|
|||||||
АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция |
Тяньшань-Памирская нефтегазоносная провинцияТяньшань-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: |
Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.021 сек.) |