В настоящее время применяются два под хода к нефтегазогеологическому районированию: первый основан на изученности территорий с учетом комплекса геологических критериев для выделения НГП, НГО, НГР (А.А. Бакиров, Г.E. Дикенштейн и др.); второй– историко-генетический (И.О. Брод, В.E. Хаин, H.Б. Вассоевич, Б.А. Соколов и др.). Он зиждется на выделении НГБ, определяемых как автономная система, внутри которой в неразрывной связи реализуются процессы онтогенеза нафтидов [1]. Бассейновый принцип районирования, базирующийся на результатах генетического, историко-геологического изучения регионов и содержащихся в них нафтидов, имеет прогностическую направленность и поэтому представляется нам более приемлемым для территорий, нефтегазоносность которых еще недостаточно изучена.

Комплексный историко-геологический подход к районированию Афгано-Таджикской впадины (ATB) важен не только потому, что позволяет учесть максимум доступных анализу критериев и повышает тем самым обоснованность районирования, но и обладает преимуществами системного анализа любого природного (в том числе нефтегеологического) явления, когда все члены изучаемой системы рассматриваются в развитии, в их диалектической взаимосвязи и взаимодействии.

Многоэтапная мезозойско-кайнозойская история ATB отличалась сложностью, усугубляемой гетерогенностью региона. Большая часть его являлась восточной окраиной Туранской плиты, которая на востоке и юге окаймлялась глубоким Предпамиро-Гиндукушским палеопрогибом. В геологической истории ATB отчетливо выделяется ряд чередующихся стадий ортоплатформенного развития региона, наиболее характерных для западной (большей части) ATB, и стадий активизации тектонического режима, которые наиболее полно и длительно проявлялись на юго-восточной окраине впадины [4].

С новейшей стадией активизации геотектонического режима (олигоцен-антропоген), отличающейся от всех предыдущих большей дифференцированностью, контрастностью, скоростью и амплитудой движений, связана существенная перестройка структурного плана региона и формирование современного облика не только структуры осадочного чехла, но и всей внутрипластовой флюидодинамической системы. Именно в эту стадию на восточной окраине обширной Верхнеамударьинской депрессии обособился в современных границах Афгано-Таджикский седиментационный, а в его пределах – одноименный нефтегазогидрологический бассейн (AT НГГБ).

В тальбарскую фазу складчатости (средний плиоцен) происходило формирование крупнейших дизъюнктивных нарушений, в том числе крупных надвигов, образование на территории Вахш-Кафирниганского палеосвода Вахшской синклинорной зоны, в результате чего обособились Кафирниганская и Обигармская антиклинорные зоны. Наконец, в новейшую стадию активизации проявилась дисконформность структуры над- и подсолевой частей осадочного чехла и процессы гравитационного тектогенеза, которые, по мнению M.В. Васильчикова, обусловили чешуйчато-надвиговое глубинное строение региона.

Процессы развития внутрипластовой флюидодинамической системы и вмещающих пород были неразрывно связаны. Поэтому нефтегазогидрогеологическое районирование ATB должно базироваться на анализе современной структуры региона с выявлением и максимальным учетом наиболее унаследованных элементов древней структуры. К ним относятся флюидодинамическая система от мезозоя до раннего неогена, возможные отторженцы этой системы, изолированные от нее и запечатанные в виде реликтов. Такие отторженцы из-за фрагментарного характера изученности территории, благодаря определенным особенностям своего состава и строения "нарушают" установленные (или предполагаемые) региональные закономерности.

Нефтегазогеологическое районирование рассматриваемого бассейна, который К.H. Кравченко (1985 г.) относит к сложному многоосному типу бассейнов замедленного прогибания на ранних стадиях развития и ускоренного на поздних, предусматривает выделение днищ (по количеству осей, тальвегов), склонов (бортов) и гребней (рисунок).

Самым древним и, по-видимому, унаследованно развивающимся с начала мезозойской эры является днище, располагающееся в наиболее погруженной части Предпамиро-Гиндукушского палеопрогиба. Несколько более молодыми, зародившимися в юрское время, представляются днища, приуроченные к осевым частям Душанбинского прогиба и современной Сурханской синклинорной зоны, а также ряд днищ в пределах Северного Афганистана. Самым молодым, связанным с новейшим периодом активизации геотектонических движений, является днище, приуроченное к осевой части Вахшской зоны. С учетом дисконформности структурных планов надсолевой (надъюрской) и подсолевой частей осадочного чехла ATB, возникшей в начале поздней стадии новейшего периода (средний плиоцен? – плиоплейстоцен), можно предположить, что только Предпамиро-Гиндукушское днище характеризует все стадии развития AT НГГБ. Меньшей степенью унаследованности могут характеризоваться днища, помеченные на рисунке номерами II–VI. Днище Вахшской зоны развивалось, видимо, лишь в новейший период.

Основными гребнями AT НГГБ являются внешнее ограничение бассейна и выходы на дневную поверхность юрских и меловых пород в Кафирниганской и Обигармской антиклинорных зонах. Имеются, конечно, и гребни более низкого ранга, но они могут быть намечены лишь при достаточно дробной степени районирования. Кроме того, основные гребни и прилегающие к ним части склонов имеют открытый характер, особенно гребни внешнего ограничения бассейна. В этом случае породы, слагающие склоны (или наиболее молодые флюидоносные породы), открыты для выхода в атмосферу УВ, которые могут достигать крупных размеров. В то же время большая часть внешних границ AT НГГБ может иметь условный характер. Не исключено, что значительная часть бассейна, особенно ее восточная и северная окраины, в процессе спрединга материков вовлечена в погружение и находится в поднадвиговом состоянии.

Следующим элементом районирования являются склоны (борта) бассейна, заключенные между днищами и гребнями. Склоны – это моноклинальные части бассейна, в пределах которых происходит элизионный и инфильтрационный водообмен, а также все стадии онтогенеза нафтидов. В связи со значительной степенью погруженности нефтегазоносных комплексов и их интенсивной дислоцированностью склоны AT НГГБ практически повсеместно вовлечены в стадию генерации жидких и газообразных УВ. Высокой активностью характеризуются на склонах и процессы миграции, аккумуляции и переформирования скоплений нефти и газа.

Предложено множество вариантов гидрогеологического районирования ATB. Следует отметить, что по-разному трактуются принципы типизации гидрогеологических структур, границы и соотношения между ними. Отрицательные геоструктурные элементы и соответствующие им понижения в рельефе обычно рассматриваются как артезианские бассейны по меловым и кайнозойским отложениям а иногда и по всему осадочному чехлу. Антиклинорные зоны ATB некоторыми исследователями охарактеризованы как артезианские бассейны, либо как гидрогеологические надмассивы. Если исходить из факта наличия напорных вод как в синклинорных, так и в антиклинорных зонах ATB, то следует именовать и те и другие бассейнами напорных вод, или гидрогеологическими бассейнами. Границы Афгано-Таджикского бассейна обычно проводят выходам на дневную поверхность образований палеозойского фундамента, а границы между гидрогеологическими бассейнами второго и третьего порядков – по осевой части внутренних гребней, т. е. выходам на поверхность самых древних осадочных пород в ядрах антиклиналей. Типизацию геологических структур трудно осуществлять по характеру скоплений подземных вод [3], поскольку последние приурочены, как правило, к коллекторам смешанного типа. Исходя из общей направленности поверхностного и подземного стока в верхней гидродинамической зоне (иногда и в зоне затрудненного водообмена), ATB рассматривается в качестве части единого гидрогеологического, Верхнеамударьинского, района(H. А. Маринов и др., 1974 г.).

По механизму формирования напора среди ФДС в пределах ATB различаются инфильтрационные и элизионные (седиментационные) системы, а также обладающие смешанными чертами, особенно если рассматривать последние в историко-геологическом аспекте. В пределах ATB нет единого направления движения пластовых флюидов[2], ибо в одних случаях отмечена возможность движения их от наиболее погруженных участков к приподнятым, а в других – в противоположном направлении, АВПД в некоторых комплексах ограничивали возможности латеральной миграции флюидов, а в других способствовали перемещению флюидов в сторону меньших давлений вверх и вниз от участков с АВПД.

Критерием выделения гидродинамических комплексов является их подчиненность единой закономерности изменения плотности вод с глубиной или равенство для нескольких флюидоносных горизонтов (комплексов) двух параметров: давления на нулевой поверхности и плотности условной жидкости. Наличие единой закономерности распределения давления для нескольких комплексов не обязательно указывает на наличие гидродинамической связи, но отражает сходную картину изменения пластового давления с увеличением глубины. Выделение гидродинамических комплексов в осадочных толщах ATB по характеру распределения давлений возможно лишь на отдельных участках. Следовательно, можно говорить об отсутствии в ATB единых гидродинамических комплексов. За исключением образований гаурдакской свиты, флюидоупоры не всегда имеют АВПД. Роль гаурдакской свиты значительна и в создании АВПД в палеоген-неогеновых отложениях в участках проявления соляной тектоники. По результатам гидродинамических исследований на некоторых площадях ATB можно выделить районы со сходными гидродинамическими условиями (см. рисунок). Недостаток гидродинамических данных по всему осадочному чехлу, а также по многим локальным участкам создает дополнительные трудности при выделении районов и отображении их на картах. Это, возможно, связано с наличием упомянутых выше отторженцев, реликтов, палеоФДС, которые в условиях недостатка данных могут затушевывать существующие закономерности.

Отличия физико-химических свойств нефтей палеогеновых отложений западного борта Кулябской зоны от одновозрастных нефтей других элементов районирования: днищ (Вахшская зона), гребней (Кафирниганская зона) и др.– являются отражением особенностей онтогенеза нафтидов в различных частях бассейна и дают основание для выделения элементов районирования второго порядка (ранга). Кроме того, выявленную закономерность изменения некоторых свойств УВ-флюидов по разрезу нефтегазоносного комплекса (увеличение вверх по разрезу доли бензинов в нефтях и конденсатах и ТУВ в газах) можно использовать при более дробном районировании ATB.

Если считать AT НГГБ элементом нефте-газогидрогеологического районирования высшего, первого порядка, то днища, склоны и гребни являются элементами второго. В результате расчленения элементов второго порядка, т. е. зон преимущественной нефтегазоотдачи или нефтегазонакопления, образуются элементы третьего порядка, и, наконец, скопления УВ (месторождения и залежи) являются элементами районирования низших (четвертого и пятого) рангов. В более крупных, чем Афгано-Таджикский НГГБ необходимо предусмотреть еще один элемент районирования (район или участок), находящийся между зоной преимущественного нефтегазонакопления и месторождением. Низшую ступень должно занимать единичное скопление (залежь) УВ.

1. Генетические типы нефтегазоносных осадочных бассейнов СССР и их сравнительная характеристика/А.M. Серегин, Б.А. Соколов, Ю.К. Бурлин и др. // В кн.: Условия образования нефти и газа в осадочных бассейнах.– M.: Недра.– 1977.– С. 166–177.
2. Гидрогеологические предпосылки нефтегазоносности Таджикской депрессии / А.В. Готгильф, В.H. Афанасьева, T.А. Сафранов, M.И. Суббота.– Душанбе: Дониш.– 1975.
3. Зайцев И.К. Принципы гидрогеологического районирования и типизации гидрогеологических структур // В кн.: Основные типы гидрогеологических структур СССР.– Л.: 1974.– С. 5–9.
4. Меламед Я.P. Орогенные этапы в мезозойско-кайнозойской истории Афгано-Таджикской впадины в связи с процессами нефтегазонакопления.– Докл. АН Тадж. CCP.- 1981.– T. 24.– № 4.– С. 117–121.

Элементы районирования первого порядка (ранга): 1 – граница AT НГГБ; второго порядка: 2 – днища AT НГГБ (I – Предпамиро-Гиндукушское, II –Душанбинское, III –Сурханское, IV – Нарын-Чаль-Намакобское, V – Пулихумрийское, VI – Сагчоракское, VII – Вахшское); 3 – склоны (борта) AT НГГБ; 4 – гребни AT НГГБ; 5 – границы элементов районирования второго порядка. Участки с однотипным гидродинамическим разрезом: 6–АВПД от неогена до алайских слоев палеогена; 7 – нормальные пластовые давления в породах неогена-палеогена, АВПД в отложениях сенона – сеномана; 8 – нормальные давления в неогене – неокоме, АВПД в породах титона-кимериджа; 9 – нормальные давления в неогене-оксфорде; 10 – нормальные давления в алайских и бухарских слоях, АВПД в акджарских – бухарских слоях; 11 – риштанские слои – маастрихтские слои с АВПД; 12 – сенон-неокомские отложения с АВПД, оксфорд-келловейские с нормальными давлениями; 13 – скопления УВ (а – нефть, б –- газ, в – нефть и газ); 14 –границы современных структурно-фациальных зон. Синклинорные зоны: Б – Сурханская, Г – Вахшская, E – Кулябская, И – Афгано-Южно-Таджикская, З – Душанбинская; антиклинорные зоны: А – Юго-Западно-Гиссарская, В – Кафирниганская, Д – Обигармская, Ж – Паропамиз-Бандитуркестанская