Западно-Туркменская нефтегазоносная провинция

Западно-Туркменская нефтегазоносная провинция расположена в юго-западной части территории Туркмении. При­урочена к межгорной впадине, расположенной между горными сооружениями альпийской складчатости Копет-Дага, Большого и Малого Балхана и раскрывается в акваторию Каспийского моря (рис. 231).

В тектоническом отношении провинция приурочена к одно­именной впадине. Западно-Туркменская впадина представляет собой восточный борт огромной по площади и глубине Южно-Кас­пийской 'Теосинклинальной области прогибания. Большая мощ­ность мезо-кайнозойских отложений, проявление в больших мас­штабах новейшей тектоники как пликативного, так и дизъюнктив­ного характера, линейность и значительная амплитуда основных тектонических зон, наличие грязевого вулканизма — все это сви­детельствует о геосинклинальной природе Западно-Туркменской впадины. Мощность мезо-кайнозойских осадочных отложений, выполняющих межгорную впадину, достигает в центральных ее частях 15 — 20 км.

В разрезе впадины широко развиты четвертичные и неогено­вые отложения, представленные терригенными разностями пород мощностью свыше 5000 м. Значительная часть разреза приходит­ся на континентальные образования красноцветной толщи — ос­новного нефтегазоносного комплекса провинции.

Основными тектоническими элементами Западно-Туркменс­кой впадины являются Прибалханская, Гограньдаг-Окаремская зоны поднятий и разделяющий их глубокий Кызылкумский про-

Рис. 231. Обзорная карта размещения месторождений нефти и газа За­падно-Туркменской нефтегазоносной провинции.

Крупные тектонические элементы: Г — Северо-Апшеронская зона под­нятий, 2' — Артемо-Келькорский прогиб, 3' — Апшероно-Прибалханс-кая зона поднятий, 4' — Южно-Каспийская котловина, 5' — Туркменс­кая ступень, 6' — Кызылкумский прогиб, 7' — Гограньдаг-Окаремская зона поднятий, 8' — Аладаг-Мессарианская ступень. Нефтегазоносные области: Л — Апшероно-Прибалханская НГО, Б — За­падно-Туркменская ГНО; месторождения: 1 — Банка Ливанова Восточ­ная, 2 — им. Баринова, 3 — Банкос Лам, 4 — Банка Жданова, 5 — Приче-кенский купол, 6 — Челекен, 7 — Восточный Челекен, 8 — Котуртепе, 9 — Барса-Гельмес, 10 — Бурун, 11 — Небит-Даг, 12 — Кум-Даг, 13 — Кызыл-кум, 14 — Каратепе, 15 — Куйджик, 16 — Эрдекли, 17 — Гограньдаг, 18 — Экиз-Ак, 19 — Бутдайли, 20 — Ногай, 21 — Южное Бугдайли, 22 — Кор-педже, 23 — Восточная Камышлджа, 24 — Камышлджа, 25 — Окарем, 26 — Кеймир, 27 — Ак-Патлаух, 28 — Чикишляр

гиб. В восточной части впадины выделяется Аладак-Мессарианс-кая тектоническая зона, соответствующая погружению мезозой­ской складчатости Западного Копетдага.

Прибалханская зона поднятий протягивается в субширотном направлении в северной части впадины и включает серию сочленя­ющихся кулисообразно высокоамплитудных антиклинальных и брахиантиклинальных структур (Челекен, Котур-Тепе, Барсагель-мес и др.), часть из которых располагается в Каспийском море (Бан­ка Жданова, Банка Губкина, Лам и др.). Длина Прибалханской зоны поднятий в пределах суши 150 км, ширина до 30 км. Размеры скла­док возрастают с востока на запад от Зх 10 до 10x30 км при амплиту­дах от 150 до 1500 м. Для складок Прибалханской зоны поднятий характерна сильная нарушенность разломами, особенно в присво-довых частях складок. Прибалханская зона поднятий посредством ряда морских структур соединяется с протягивающейся ей навстре­чу Апшеронской тектонической зоной Азербайджана, образуя с ней единый Апшероно-Прибалханский тектонический порог.

Гограньдаг-Окаремская зона поднятий протягивается в суб-меридианальном направлении параллельно побережью Каспийс­кого моря на расстояние до 190 км при ширине 50 км. Складки этой зоны пологие с широкими сводами, небольшие по амплитуде (от 150 до 500 м). Для них характерна меньшая нарушенность по срав­нению с Прибалханскими складками.

По Гограньдаг-Окаремской складчатой линии прослеживает­ся зона глубинных разломов, которой в неогеновых отложениях соответствует система сравнительно небольших по амплитуде сбросов до 200 м. По-видимому с разломами связано широкое раз­витие грязевого вулканизма с потухшими и действующими грязе­выми вулканами.

Кызылкумский прогиб выделяется между Прибалханской и Гограньдаг-Окаремской зонами поднятий и является наиболее подвижной частью Западно-Туркменской впадины. В западном направлении в сторону Каспийского моря происходит подъем по­род. Аладак-Мессарианская тектоническая зона по своему строе­нию резко отличается от Прибалханской и Гограньдаг-Окаремс­кой зон поднятий. Аладак-Мессарианская тектоническая зона представляет собой область погребенной мезозойской складчато­сти, обращенную в сторону Западно-Туркменской впадины. От расположенной к западу Гограньдаг-Окаремской зоны поднятий она отделяется системой крупных ступенчатого характера глубинных разломов, западнее которой появляются отложения красно-цветной толщи, отсутствующие в Аладак-Мессарианской зоне.

В нефтегазоносном отношении Западная Туркмения один из старейших нефтегазодобывающих регионов. На полуострове Че-лекен нефть была известна с давних времен. На территории на­считывалось более 3 тыс. поверхностных источников нефти, ко­торые с глубокой древности использовались для освещения вмес­то животного жира. Первое месторождение нефти Челекен изве­стно с XVIII века. Промышленная добыча нефти ведется с 1933 г. после открытия нефтяного месторождения Небитдаг. К настояще­му времени в Западной Туркмении открыто свыше 30 нефтяных и газовых месторождений. Все выявленные в Западной Туркмении месторождения в продуктивной (красноцветной) толщи многопла­стовые и имеют значительный этаж нефтегазоносности. В разре­зе выделяется от 2 — 3 (Ждановская, Кызылкум) до 18 — 25 (Небит­даг, Котур-Тепе) продуктивных горизонтов. Высота отдельных за­лежей достигает 1500 — 1800 м. Однако степень разведанности глу­боких горизонтов (ниже 4 — 5 км) и экваториальной части Турк­менской ступени сравнительно невелика. Довольно часто место­рождения осложнены тектоническими нарушениями. Поэтому в провинции широко развиты тектонически экранированные, бло­ковые и приконтактные залежи нефти и газа.

В пределах провинции выделяются две НГО: Прибалханская и Гограньдаг-Окаремская.

Основные нефтегазоносные комплексы представлены отложе­ниями красноцветной толщи среднего плиоцена, акчагыльского и апшеронского ярусов верхнего плиоцена. Отдельные промышлен­ные скопления нефти и газа открыты в отложениях, подстилающих красноцветную толщу. Основным региональным нефтегазоносным комплексом Западной Туркмении является красноцветная толща неогена, которая представлена также акчагыльским и апшеронским ярусами и постмиоценом. Общая мощность красноцветной толщи 3000 м. В юго-западной Туркмении и на прилегающем шельфе Южного Каспия красноцветная толща представлена песчано-гли-нистыми отложениями. Все выявленные в Западной Туркмении месторождения в продуктивной (красноцветной) толще многопла­стовые и имеют значительный этаж нефтегазоносности. Высота отдельных залежей достигает 1500 — 1800 м. Однако степень разве­данности глубоких горизонтов (ниже 4 — 5 км) и экваториальной части Туркменской ступени сравнительно невелика.

Палеоген-нижнеплиоценовый НГК имеет мощность до 2000 м. «Подкрасноцветная» толща сложена терригенными породами. Выявлены промышленные залежи нефти на Ждановском, Челекеновском, Ливановском и др. месторождениях.

Среднеплиоцеоновый НГК мощностью 800 — 4000 м сложен частым чередованием песчаных, алевролитовых, глинистых по­род. Основной нефтегазоносный комплекс — красноцветная тол­ща. В верхней части толщи открыты нефтегазоконденсатные за­лежи на Котуртепинском, Небитдагском, Челекенском, Барсагель-месском и др. месторождениях Прибалханской НГО. Нижняя часть красноцветной толщи содержит газоконденсатные и нефтя­ные залежи в пределах всей провинции на Окаремском, Гогрань-дагском, Камышлджинском, Барсагельмесском, Котуртепинском и др. месторождениях.

Верхнеплиоценовый (акчагыл-апшеронский) НГК мощностью 25— 1900 м представлен алевролито-глинистыми породами с про­слоями песков. Продуктивен в Прибалханской НГО, где открыты нефтяные и газоконденсатные залежи на Небитдагском, Кумдагском, Челекенском, Котуртепинском и др. месторождениях.

ПРИБАЛХАНСКАЯ НГО соответствует Прибалханской зоне поднятий. В пределах этой зоны выделяется целый ряд нефтегазо­носных районов и зон нефтегазонакопления структурного типа, связанных с валоподобными неогеновыми поднятиями. Одной из таких является Котур-Тепе-Барсагельмесская зона нефтегазона­копления, объединяющая самые крупные нефтегазоносные анти­клинальные провинции. Основные запасы нефти провинции вы­явлены на месторождении Прибалханской области (Котур-Тепе (рис. 232), Банка Жданова (рис. 233), Куйджикское (рис. 234), Бар-сагельмес, Челекен, Кум-Даг и др.). На морских площадях При­балханской области выявлены газоконденсатные месторождения, часто с нефтяными оторочками.

ГОГРАНЬДАГ-ОКАРЕМСКАЯ ГНО приурочена к одноимен­ной зоне поднятий, в которой выделяется ряд зон газонефтенакопления. Она включает ряд брахиантиклиналей, где установле­на преимущественная газоносность нижнекрасноцветных отло­жений. Для этих месторождений характерно значительное содер­жание конденсата в газе (Камышлджинское, Гограньдаг, Окарем (рис. 235), Чикишляридр.). Степень тектонической нарушенности месторождений Гограньдаг-Окаремской области значительно меньше, чем в Прибалханской.

Рис. 232. Котуртепинское нефтегазоконденсатное месторождение. Струк­турная карта по кровле красноцветной толщи (по В.В. Денисевичу):

1 — изогипсы, м: 2 — контур нефтеносности горизонта III; 3 — разрыв­ные нарушения

Рис. 233. Нефтегазоконденсатное месторождение Банка Жданова (по данным объединения «Туркменнефть»):

а — структурная карта подошвы красноцветной толщи; б — геологичес­кий профиль; в — разрез продуктивной части отложений. 1 — сбросы; 2 — зона погребенного грязевого вулкана; 3, 4 — внешние контуры соответственно нефтеносности и газоносности пласта VIII

Рис. 234. Куйджикское нефтегазоконденсатное месторождение (по дан­ным объединения «Туркменнефть»):

а — структурная карта кровли нижней части разреза красноцветной тол­щи; б, в — геологические профили; г — разрез продуктивной части отло­жений. 1 — граница зоны выклинивания горизонта НК₃; 2,3 — внешние контуры соответственно нефтеносности и газоносности пласта НК₂

В настоящее время на Туркменском шельфе на условиях раздела продукции работают арабские компания Dragon Oil (месторождения Б. Жданова, Б. Лам, Причелекенский купол) и малазийский Petronas (месторождения Ливанова, Баринова и Губкина). На сегодня в туркменском секторе Каспийского моря площадью 3000 км² открыто 9 нефтегазовых месторож­дений, пробурено 110 разведочных скважин суммарным мет­ражом 380 тыс. м. Вся экваториальная часть поделена на 10 нефтегазоносных районов. Суммарные ресурсы углеводородов оценены в 6,7 млрд т нефти и 4,6 трлн м³ газа. На шельфе Кас­пия определены 70 объектов, перспективных на газ и нефть.

Рис. 235. Окаремское нефтегазоконденсатное месторождение [9J:

а — структурная карта по кровле горизонта НК-1; б — геологический раз­рез; 1 — изогипсы, м; 2 — контур газоносности, 3 — контур нефтеносно­сти; 4 — разрывные нарушения; 5 — газ; 6 — нефть; 7 — перспективные отложения

Поиск по сайту: