Тяньшань-Памирская нефтегазоносная провинция

Тяньшань-Памирская нефтегазоносная провинция выделяется в пределах Тяныыань-Памирской складчатой системы, занимает площади ряда межгорных впадин, находящихся на тер­ритории Таджикистана, Киргизии, Узбекистана, Казахстана.

В Тяныиань-Памирской НГП можно условно выделить 4 НГО: Таджикскую, Ферганскую, Чу-Сарысуйскую, соответствующие наиболее изученным одноименным межгорным впадинам, а также Тургайскую область, соответствующую одноименной синеклизе.

ТАДЖИКСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ

Таджикская нефтегазоносная область занимает южную часть Таджикистана, а также частично территорию Южного Узбекис­тана и Юго-Восточной Туркмении. В орографическом отношении это обширная гористая депрессия, осложненная узкими хребта­ми и долинами северо-восточного и субмеридионального прости­рания (рис. 236).

Впадина выполнена толщей мезозойско-кайнозойских терри-генно-карбонатных отложений мощностью до 7 км в антиклино-риях и от 10 до 15 км — в синклинориях. Мощность орогенного комплекса составляет от 3 до 7 км.

Мезозойско-кайнозойские нефтегазоносные комплексы (осо­бенно их тектоническое строение) до настоящего времени изуче­ны недостаточно. Исключение составляют западные районы, где мезозойско-кайнозойские отложения выходят на поверхность или вскрыты глубокими разведочными скважинами.

Восточные районы Таджикской впадины, находящиеся по со­седству с Памирскими и Тяньшаньскими складчатыми сооруже­ниями, отличаются наиболее мощными осадочным чехлом и орогенным комплексом, а также широким развитием в разрезе пос-

Рис. 236. Карта размещения месторождений нефти и газа Таджикской нефтегазоносной области [50]:

Крупнейшие тектонические элементы: I — Амударьинская синеклиза, II — Тянь-Шаньский ороген, III — Афгано-Памирский ороген, IV — мегантик-линаль Юго-Западного Гиссара, V — Афгано-Таджикская впадина; круп­ные тектонические элементы: Г — Душанбинский прогиб, 2' — Сурхан-дарьинская мегасинклиналь, 3' — Кафирниганская мегантиклиналь, 4' — Вахшская мегасинклиналь, 5' — Обигармская мегантиклиналь, 6' — Ку-лябская мегасинклиналь.

Нефтегазоносные районы: а — Юго-Западно-Гиссарский ГР, б — Сурхан-ский НГР, в — Вахшский НГР, г - Душанбинский ГР, д - Кулябский ИГР; месторождения: 1 — Пачкамар, 2 — Аманата, 3 — Кошкудукское, 4 — Гум-булакское, 5 — Адамташское, 6 — Южно-Тандырчинское, 7 — Гаджакс-кое, 8 — Хаудагское, 9 — Учкызыл, 10 — Северная Курганча, 11 — Кош-тар, 12 — Ляль-Микар, 13 — Кокайты, 14 — Амударьинское, 15 — Кызыл-Тумшук, 16 — Акбаш-Адыр, 17 — Кичик-Бель, 18 — Шаамбары, 19 — Ком­сомольское, 20 — Андыгенское, 21 — Бештентяк, 22 — Сульдузы, 23 — Узунхор, 24 — Ходжа-Сартис

леднего конгломератов с галькой метаморфических и вулканоген­ных пород. Конгломераты образуют карманы и конусы выноса, которые вместе с эвапоритовыми толщами в разрезах мела и юры создают серьезные помехи для проведения геофизических иссле­дований.

Многими исследователями в основании межгорных впадин выделяются срединные массивы. Периферические части срединного массива, контактирующие с варисцийской геосинклиналью на севере и альпийской геосинклиналью Памира на востоке, ха­рактеризуются наибольшей раздробленностью фундамента.

Срединный массив, залегающий в основании Таджикской впадины, сложен метаморфическими породами докембрийского возраста, почти не перекрытыми отложениями нижнего и сред­него палеозоя. Расширение геосинклинальных систем Тянь-Шаня и Памира происходило в основном за счет дробления и перера­ботки краевых частей срединных массивов. Таджикский средин­ный массив продолжает активно дробиться и прогибаться в насто­ящее время. Этим объясняются высокая сейсмоактивность впа­дины и повышенная трещиноватость коллекторов в разрезе мезо­зоя-кайнозоя.

В разрезе осадочного чехла Таджикской впадины четко выде­ляются три структурно-тектонических яруса. Нижний объединя­ет сланцевые и терригенно-карбонатные отложения верхнего три­аса и юры; средний — хемогенную эвапоритовую и терригенную красноцветную формации молассоидного типа титон-аптского возраста, а также морские отложения альб-палеогенового возрас­та; верхний — красноцветы орогенного комплекса олигоцен- чет­вертичного возраста.

В пределах Таджикской впадины с запада на восток выделяют­ся шесть структур первого порядка: Байсун-Кугитангская (юго-за­падные отроги Гиссара), Бабатаг- Кафирниганская и Обигармская мегантиклинали и разделяющие их Сурхандарьинская, Вахшская и Кулябская мегасинклинали. По периферии Таджикскую впадину окаймляют унаследованные прогибы: на севере — Предгиссарский предгорный, на юге — Амударьинский, на западе — Бешкентский. Все эти структуры отделяются друг от друга разломами надвигово-го типа, которым на глубине отвечают сбросы и взбросы.

Первое нефтяное месторождение — Хаудагское — открыто в 1934 г. В дальнейшем были обнаружены залежи нефти в разрезе палеогена (Учкызыл, Кокайты и др.). В 60-е гг. установлена нефтегазоносность меловых и юрских отложений Душанбинского про­гиба (Комсомольское, Андыгенское и др.) и подсолевых верхне­юрских пород в пределах мегантиклинали Юго-Западного Гисса­ра (Адамташское, Гумбулакское). Открытием Гаджакского место­рождения, а затем Сульдузы и Ходжа-Сартис была подтверждена продуктивность верхней юры, верхнего мела и палеогена. К на­стоящему времени в области выявлено более 25 месторождений.

В разрезе осадочного чехла впадины выделены шесть нефте­газоносных комплексов и один перспективный. В Таджикской впадине литологический состав мезо-кайнозойского чехла край­не неустойчив не только в региональном плане, но и в пределах отдельных зон, что способствует невыдержанности литологического состава коллекторов.

Нижне-среднеюрскийтерригенный, возможно нефтегазонос­ный комплекс. В пределах мегантиклинали Юго-Западного Гиссара представлен чередованием пачек глин, глинистых и углистых сланцев и песчаников. Мощность песчаных горизонтов от 1 до 20 — 30 м. На западе и севере Таджикской впадины в комплексе преоб­ладают песчаные, возможно нефтегазоносные коллекторы.

Верхнеюрский НГК представлен мощной (400 — 800 м на юге, 250 м на севере) толщей известняков келловей-оксфорд-кимериджского возраста, в разрезе которых наиболее хорошими коллек­торами являются органогенные и рифогенные разновидности кар­бонатных пород особенно в верхних частях разреза. Карбонатные коллектора келловей-оксфорда промышленно газоносны на пло­щадях Комсомольская, Шаамбары, Андыген.

Неоком-аптский ГК представлен в региональном плане мощ­ными (до 200 м) песчаными и частично карбонатными коллекто­рами. Песчаные коллекторы выделяются в кровле карабильской и кызылташской свит, а также в верхних частях баррема и низах альба. В разрезе апта песчаный горизонт газоносен на месторож­дениях Андыген, Комсомольское.

Альбский НК представлен песчаными и карбонатными кол­лекторами. На востоке впадины песчаные коллекторы замещают­ся трещиноватыми карбонатными.

Сеноманский НК на западе и севере впадины представлен песчаными и карбонатными коллекторами. В Предгиссарском прогибе песчано-карбонатные горизонты общей мощностью 90 м промышленно газоносны на месторождениях Андыген и Комсо­мольское. Туронские глины выполняют роль региональной по­крышки.

Сенонский НГК представлен преимущественно глинами и алевролитами с отдельными маломощными прослоями известня­ков и сильно глинистых песчаников в кампане. К востоку от Сур-хандарьинской мегасинклинали терригенный разрез Маастрихта и кампана полностью замещается органогенными известняками, образующими мощный (более 200 м) карбонатный нефтегазонос-

В разрезе осадочного чехла впадины выделены шесть нефте­газоносных комплексов и один перспективный. В Таджикской впадине литологический состав мезо-кайнозойского чехла край­не неустойчив не только в региональном плане, но и в пределах отдельных зон, что способствует невыдержанности литологичес-кого состава коллекторов.

Нижне-среднеюрскийтерригенный, возможно нефтегазонос­ный комплекс. В пределах мегантиклинали Юго-Западного Гис-сара представлен чередованием пачек глин, глинистых и углистых сланцев и песчаников. Мощность песчаных горизонтов от 1 до 20 — 30 м. На западе и севере Таджикской впадины в комплексе преоб­ладают песчаные, возможно нефтегазоносные коллекторы.

Верхнеюрский НГК представлен мощной (400 — 800 м на юге, 250 м на севере) толщей известняков келловей-оксфорд-кимерид-жского возраста, в разрезе которых наиболее хорошими коллек­торами являются органогенные и рифогенные разновидности кар­бонатных пород особенно в верхних частях разреза. Карбонатные коллектора келловей-оксфорда промышленно газоносны на пло­щадях Комсомольская, Шаамбары, Андыген.

Неоком-аптский ГК представлен в региональном плане мощ­ными (до 200 м) песчаными и частично карбонатными коллекто­рами. Песчаные коллекторы выделяются в кровле карабильской и кызылташской свит, а также в верхних частях баррема и низах альба. В разрезе апта песчаный горизонт газоносен на месторож­дениях Андыген, Комсомольское.

Альбский НК представлен песчаными и карбонатными кол­лекторами. На востоке впадины песчаные коллекторы замещают­ся трещиноватыми карбонатными.

Сеноманский НК на западе и севере впадины представлен песчаными и карбонатными коллекторами. В Предгиссарском прогибе песчано-карбонатные горизонты общей мощностью 90 м промышленно газоносны на месторождениях Андыген и Комсо­мольское. Туронские глины выполняют роль региональной по­крышки.

Сенонский НГК представлен преимущественно глинами и алевролитами с отдельными маломощными прослоями известня­ков и сильно глинистых песчаников в кампане. К востоку от Сур-хандарьинской мегасинклинали терригенный разрез Маастрихта и кампана полностью замещается органогенными известняками, образующими мощный (более 200 м) карбонатный нефтегазоносный комплекс. В пределах Сурхандарьинской мегасинклинали ма­астрихтские известняки промышленно нефтегазоносны на мес­торождении Хаудаг и газоносны на месторождении Ляльмикар, а в Вахшской мегасинклинали — нефтеносны на месторождениях Кичикбель и Акбашадыр и нефтегазоносны на месторождении Кызыл-Тумшук.

Дат-палеогеновый НГК представлен преимущественно карбо­натными трещиноватыми коллекторами в разрезе акджарских и бухарских слоев и песчано-карбонатными коллекторами в разре­зе алайских слоев. С этим комплексом связано Кызыл-Тумшукское газовое месторождение, Ляльмикар, Шаамбары.

В Таджикской нефтегазоносной области выделяются пять нефтегазоносных районов.

Юго-Западно-Гиссарский ГРрасположен в пределах Байсун-Кугитангской мегантиклинали. Здесь открыты такие газовые и газоконденсатные месторождения, как Адамташское, Гумбулак-ское, Аманата, Пачкамар, Южно-Тандырчинское и нефтяное Кош-кудук.

Сурханский НГР соответствует Сурхандарьинской мегасин­клинали. Залежи нефти и газа здесь установлены в трещиноватых и кавернозных карбонатных коллекторах алайского и бухарского слоев, в верхних карбонатных горизонтах акджарских слоев и Маастрихта, а также в валанжинских отложениях нижнего мела. Большинство месторождений нефти многопластовые. Здесь от­крыты такие месторождения, как Хаудаг, Учкызыл, Коштар, Ляль­микар, Кокайты (рис. 237), Гаджакское (рис. 238), Амударьинское и др.

Вахшский НГР выделен в пределах одноименной мегасинк­линали. Залежи нефти и газа в районе установлены в карбонат­ных коллекторах палеогена и верхнего мела. Здесь выявлены Кы-зылтумшукское газовое, Акбашадырское и Кичикбельское нефтя­ные месторождения.

Душанбинский ГР соответствует Душанбинскому прогибу. Здесь в пермских, юрских и меловых отложениях открыты га-зокондеисатные месторождения Шаамбары, Комсомольское (рис. 239), Андыгенское.

Кулябский НГР выделен в пределах Кулябской мегасинкли­нали. В северных частях мегасинклинали перспективы нефтегазоносности связываются с рифогенными карбонатными коллек­торами палеоценового (бухарские слои), кампан-маастрихтского,

Рис. 237. Нефтяное месторождение Кокайты. Геологический профиль

Рис. 238. Гаджакское газовое месторождение. Геологический профиль (по данным СредАзНИИнефти)

Рис. 239. Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение [9]:

а — структурная карта по кровле горизонта XIV; б — геологический разрез.

1 — изогипсы, м; 2 — контур газоносности; 3 — разрывные наруше­ния; 4 — газ

сеноманского и верхнеальбского возраста. Залежи сводовые, мас­сивные и тектонически экранированные. На юге Кулябского рай­она широко развиты залежи: висячие, экранированные соляны­ми диапирами, сводовые, тектонически экранированные. В райо­не открыты месторождения Бештентяк, Сульдузы, Узунхор, Ходжа-Сартис.

Бештентякское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 240) расположено в Кулябской синклинальной зоне и связано с узкой крутой (50—70°) антиклинальной складкой северо-восточ­ного простирания. Открытое 1971 г., разрабатывается с 1973г. Северо-западное крыло складки нарушено взбросом амплитудой 0,5км. Основная залежь приурочена к бухарским слоям палеогена. Кроме того, получены незначительные притоки нефти из сумсар-ских песчаников олигоцена.

Бухарский продуктивный горизонт представлен порово-тре-щинными известняками и доломитами мощностью 120м. Эффек­тивная пористость карбонатного коллектора 8 %, проницае­мость (1—2)-10'¹⁴ м². Залежь газонефтяная, массивная сводовая, тектонически экранированная, расположена на глубине 1760 м. Высота залежи 390 м, из них 280 м приходится на газовую шапку и 110 м — на нефтяную часть залежи. Абсолютные отметки ВНК — 991 м, ГНК — 881м. Пластовое давление 27,1 МПа, пластовая тем­пература 78 °С.

Начальные дебиты нефти составляют 10—220 т/сут, газа 10—115 тыс. м³/сут. Газ содер­жит большое количество конден­сата (180—260 см³/м³). Газовый фактор 26—105 м³/т. Нефть от­носительно легкая, плотностью 0,85 г/см³.

Рис. 240. Бештентякское нефтегазо-конденсатное месторождение. Геологический разрез (по Ю.К, Ковальчуку):

1 — нефть; 2 — газ; 3 — разрывные нарушения

Сравнительный анализ тектоники и нефтегазоносности Тад­жикской впадины со сходными межгорными нефтегазоносными впадинами альпийского пояса, несмотря на крайне слабую изучен­ность, позволяет отнести Таджикскую газонефтеносную область к перспективным регионам.

ФЕРГАНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ

Ферганская нефтегазоносная область расположена в преде­лах одноименной крупной межгорной впадины. Занимает терри­тории Узбекистана, Таджикистана, Киргизии (рис. 241).

Ферганская впадина ограничена на севере Кураминским и Чаткальским, на востоке Ферганским, а на юге Алайским и Турке­станским горными хребтами. В указанных границах площадь впа­дины составляет около 40 тыс. км². В геологическом разрезе Фер­ганской впадины выделяются три структурных этажа, отвечающие основным этапам развития этой территории.

Нижний этаж сложен интенсивно дислоцированными и мета-морфизованными породами палеозойского возраста, образующи­ми складчатый фундамент впадины. Они обнажаются в обрамля­ющих впадину горных сооружениях, ступенчато погружаясь к центральной части под мощные толщи осадочных образований, где поверхность фундамента залегает на глубине 10 км.

Средний структурный этаж соответствует платформенному этапу развития впадины и включает породы мезозоя и палеогена. Они выходят на поверхность в предгорных районах Ферганы, вскрыты многочисленными скважинами и залегают на палеозой­ском фундаменте с резким угловым несогласием. Отложения ме­зозоя представлены в нижней части мощной (до 1500 м) толщей конгломератов, песчаников и глин триаса и юры. Меловые отло­жения (мощностью до 500 м и более) сложены преимущественно терригенными песчано-глинистыми разностями с подчиненными прослоями доломитов, известняков и мергелей.

В разрезе палеогена участвуют плотные трещиноватые изве­стняки и известковистые глины с прослоями песчаников. Мощ­ность их не превышает 800 м. Суммарная мощность платформен­ных образований достигает 3500 - 4000 м. Доминирующим комп­лексом в их разрезе являются мел- палеогеновые отложения.

Верхний этаж соответствует орогенному этапу развития (нео­ген-четвертичное время), когда впадина испытала интенсивное

Рис. 241. Ферганская нефтегазоносная область [50]:

Крупнейший тектонический элемент: 1 — Тянь-Шаньский ороген; круп­ный тектонический элемент: 1' — Ферганская впадина; нефтегазоносные районы: а — Северо-Ферганский, б — Южно-Ферганский. Месторождения: 1 — Тергачи, 2 — Шорбулак, 3 — Наманган, 4 — Майли-сай, 5 - Избаскент, 6 - Кызылалма, 7 - Майлису-Ш, 8 - Майлису IV -Восточный Избаскент, 9 — Карагачи, 10 — Тамчи, 11 — Бешкент — То-гап, 12 — Ниязбек — Каракчикум, 13 — Маданият, 14 — Северный Кани-бадам, 15 — Канибадам, 16 — Ким (Сельрохо), 17 — Айритан, 18 — Ра-ват, 19 - Нефтеабад, 20 - Варык, 21 - Варык-П, 22 - Ачису, 23 - Шор-cy-IV, 24 — Чонгара — Гальча, 25 — Северный Сох, 26 — Сарыкамыш, 27 — Северный Риштан, 28 — Сарыток, 29 — Чаур — Яркутан — Чи мион, 30 — Ханкыз, 31 — Авваль, 32 — Восточный.Авваль, 33 — Запад­ный Палванташ, 34 — Гумхана, 35 — Палванташ, 36 — Ходжаосман, 37 — Андижан, 38 — Хартум, 39 — Бостон, 40 — Шарихан — Ходжаабад, 41 — Южный Аламышик, 42 — Северный Аламышик, 43 — Чангырташ, 44 — Сузак, 45 — Чигирчик

прогибание, сопровождавшееся накоплением мощной толщи мо-ласс (до 6000 м), представленной чередованием конгломератов, песчаников, алевролитов и глин. В северо-западной части впади­ны в разрезе неогена встречаются прослои соленосно-гипсонос-ных пород.

В пределах Ферганской впадины выделяются четыре тектони­ческие зоны, существенно отличающиеся друг от друга особенно­стями геологического строения: южная, северная, центральная и Куршабская. Южная зона шириной 20 — 25 км прослеживается от западной границы впадины до предгорий Ферганского хребта на расстоянии около 350 км. Она характеризуется наличием разрыв­ных нарушений, разделяющих фундамент на отдельные блоки. Вдоль указанных разломов развиты, как правило, линейные анти­клинальные складки, расположенные кулисообразно и образую­щие группы антиклиналей (Андижанская, Чимионская, Риштанская, Гузанская).

Северная зона протягивается вдоль северного борта впадины на расстояние 300 км при ширине примерно 20 км. В пределах этой зоны выделяются Ленинабадская, Наманганская и Майлисуйская группы антиклиналей, состоящие из отдельных кулисообразно расположенных локальных поднятий.

Центральная зона Ферганской впадины находится в равнин­ной части, и представляет собой глубокий прогиб субширотного простирания, выполненный мощной толщей неоген-четвертичных отложений. Эта зона слабо изучена. По данным сейсморазведки здесь предполагается наличие глубокопогруженных складок, бо­лее пологих и спокойных по сравнению со структурами бортовых зон. На некоторых из этих структур проведено параметрическое бурение. В центральной зоне по неогеновым отложениям выделя­ется два прогиба — Северный и Южный. Северный прогиб (его северная половина) располагается под надвигом Кураминского хребта, амплитуда горизонтального перемещения которого оцени­вается в 70 км.

Куршабская зона, ограниченная с юга и востока палеозойс­кими горными хребтами, а с северо-запада южной зоной, представ­ляет собой отрицательную структуру, выполненную мезозойско-кайнозойскими образованиями небольшой мощности (до 2000 м), сильно эродированными и местами размытыми до палеозойского фундамента.

В пределах Ферганской впадины открыто около 50 нефтяных и газовых месторождений, расположенных в основном в южной и северной зонах (Северный Сох (рис. 242), Избаскентское (рис. 243), Южно-Аламышикское (рис. 244)). Промышленная нефтегазонос-ность установлена в юрских, меловых, палеогеновых и неогеновых отложениях. К отложениям юры и мела приурочены в основном газовые залежи, иногда с нефтяными оторочками. С палеогеновы­ми продуктивными горизонтами связаны в большинстве случаев не­фтяные залежи. Местами встречаются нефтяные залежи с газовы-

Рис. 242. Нефтегазоконденсатное месторождение Северный Сох (по дан­ным объединения «Узбекнефть»):

а — структурная карта кровли продуктивного горизонта IV (палеоген); б — геологический профиль; в — разрез продуктивной части

ми шапками. В отложениях мел-палеогенового комплекса сосредо­точено около 90% потенциальных ресурсов углеводородов.

Юрский НГК представлен песчаниками в тоарском, байоском и батском ярусах. Выявлено восемь продуктивных горизонтов. Общая мощность каждого горизонта изменяется от 15 до 40 м, эффективная составляет 7 — 16 м, пористость 15 — 22%, проницае­мость (100 — 300)-10"¹⁵ м². В юрских отложениях выявлены преиму­щественно газовые залежи. Все выделенные пласты одновремен­но встречаются в разрезах складок южной тектонической зоны на участке между Гузанской антиклиналью и площадью Найман. Восточнее нижние продуктивные пласты выпадают из разреза.

Меловой НГК представлен песчаниками, песчаниками с прослоями известняков и известняками в муянской, ляканской,

Рис. 243. Избаскентское нефтегазовое месторождение:

Структурная карта по кровле горизонта V; б — геологический разрез (по данным объединения «Узбекнефть»);

1 — разрывные нарушения; 2 — кон­тур нефтеносности; 3 — изогипсы, м; 4 — газ; 5 — нефть

устричной (экзогировой) и в пестроцветной свитах. Выявлено 11 продуктивных пластов. К продуктивным горизонтам мела приурочены в основном газовые залежи, в отдельных случаях встречены газовые залежи с нефтяными оторочками и нефтя­ные залежи.

Палеогеновый НГК сложен известняками в бухарских, алайских, туркестанских, риштанских, сумсарских слоях. Установлено девять продуктивных горизонтов. К продуктивным горизонтам па­леогена, как правило, приурочены нефтяные залежи; в отдельных случаях нефтяные залежи с газовыми шапками и чисто газовые залежи.

Неогеновый НГК представлен кирпично-красной и бледно-розовой свитами массагетского яруса и пачкой песчаников и га­лечников, залегающей в основании бактрийского яруса. С эти­ми отложениями в Юго-Восточной Фергане в группе Андижан­ских складок установлена промышленная нефтегазоносность. Среди выявленных месторождений 19 нефтяных, 17 нефтега­зовых, 6 газовых.

В Ферганской ГО выделены три нефтегазоносных района: Северо-Ферганский, Южно-Ферганский и Центрально-Ферган­ский. Начальные разведанные извлекаемые запасы нефти и газа распределены по стратиграфическим комплексам следующим об­разом: в палеогеновых отложениях сосредоточено 65%, в мело­вых — 30% и в юрских — 5%.

Центральная зона Ферганской впадины практически не раз­ведана: перспективы ее связаны с продуктивными комплекса­ми неогена, а также палеогена и мела, залегающими на больших глубинах. Принципиальным является открытие на площади Мынбулак залежи нефти в палеогеновых отложениях на глуби­не около 5000 м.

Избаскентское нефтегазовое месторождение (см. рис. 243) связано с субширотной брахиантиклинальной складкой Майли-суйского выступа фундамента в центральной части Нарынской моноклинали на северо-востоке Ферганской впадины. Открыто в 1972 г., разрабатывается с 1978 г. Для этого месторождения характерна большая мощность неогеновых отложений (до 2000 м) и отсутствие в неогене продуктивных горизонтов. Залежи нефти приурочены к основным горизонтам палеогена верхнего и нижнего мела, представленного известняками. Дебиты газа из мезозойских отложений колеблются в значительных пределах — от 100 тыс. до 1800 тыс. мУсут.

Южно-Аламышикское, Андижанское, Палванташское мес­торождения (см. рис. 244) характеризуются широкой нефтенос­ностью неогена, причем самые верхние залежи вскрыты уже на глубине 300—500 м. Другая отличительная особенность месторож­дений — несовпадение структурных планов мел-палеогеновых и неоген-четвертичных отложений — связана с тем, что образова­ния неогена с резким угловым несогласием залегают на сильно раз­мытой поверхности палеогеновых и даже верхнемеловых отложе­ний. Это обстоятельство способствует развитию на многих ме­сторождениях Андижанской группы стратиграфически экраниро­ванных залежей. Многие месторождения, особенно Палванташс­кое и Андижанское, осложнены серией нарушений. Наибольшее промышленное значение в разрезе месторождений имеют нефтя­ные залежи неоген-палеогена. Небольшие газовые залежи связаны в основном с меловыми коллекторами.

ЧУ-САРЫСУЙСКАЯ ГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ

Чу-Сарысуйская газоносная область расположена в южном Казахстане и приурочена к одноименной синеклизе северо-запад­ного простирания площадью 150 тыс. км² (рис. 245). Ее ограничи­вают: на северо-востоке — Улутауский и Чу-Илийский антиклинории Казахского щита; на юге и востоке — Большекаратауский кряж; на северо-западе — поднятие зоны замыкания Большого Ка-ратау и Улутау, которые отделяют область от Тургайской синеклизы. Складчатое основание синеклизы в пределах Тамгалинско Тастинской зоны находится на глубинах 500 — 1000 м. В Тасбулак ской впадине фундамент погружен на глубину до 5000 м, в Кок пансорской и Муюнкумской — до 3500 — 4000 м, Сузакско-Байко дамской до 2500 — 3000 м.

Доплитный комплекс Чу-Сарысуйской синеклизы представлен девонской, каменноугольной и пермской системами. Эффузивные

Рис. 245. Тектоническая схема Чу-Сарысуйской газоносной области: Границы тектонических элементов: а — первого порядка, б — второго порядка, в — третьего порядка; г — локальные структуры; д — газовые месторождения; е — обрамляющие депрессию крупнейшие нарушения; выходы отложений на дневную поверхность: ж — палеозойских, з — ме­зозойских.

Прогибы: I — Кокпансорский, II — Тасбулакский, III — Восточно-Сырдарьинский, IV — Муюнкумский.У — Сузакско-Байкадамский, VI — Фрун­зенский, VII — Нижне-Чуйский солянокупольный район, VIII — Тастин-ская горст-антиклиналь.

Месторождения: 1 — Придорожное, 2 — Учаральское, 3 — Амангельдинское, 4 — Айрактинское, 5 — Анабайское; структуры, где были получены единичные притоки газа: 6 — Молдыбайская, 7 — Тамгалытарская, 8 — Западно-Оплакская

породы нижнего-среднего девона широко развиты на северо-вос­токе синеклизы; по направлению к ее внутренним частям они заме­щаются конгломератами и крупнозернистыми песчаниками.

В Тесбулакской, Кокпансорской впадинах и в районе Чуйской глыбы на глубине до 2500 — 3000 м в отложениях среднего-вер­хнего девона — нижнего турне вскрыты подсолевые и соленосные комплексы пород. Подсолевые отложения представлены пе­реслаиванием пестроцветных алевролитов и песчаников общей мощностью 400 м. Залегающие выше толщи фамена-нижнего турне слагаются соленосными породами (850 м), содержащими в ниж­ней части разреза прослои и пачки аргиллитов, доломитов и изве­стняков.

Породы нижнего карбона в составе трех ярусов распростра­нены на всей территории синеклизы и представлены пестроцвет-ными песчаниками, алевролитами, аргиллитом, известняками, ба-зальными конгломератами и гравелитами, известняками с просло­ями гипсов и ангидритов, соленосными отложениями.

Нижне-средневизейские породы (180 м) сложены преимуще­ственно терригенными угленосными отложениями, переслаиваю­щимися с известняками и мергелями, которые в юго-восточном направлении замещаются красноцветными терригенными поро­дами (Муюнкумская впадина). Угленосная толща нижнего визе (150 м) выявлена в северных районах Муюнкумской впадины.

Во внутренней части синеклизы средний-верхний визе-сер-пуховский ярус представлен преимущественно карбонатными породами с прослоями аргиллитов и ангидритов в верхней части разреза и пачкой (до 200 м) гипсоносных пестроцветных пород. На северо-западе синеклизы (Тесбулакская впадина) вверху раз­реза отложения среднего карбона представлены таскудукской сви­той (100 —400м), сложенной пестроцветными песчано-глинистыми породами. Сейсмическими и литолого-фациальными исследо­ваниями последних лет в верхневизейско-серпуховской карбонат­ной толще установлено распространение органогенных построек, являющихся объектами газопоисковых работ.

В южной и центральной частях синеклизы широко развиты породы среднего-верхнего карбона, сложенные песчаниками и алевролито-аргиллитами.

Соленосные породы нижней-верхней перми (400 — 500 м) пред­ставлены чередованием каменной соли с преимущественно крас­ноцветными алевролитами, аргиллитами, глинами, песчаниками и мергелями. Отложения соленосной свиты выявлены и в пределах Тесбулакской впадины, где их мощность местами достигает 1000 м. Надсолевые породы верхней перми (100 — 450 м) представлены крас­ноцветными, реже пестроцветными алевролитами и аргиллитами.

Пермский региональный нефтегазоносный комплекс мощно­стью до 1600 м сложен песчаниками, в которых открыты газовые залежи.

В палеозойских отложениях Чу-Сарысуйской синеклизы от­крыты месторождения и залежи газа метаново-азотного состава и установлены многочисленные нефтегазопроявления (При­дорожное (рис. 246), Колькудукское, Амангельдинское, Малдыбайское и др).

ТУРГАЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ

Тургайская нефтегазоносная область по административному делению входит в состав Тургайской, Актюбинской, Кзыл-Ординской и Джезказганской областей Казахстана. Приурочена к цент­ральной и южной частям одноименной синеклизы, расположен­ной между Уралом и западной окраиной Казахского щита. Ее се­верным ограничением служит Кустанайская седловина, отделяю­щая Тургайскую синеклизу от Западно-Сибирской платформы, южным — Нижнесырдарьинский свод. Общая площадь области 140 тыс. км² (рис. 247).

На складчатом протерозойско-нижнепалеозойском фунда­менте залегают верхнепалеозойские карбонатно-терригенные породы доплитного комплекса, перекрытые отложениями триаса, юры, мела и палеогена. Породы складчатого фундамента покрыты корой выветривания, мощностью до 2000 м.

Отложения нижней и средней юры и, возможно, триаса вскры­ты параметрической скважиной в западной части Арыскумского прогиба, где в разрезе выделяются две толщи. Нижняя (800 м) сло­жена темно-серыми аргиллитами и серыми песчаниками, верхняя (1235м) — темноцветными аргиллитами и алевролитами.

На Кумкольской площади в основании среднеюрского разре­за залегают темно-серые аргиллиты, содержащие прослои угля и серых песчаников, общей мощностью до 25 м в своде структуры, до 100 м на крыльях. Выше залегает пачка (до 200 м) темно-серых глин, алевролитов и серых песчаников. Верхнеюрские отложения залегают на среднеюрских с размывом и угловым несогласием и подразделяются на три пачки. Нижняя (50 — 60 м) образована се­рыми песками, переслаивающимися с темно-серыми глинами и алевролитами, средняя (25 — 50 м) — темно-серыми глинами с про­слоями мергелей и известняков, верхняя (40— 100 м) — пестро-цветными глинами.

Залегающая на верхнеюрских породах базальная пачка ниж­него неокома (80— 100 м) представлена серыми и коричневыми песчаниками с прослоями глин и перекрыта красноцветными глинами (300 м), которые выполняют роль покрышек. В верхней

Рис. 246. Придорожное газовое месторождение (по данным Южно-Ка­захстанской нефтеразведочной экспедиции):

а — структурная карта кровли продуктивных отложений фамена-нижнего турне; б — сопоставление контуров газоносности; в — геологичес­кий профиль; г — разрез продуктивной части отложений. 1,2 — контуры газоносности продуктивных пород фамена-нижнего тур­не и визейско-серпуховских отложений

Рис. 247. Тургайская нефтегазоносная область (по Ф.Е. Синицыну). Крупнейшие тектонические элементы:

I — Нижнесырдарьинский свод, II — Ка­захский щит, III — Тургайская впадина.

Крупные тектонические элементы: 1 — Арыскумский прогиб, 2 — Жиланчикский прогиб;

3 — Арыскумский нефтега­зоносный район

части разреза неокома выделяются красноцветные глины (200 — 220 м) с песчаниками. Апт-альб (400— 500 м) сложен преиму­щественно сероцветными и пестроцветными песчано-глинистыми породами. Сеноманские отложения (110— 120 м) образова­ны сероцветными и пестроцветными глинами с прослоями пес­ков в средней части разреза. Нижний турон представлен тол­щей (80 м) сероцветных песчано-глинистых пород, а верхний турон-кампан — глинисто-песчаными красноцветными и пест­роцветными породами.

Дат-палеоценовые мергели и известняки (15 м) отмечены в северных частях области. Палеоцен-нижний эоцен (10—15 м) выполнен темноцветными алевролитами. Они перекрыты серы­ми известняками и глинами (20 — 40 м) среднего эоцена и зеле­новатыми глинами, песчаниками и алевролитами верхнего эоце­на (300 м), пестроцветными песчано-глинистыми отложениями верхнего олигоцена (10 — 35м). Бурые и красноцветные образо­вания плиоцен-четвертичного возраста (до 200 м) с размывом перекрывают нижележащие толщи.

В структурном плане Тургайской синеклизы выделяются Мынбулакская седловина, Жиланчикский и Арыскумский проги­бы. Жиланчикский прогиб осложнен тремя меридионально ори­ентированными горст-антиклиналями: Тентексорской (западной),

Аккольской (центральной), Бисаринской (восточной) и разделяю­щими их грабен-синклиналями, выполненными триас-юрскими отложениями (Ашикольской, Баймуратской, Жанакуральской, Са-рынской и др.). В некоторых грабен-синклиналях мощность оса­дочных отложений составляет 3500 — 4000 м.

Несколько грабен-синклиналей (Акшабулакская, Централь­ная, Даутская) осложняют Арыскумский прогиб. В них мощность мезозой- кайнозойских отложений составляет 3000 — 5500 м, а на разделяющих поднятиях 1500 — 2000 м. В Арыскумском прогибе выявлено большое количество антиклинальных структур (Кум-коль, Кызылкия, Арыскум и др.), перспективных в нефтегазонос­ном отношении.

В разрезе Тургайской НГО выделяют среднеюрский, верхне­юрский и нижненеокомский продуктивные комплексы.

Среднеюрский НГК имеет мощность до 1320м. Слагается пес-чано-алевритовыми породами. Пористость пород-коллекторов в среднем 25%, проницаемость до 1,7 мкм².

Верхнеюрский НГК мощностью 1200— 1300м подразделяется на три подгоризонта мощностью примерно по 25 м, из которых нижний и верхний сложены преимущественно песчано-алеври-товыми породами, а средний — относительно глинистыми. Пори­стость пород-коллекторов 21 — 22%, проницаемость до 0,5 мкм².

Нижненеокомский НГК мощностью 1065 —1115м сложен дву­мя подгоризонтами песчано-алевритовых пород, с пористостью нефтенасыщенных пород 25 % и проницаемостью 0,6 мкм².

Кумкольское нефтяное месторождение (рис. 248) представ­ляет собой брахиантиклиналь, приуроченную к выступу фундамен­та, разделяющему Центральную и Сарыланскую грабен-синклина­ли. Открыто в 1984 г. Размер Кумкольской структуры по подошве юрских отложений 12x7 км, а нижнемеловых — 9x4 км. Структура характеризуется уменьшением амплитуды вверх по разрезу от 250— 300 м по кровле палеозоя до 50м — по подошве мела.

Залежи нефти на Кумкольском месторождении пластово-сво-довые с единым водонефтяным контактом. Высота залежи 110м. Около 70 % углеводородов (преимущественно нефти) содержит­ся в породах средней-верхней юры и 30% в нижнем неокоме.

Арыскумское газовое месторождение приурочено к брахиан-тиклинали площадью по подошве мела более 140 км² при амплиту­де до 250 м. Открыто в 1988 г. Расположено в северо-восточной части Арыскумского прогиба, вблизи Каратауского разлома.

Рис. 248. Кумкольское нефтяное месторождение [50].

Структурные карты продуктивных пластов: а — юрского, б — неокомского; в — геологический профиль; г — разрез

Основные объемы потенциальных ресурсов находятся, по-видимому, на глубинах до 3 км.

В пределах Тургайской НГО выделяются два нефтегазоносных района — Арыскумский и Жиланчикский.

В Арыскумском НГР сосредоточено более 90% ресурсов УВ. Для постановки поисково-разведочных работ перспективны от­дельные структуры в Арыскумском прогибе и Кызылкиякском поднятии.

В Жиланчикском НГР, соответствующем одноименному проги­бу, средне- и верхнеюрские отложения приурочены в основном к грабен-синклиналям. Перспективы нефтегазоносности здесь связа­ны с зонами меридионально ориентированных горст-антиклиналей, осложненных антиклинальными структурами (Черкитау, Кунак и др.), а также зонами выклинивания юрских отложений в бортовых частях грабен-синклиналей и вблизи Мынбулакской седловины.

Перспективы области связаны, прежде всего, с отложениями нижнемелового комплекса территории Арыскумского и южной части Жиланчикского прогибов, краевыми частями Мындулакс-кой седловины. Залежи нефти и газа могут быть связаны с анти­клинальными и брахиантиклинальными складками и валами, древ­ними руслами в отложениях нижнего неокома.

Поиск по сайту: