Туранская нефтегазоносная мегапровинция

Туранская нефтегазоносная мегапровинция находит­ся на территории Туркмении, западной части Узбекистана, запа­де Казахстана и шельфа восточной части Каспийского моря. В тек­тоническом отношении мегапровинция связана с Туранской эпигерцинской плитой, являющейся частью единой молодой эпипалеозойской платформы Предкавказья, Средней Азии и Западной Сибири (рис. 140).

С юга Туранская плита ограничена молодыми горными соору­жениями Копет-Дага и альпийским предгорным прогибом, а с юго-востока — глыбово-складчатыми структурами эпиплатформенного подвижного пояса Средней Азии. На северо-западе она граничит с древней Восточно-Европейской платформой по системе погре­бенных краевых швов, а на северо-востоке ее граница условно может быть проведена по Талассо-ферганскому глубинному раз­лому, отделяющему герциниды от каледонид.

На западе граница Туранской плиты проходит в пределах ак­ватории Каспия. Тектонические элементы западной части моло­дой Среднеазиатской платформы по имеющимся геолого-геофи­зическим данным прослеживаются по дну Каспия на соединение со Скифской плитой Предкавказья. Однако данные морских гео­физических исследований показывают, что крупные структурные элементы платформенного чехла запада Туранской плиты в боль­шинстве случаев затухают в пределах акватории Каспия. Возмож­но, что в породах платформенного чехла структурные элементы запада Туранской плиты не имеют непосредственного продолже­ния в пределах Предкавказья (Скифской плиты). На севере Туран­ская плита соединяется с Западно-Сибирской плитой через Тургайский «пролив», образуя единую эпипалеозойскую Урало-Си­бирскую платформу.

В строении Туранской плиты выделяются: палеозойский складчатый фундамент, промежуточный пермо-триасовый комп­лекс и платформенный чехол.

Поверхность складчатого фундамента Туранской плиты име­ет эрозионно-тектоническое происхождение и резко расчленена, образуя крупные выступы и впадины, разграниченные как прави­ло продольными глубинными разломами.

В отдельных участках фундамент выходит на поверхность, в других (Мургабская впадина) погружен на глубину свыше 10 — 12 км. В различных частях плиты складчатый фундамент имеет раз­ный возраст от каледонского (Чуйская впадина) до позднегерцинского (Горный Мангышлак).

Фундамент плиты сложен сильно дислоцированными и мета-морфизованными осадочными и магматическими породами, пред­ставленными гранитоидами, туфопесчаниками и сланцами.

Промежуточный пермо-триасовый комплекс как самостоя­тельный наиболее четко выделяется в юго-восточных районах Ту­ранской плиты.

Платформенный чехол в прогибах и впадинах имеет мощность более 8—10 км и представлен преимущественно терригенными, а также карбонатными и эвапоритовыми отложениями юры, мела, палеогеновых и неоген-четвертичных осадков. Характерной осо­бенностью разреза осадочного чехла является широкое площад­ное распространение мощной соленосной толщи верхней юры юго-восточной части Туранской плиты. Соляная толща мощнос­тью 200 — 1000 м служит основной региональной покрышкой.

На территории Туранской плиты выделяются крупные текто­нические элементы разного порядка. К наиболее крупным отно­сятся: Амударьинская, Мургабская, Южно-Мангышлакская, Северо-Устюртская впадины, Каракумский свод, Предкопетдагский прогиб, Бузачинское поднятие и др.

Амударьинская впадина расположена в южной равнинной части Туранской плиты. На севере ограничена Кызылкумским кряжем, на юго-западе ее границей служит Репетек-Келифская зона развития соляных структур, приуроченных к погребенному глубинному разлому широтного простирания, на востоке отрога­ми Гиссарского хребта, на западе граница условно проводится по восточному склону Каракумского свода.

Рнс. 140. Схематическая карта распространения крупных тектонических элементов и месторождений нефти и газа Туранской плиты и сопредельных районов (по З. А. Табасаранскому)

1 — контуры крупных структурных элементов; 2 — региональные глубинные разломы, разделяющие наиболее крупные тектонические элементы; 3 — крупные разрывные нарушения древнего заложения, проявившиеся в отдельных участках в мезозойский этап развития; 4 — мелкие разрывы, осложняющие локальные структуры, в отдельных случаях затухающие с глубиной; 5 — эпиплатформенный подвижный пояс Средней Азии; 6 — аль­пийская складчатая область, 7 — контуры приподнятых блоков и выступов: А — Мешеклинского, Б- Янгиказган-ского, В — Газлинского, Г — Каганского, Д — Мубарекского, Е — Кабаклинского, Ж — Чарджоуского, 3 — Ден-гизкульского, И — Испанлы-Чандырского, К — Султан-Санджарского, Л — Тарышнинско-Айдахайского, М — Хоскудукского, Н — Песчаномысского, О — Ургенчского; П — Зеагли-Дарвазинского, Р — Ахчакаинского, С — Марыйского, Т — Бадхызского; У — Карабильского; 8 — контуры прогибов и опущенных блоков: I — Сегендик-ского, II — Жазгурлинского, III — Учкудукского, IV- Ассакеауданского, 9 — контуры линейных валообразных поднятий: а — Беке-Башкудукского, б — Жетыбай-Узеньского, в — Карауданского, г — Карабаурского, д — Багаджинского, е — Байрамалийского, ж — Тарханского; месторождения: 10 — газовые, 11-нефтяные, 12 — га­зонефтяные. Месторождения: нефтегазоносной области Южномангышлакско-Ассакеауданской впадины: 1 — Тюбеджикское, 2 — Карасязьтаспазское, 3 — Жетыбайское, 4 — Узеньское, 5 — Тенгинское, 6 — Оймашинское, 7 — Шахпахтинское, 8 — Таебулатское, 9 — Дунганское; нефтегазоносной области Каракумского свода: 1- Чалд-жульбинское, 2 — Дарвазинское, 3 — Такырское, 4 — Шиихское, 5 — Пришиихское, 6 — Топджульбинское, 7 — Атабайское, 8 — Топорджульбинское, 9 — Чиммерлинское, 10 — Джаралтакырское, 11 — Аккуинское, 12 — Шиханлинское, 13 — Восточно-Шиханлинское, 14 — Чашхинское, 15 — Сокарчагинское, 16 — Коюнское, 17 — Курукское, нефтегазоносной области Амударьинской впадины: 1 — Янгиказганское, 2 — Газлинское, 3 — Таш-кудукское, 4 — Учкырское, 5 — Мамаджургатинское, 6 — Сарыташское, 7 — Караулбазарское, 8 — Джаркакс-кое, 9 — Акджарское, 10 — Шурчинское, 11 — Караизское, 12 — Сеталантепинское, 13 — Юлдузкакское, 14 — Шуртепинское, 15 — Северо-Мубарекское, 16 — Южно-Мубарекское, 17 — Ходжихайрамское, 18 — Кызылра-батское, 19 — Карабаирское, 20 — Карактайское, 21 — Кемачи-Зекринское, 22 — Каримское, 23 — Уртабулакс-кое, 24 — Памукское, 25 — Култакское, 26 — Аккумское, 27 — Ходжаказганское, 28 — Кондымское, 29 — Коша-булакское, 30 — Гугуртлинское, 31 — Даяхатынское, 32 — Кульбешкакское, 33 — Кабаклинское, 34 — Фарабс-кое, 35 — Самантепинское, 36 — Сакарское, 37 — Денгизкульское, 38 — Ачакское, 39 — Северо-Ачакское, 40 — Беурдешикское, 41 — Юбилейное, 42 — Метеджанское, 43 — Зевардинское, 44 — Каракумское; нефтегазонос­ной области Мургабской впадины: 1 — Байрамалийское, 2 — Майское, 3 — Шараплинское, 4 — Келийское, 5 — Еланское, 6 — Шехитлинское, 7 — Южно-Иолатаньское. Северо-Устюртская нефтегазоносная область: Арстла-новское, Култукское, Западно-Барсагельмесское

Амударьинская впадина представляет собой крупнейшее, наиболее глубокое опускание Туранской плиты. В осадочном чехле она просматривается в виде асимметричного полузамкнутого опус­кания, расширяющегося в сторону Предкопетдагского краевого прогиба. Осевая зона синеклизы смещена к южной, восточной и западной частям и соответствует субширотному Северо-Карабильскому и субмеридиональным Хивинскому и Бешкентскому про­гибам, в пределах которых подошва платформенного чехла опу­щена до глубины 7 км.

В современном структурно-тектоническом плане рассматри­ваемой территории большая роль принадлежит региональным и зональным разломам различных простираний и амплитуд: Хорезм -Еланскому, Мургабскому, Амударьинскому, Репетек-Келифскому региональным разломам, а также Бухарскому, Северо-Карабильскому, Северо-Бадхызскому, Тедженскому и др.

Хивинский прогиб расположен к западу от Хорезм-Еланско­го разлома, поверхность фундамента характеризуется спокойным залеганием и отсутствием четко выраженных структурных форм. Выделяется лишь одно крупное поднятие северо-восточного про­стирания (90x30 км) — Кирпичлинский вал.

На западе Хивинский прогиб постепенно переходит в ступень субмеридионального простирания, представляющую собой мо­ноклиналь, воздымающуюся в сторону Центрально-Каракумско­го свода. Подошва осадочного чехла фиксируется на глубинах 2,5-4,5 км.

Чарджоуская ступень расположена в восточной части Амударьинской впадины. Фундамент залегает на отметках от 3 до 6 км. Здесь выделяются крупные тектонические элементы: Чарджоус-кий, Испанлы-Чандырский выступы, Гугуртли-Учкырский и дру­гие валы. Выделяемые в пределах ступени антиклинальные склад­ки имеют крупные размеры, широкие и пологие своды.

В юго-восточной части ступени выделяется крупный Бешкентский прогиб северо-восточного простирания размерами 170x100 км, где глубина залегания платформенного чехла достигает 6 км. По сложной надвиговой системе прогиб сочленяется с горным соору­жением юго-западного Гиссара.

Бухарская ступень является крайним тектоническим элемен­том Амударьинской впадины северо-восточного простирания. Отличительной особенностью геологического строения Бухарской ступени является отсутствие доплитного пермо-триасового комплекса и соленосных отложений верхней юры, столь характерных для других районов Амударьинской впадины. В пределах ступени in,|деляется ряд крупных выступов фундамента, разделенных прогибами с глубиной погружения до 1000 м и более.

Кушкинская антиклинальная зона является крайним южным тектоническим элементом Туранской плиты. Она отделяется от Бадхыз-Карабильской зоны поднятий субширотным Калаиморским прогибом, выполненным мощным чехлом осадочных мезозойско-кайнозойских отложений.

Предкопетдагский краевой прогиб протяженностью 550 км при ширине 25 — 60 км расположен между южным склоном Туранской плиты и Копетдагским антиклинорием альпийской складчатой системы. С ним его граница проходит по глубинному разлому надвигового типа.

Центрально-Каракумский свод представляет собой крупное 11 поднятие северо-западного простирания. Глубина залегания палеозойского фундамента достигает 1,5 —2 км в наиболее приподнятых участках, на склонах — до 3,5 км.

Южно-Мангышлакская впадина расположена на западе Туранской плиты. Большая часть территории представляет собой вершнину, наклоненную в западном направлении в сторону Каспий-
ского моря. На востоке выделяется Ассакеауданский прогиб ши­ротного простирания. В северном направлении равнина, ослож­няясь, переходит в горную страну со сложно расчлененным рель­ефом (Горный Мангышлак — хр. Каратау и др.). На западе в эпигерцинской платформе выделяется крупный отрицательный тек­тонический элемент Туранской плиты — Южно-Мангышлакско-
Ассакеауданская впадина, протягивающаяся до побережья Каспияна расстояние 600 км при ширине 300 км. На севере впадина граничит с Мангышлакско-Устюртской зоной линейных поднятий
северо-западного простирания, а на юге — Карабогазским сводом и Туаркырской зоной поднятий. Впадина выполнена мезозойско-кайнозойскими отложениями, а в ее центральной части на глуби­
нах 4 —5 км имеются породы промежуточного комплекса на глубине 1500 — 2000 м, которые южнее на склоне Карабогазского свода выклиниваются.

Южно-Мангышлакско-Ассакеауданская впадина поперечными поднятиями разделена на ряд прогибов линейно вытянутых в северо-западном направлении. Наиболее крупным является Ман-гышлакский прогиб.

По данным морских геофизических исследований западная часть Южно-Мангышлакско-Ассакеауданской впадины раскрыва­ется в юго-западном направлении в пределы акватории Каспия.

Северо-восточный крутой борт Южно-Мангышлакского про­гиба осложнен рядом разрывных нарушений, параллельных про­стиранию структур Горного Мангышлака. К одной из таких струк­тур приурочена Жетыбай-Узеньская ступень, представляющая собой приподнятую зону типа валообразного поднятия 150x30 км.

На юго-восточном продолжении Мангышлакского мегантик-линория прослеживается Центрально-Устюртская зона поднятий, ограниченная крупным глубинным разломом. Севернее Мангышлакско-Устюртской зоны поднятий расположена Северо-Устюртская впадина, Барсакельмесский прогиб, Актунсукское поднятие и другие крупные тектонические элементы Туранской плиты.

Северо-Устюртская впадина имеет сложное строение. С се­вера ограничена Прикаспийской синеклизой, с северо-востока Примугоджарским и Челкарским прогибами, с востока Арало-Кызылкумской зоной поднятий, с юга Мангышлакско-Центрально-Устюртской системой поднятий, а на западе раскрывается в акваторию Каспийского моря. В ее пределах пермо-триасовый комплекс достигает мощности до 2500 м. В отличие от Горного Мангышлака, где он слагает верхний структурный ярус фундамен­та, по степени дислоцированности и метаморфизма комплекс мо­жет быть отнесен к нижнему ярусу платформенного чехла.

Фундамент залегает на глубинах от 5 до 13 км. Возраст фунда­мента однозначно не установлен и определяется от герцинского до байкальского.

Доюрский чехол достигает мощности 5000 — 7000 м. На восто­ке синеклизы установлены карбонатно-терригенные отложения карбона-нижней перми мощностью около 1000 м. Отложения вер­хнего карбона и нижней перми (в пределах Бузачинского свода) представлены тремя фациями: кремнисто-карбонатными относи­тельно глубоководными морскими осадками; неоднородными био-морфно-детритовыми карбонатными осадками мелкого моря; биоморфными известково-гравелитовыми отложениями.

Отложения нижнетриасового возраста сложены преимуще­ственно красноцветным терригенным и местами вулканогенно-терригенными комплексами пород мощностью 3000 м.

Отложения среднего триаса представлены главным образом сероцветными терригенными породами мощностью 2000 м.

Платформенный чехол мощностью до 5 км представлен поро­дами мезозоя и кайнозоя. Его слагают терригенная и карбонатная (в верхней части) формации юры (150 м), терригенные и карбонат-ные формации мела (2500 м), палеогена (1200 м) и неогена (500 м).

В центре Устюртской впадины выделяется наиболее погруженная ее часть — Северо-Устюртская система прогибов размерами 600х150 км. Она объединяет Бейнеуский, Самский и Косбулакский прогибы, разделенные седловинами. С севера систему прогибов ограничивает Мынсуалмасская ступень размерами 240х(40 — 60) км, с юга — Арыстановская ступень размерами 225 x 50 км и Актумский свод размерами 175x85 км. Западное продолжение этой припод­нятой области — Бузачинский свод размерами 150x50 км, с амп­литудой по поверхности доюрских отложений от 1,3 до 2,3 км. Структурные планы по палеозойским и мезозойским отложениям существенно отличаются. По юрским и меловым отложениям выявлены линейные поднятия площадью 150 — 200 км², амплиту­дой 100 — 200 м. Южную часть Устюртской впадины занимают Южно-Бузачинский прогиб размерами 300x250 км и Барсакельмесско-Судочья впадина размерами 250x100 км.

Бузачинское поднятие соответствует одноименному полуост­рову Каспийского моря. Перспективен весь разрез мезозоя.

Барсакельмесский прогиб имеет меньшую глубину заложения, чем Северо-Устюртская впадина.

Карабогазский свод, ограничивающий с юго-запада Южно-Мангышлакский прогиб, характеризуется наиболее приподнятым положением фундамента (1000 —1200 м), представленного в основ­ном кристаллическими породами. Свод вытянут в северо-западном i управлении на расстояние 250 — 300 км при ширине 150 км. Наличие ряда крупных разрывных нарушений обусловливает ступенчатое погружение поверхности фундамента как в северном, так и в южном направлениях от вершины свода. В современном рельефе центральной и западной зонам сводового поднятия отвечают деп-рессионные участки, занятые водами Карабогазского залива и Каспийского моря. В наиболее приподнятой части Карабогазского сво­да над кристаллическим фундаментом залегают отложения апта и альба, из разреза выпадают породы пермо-триаса, юры и неокома, которые появляются на обрамлении свода. Свод осложнен рядом локальных структур субширотного и меридионального простирания.

Поисково-разведочные работы и геофизические исследова­ния в Туранской мегапровинции проводятся с 1935— 1936 гг.

Первое газовое месторождение открыто в 1953 г. на площади Сеталантепе. В 1957 г. было выявлено крупное Газлинское газонеф­тяное месторождение. В 1961 г. открыто первое нефтяное месторож­дение на западе мегапровинции — Жетыбайское. В 1962 г. получен первый приток газа в Мургабской НГО на площади Байрамали.

К настоящему времени открыто свыше 170 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, в т.ч. Даулетабад-Донмезское, Шатлыкское, Газлинское, Ачакское, Шахпахтинское, Шуртанское, Узеньское, Жетыбайское, Уртабулакское и др.

В Туранской НГМП выделяются 5 НГО: Амударьинская, Мургабская, Каракумская, Южно-Мангышлакская и Северо-Устюртская.

Промышленная газонефтеносность Туранской мегапровин­ции установлена в нижне-среднеюрских, верхнеюрских, нижне­меловых и верхнемеловых отложениях. Отдельные залежи нефти и газа открыты в пермо-триасовых и палеогеновых породах.

Пермо-триасовый НГК мощностью более 100 м выражен и основном терригенными, а также карбонатными породами с при­месями терригенного и вулканогенного материала. Продуктивен в пределах Южно-Мангышлакской НГО, где открыт ряд залежей углеводородов на Оймашинском, Ракушечном, Узеньском и др. месторождениях, и в Амударьинской ГНО (Гугуртлинское место­рождение).

Нижне-среднеюрский НГК мощностью 200 — 1100 м представ­лен чередованием глин, песчаников, алевролитов и аргиллитов; и коллекторских толщах открыты нефтяные и газоконденсатнонеф-тяные залежи. С отложениями этого возраста связано 80% разве­данных запасов нефти и 5% газа. Продуктивен в Амударьинской ГНО, Южно-Мангышлакской НГО и Северо-Устюртской НГО.

Верхнеюрский (келловей-оксфордский) НГК мощностью 400 — 600 м выражен известняками и доломитами, экраном для ко­торых являются лежащие выше соленосные глинистые породы ки-мериджа-титона. В комплексе сосредоточено 30% запасов газа и 17% запасов нефти. Характерно развитие рифовых фаций. Газоконденсатнонефтяные залежи открыты в Амударьинской ГНО (Гу­гуртлинское, Уртабулакское, Багаджинское и др.), Южно-Ман­гышлакской НГО (Узеньское,

В. и З. Карамандыбас и др.) и Северо-Устюртской НГО.

Нижнемеловой (неоком-аптский) НГК мощностью 200 — 500 м сложен в основном песчаниками, глинами и алевролитами с прослоями карбонатных пород. С комплексом связано около 55% раз­веданных запасов газа. Продуктивен на всей территории НГП, кроме Северо-Устюртской НГО. Крупные газоконденсатнонефтяные залежи открыты в Шатлыкском, Байрамалийском, Газлийском, Майском, Келийском и др. месторождениях.

Верхнемеловой (альб-туронский) НГК мощностью 400 — 1600 м выражен терригенным комплексом отложений, в которых выде­ляется ряд пластовых залежей газа. Продуктивен в Амударьинской НГО (Газлинское, Ачакское, Наибское и др. месторождения) Каракумской НГО (Зеагли-Дарвазинская группа месторождений).

Палеогеновый (эоценовый) НГК мощностью 600 — 1200 м пред­ставлен песчано-алевролитовыми породами, в которых выделяют­ся продуктивные горизонты мощностью 10 — 30 м. Открыт ряд га­зовых месторождений в Северо-Устюртской (Жаманкоюн-Кулакское, Жаксыкоянкулакское, Кзылойское и др.) и Мургабской НГО (Карабильское).

Перспективным НГК является палеозойский, сложенный по­родами разнообразного состава, связанного с корой выветри­вания фундамента. Нефтегазоносен в Амударьинской ГНО (Акджарское, Северо-Мубарекское, Шурчинское и др. месторожде­ния).

АМУДАРЬИНСКАЯ ГНО соответствует одноименной впадине. Характеризуется преимущественной газоносностью. Почти все известные газовые и газонефтяные месторождения области приуро­чены в основном к восточному и западному бортам Амударьинской впадины. В пределах Бухарской ступени выделяются Газлинский, Каганский, Янгиказганский, Мубарекский нефтегазоносные райо­ны. В пределах Чарджоу-Дарганатинской ступени выделяются Гугуртли, Кандымский, Денгизкульский и другие нефтегазоносные районы. На западном борту впадины выделяется Кирпичли-Балкуинская зона нефтегазонакопления, на севере — Ачакская, где вы­явлен ряд газовых и газоконденсатных месторождений. Почти все установленные месторождения Амударьинской ГНО приурочены к локальным брахиантиклинальным структурам или куполовидным поднятиям (рис. 141). Большинство известных залежей сводовые, структурно-литологические и литологически экранированные. Большинство месторождений области много пластовые. Часть мес­торождений приурочена кверхнеюрским карбонатным отложени­ям, представленным рифогенными фациями. Здесь открыты такие крупнейшие месторождения, как Газлинское, Ачакское, Гугуртлинское,

Рис. 141. Шуртанское газоконденсатное месторождение (по В.И. Соко­лову, 1977 г.):

а — структурная карта кровли продуктивного пласта; б — геологический профиль по линии I — I^΄; в — разрез продуктивной части отложений. 1 — границы рифа; 2 — слабопроницаемые породы

Кирпичлинское, Наипское, Уртабулакское, Самантепинское, Багаджинское и др. газовые месторождения.

Газлинское газонефтяное месторождение (рис. 142), расположено в Республике Узбекистан в 110 км к северо-западу от г. Бу­хары. Открыто в 1956 г., разрабатывается с 1962 г. Находится на приподнятом блоке Бухарской ступени, осложняющей северо-восточный борт Амударьинской синеклизы. Нефтегазоносность связана с отложениями нижнего и верхнего мела (апт — XII горизонт, альб — Х1-а, XI, сеноман — Х и IX). Коллекторы — песчаники и алев­ролиты с открытой пористостью 20—23 %.

Приурочено к крупной асимметричной брахиантиклинальной складке субширотного

простирания. Размеры ее по кровле IX про­дуктивного горизонта (сеноман) в контуре изогипсы -560м составляют 30x9,5 км при амплитуде 220 м. Северное крыло ее пологое 11,5—2°), южное — крутое (до 20°). Сводовая часть складки ослож­нена двумя куполами — западным и восточным, первый из которыx более приподнят. По поверхности фундамента отмечается поднятие с единым сводом.

Геологический разрез месторождения слагают отложения юрского, мелового, палеогенового, неогенового возраста общей некрытой мощностью до 2200 м, залегающие с несогласием на по­родах палеозойского фундамента.

Основная промышленная газоносность месторождения связа­на с терригенными коллекторами верхнего и нижнего мела, в раз­резе которого выявлено шесть газоносных горизонтов: IX и X (се-поман), XI и Х1а (альб), XII и XIII (неоком). К последнему горизонту приурочена газонефтяная залежь. Небольшие залежи газа откры­ты в горизонтах VIII и VIIIa туронского и горизонте VII сеноманского ярусов.

Продуктивность установлена на глубинах от 330 до 930 м. Продуктивные горизонты представлены песчаниками с прослоя­ми глин и алевритов. Вниз по разрезу глинистость газоносных го­ризонтов увеличивается, что ведет за собой ухудшение коллекторских свойств. Проницаемость уменьшается от (15—25)•10^-13м² и горизонтах IX—XI до (59—70)•10^-14 м² в горизонтах XII—ХШ. От­крытая пористость изменяется незначительно и составляет в целом 26—32 %. Покрышками являются глинистые пачки тол­щиной 15—50 м.

Все выявленные залежи газа месторождения являются плас­товыми сводовыми. Основные запасы газа связаны с продуктивными

Рис. 142. Газлинское газонефтяное месторождение [9]:

а — структурная карта по кровле горизонта IX; б — геологический раз­рез; 1 — изогипсы, м; 2 — контур газоносности; 3 — газ; 4 — нефть; 5 — глинистые прослои

горизонтами IX иХ, имеющими исключительно благоприят­ные для аккумуляции и сохранения свойства. Пробуренные на них скважины отличаются высокой продуктивностью, рабочие дебиты газа достигают 1 млн м³/сут.

Газы месторождения метановые (содержание нетана до 92— % %), сероводород в них отсутствует или содержится в ничтожных количествах. Начиная с горизонта XI, в газе отмечается наличие конденсата, содержание которого к более глубокозалегающим горизонтам возрастает от 10 до 24 см/м³,

Уртабулакское газоконденсатное месторождение (рис. 143) приурочено к Денгизкулъскоыу валу (Чарджоуская ступень). Откры­то в 1963 г., разрабатывается с 1973 г. Геологический разрез мес­торождения слагают мезозойско-кайнозойские отложения общей мощностью 3750 м, несогласно залегающие на палеозойском фун­даменте.

Складка имеет широтное простирание. Ее длина 16,5 км, ширина 6,5 км. Северное крыло крутое, южное — пологое. Свод струк­туры по подсолевым карбонатным отложениям верхней юры сме­щен относительно надсолевого палеогенового комплекса к юго-за­паду на 3—4 км.

Газоносность связана сподсолевыми органогенно-обломочными и водорослевыми известняками (горизонты XV и XVa), повы­шенные емкостные свойства которых обусловлены вторичными процессами. Из скв. 11 — открывательницы месторождения — был получен фонтан газа дебитом 13 млн м³/сут. Из этих известня­ков получены и притоки нефти. Залежь сводовая массивная.

Газ месторождения характеризуется высоким содержанием (сровостороста (3—5 %). В нем 86,74 % метана, 0,14 % азота и ред­ких и 4,85 % двуокиси углерода. Плотность 0,657 г/см³.

Нефть парафиновая (2,7 %}, сернистая (0,83 %), вязкая, тя­желая, плотностью 0,945г/см³, метаново-ароматическая.

Самашпепинское газоконденсатное месторождение (рис. 144) чткрытов 1964 г. Приурочено к куполовидной складке субширот­ного простирания размерами 28x19 км при высоте 225м в постсоле­ных отложениях.

Залежь газа приурочена к подсолевым карбонатным отложе­ниям верхней юры, трещиноватым известнякам келловея-оксфорда и кимериджа-титона. Глубина залегания продуктивного гори­зонта 2300—2400 м. Выявленная залежь относится к массивному сводовому типу, высота ее 200 м, размеры 25,5x18,8 км. Дебиты

Рис. 143. Уртабулакское газоконденсатное месторождение [9]. Структур­ная карта по кровле подсолевых отложений верхней юры:

1 — изогипсы кровли надрифовых известняков, м; 2 — изогипсы кровли шельфовых известняков, м; 3 — контур газоносности; 4 — склон рифо-генного массива

Рис. 144. Самантепинское газоконденсатное месторождение (по В.Я. Со­колову и др.):

а — геологический разрез; б — контур газоносности: 1 — изогипсы продуктивного горизонта, м; 2 - разрывные нарушения; 3 - контур залежи; 4 — нефть; 5 - газ; 6 — известняк, 7 - ангидриты, 8 – соль

газа в подавляющем большинстве случаев составляют от 100 тыс. до 600 тыс. м³/сут, абсолютно свободные дебиты достига­ли 2,2 млн м³/сут. Пластовое давление 27,3 МПа, температура 97°С. Характерной особенностью состава газа залежи является высокое содержание сероводорода (до 4 %). Количество конден­сата в газе в среднем 5 г/см³.

МУРГАБСКАЯ НГО приурочена к одноименной впадине на юге Туранской плиты. Большинство установленных в пределах Мур­габской НГО залежей сводового типа, приуроченных к пластово­му резервуару и массиву. Наличие хорошей покрышки в виде мощной гаурдакской соленосной толщи до 1000 м создает благоприят­ные условия для формирования залежей нефти и газа в карбонат­ных отложениях келловей-оксфорда, регионально нефтегазонос­ных в Амударьинской области. В пределах Мургабской НГО от­крыты крупные газовые месторождения: Даулетабад-Донмезское, Байрамалийское, Майское, Шатлыкское, Шараплинское, Келийское, Тедженское и др.

Шатлыкское газоконденсатное месторождение (рис. 145) рас­положено в Республике Туркмения в 50 км к юго-западу от г. Мары, в пределах западного борта Мургабской впадины. Открыто в 1968 г., разрабатывается с 1973г. Приурочено к 2 кулисообразно сочленя­ющимся брахиантиклинальным поднятиям — Шехитлинскому (во­сточному) и Джуджуклинскому (западному), образующим Джуджук-линский вал протяженностью 67 км. Шехитлинское поднятие се­веро-западной ориентировки, по изогипсе -3260 м (по кровле шатлыкского продуктивного горизонта) имеет размеры 32x12 км при амплитуде 115 м. Джуджуклинское поднятие, гипсометрически более опущенное по сравнению с Шехитлинским, имеет субширот­ное простирание. Размеры его 38x16 км при амплитуде 230 м. Га­зоносность месторождения связана с нижнемеловыми (шатлыкский горизонт, готерив) и верхнеюрскими (келловей-оксфорд) от­ложениями. Начальные разведанные запасы газа сосредоточены в песчаных коллекторах нижнего мела и в карбонатных коллекто­рах верхней юры. Газ на 95 % состоит из метана. Открытая по­ристость песчаных коллекторов готерива в среднем составляет 20 %, проницаемость 0,2—0,3 мкм², пористость карбонатных кол­лекторов верхней юры в среднем —10%. Покрышкой для готеривской залежи служат глинистые и карбонатно-глинистые породы, келловей-оксфордской — карбонатно-ангидритосоленосные поро­ды верхней юры.

Рис. 145. Шатлыкское газоконденсатное месторождение [9]:

а — структурная карта по кровле продуктивного горизонта; б — геологи­ческий разрез: 1 — изогипсы кровли продуктивного горизонта, м; 2 — внешний контур газоносности; 3 — песчаники среднезернистые (основ­ной продуктивный горизонт); 4 — песчаники мелкозернистые, трещино­ватые; 5 — известняки

Даулетабад-Донмезское газовое месторождение (рис. 146} приурочено к пологому (2—7°) моноклинальному склону Бадхыз-Карабильской зоны поднятий. Открытое 1974 г., разрабатывается с 1982 г. Газоносны песчаные породы готеривского яруса нижнего мела. Системой разломов субширотного простирания амплиту­дой 20—40 м месторождение делится на три тектонических бло­ка, содержащих гидродинамически разобщенные ГВК. В южном, тектонически ограниченном блоке, залежь имеет ГВК на абсолют­ных отметках -2711-2655 м. Газонасыщенные мощности изменя­ются от 3 до 16 м. В наиболее крупном северном блоке (50x45 км) ГВК залежи находятся на отметке -3408 м. Газонасыщенные мощ­ности почти в 2 раза больше, чем в южном блоке. Абсолютная

Рис. 146. Даулетабад-Донмезское газовое месторождение. Структурная карта по подошве продуктивного горизонта готеривского яруса [9]. Скважины, давшие притоки: 1 — газа с конденсатом, 2 — газа с водой, 3 — воды; 4 — изогипсы подошвы продуктивного горизонта, м; 5 — раз­рывные нарушения; 6 — граница поля газовой залежи; 7 — поле разви­тия водяной линзы

отметка ГВК в восточном блоке составляет -2586 м. В централь­ной части месторождения выделяется водонасыщенная зона, литологическими и. тектоническими экранами отделенная от газо­насыщенной части залежи. Газ содержит 95 % метана; 1,2—1,4 % этана. В восточном, блоке в газе отмечается присутствие серо­водорода. Содержание конденсата изменяется от 5 до 15,9 г/см³.

КАРАКУМСКАЯ ГНО соответствует Каракумскому своду, где открыто около 20 газовых месторождений. Основным продуктив­ным комплексом здесь являются терригенные отложения мела.Здесь открыты Дарвазинское, Зеаглинское, Такырское, Шиихское, Атабайское, Чиммерлинское, Чашхынское, Курукское и др.

Зеагли-Дарвазинская группа газовых месторождений (рис. 147) расположена в центральной части Каракумской пустыни, пример­но в 250 км севернее Ашхабада. Здесь в 1959 г. впервые в Каракумс­кой пустыне был получен мощный газовый фонтан, послуживший толчком для широкого развертывания поисково-разведочного бу­рения на газ.

Зеагли-Дарвазинская группа включает 12 месторождений. Эти месторождения связаны с небольшими локальными складка­ми преимущественно куполовидной формы. Складки имеют раз­личное простирание и очень пологие углы падения породна крыль­ях (не более 1—1,5°). Некоторые складки осложнены разрывными нарушениями, амплитуда которых достигает 300 м.

В продуктивных отложениях юры и мела насчитывается до 34 газоносных пластов, которые по разрезу распределяются не­равномерно.

Основные залежи газа связаны с альбскими и аптскими отло­жениями. Для рассматриваемых месторождений характерно уве­личение стратиграфического диапазона газоносности с севера на юг. Если на месторождениях северной части Зеагли-Дарвазинского поднятия газоносны отложения турона и сеномана (Чалджульбинское, Атабайское), то на юге поднятия залежи газа открыты в неокомских (Сакарчагинское) и верхнеюрских отложениях (Каюн-Шарлыкское, Чашхынское).

Залежи газа выявлены в интервале глубин от 200 до 1600 м. Большая часть залежей является водоплавающей, с высотой, не превышающей 10—20 м. Пластовые давления в залежах практи­чески равны гидростатическим и изменяются от 2,5 до 16 МПа, пластовые температуры колеблются от 32 до 76°С. Абсолютно свободные дебиты газа в целом, невысокие и по основным залежам составляют около 300 тыс. м^э/сут. В настоящее время все мес­торождения находятся в консервации.

ЮЖНО-МАНГЫШЛАКСКАЯ НГО приурочена к одноименной впадине на западе Туранской провинции. В пределах Южно-Мангышлакской НГО (рис. 148) выделяются Жетыбай-Узеньская и Тенге-Тазбулатская зоны нефтегазонакопления, приуроченные к валообразным поднятиям. В пределах северного борта Ассакеауданского прогиба выделяется Шахпахтинская зона нефтегазонакопления. Регионально нефтегазоносны в Южно-Мангышлакской

Рис. 147. Зеагли-Дарвазинская группа газовых месторождений (по Г.А. Габриэлянцу):

а — структурная карта по кровле нижнеаптских отложений (пласт VI); б — геологический разрез: 1 — разрывные нарушения; 2 — месторождения с промышленными запасами газа; 3 — газовые залежи; 4 — изогипсы, м. Месторождения: 1 — Чалджульбинское, 2 — Тарвазинское, 3 — Шиихское, 4 — Восточно-Аккуинское, 5 — Пришиихское, 6 — Топджульбинское, 7 — Атабайское, 8 — Топорждульбинское, 9 — Чиммерлинское, 10 — Чаш-хынское, 11 — Сакарчагинское, 12 — Кукурское

Рис. 148. Обзорная карта Южно-Мангышлакской нефтегазоносной об­ласти [9]:

а — границы тектонических элементов; б — региональные разрывные нарушения; месторождения: В — газонефтяные, г — газовые. Месторождения: 1 — Жетыбайское, 2 — Тасбулатское, 3 — Караманды-басское, 4 — Тенгинское, 5 — Узеньское, 6 — Шахпахтинское, 7 — За-падно-Тенгинское, 8 — Бектурлы, 9 — Дунга-Жозаскан-Спемесай, 10 — Асарское, 11 — Актасское, 12 — Северо-Ракушечное, 13 — Аксу-Кендерлинское, 14 — Южный Аламурын, 15 — Кансуйское

НГО юрские отложения. Здесь выделяется 17 мощных песчаных продуктивных горизонтов. Среднеюрские отложения содержат за­лежи нефти на месторождениях Узень и Жетыбай. Меловые от­ложения содержат в основном газовые залежи. Почти все место­рождения Южно-Мангышлакской НГО приурочены к брахиан-тиклинальным структурам с пологими углами падения. Залежи много пластовые, сводовые, приурочены к пластовым резервуарам. Характерной особенностью нефтегазоносности области является наличие месторождений нефти и газа в юрских меловых отложе­ниях, в том числе таких крупных, как Узень, Жетыбай, Тазбулат, Тенга, Шахпахты и др. На южном борту Мангышлакского проги­ба открыто Оймашинское нефтяное месторождение.

Узеньское газонефтяное месторождение (рис, 149) (Респуб­лика Казахстан). Расположено в 150 км. юго-восточнее г. Актау. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1965 г. Приурочено оно к локальному антиклинальному поднятию крупных размеров, распо-

Риc. 149. Узеньское газонефтяное месторождение [9]:

а — структурная карта по кровле горизонта Ю-II; б — схема строения нефтяных горизонтов (по данным объединения Мангышлакнефть). 1 — изогипсы, м; 2 — контур нефтеносности; 3 — нефть; 4 — газ

ложенному на Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, ос­ложняющей северный борт Жазгурлинского прогиба. Месторож­дение приурочено к брахиантиклинальной складке субширотного простирания, осложненной куполами — Основным, Хумурунским, Северо-Западным, Восточно-Парсумурунашм, Парсумурунашм, восточно- и Западно-Карамандыбасскими. По кровле продуктив­ного XIII горизонта (келловей) в контуре изогипсы -1150 м размеры складки 41,5x11—7 км при амплитуде 320 м. Нефтегазоносность месторождения связана с меловыми (сеноман, альб, апт и неоком) и юрскими (келловей, бат, байос и аален) отложениями. В меловых породах выявлено 12 газоносных, в юрских — 13 нефтеносных и га-зонефтеносных горизонтов. Общий этаж нефтегазоносности достигает 1500м. Большинство продуктивных горизонтов многопластовые. Залежи газа меловых отложений пластовые сводовые, юрских — пластовые сводовые, иногда тектонически литологически экранированные. В пределах основного свода залежи XIII—XVII горизонтов пластово-массивные, имеют единый водонефтяной контакт. Коллекторы нефти и газа — песчаники и

алевролиты с паровой емкостью до 22—26%, проницаемостью 0,02—0,52 мкм² в юрских и соответственно до 26—30 % и 0,02— 0,4 мкм² меловых отложениях. Покрышками продуктивных гори­зонтов служат глинистые пласты толщиной от 5—10 до 50—60 м.

Жетыбайское газонефтяное месторождение (рис. 150) рас­положено в пределах Жетыбай-Узеньской ступени длиной 150 км, шириной 30 км. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1967 г. Жетыбайская структура, расположенная западнее Узени, представ­ляет собой асимметричную брахиантиклиналь субширотного про­стирания протяженностью 20 км и шириной 5—6 км. Южное крыло структуры относительно крутое (4—5°) по сравнению с северным

Рис. 150. Жетыбайское газонефтяное месторождение (по С.Е. Чакабаеву и др.). Строение нефтяных и газовых залежей: 1 — нефть; 2 — газ

(2—3°). Амплитуда локальных структур, осложняющих Жетыбай-Узенъскую ступень, колеблется от нескольких десятков до несколькиx сотен метров меловых отложений и несколько увеличивается в юрских породах. На месторождении Жетыбай меловой комплекс в чтличие от месторождения Узень не содержит промышленных залежей нефти и газа. Дебиты нефти из основного юрского нефтегазоносного комплекса колеблются от нескольких десятков тонн до 400—500 т/сут. При ограниченном отборе. Дебиты газа — от не­скольких тыс. м³ до нескольких десятков м/сут. Глубина залегания основных среднеюрских продуктивных горизонтов изменяется от 1650 до 2500 м. Месторождение Жетыбай многопластовое.

СЕВЕРО-УСТЮРТСКАЯ НГО соответствует Северо-Устюртской впадине, Барсагельмесскому прогибу, Актумсукскому высту­пу, Бузачинскому поднятию. Первые месторождения газа - Жаман-коянкулакское и Жаксыкоянкулакское — открытые 1964 г. в эоценовых отложениях. В 1966 г. установлена залежь газоконденсата в среднеюрских отложениях (месторождение Куаныш). Выявлены месторождения нефти в нижнеюрских породах (Арыстановское, Каракудукское, Западно-Барсагельмесское). Основной продуктив­ный комплекс — средне-верхнеюрский — содержит больше по­ловины начальных потенциальных ресурсов. С ним связаны такие месторождения, как Каражанбасское, Северо-Бузачинское, Каламкас (рис. 151), Арманское, Арыстанское, Каракудукское, Колтыкское, Комсомольское и др. Здесь выделены 5 районов: Бузачинский и Арыстановский нефтегазоносные, Мынсуалмасский и Чумышты-Базайский газоносные, Аламбекский газонефтеносный. Месторождения нефти и газа приурочены к брахиантиклинальным складкам. В Бузачинском нефтегазоносном районе открыты крупные нефтяные месторождения Каламкасское, Каражанбас­ское и др.

Каражанбасское нефтяное месторождение (рис. 152) распо­ложено в пределах Северо-Бузачинского свода. Открыто в 1974 г., разрабатывается с 1980 г. Приурочено к крупной брахиантикли-пальной складке субширотного простирания, осложненной рядом нарушений. Размеры структуры 30x6 км, амплитуда 180 м. Место­рождение разбито на восемь блоков, в пределах которых залежи имеют самостоятельные водонефтяные контакты. Залежи нефти приурочены к среднеюрским и нижнемеловым отложениям. В ниж­нем мелу выделяется пять продуктивных горизонтов, четыре из которых (А, Б, В, Г) имеют барремский возраст и один (Д) — готе-

Рис. 151. Каламкасское газонефтяное месторождение. Геологический профиль по линии скв. 4, 2, 131, 626, 390, 3, 14, 68:

1 — глина; песчаник: 2 — газоносный, 3 — нефтеносный, 4 — водонос­ный; 5 — поверхность размыва; 6 — интервалы перфорации; 7 — продук­тивные пласты; 8 — водоносные пласты

Рис. 152. Каражанбасское нефтяное месторождение (по Т.И. Бадоеву):

к — структурная карта по кровле продуктивного горизонта Г барремского яруса; б — схема сопоставления контуров нефтеносности продуктив­ных горизонтов; в — геологический профиль по линии I — I^΄; г — разрез продуктивной части отложений.

Контуры нефтеносности горизонтов: 1 — А, 2 — Г, 3 — Ю-I; зоны отсутствия горизонтов: 4 — А, 5 — Ю-1

ривский, в юрских отложениях установлены два горизонта (Ю-I и Ю-П). Коллекторы представлены песчано-алевритовыми породами пористостью от 20 до 29%, проницаемостью (5—30)х10^-14 м². Залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные.

В Туранской НГМП в зонах развития соленосной толщи кимериджа-титона залежи приурочены преимущественно к подсолевым карбонатам келловея-оксфорда и лишь в Мургабской газо­носной области залежи газа установлены в песчаниках неокома, млегающих над мощной толщей солей.

В зонах отсутствия соленосной толщи, на периферии провин­ции, развиты многопластовые месторождения с широким стратиграфическим диапазоном газонефтеносности — от нижней юры: до верхнего мела.

В терригенных отложениях юры и мела развиты в основном пластовые сводовые залежи углеводородов. Антологически и тек­тонически экранированные залежи имеют подчиненное значение. В карбонатных отложениях верхней юры преобладают массивные залежи.

В газах подсолевых карбонатных отложений юры Амударьинской впадины, как правило, содержится сероводород — от 0,2 — 0,3 до 2,7 — 5% (месторождение Самантепе, Уртабулак).

Нижнемеловой комплекс отложений — основной по запасам метанового безсернистого газа.

Перспективные ресурсы Центрально-Туркменской газонос­ной области связаны с меловыми и юрскими комплексами, незна­чительная их часть — с палеогеновым комплексом в Предкопетдагском прогибе.

Перспективы Мургабской газоносной области связываются с подсолевыми верхнеюрскими карбонатными отложениями, Здесь прогнозируется развитие зон барьерных рифов.

Основные прогнозные ресурсы углеводородов Чарджоусского ГНР приурочены к верхнеюрскому карбонатному комплексу, а также нижне-среднеюрскому и нижнемеловому комплексу.

В Северо-Устюртской нефтеносной области юрский комплекс рассматривается как основной перспективный.

В Южно-Мангышлакской НГО перспективны юрско-меловые отложения Жетыбай-Узеньской ступени, триасовые образования Северного борта Южно-Мангышлакского прогиба.

Поиск по сайту: