Геолого-экономические особенности освоения ресурсов углеводородов межгорных впадин Центрально-Азиатского региона

ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ МЕЖГОРНЫХ ВПАДИН ЦЕНТРАЛЬНО-АЗИАТСКОГО РЕГИОНА

Ю.Б. Силантьев, АН. Скоробогатько (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»),

А.М. Силич

В последнее время отмечается стабилизация государственно-экономического состояния стран Центрально-Азиатского региона (ЦАР) и возобновление интереса международных инвесторов к инвестиционным проектам по развитию нефтегазового комплекса республик Таджикистан, Узбекистан и Кыргызстан. ОАО «Газпром» заинтересовано в увеличении своего присутствия в ЦАР, в том числе и в увеличении минерально-сырьевой базы (МСБ) Общества за счет потенциальных ресурсов углеводородов (УВ) региона и экономической эффективности их освоения. С этой целью ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проведен анализ геологического строения осадочных бассейнов межгорных впадин ЦАР для оценки их нефтегазового потенциала (на рис. 1 заштрихованы).

Современные осадочные бассейны ЦАР формировались с палеозоя в субширотной полосе между Лавразийскими и Гондванскими массивами с континентальной земной корой и связаны с эволюцией осадочных бассейнов океанов Тетис. Поздний палеозой характеризуется горизонтальными перемещениями континентальных блоков земной коры и закрытием океана Палео-Тетис (рис. 1), что привело к формированию позднепалеозойских складчатых образований. Постпалеозойский этап развития региона характеризуется формированием осадочных бассейнов океанов Мид- и Неотетис, которые в ЦАР занимали относительно небольшие пространства. В это время были сформированы юрско-палеогеновый платформенный чехол и орогенные образования неоген-четвертичного возраста.

Рис. 1. Центральная и Южная Азия. Пространственное соотношение аккреционных микроконтинентов и параплатформ позднего

палеозоя

Таким образом, Центрально-Азиатский регион является областью транспрессивного сочленения Урало-Монгольского и Альпийского подвижных поясов, которая представляет собой сложную композицию разновозрастных позднепалеозойско-кайнозойских складчатых систем с разделяющими их срединными массивами, в основном эпибайкальского возраста, с наложенными мезозойско-кайнозойскими осадочными бассейнами. Вся эта мегаструктура сформирована в процессе рифейско-фанерозойской эволюции Центрально-Азиатской складчатой системы с образованием в среднем и позднем палеозое орогенных поясов и посторогенных межгорных впадин, которые в мезозое трансформировались в обширные пологие синеклизы, преобразованные с позднего олигоцена в ороге-нические бассейны неоген-четвертичного осадконакопления. Необходимо отметить, что начальная площадь межгорных впадин (по данным К.А. Клещева и др.) в результате транспрессивных процессов, в том числе надвигов, значительно уменьшилась и зона развития перспективных отложений может быть увеличена за счет погребенных автохтонов.

В пределах ЦАР выделяется более десяти межгорных впадин. Однако интерес, с точки зрения поисков скоплений УВ, представляют лишь самые крупные из них - Афгано-Таджикская, Ферганская, Восточно-Чуйская и, возможно, Алайская. Промышленная нефтегазоносность региона доказана лишь в пределах первых трех впадин [1]. Большая часть остальных впадин, расположенных к востоку от Талассо-Ферганского глубинного разлома, как правило, характеризуется менее значительными размерами и ограниченными перспективами нефтегазоносности. Это подтверждается результатами проведенных в их пределах геолого-разведочных работ, которые за 30-40 лет не выявили ни одного скопления УВ. Поэтому перспективы нефтегазоносности рассматриваемого региона связываются с впадинами, где уже доказана нефтегазоносность, и в дальнейшем именно этим впадинам в ближайшие десятилетия будет уделяться основное внимание при освоении ресурсов нефти и газа ЦАР.

Ферганский нефтегазоносный бассейн (НГБ) приурочен к одноименной межгорной впадине западного Тянь-Шаня, ограниченной с севера Кураманским и Чаткальским, а с юга - Алайским и Туркестанским хребтами. Впадина выполнена мощным комплексом осадочных образований мезозойско-кайнозойского возраста, залегающих на породах ортоплатформенного фундамента. Современный структурный план мезозойско-кайнозойского чехла создан новейшими тектоническими движениями, наиболее интенсивно происходившими в постолигоценовое время. Сформированная региональная структура впадины характеризуется асимметричным строением с относительно широкими южным и узким северным бортами (это характерно для бассейнов транспрессивного генезиса). В пределах первого развита Южно-Ферганская система разломов с амплитудой смещения 500-2000 м и в Северной Фергане - Северо-Ферганская, с амплитудой смещения до 5000 м. Все региональные разломы имеют взбросо-надвиговый характер, что характерно и для значительной части других тектонических нарушений. Это определяет наличие поднадвиговых «псевдоавтохтонных» зон лежачего крыла. Асимметричность впадины выражена и в локализации депоцентра прогибания по поверхности палеогена, который расположен в северо-восточной части впадины.

В северо-восточной части впадины отмечается наличие двух крупных выступов фундамента -Майлисуйского и Карагундайского, сложенных в сводовых частях образованиями палеозоя и перекрытых на погружениях мезокайнозойским чехлом.

Усиление разнонаправленных блоковых движений в постолигоценовое время привело к формированию крупно-амплитудных разломов, при этом формирование впадины происходило на фоне блоковых смещений по плоскостям взбросов.

В современной структуре мезокайнозойского комплекса выделяются восемь основных тектонических элементов: Южная ступень, Южный переходный пояс, Западно-Окраинная ступень, Центрально-Ферганская мегасинклиналь, Ходжентская ступень, Северный надвиговый пояс, Майлису-Карагундайское поднятие, Алдыяр-Сугандинское поднятие (рис. 2).

Осадочный комплекс Ферганской впадины представлен терригенно-карбонатными платформенными отложениями юрско-палеогенового возраста, а в верхней части разреза развиты орогенные неоген-четвертичные молассоидные отложения [2]. Мощность осадочных образований в пределах впадины достигает 7-9 км [1].

В соответствии с характером тектонического строения и выявленной нефтегазоносностью целесообразность поиска новых нефтегазовых объектов вполне обоснована в зоне развития складчатых

ЦФВ

юпп

Условные обозначения:

месторождения УВ

тектонические нарушения

Н - Наманган А - Андижан К - Коканд М - Маргелан

выходы

палеозойского

фундамента

выходы

палеозойского

фундамента

выходы палеозойского фундамента

Тектонические

элементы

НП - Нанайский прогиб ККП - Караван-Кокджорский прогиб

ИЛП - Исфара-Ляканский прогиб ЯП - Ляйлякский прогиб БХП-Букум-Хайдарский прогиб ЦФВ -

ЮПП-Южный переходный пояс ЮС - Южная ступень ЗС - Западная ступень ХС - Ходжентская ступень СЗМ - Северная зона надвигов

МКП - Майлису-Карагундайское поднятие

АСП - Алдыяр-Сугандинское поднятие

Рис. 2. Ферганский НГБ. Схема тектонического районирования

ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

дислокаций: 1) Северного надвигового пояса; 2) Центрального грабена; 3) Южного переходного пояса; 4) Майлису-Карагундайского поднятия.

Южно-Таджикская впадина (ЮТВ) является северной частью Афгано-Таджикской депрессии (АТД) и расположена между мощными сложными антиклинальными поднятиями - хребтами Алайской системы и Памира - Дарваза. Эта часть территории сложена исключительно мезозойскими и кайнозойскими отложениями, заполнявшими с начала мезозоя область прогибания между поднятиями палеозойских массивов.

Структура осадочного чехла ЮТВ характеризуется наличием трех синклинальных зон (рис. 3) -Сурханской (раскрывающейся южнее в Мазари-Шарифский бассейн), Вахшской и Кулябской. Данные мегасинклинали в пределах ЮТВ разделены Кафирниганской и Обигармской мегаантикли-налиями. Антиклинальные зоны осложнены солянокупольным диапиризмом надсолевых отложений в стратиграфическом интервале от поздней юры до палеогена [3].

В пределах зон внешнего обрамления впадины поверхность фундамента приподнята до 3 км и менее. В пределах Южно-Таджикской впадины выделяются Байсанская ступень на западе и Душанбинская на севере. Южнее впадина раскрывается в АТД, южной границей которой является Северо-Афганское поднятие.

Особенности строения осадочного чехла АТД связаны с наличием двух структурно-тектонических этажей: надсолевого и подсолевого. Постюрский надсолевой комплекс характеризуется развитием субмеридиональных систем неогеновых надвигов, обусловивших развитие серии антиклинориев и синклинориев. В пределах первых отложения палеогена выходят на поверхность, в то время как в синклинориях они перекрыты континентальными образованиями неоген-квартера мощностью в несколько километров. Таким образом, надсолевой комплекс характеризуется развитием валоподоб-ных структур, осложненных в сводовых частях дизъюнктивными, в том числе надвиговыми нарушениями (см. рис. 3).

Автохтонные (подсолевые) отложения перекрыты надвигами Гиссарского и Памирского хребтов. Внутренняя структура подсолевых отложений слабо изучена, так как на значительной части ЮТВ эти отложения залегают на глубинах от 8 до 12 км. Исключение составляют периферийные ступени впадины, где отмечается уменьшение мощности надсолевого комплекса и юрские отложения приподняты до 2,0-3,5 км. Это установлено, например, в пределах узбекской части ЮТВ - Байсанской ступени (месторождение Гаджак). В пределах других периферийных зон ЮТВ возможны изменения структурного стиля от складчато-надвигового до блоково-складчатого. Примером такого изменения является строение в районе Комсомольского месторождения (Душанбинская ступень).

В пределах Ферганского НГБ промышленная нефтегазоносность выявлена практически во всем вскрытом разрезе - в отложениях неогена, палеогена, мела, юры и верхней части пермотриасового комплекса. Первые промышленные притоки нефти в Ферганской впадине были получены в 1880-е гг. (площадь Шор-Су). В дореволюционные годы (1900-1917 гг.) были открыты три месторождения: Майлисай, Шимон и Ким. Объем накопленной добычи нефти с 1885 по 1917 г. составил 488 тыс. т. В довоенные годы с вводом в разработку месторождения Шор-Су в 1927 г. отмечается увеличение добычи до 50 тыс. т/год. За 1933-1936 гг. в палеогеновых отложениях были открыты 8 месторождений УВ. В послевоенные годы с открытием месторождений Палванташ и Андижан была доказана промышленная нефтегазоносность верхнемеловых отложений. За период с 1951 по 1961 г. были открыты 11 месторождений. В начале 1960-х гг. интенсивные геолого-разведочные работы (ГРР) в пределах северного борта НГБ привели к открытию месторождений Майлису-Ш и Кызыл-Алма. Позднее месторождения открывались в основном в юго-восточной части бассейна. К 1982 г. были выявлены 229 залежей нефти и газа на 57 месторождениях, главным образом в палеогеновых отложениях [3].

В разрезе выявлено более тридцати продуктивных горизонтов с промышленными притоками УВ [3]. От одного до трех горизонтов связаны с отложениями верхнепермско-триасового НГК (горизонты ХХХ-ХХХ11). С юрским НГК связаны семь продуктивных горизонтов (ХХ111-ХХ1Х), они представлены чередованием глинистых и песчаных пластов мощностью от 12 до 100 м, открытая пористость коллекторов составляет 15-20 %, проницаемость - 100-500 мд. Юрский НГК в основном газоносен, газ преимущественно метановый (70-80 % и более), содержание этана - 2-4 %, тяжелых УВ до 1,5-2,5 %. Юрские нефти плотностью от 0,78 до 0,86 г/см3 характеризуются высоким содержанием парафина (до 22 %).

Рис. 3. Обзорная схема тектоники и месторождений Афгано-Таджикской впадины

ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

В составе мелового НГК выделены двенадцать продуктивных горизонтов (Х1-ХХ11), пред-ставленых в основном песчаниками, реже - чередованием песчаников и известняков, лишь иногда - известняками. Пористость пород-коллекторов составляет 6-24 %, проницаемость - от п х 10 до п х 1000 мд. Продуктивные горизонты в основном газоносны. Присутствие нефти отмечено на месторождении Майлису-1У.

Палеогеновый НГК характеризуется наличием девяти продуктивных горизонтов (11-Х), ко -торые связаны с отложениями акджарских, бухарских, алайских и сумсарских слоев. Породы-коллекторы представлены песчаниками, известняками и доломитами мощностью от 0,5 до 35 м, с открытой пористостью от 4 до 24 % и проницаемостью от 0,1 до 272 мд. Отложения палеогена в основном нефтеносны. В разрезе палеогена основными продуктивными горизонтами являются пласты II, V, VII и 1Х.

Неогеновый НГК продуктивен на месторождениях Узбекистана (Мингбулак, Тергачи, Шорбулак, Палванташ и др.), Кыргызстана (Майлису-^), отдельных площадях Таджикистана (Маданият). Залежи УВ приурочены к терригенным коллекторам массагетского и бактрийского ярусов (I). Открытая пористость коллекторов в среднем составляет 10-12 %.

В пределах Афгано-Таджикского НГБ промышленные скопления УВ выявлены в широком стратиграфическом диапазоне от палеогена (акджарские, бухарские, алайские и сумсарские слои) до юры [1]. Первые промышленные притоки газа были получены в 1959 г. из верхнемеловых и палеогеновых отложений на месторождении Кызыл-Тумшук. Позднее открыты еще 26 месторождений, в том числе в Таджикистане - 12, в Узбекистане - 9 и Афганистане - 5.

Промышленная газоносность юрских отложений установлена в пределах Душанбинского прогиба на месторождениях: Шаамбары, Комсомольское, Андыген и Гаджак Сурхандарьинской мегасинклинали. Породами-коллекторами (продуктивный горизонт XV) являются карбонатные образования келловей-оксфордского возраста эффективной мощностью 5-10 м (на месторождении Гаджак мощности увеличиваются до 50 м и более) с открытой пористостью 6-12 %. Юрские отложения в регионе газоносны. Газ метановый с содержанием этана до 6,5 %. На месторождении Гаджак - газ сернистый.

Нефтегазоносность меловых отложений в пределах ЮТВ установлена на уже упомянутых месторождениях и месторождениях Кызыл-Тумшук и Ляльмикар. Продуктивны терригенные отложения неокома (горизонт ХГУ), верхов баррема - низов апта (ХШ), верхов апта - низов альба (ХП-Х!). Породы-коллекторы представлены в основном песчаниками с эффективной мощностью пластов от 6-8 до 55-62 м при открытой пористости от 10-15 до 21 %. В верхнем альбе и сеномане (Х и К) продуктивны песчаники и известняки. Эффективная мощность коллекторов предполагается до 50 м при открытой пористости до 17-19 %. В кровле верхнего мела продуктивны маастрихтские известняки с прослоями доломитов и мергелей (VII и V) с эффективной мощностью до 37,5 м при открытой пористости от 14-16 до 19 %. Дебит газа из этих отложений на месторождении Кызыл-Тумшук составлял 95 тыс. м3/сут. На месторождении Ляльмикар продуктивны отложения сенона. Отложения мела в основном газоносны.

Нефтегазоносность палеогенового комплекса связана с отложениями акджарских, бухарских, алайских и сумсарских слоев; основные запасы УВ - с карбонатными образованиями палеоцена (IV, II, I). Эффективная мощность продуктивного горизонта IV составляет 14-22 м при средней открытой пористости пород-коллекторов 19 %. Продуктивный горизонт II характеризуется эффективной мощностью от 3 до 36 м (в основном 12-13 м) и открытой пористостью пород-коллекторов от 2-5 до 19 %. Для продуктивного горизонта I соответствующие параметры характеризуются значениями 5,3-10 м и от 4-5 до 18 %. Дебиты газа из продуктивных горизонтов палеогена составляли от 35 до 750 тыс. м3/сут, дебиты нефти достигали 8-10 т/сут.

Структура начальных суммарных ресурсов УВ по межгорным впадинам Центрально-Азиатского региона характеризуется низкой разведанностью. Например, в Республике Таджикистан основную часть НСР УВ составляют прогнозные ресурсы - до 70 % и более [4]. В наиболее изученной таджикской части Ферганской впадины добыча и разведанные запасы УВ составляют около 16 % НСР, перспективные запасы - 5-6 %, локализованные ресурсы - около 8 % и прогнозные - более 70 %. При этом изученность НСР УВ составляет 16,1 %, а в целом для Ферганской впадины - 15-20 %. Таджикская часть Афгано-Таджикской впадины соответственно характеризуется накопленной добычей и разведанными запасами УВ в размере около 1 %, перспективными запасами - 0,1 %, лока-

лизованными ресурсами - 2,4 % и прогнозными - более 90 %, изученностью НСР УВ - в размере чуть более 1 %. Для остальных впадин, где пока не открыты скопления УВ, НСР УВ представлены исключительно прогнозными и перспективными ресурсами.

Освоенность НСР УВ для таджикской части Ферганской впадины составляет около 9 % и ЮТВ -около 1 %. Приведенная информация свидетельствует о несбалансированном характере освоения УВ потенциала ЦАР, при высокой выработанности запасов выявленных месторождений нефти и газа отмечается низкая изученность ресурсов углеводородов.

Таким образом, анализ современного состояния минерально-сырьевой базы УВ ЦентральноАзиатского региона свидетельствует о том, что в структуре НСР отмечается существенное преобладание прогнозных ресурсов и существуют потенциальные возможности для наращивания разведанных запасов нефти, газа и конденсата в целях обеспечения роста объемов нефте- и газодобычи в регионе.

В Ферганской впадине по фазовому состоянию УВ отмечается примерно равное соотношение между нефтью и газом при некотором преобладании нефти [4, 5]; в пределах АТД - существенное преобладание газа над нефтью, более чем десятикратное [4].

Геолого-экономические особенности освоения УВ-ресурсов в рассматриваемом регионе в основном определяются сложностью геологического строения ловушек, которая связана с явно выраженным структурным характером последних и наличием многочисленных нарушений, в том числе и надвигового характера. Кроме того, в разрезе межгорных впадин существенную роль играют соленосные образования позднеюрского возраста в АТД и неогенового - в северо-западной части Ферганской впадины.

Проведенный анализ результатов ГРР в регионе свидетельствует о том, что в пределах всех меж-горных впадин все еще имеются недоизученные территории, в том числе под водами озер и водохранилищ, а также перспективные направления для продолжения поисково-разведочных работ с целью поисков скоплений УВ и наращивания МСБ региона. При этом необходимо осознавать, что основные перспективы связаны с впадинами, где уже доказана промышленная нефтегазоносность. Кроме того, при планировании дальнейших ГРР в пределах последних необходимо учитывать весьма существенную изученность верхнего структурного этажа разреза, который, по-видимому, уже в значительной степени исчерпал свой ресурсный потенциал. При этом все еще имеются достаточно крупные глубокопогруженные перспективные объекты типа В. Супетау, З. Махрам и др. (Ферганская впадина), Миршади, Бокаты, Донгуз, Ю. Каратау, Ханабад и др. (АТД). Размеры предполагаемых единичных скоплений УВ в верхнем структурном этаже едва ли превысят запасы уже выявленных в регионе месторождений.

Основные перспективы межгорных впадин Центрально-Азиатского региона по увеличению ресурсного потенциала УВ-сырья в настоящее время, по-видимому, можно связывать с поднадвиго-вым (автохтонным) мел-палеогеновым и подсолевым юрским (в пределах АТД) направлениями. В пределах этих направлений выявлены многочисленные перспективные объекты, которые характеризуются большими глубинами залегания перспективных горизонтов, наличием разрывных нарушений, сложностью геологического строения, в том числе и за счет присутствия в разрезе соленосных образований. Все это является причиной сложных сейсмо-геологических условий регистрации сейсмических волн и соответственно слабой сейсмической обоснованностью имеющихся представлений о геологическом строении выявленных перспективных объектов [3]. Таким образом, в регионе в настоящее время отмечается отсутствие перспективных объектов, подготовленных на современном научно-техническом уровне к поисковому бурению. Поэтому на всех объектах необходимы дополнительные сейсморазведочные работы для уточнения строения перспективных горизонтов.

Геолого-экономическая оценка ГРР по подготовке запасов УВ в ЦАР может быть сделана для периода до 1991 г., так как позднее работы не проводились. По данным ОАО «ИГиРНИГМ», подготовка 1 т у. т. в Ферганской впадине (республика Кыргызстан) составляла 43,3-50 руб. [5]. Удельные затраты на добычу 1 т у.т. фактически составили 60 руб. Удельные совокупные затраты по освоению 1 т у.т. при этом составляли 103,5-110 руб. Для впадин Северного Кыргызстана удельные совокупные затраты по освоению 1 т у.т. соответственно составляют: для Восточно-Чуйской - 90-140 руб.. Алайской - 174-205 руб., Иссык-Кульской - 327-357 руб., Нарынской - 338-368 руб. [5]. Более мелкие межгорные впадины будут характеризоваться более крупными удельными совокупными затра-

тами по освоению 1 т предполагаемых УВ. При этом в АТД планируются менее значительные, чем в Ферганской впадине, удельные совокупные затраты по освоению 1 т у.т., особенно если будет доказана промышленная газоносность юрских подсолевых отложений, что, очевидно, будет являться наиболее оптимистическим сценарием в реализации инвестиционных проектов по освоению нефтегазового потенциала осадочных бассейнов ЦАР.

В целом реализация инвестиционных проектов в странах ЦАР характеризуется высокими рисками. Для их снижения необходимо проведение комплексных геолого-экономических мониторинговых исследований, направленных на обоснование «страховочных» мероприятий (хеджирование), базой для которых должен являться многовариантный сценарий прироста рентабельных запасов газа и нефти.

Список литературы

1. ОруджеваД. С. Тектоника, формации и нефтегазоносность межгорных впадин / Д.С. Оруджева, Г.В. Глумаков и др. - М.: Наука, 1988. - 117 с.

2. Максимов С.П. Осадочный чехол Средней Азии и Южного Казахстана / С.П. Максимов. - М.: Недра, 1992. - 148 с.

3. Ольшанский А. С. Проведение цифровой переобработки и переинтерпретации данных сейсморазведки по нефтегазоносным областям Республики Таджикистан: отчет / А.С. Ольшанский и др. - Саратов: Саратовнефтегеофизика, 2008.

4. Солопов Г.С. Оценка ресурсов УВ по состоянию на 01.01.2007 г. и перспективы развития сырьевой базы и добычи углеводородов в Республике Таджикистан: отчет / Г.С. Солопов и др. -Ташкент: ИГИРНИГМ, 2007.

5. Солопов Г.С. Прогнозная оценка ресурсов углеводородов Кыргызской республики: отчет / Г.С. Солопов и др. - Ташкент: ИГИРНИГМ, 2007.