Афгано–Таджикский нефтегазоносный бассейн.
Этот бассейн расположен в одноименной межгорной впадине Памир-Таньшанского эпиплатформенного орогена и ограничен с севера хребтами Гиссара и Зеравшана, с востока хребтами Дарваза, с запада отрогами Гиссара, на ЮЗ в Афганистане – Северо-Афганским выступом, а на ЮВ – Гиндукушем. Северная часть бассейна располагается на территории Узбекистана и Таджикистана, южная в северном Афганистане. Площадь бассейна около 70 тыс.км2.
Геолого-поисковые работы на нефть и газ начаты здесь в 30-е годы. Первые геофизические исследования начаты в 1934г. Однако планомерные региональные геолого-геофизические работы начаты здесь в 1959г. Изученность важнейшими видами региональных работ не высокая. Поисковое бурение начато в 1933 году, а уже в 1934 году открыто первое месторождение Хаудаг (Сурхандарьинская мегасинклиналь) с залежами нефти в палеогене. В дальнейшем в палеогеновых отложениях были открыты месторождения Уч-Кызыл, Кокайты, Кызыл-Тумшук и др. В 60-е годы установлена н/г меловых и юрских отложений в Душанбинском прогибе и подсолевых верхне юрских пород в пределах юго-западного Гиссара. В конце 70 и начале 80-х годов установлена н/г Кулябского синклинория (в палеогене).
На начало 80-х годов общий объем бурения составил 1,3 млн.п.метров, плотность бурения 18,5м на 1км2. Но распределено бурение по площади очень неравномерно. Лучше изучены Душанбинский, Вахшский, Сурхандарьинские прогибы. Наиболее разведанными являются палеогеновые отложения, в Душанбинском прогибе, кроме того, меловые и юрские. Юрские подсолевые изучены и в юго-западном Гиссаре.
К началу 90-х годов в пределах бассейна известно 27 месторождений, в основном мелких.
Тектоническое районирование
Как и Ферганский бассейн, Афгано-Таджикский бассейн связан с межгорной впадиной эпиплатформенного орогена. До олигоцена она вместе с ЮЗ отрогами Гиссара и Амударьинской впадиной представляла единую платформенную область. В послеолигоценовое время здесь сформировалась межгорная впадина, ограниченная хребтами.
Современная структура Афгано-Таджикского бассейна обусловлена складчато-глыбовым строением палеозойского фундамента и наличием многочисленных разломов, неоднократно активизировавшихся. Наибольшая тектоническая активность наблюдалась, как и в Ферганском бассейне в альпийское время.
В пределах северной части Афгано-Таджикского бассейна выделяют ряд крупных положительных и отрицательных элементов, преимущественно субмеридионального простирания. С запада на восток выделяются следующие элементы: Мегаантиклиналь ЮЗ Гиссара (с Байсунским прогибом), Сурхандарьинская мегасинклиналь (синклинорий), Кафирниганская мегаантиклиналь (антиклинорий), Вахшская мегасинклиналь, Обигармская мегаантиклиналь, Кулябская мегасинклиналь. Эти тектонические элементы продолжаются на территории Афганистана, изменяя простирание с СВ на СЗ. Особняком на Севере бассейна выделяется Предгиссарский (Душанбинский) прогиб субширотного простирания.
Мегаантиклиналь ЮЗ Гиссара представляет собой положительную неотектоническую структуру соответствующую крупному поднятию фундамента, ступенчато погружающегося к ЮЗ. На СЗ она ограничена Бешкентским прогибом, а на ЮВ Сурхандарьинской мегасинклиналью.
На юго-востоке Мегаантиклиналь ЮЗ Гиссара осложнена Байсунским прогибом. Развитые в пределах мегаантиклинали структуры имеют СВ простирание.
Сурхандарьинская мегасинклиналь характеризуется мощным разрезом (3км и более) неоген-четвертичных отложений. Развиты здесь складки двух типов. Одни – линейно-вытянутые (15-25км), узкие (3-4км), другие (в западной части) характеризуются незначительным превышением длины и ширины и более спокойным строением.
Кифирниганскаямегаантиклиналь характеризуется приподнятым залеганием меловых и палеогеновых отложений. На севере развиты крупные (до 100км), нарушенные складки, с запрокинутыми крыльями, иногда имеющие чешуйчатое строение. На юге они менее сложные и более мелкие (до 30км).
Вахшская мегасинклиналь характеризуется мощной толщей неоген-четвертичной молассы (2,5-3км). Здесь развиты узкие и асимметричные структуры.
Обигармская мегаантиклиналь осложнена линейными структурами, сложенными на Севере меловыми, а на юге палеогеновыми отложениями и осложненными многочисленными нарушениями. На юге структуры более простые и менее крупные.
Кулябская мегасинклинальотличается значительными размерами и максимальной мощностью неоген-четвертичных отложений (на юге 6-7км). Здесь интенсивно проявилась соляная тектоника (на поверхности обнажаются соляные купола Ходжа-Мунын, Ходжа-Сартис и др). Предполагается что корни соляных структур связаны с верхнеюрскими отложениями. Локальные структуры здесь протяженные (десятки км), узкие (3-5км), резко выраженные (угол по неогену 60-800), осложненные надвигами. На юге структуры более спокойные и менее нарушенные.
Душанбинский прогибограничен разломами. Степень дислоцированности мезозойских и палеогеновых отложений уменьшается от периферии к центру. Локальные структуры слабонарушенные.
Таким образом, положительные тектонические элементыобразованы пучками тесно сближенных узких протяженных складок, нарушенных преимущественно продольными нарушениями (чаще надвигами). На севере в сводах структур на поверхность выходят эродированные меловые и юрские породы. В южном направлении наблюдается общее погружение пород и на поверхности развиты палеогеновые и неогеновые отложения.Для мегасинклиналей характерноболее спокойное строение, меньшая нарушенность, особенно в центральных частях. Складки часто образуют линейные зоны с кулисообразным расположением структур. ВКулябскоймегасинклинали развиты соляные купола открытого и закрытого типа.
Разрез
Палеозойские породы фундамента обнажены в горных сооружениях (кварциты, известняки, метаморфические сланцы, эффузивные и интрузивные породы). Мощность несколько км, глубина залегания в бассейне до 7 и даже 14км.
Развитие бассейна в Mz–Kzвремя сходно с Ферганским, поэтому здесь выделяют те же структурно-формационные комплексы. Общая мощностьMz–Kzздесь несколько больше, отличием является также развитие соленосных отложений в верхней юре.
Триасовые отложения изучены слабо. Сложены терригенными, часто угленосными породами, сланцами мощностью 0-70м.
Нижне-среднеюрские отложения до батского яруса включительно несогласно перекрывают фундамент и сложены в основном континентальными угленосными терригенными толщами и лишь верхняя часть этого интервала разреза сложена прибрежно-морскими песчано-глинистыми отложениями с линзами ракушняков. Мощность в среднем 550-600м.
Келловейский ярус и верхнеюрские отложения сложены карбонатными, песчано-глинистыми и соленосными отложениями. Соленосные отложения – это гуардакская свита (в часть Оксфорда – низы титона) – сложена каменной солью, ангидритами с прослоями мергелей, мощность ее достигает 1250м. На крайнем востоке она замещается песчано-глинистой толщей мощностью до 800м, в восточной части Душанбинского прогиба она выклинивается.
Подстилающие соленосную толщу средне-верхнеюрские породы сложены карбонатными (в том числе рифовыми), глинисто-карбонатными и песчано-глинистыми отложениями мощностью от нескольких десятков метров (на севере) до 800м (на крайнем востоке), где развиты преимущественно терригенные отложения.
Нижнемеловые отложения сложены преимущественно терригенными породами – красноцветными, пестроцветными от аргиллитов до конгломератов, с прослоями гипсов, в западных районах с прослоями известняков. Мощность 600-1500м.
Верхний мел сложен преимущественно морскими отложениями, терригенными и карбонатными. Роль карбонатов увеличивается с запада на восток. Они характерны для туронско-маастрихского интервала разреза. Мощность 950-1850м.
Палеоцен-среднеолигоценовая часть разреза сложена песчано-глинистыми, карбонатными породами, есть прослои гипсов, гравелитов. Мощность от 1100-1350м.
Олигоцен-миоцен (массагетский ярус). Сложен этот интервал континентальными песчано-глинистыми, конгломератами, в нижней части разреза на западе встречаются известняки, мергели. Мощность 3700м.
Плиоцен (бактрийский ярус) – песчано-глинисто-конгломератовая толща, мощностью от 250м (ЮЗ Гиссар) до 5км.
Четвертичная система – аллювиально – пролювиальные галечники, пески, суглинки. Мощность до 1км.
Нефтегазоносность
К настоящему времени залежи нефти и газа установлены в отложениях от юрских до палеогеновых. Разными авторами выделяется различное количество региональных нефтегазоносных комплексов от 4 до 8. В палеогене преобладают нефтяные залежи, хотя встречаются и даже газовые. В юрских и меловых – газовые.
Верхнеюрский – карбонатно-галогенно-сульфатный. Коллекторы известняки трещиноватые, кавернозно-поровые келловей-оксфорского возраста. Покрышка сульфатно-галогенная – гуардакская свита. Мощность коллекторов 50-100м. Дебиты газа до 700-800 тыс. м3/с. Месторождения Адамташ, Комсомольское, Андыген.
Нижнемеловой. По последним материалам здесь выделяют три самостоятельных комплекса: неокомский – глинисто-песчаный, апт-нижнеальбский – песчаный, и альбский – карбонатно-терригенный. Коллекторы песчаники, реже известняки. Коллекторские свойства невысокие. Покрышки глинистые иногда с сульфатами. Месторождения – Комсомольское, Андыгени др.
Верхнемеловой. По данным Ермолкина в этом интервале выделяют сеноман-нижнетуронский карбонатно-терригенный, покрышка – глинистая и турон-сенонский карбонатно-терригенный, покрышка карбонатно-сульфатная. Месторождения Кызыл-Тумшук, Комсомольское, Ляль-Микар.
Палеогеновый. Верхний палеоцен – нижний эоцен, карбонатный. Покрышка глинистая.
Эоцен-олигоценовый терригенный. Покрышка глинистая.
Продуктивен палеоген везде кроме ЮЗ Гиссара.
Все месторождения связаны с антиклинальными складками, часто нарушенными. Залежи пластовые сводовые, в том числе нарушенные, тектонически экранированные, реже массивные.
В пределах Афгано-Таджикского бассейна выделяют: Юго-Западно-Гиссарский, Душанбинский преимущественно газоносные районы, а также Сурханский, Вахшский и Кулябский н/г районы.
Юго-Западно-Гиссарский район. Он соответствует мегаантиклинорию ЮЗ Гиссара и Байсунскому прогибу. Основные залежи здесь в подсолевых верхнеюрских отложениях. Залежи массивные и сводовые. Месторождения небольшие, газовые, - Адамташ, Гумбулакское, Гаджак. На последнем кромеXVгоризонта верхней юры – газовая залежьQгдо 2,4 м3/с; установлена залежь в нижнем мелу –XIVгоризонт готерива, залежь газаQгдо 70 тыс. м3/с.
Сурханский н/г район
Он соответствует Сурхандарьинской мегасинклинали. Основные залежи нефти в карбонатных коллекторах палеогена, есть залежи в терригенных коллекторах палеогена и мела. Месторождения многопластовые. Месторождения Хау-Даг, Уч-Кызыл, Кокайты, Ляль-Микар, Амударьинское и др. Всего 10 месторождений, преобладают нефтяные (9).
Месторождение Кокайты
Связано с брахиантиклинальной складкой 0,7х6км (по кровле IIгоризонта палеоцена), осложненной взбросом. ПродуктивныI,II, иIIIгоризонты палеоцена.Qн20-50 т/с
Месторождение Ляль-Микар
Связано с антиклиналью сундучного типа по кровле IIгоризонта 0,75х9км. Залежи нефтяные, газо-нефтяные и газовые. В палеогене – 7 продуктивных горизонтов, в верхнем мелу – 3 горизонта.Qн=20 – 43 т/с;Qгдо 20-378 тыс. м3/с из верхнего мела.
Вахшский н/г район
Он соответствует одноименной мегасинклинали. Основные начальные запасы УВ сосредоточены в палеогене (85%) и верхнем мелу (15%). Месторождения небольшие: Кызыл-Тумшук, Акбаш-Адыр, Кичик-Бель.
Месторождение Кичик-Бель
Приурочено к антиклинальной складке, размер которой по IIгоризонту 1,7х2,5км. Залежи нефти в палеоцене –I,II,IIIгоризонты,Qн50-150 т/с. Сенон-нижний эоцен –Vгоризонт – газоконденсатная залежь и альб-турон –IXгоризонт газоконденсатная залежь.
Душанбинский н/г район
Соответствует одноименному прогибу. Разведанные запасы в палеогене, мелу и юре. Основные месторождения – Шаамбары, Комсомольское, Андыген.
Месторождение Комсомольское
Приурочено к брахиантиклинальной складке субширотного простирания. Размер 6х1км. Она осложнена несколькими разрывными нарушениями.
Газоносны: палеоцен – известняки Iгоризонта,Qг> 100 тыс. м3/с; турон-сеноман – песчаники, известняки, мощность 16-30м.Qг480тыс. м3/с; альб и альб-готерив – 3 горизонта, г/к залежь,Qгдо 275 тыс. м3/с; келовей-оксфорд (Y3) –XVгоризонт известняки,Qг176-230 тыс. м3/сут. Основные залежи в мелу и верхней юре.
Кулябский н/г район
В этом районе 4 месторождения. Приурочены к антиклиналям, нарушенным. Продуктивны палеоцен, олигоцен. Залежи нефтяные, г/н и газовые.
Месторождения: Бештентяк – залежи НГК в палеоцене и нефтяные в олигоцене.
Ходжа-Сартис – газ в палеоцене, Qгдо 340 тыс. м3/с.