зонам с невыявленными перспективами.

С меловыми отложениями в Обручевско-Майманинской НТО, за исключением Майма-нинской зоны, следует связывать обнаружение, как правило, газовых скоплений, а в Май-манинской области и Ходжагугердахской и Сарипульской зонах Северо-Афганской области - в основном, нефтяных, реже газонефтяных скоплений УВ.

7.2. Основные направления нефтегазопоисковых работ

Как показали наши исследования, наиболее перспективными на нефть и газ в регионе являются его северо-западные области и, в первую очередь, Обручевский прогиб, Андхойский мегавал, Давлетабадскнй прогиб, а также северо-западные районы СевероАфганского мегавыступа.

Наиболее перспективной дм поисков скоплений газа в подсолевых верхнеюрских карбонатных отложениях является территория Анхойского мегавала, где предполагается наличие барьерных рефогекных построек. Первоочередными объектами нефтегазопоиско-вых являются Шахмалинская, Огольская, Запади о-Джумимская и другие структуры.

Территория Обручевского и значительная часть Давлетабадского прогибов в настоящее время изучены весьма слабо. Поэтому здесь необходимо в первую очередь проводить сейсморазведочные работы в сочетании с бурением поисковых скважин.

В качестве первоочередного объекта для постановки поискового бурения следует рекомендовать Чахчинскую структуру, расположенную в восточной части прогиба.

Для изучения геологического строения и нефтегазоносное™ северной прибортовой части запада Давлетабздского прогиба, а также для стратифафической привязки отражающих сейсмических горизонтов рекомендуется пробурить поисковую скважину на куполовидном поднятия Ашраф и Надежда-Умедской структуре глубиной 3500 м с полным вскрытием отложений юрского возраста. Особый интерес для поисковых работ может представить южный борт прогиба, где происходит выклинивание юрских пород.

В районах северо-западного окончания Северо-Афганского мегавыступа основное внимание должно быть уделено поискам залежей УВ в ловушках структурного типа. В зонах выклинивания юрских образований, в южной части этого структурного элемента, а также нижнемеловых (карабильская свита) на майманинском мегавыступе возможно открытие летологических залеже УВ.

В качестве второго объекта для нефтегазопоисковых работ следует рассматривать триасовые отложения региона. С целью изучения геологического строения этого комплекса следует пробурить в пределах Андхойского мегавала, Давлетабадского прогиба, Северного склона Майманинского мегавыступа и Сангчарсакской впадины поисковые скважины. Одним из наиболее оптимальных объектов для этого является наиболее крупная и высокоамплитудная Ходжагугердакская структура.

Заключение

На основе комплексного анализа геолого-геофизического материала более чем по 50 разведочным площадям и месторождениям Северного Афганистана получены следующие основные результаты:

1. Установлена цикличность процессов осадконакопления в разрезе осадочного чехла региона, что позволило разрез осадочного чехла подразделить на нефтегазоносные мегакомплексы: триас-юрский, меловой и сенон-иеогеновый, в составе которых выделены нефтегазоносные (верхнеюрский, неокомский и апт-нижнеальбский), перспективные (средне-верхнеальбский, сенон-туронский) и возможно нефтегазоносные (сеноман-палеогеновый) комплексы. Дана характеристика их строения и неф-тегазоностности, показаны типы залежей нефти и газа.

2. Анализ истории формирования НГК и развития их во времени позволил установить, ' что на северо-западе Северного Афганистана развивался обширный палеобассейн интенсивного и устойчивого прогибания, накопление мощных толщ осадков в которых происходило в морских, прибрежных н реже континентальных условиях.

3. В зависимости от геоструктурной и вертикально-стратиграфической зональности выявленных скоплений УВ выделены зоны преимущественно газо- и нефтенакопле-ния. Верхнеюрский НГК является газоносным, неокомский, апт-нижнеальбский -нефтеносными. Основные зоны газонакопления связаны с погруженными областями юго-восточного окончания Мургабской впадины, а нефтенакопления, в основном, с положительными структурами региона (Майманинский и Северо-Афганский мега-выступы).

4. На основании анализа историко-геологических н термобарических условий эволюции НГК установлены геоструктурные зоны, в пределах которых происходила генерация УВ определенного фазового состояния, а также определена степень реализации НГК их генерационного потенциала, что позволило произвести раздельный прогноз нефте- и газоносности в каждом НГК.

5. Предложена схема нефтегазогеологического районирования и дана оценка перспектив нефтегазоносности верхнеюрского и неокомского НГК с выделением земель различной степени перспективности. Наибольшие перспективы газоносности необходимо связывать с верхнеюрским, а нефтеносности - с неокомским НГК, которые рассматриваются в качестве основных объектов нефтегазопоисковых работ. В качестве второго объекта для поисков скоплений нефти и газа впервые предполо-

жен триасовый комплекс. Определены основные задачи нефтегазопоисковых работ в пределах отдельных тектонических элементов в зависимости от степени их изученности.

б. Выделены основные объекты для постановки нефтегазопоисковых работ в регионе. Отмечено, что открытие залежей неструктурного типа предполагается в зонах выклинивания юрских отложений на склонах Майманинского и Северо-Афганского мегавыступов, а также развития рифогенных построек в верхнеюрском НГК. Основными объектами для постановки поисковых работ являются Обручевский прогиб, Андхойский мегавап, Давлетабадский прогиб, а также северо-западные районы Северо-Афганского мегавыступа.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Геоструктурная, вертикально-стратиграфическая и термобарическая зональность УВ в связи с раздельным прогнозом нефте- и газоносности.

2. Палеотектоническая и палеотемпературная эволюции НГК и выделение ареалов генерации УВ определенного фазового состояния.

3. Оценка перспектив нефтегазоносное™ выделяемых зон нефтегазонакопления, ос- . новные направления, первоочередные объекты нефтегазопоисковых работ.

Заказ

Тираж 100

Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Абдул Рауф

Введение.

Глава 1. Краткий очерк геолого-геофизический исследований и поисковоразведочных работ на нефть и газ.

Глава 2. Современная структура осадочного чехла и его нефтегазоносность

2.1. Тектоническое строение региона.

2.2. Стратиграфия.

2.3. Нефтегазоносность осадочного чехла и современная фазовая зональность углеводородов.

Глава 3. Нефтегазоносные комплексы, их строения и условия формировани.

3.1. Триасовый возможно нефтегазоносный комплекс.

3.2. Нижне-среднеюрский перспективный комплекс.

3.3. Верхнеюрский газоносный комплекс.

3.4. Неокомский нефтегазоносный комплекс.

3.5. Апт-нижнеальбский перспективный комплекс.

3.6. Средне-Верхнеальбский перспективный комплекс.

3.7. Сеноман-Туронский перспективный комплекс.

3.8. Сенон-палеогеновый перспективный (возмжно нефтегазоносный комплекс

Глава 4. Геотермическая характеристика осадочного чехла и современная фазовая зональность углеводородов.

4.1. К методике определения современных и палео-температур в осадочном чехле региона

4.2. Современная фазовая зональность скопления углеводородов

Глава 5. Генерационная фазовая зональность скоплений углеводородов

5.1. Условия генерации углеводородов

5.2. Анализ представлений о нефтегазопроизводящих образованиях и условиях генерации углеводородов в регионе.

5.3. Развитие процессов нефтегазообразования в отложения основных нефтегазоносных комплексов.

5.3.1. Нижне-среднеюрский комплекс

5.3.2. Верхнеюрский комплекс

5.3.3. Неокомский комплекс.

Глава 6. Нефтегазогеологическое районирование.

6.1. К вопросу нефтегазогеологического районирования региона

6.2. Нефтегазогеологическое районирование.

Глава 7. Перспективы нефтегазоносности и основные направления поисковых работ.

7.1. Перспективы нефтегазоносности.

7.2. основные направления поисковых работ.

Введение Диссертация по геологии, на тему "Оценка перспектив нефте- и газоносности Северного Афганистана на основе изучения фазовой зональности углеводородов"

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 региона; Анализ 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 палео- и 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 комплексов; впервые 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 региона; изучена палео- и 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 Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Абдул Рауф

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 часть -юго-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 мегакомплекса -триас-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 нефтегазоносным; апт-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 газоносным; неокомский, 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).

156

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 Замрадсайского -и 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.

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Абдул Рауф, Москва

1. Акрамходжаев A.M., Эгамбердаев М.Э. основные нефтегазопроизводящие свиты в составе верхнеюрской карбонатной формации Западного и Южного Узбекистана. -Узбекский геологический журнал,; 5, 1981. с. 7-12.

2. Акрамходжаев A.M., Авазходжаев Х.Х. и др. Нефтегазоматерианские породы Узбекистана и методика определения их генетического потенциала продуктивности. -М.:Недра, 1997.-154с.

3. Алхин С.Н., Халымов М. К формированию месторождений газа в готеривских отложениях юго-восточной Туркмении. -Изв.АН ТССР, сер. Физ.-тех.хим. и геол.наук, 1982, №2. с. 18-27.

4. Аммосов И.И., Горшков В.И., Гречишников Н.П. Палеотемпературы преобразования нефтегазоносных отложений. -М.:Наука, 1980. 117с.

5. Амиров Т. Геологические и геотермические особенности глубинных недр юга Туркмении и сопредельных территорий. -М.:Наука, 1975. -114с.

6. Бакиров A.A. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. -М.:Недра, 1973.-303с.

7. Вассоевич Н.Б. Теория осадочного происхождения нефти /исторический обзор и современное состояние/. Известия АН СССР, Серия геологическая, 1967, №11. с.135-156.

8. Вассоевич Н.Б. Происхождение нефти. Вестник МГУ, Серия Геология, № 5, 1975. с.З-13.

9. Высоцкий И.В. Теоретическая модель вертикального распределения скоплений углеводородов в стратисфере. В кн. "Современные проблемы геологии горючих ископаемых". -М.:, 1973. с.27-31.

10. Генетический подход к прогнозированию зон нефтегазонакопления юга Сибирской платформы. /Дмитриевский А.Н., Илюхин Л.Н., Самсонов Ю.В. Миллер С.А. "Зоны нефтегазонакопления главные объекты поисков". -Л.: 1986. с. 108-114.

11. Геологические предпосылки перспектив газоносности Восточной Туркмении. /Г.И.Амурский и др./. -М.:Недра, 1976. -215с.

12. Геологические условия формирования и размещения зон нефтегазонакопления. /Бакиров A.A., Бакиров Э.А., Рожков Э.Л. и др./ -М.:Недра, 1982. -237с.

13. Дикенштейн Г.Х. и др. Геохимия .рассеянного органического вещества и нефтемате-ринские породы мезозойских отложений в Туркмении. = Геология нефти и газа, № 6, 1968. с.8-12.

14. Дьяконов А.И., Гейросс, Родыгин В.Р. Тектоническая основа раздельного прогноза нефтегазоносности осадочно-породных бассейнов платформ и краевых прогибов. -Геология нефти и газа, № 2, 1987. с.32-34.

15. Дьяконов А.И. Тектонические факторы нефтеобразования и раздельного прогноза зон нефте- и газообразования. -Геология нефти и газа, № 6, 1987. с.41-44.

16. Ермолкин В.И. Зональность нефтегазонакопления на платформенных территориях. -М.:Недра, 1986. -184с.

17. Ермолкин В.И., Филин А.О., Рожков Э.Л. Геолого-геохимические показатели размещения скоплений углеводородов восточной части Туранской плиты. -Обз.информ.ВНИИ орг. Упр. И экон.нефтегаз. промышленности, № 15/102, 1980. -35с

18. Ермолкин В.И., Сорокова Е.И., Бобылева A.A. раздельное количественное прогнозирование нефтеносности и газоносности. -М.:МИНГ им.И.М.Губкина, 1986. -114с.

19. Ермолкин В.И., Бакиров Э.А., Сорокова Е.И., Голованова С.И., Самсонов Ю.В. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочных М.:Недра, 1998. -320с

20. Исаев E.H., Амурский Г.И. и др. Программа геолого-разведочных работ на газ в Северном Афганистане на период 1984-1985 гг. -М.: 1984. 18с.

21. Историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности. /Л.А.Польстер, Ю.А.Висковский, В.А.Николенко и др./. -М.:Недра, 1984. -199с.

22. Конторович А.Э., Меленевский В.Н. Учение о главной фазе нефтеобразования и его место в осадочно-миграционной теории нафтидогенеза. Изв. АН СССР, Серия геологическая, № 1, 1988. с.3-13.

23. Крылов H.A. и др. Роль глубинных десперсий в размещении скоплений нефти и газа в чехле эпипалеозойской платформы Средней Азии.-М.: 1973. -180с.

24. Максимов С.П., Добрида Э.Д., Дьяконов А.И. Историко-динамическая модель раздельного прогнозирования залежей нефти и газа. -Геология нефти и газа, № 12, 1984. с.24-29.

25. Максимов С.П., Панкина Р.Г., Смахтина А.М. Условия формирования углеводородных скоплений в мезозойских отложениях Амударьинской газонефтяной провинции. -Геология нефти и газа, № 5, 1987. с.20-27.

26. Мирзад А.Г. Закономерности распространения нефти и газа в Афганистане и сопредельных районах. ИВУЗ. "Геология и разведка", № 2, 1972. с.5-10.

27. Мирзад А.Г., Тагидзе П.А. К вопросу миграции и формирования залежей нефти и газа в Северном Афганистане. Научно-метод.конф. /тезисы докл./. -Кабул, 1977. с.21-22.

28. Мирзад А.Г., Ахмад Шах. Вертикальная зональность нефтегазообразования мезокайно-зойских отложений Северного Афганистана. Научный журнал КПИ, № 21, изд. Ка-бульск, политехн.ин-та, 1985. с.140-144.

29. Мирзад А.Г., Хакимов М.Ю., Мангал А.Р. Оценка перспектив нефтегазоносности мезо-кайнозойских отложений Северного Афганистана. Научн.журнал КПИ, № 22, изд Ка-бульск.политехн.ин-та, 1986. с.175-181.

30. Максимов С.П., Лоджевская И.И. Цикличный характер измерения современных палео-температур в фанерозое. -Геология нефти и газа, № 10, 1987. с.3-7.

31. Мирзад А.Г., Хакимов М.Ю., Сераджи Р. Роль подземных вод в формировании и разрушении залежей нефти и газа Северного Афганистана. -Научн.журнал КПИ, № 15. -Кабул, 1983.

32. Насер М., Касимов Х.К. К вопросу о процессах нефтегазообразования в юрских отложения Северного афганистана. Научн.журнал КПИ, № 22, изд. Кабульского политехн.ин-та, 1986. с. 189-195.

33. Насер М., Ахмад Шах, Самсонов Ю.В. Закономерности пространственного размещения скоплений углеводородов в осадочном чехле Северо-Афганской платформы. 6-я на-учн.конф.Кабульского университета, /тезисы докл./. -Кабул, 1987. с. 146-147.

34. Насер М., Самсонов Ю.В., Ахмад Шах. К методике определения современных палео-температур в осадочном чехле юго-востока Туранской плиты /Северный Афганистан/. 15-я научно-метод.конф. КПИ. /тезисы докл./ -Кабул, 1987. с. 18-19.

35. Некоторые закономерности размещения скоплений углеводородов в нефтегазоносных бассейнах. /И.А.Польстер, Ю.А., Висковский, П.И.Садыкова и др./. -М.:Недра, 1976. с.7-17.

36. Палеогеотермия и нефтегазоносность. /Г.А.Аммосов, Н.П.Гречишников, В.И.Горшков и др./. -М.:Недра, 1982. с.9-50.

37. Палеотектонические и палеогидрогеологические условия нефтегазообразования и неф-тегазонакопления. /Самсонов Ю.В., Вагин С.Б., Миллер С.А., Фомичева Л.Н./. -Советская геология, № 4, 1986. с. 16-24.

38. Польстер Л.А., Висковский Ю.А. и др. Исторко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности.-М.:Недра, 1984. -200с.

39. Самсонов Ю.В., Ахмад Шах. Характеристика пространственного размещения залежей нефти и газа в осадочном чехле Северного Афганистана. "Наука и технология", № 3,Изд. Кабульского политехн.ин-та. -Кабул, 1987. с.86-93.

40. Самсонов Ю.В., Фомичева JI.H. Прогноз фазовой зональности углеводородов в нефтегазоносных отложениях юга Сибирской платформы. -М.:ВНИИНГазпром, вып. 14, 1985.-34с.

41. Самсонов Ю.В., Насер М., Ахмад Шах. О вертикальной фазовой зональности углеводородов в осадочном чехле молодых и древних платформ. Научн.журнал, № 24, изд. КПИ.-Кабул, с. 188-193.

42. Самсонов Ю.В., Илюхин JI.H., Ахмад Шах, Насер М., Саффари Н. Геологическое строение и фазовая зональность скоплений углеводородов Северного Афганистана. -М.: ВНИИЭГазпром, 1991. -40с.

43. Самсонов Ю.В., Илюхин JI.H., Насер М., Ахмад Шах. Прогноз современной и генераторной фазовый зональности углеводородных скоплений в мезозойских отложениях Северного Афганистана. -М.:ВИНИТИ, 1989. -111с.

44. Самсонов Ю.В., Илюхин JI.H., Насер М., Саффари Н., Ахмад Шах. Закономерности пространственного размещения скоплений нефти и газа в мезозойских отложениях Северного Афганистана. -М.:ВИНИТИ, 1989. -133с.

45. Самсонов Ю.В., Илюхин JI.H., Ахмад Шах. Геостатическое строение и нефтегазонос-ность Афганистана. -М.:ВИНИТИ, 1991. -56с.

46. Сергиенко С.И. Аномалии теплового потока в нефтегазоносных структурах. Известия АН СССР, Серия Геологическая, № 2, 1988. с.115-124.

47. Сераджи Р. Геологические предпосылки перспектив нефтегазоносности платформенной части Северного Афганистана. -М.:Вести, МГУ, Серия геологическая, № 2, 1988. с.34-35.

48. Теоретические основы и методы разведки скоплений нефти и газа. -М.:Высшая школа, 1987. -384с.