НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ ПЛАТФОРМЕННОЙ ЧАСТИ ТУРКМЕНИСТАНА

Каракумский нефтегазоносный бассейн.Большая часть бассейна приурочена к Туранской плите (рис. 1.1.). Его юго – западная часть находится в Предкопетдагском прогибе, на западе бассейн ограничен Карабогазским сводом, Туаркырским валом и Центрально-Устюртской зоной поднятий, на востоке и юго-востоке - эпиплатформенным орогеном Средней Азии (юго -западные отроги Гиссара, хребет Банди-Туркестанский), на юго - западе – Копет - Дагом, на северо - востоке - Таласс-Ферганским разломом отделяется от герцинской складчатости (Центрально - Кызылкумский свод и др.). Площадь бассейна более 500 тыс. км² (приложение 1; рис. 1.2.).

Рис. 1.1. Геологическая картосхема Казахстана и Средней Азии [5.4]

Первые сведения о геологическом строении бассейна относятся к концу XIX - началу XX веков. Нефтепоисковые работы начаты в 1929 г. (Бухарская область). С 1935 по 1952 гг. поисковые работы были значительно расширены. С 1936 г. в ряде районов начали применять структурное и поисковое бурение, а также в небольшом объёме геофизические методы (гравиметрическая и магнитная съёмки).

Изучен бассейн неравномерно. В меньшей степени изучен Предкопетдагский прогиб, Мургабская впадина. В разрезе наименее изучены подсолевые юрские отложения. По степени дислоцированности, метаморфизма и по проявлению региональных несогласий в пределах бассейна выделяют два структурных этажа: нижний - фундамент (архейско-позднепалеозойский) и верхний - платформенный чехол.

Бассейн является в основном газоносным. По особенностям строения и нефтегазоносности предложены различные схемы нефтегеологического районирования. По одной из таких схем в бассейне выделяют следующие нефтегазоносные области: Аму - Дарьинскую (Бухаро - Хивинскую), Центрально - Каракумского свода, Мургабскую и Предкопетдагскую (вместе с Бохардокской моноклиналью).

Перспективными являются наиболее погруженная часть Предкопетдагского прогиба, а также складчатый борт. Здесь прогнозируются как нефтяные, так и газоконденсатные залежи.

Среднекаспийский нефтегазоносный бассейн.Среднекаспийский бассейн представляет крупную область прогибания (более 420 тыс.км²), включающую Терско - Капийский прогиб, прилегающий с севера, склон Скифской плиты, акваторию среднего Каспия и Южно - Мангышлакский прогиб - крупный структурный элемент Туранской эпигерцинской платформы. На западе бассейн отделен от Азово - Кубанского Ставропольским сводом, на востоке - от Каракумского бассейна - Туаркырским валом, Центрально-Устюртским поднятием и Карабогазским сводом. Северная граница на западе проводится по кряжу Карпинского, на востоке - по Мангышлакско – Центрально - Устюртской гряде. Южное ограничение на западе представлено Кавказским горным сооружением, в акватории Каспия - Апшероно-Прибалханской зоной поднятий, на востоке - Карабогазским сводом. Административно бассейн располагается в России и Казахстане.

В Среднекаспийском бассейне первый фонтан нефти был получен в 1893 г. из среднемиоценовых отложений в Терско - Каспийском прогибе, в районе г. Грозного. В первой половине 50 - х годов прошлого века были открыты газовые месторождения на Ставропольском своде в хадумском горизонте. В это же время установлена промышленная нефтегазоносность юры и нижнего мела Прикумской зоны поднятий и кряжа Карпинского.

Основными методами исследования бассейна были геологическая съемка (на складчатом борту бассейна), с 1955 - 57 гг. интенсивно применяются геофизические работы, особенно сейсморазведка и бурение (поисковое, разведочное, эксплуатационное). Изучен бассейн как по площади, так и по разрезу неравномерно. Наиболее изучены всеми видами работ Ставропольский свод, северный борт Южно - Мангышлакского прогиба, Прикумская зона поднятий, Кряж Карпинского, складчатый борт Терско - Каспийского прогиба (Терский, Сунженский антиклинории).

В геотектоническом отношении в бассейне четко выделяются две части: южная (на западе бассейна), представленная Терско - Каспийским прогибом, южный борт которого образует складчатый борт бассейна, примыкающий к Кавказскому горному сооружению и северная большая по площади - платформенная, представленная на западе Скифской, а на востоке - частью Туранской эпигерцинских платформ.

Терско - Каспийский прогиб протягивается от Минераловодского выступа на западе до Апшеронского полуострова на юго-востоке, на севере и юге он ограничен глубинными разломами, имеет асимметричное строение. По простиранию он некоторыми исследованиями расчленяется на три самостоятельных прогиба: Терско - Сунженский на западе, Дагестанский и Прикаспийско - Кубинский на востоке.

В строении Среднекаспийского бассейна участвует мощная и разнородная толща отложений от триасовых (возможно пермско - триасовых) до четвертичных. Однако стратиграфический объем, мощности и состав выполняющих бассейн отложений различаются в северной платформенной его части и южной - складчатой.

В пределах платформенного борта на герцинском складчатом основании, залегает платформенный чехол. Разрез его начинается с триасовых отложений, которые сложены терригенными, карбонатными, вулканогенно - осадочными породами. Мощность их изменяется от 0 (Ставропольский свод) до 2 - 3 км. В Среднекаспийском бассейне диапазоны нефтегазоносности охватывают отложения от пермско - триасовых до миоцена включительно.

Месторождения расположены как на платформенном, так и на складчатом бортах бассейна. На платформенном борту месторождения связаны с валообразными, куполовидными поднятиями. Они, как правило, многопластовые. Залежи пластово-сводовые, встречаются экранированные.

На складчатом борту месторождения связаны с антиклинальными структурами, сложно построенными, нарушенными. Залежи разнообразные, пластовые сводовые, массивные, экранированные. По составу флюидов залежи нефтяные, газовые и газонефтяные, нефтегазовые и т.д.

В платформенной части бассейна выделяют следующие нефтегазоносные области: Ставропольского свода, кряжа Карпинского, Прикумской зоны поднятий и Восточно - Манычского прогиба, Восточно - Ставропольскую и Южно – Мангышлакско - Ассакеауданскую. В складчатой части бассейна выделяют Терско - Сунженскую, Дагестанскую и Прикаспийско - Кубинскую нефтегазоносные области (Кубинско - Прикаспийскую).

Южно-Каспийский нефтегазоносный бассейн.По типу - это межскладчатый или, по классификации А.М.Серёгина с авторами, внутрискладчатый бассейн альпийской области. Он занимает обширную область прогибания земной коры (около 270 тыс.км²), включающей Куринский межгорный прогиб, Западно-Туркменскую впадину и расположенную между ними глубоководную котловину Южного Каспия (Серёгин А.М. и др.). По представлениям И.М.Алиева, Г.А.Аржевского (1983 г.) в пределах бассейна выделяются два наиболее крупных элемента -Куринский межгорный прогиб и Южно - Каспийская впадина (приложение 1; рис. 1.3.).

С севера он ограничен мегаантиклинорием Большого Кавказа, антиклинориями Куб - Дага, Большого Балхана, а в акватории Каспия -Апшеронским порогом (Среднекаспийским разломом - по Алиеву И.М.). С юга складчатой системой Малого Кавказа, Эльбурса и Западного Копетдага. С запада - Дзирульским массивом, с востока - Копетдагским мегаантиклинорием.

В административном отношении бассейн включает территорию Грузии, Азербайджана, Туркмении и небольшая часть на юге - Иранская. В бассейне расположены старейшие нефтедобывающие районы: Апшеронский, Прибалханский.

Добыча нефти в бассейне имеет более чем вековую историю. Колодезная добыча нефти в Азербайджане и Западной Туркмении велась в глубокой древности, а нефтепроявления известны с XV в. Первые скважины появились на полуостровах Челекен и Апшерон в конце XIX века. С 1873 г. добыча нефти ведется в промышленных количествах. До 1930 г. основная часть Азербайджана и Западной Туркмении покрыта геологической съёмкой, с 1930 -32 гг. начинает применяться геофизика, с помощью которой закартированы погребенные, глубокопогруженные поднятия как на суше, так и в акватории.

Для Южно-Каспийского бассейна приводятся различные схемы тектонического строения, по которым выделяется разное количество структурных элементов, а часто и под различными названиями. По одной из таких схем (Справочнике 1983 г.) наиболее крупными элементами бассейна являются Куринский межгорный прогиб и Южно - Каспийская впадина.

Подводя итог сказанному, можно сделать следующие выводы: Южно ­Каспийский бассейн является промышленно важным нефтегазоносным бассейном, в котором обнаружены залежи в разрезе, начиная с верхнего мела и до плиоцена. Основной объем разведанных запасов связан со средним плиоценом и сосредоточен в Апшеронской, Апшероно - Прибалханской зонах и Нижне - Куринской впадине с Бакинским архипелагом.

Вместе с тем, бассейн считается высокоперспективным, особенно те части, которые расположены в акватории Каспия, о чем свидетельствуют открытые здесь месторождения Чыраг, Азери и др. Только в Азербайджанской части Каспийского моря ресурсы углеводородов оцениваются более чем в 50 млрд.т. условного топлива, большая часть которых сосредоточена в плиоценовом комплексе, меньшая в палеоген-миоценовом.

Ферганский нефтегазоносный бассейн.Этот бассейн связан с одноименной межгорной впадиной и располагается в основном в Узбекистане, меньшая его часть в Киргизии и Таджикистане. Площадь около 38 тыс.км². Бассейн ограничен высокогорными хребтами: Туркестанским и Алайским на юге, Кураминским и Чаткальским на северо - западе и Ферганским на северо-востоке (приложение 1; рис. 1.4.).

Ферганский бассейн один из старейших нефтедобывающих районов Средней Азии. Выходы нефти и колодезная ее добыча известны с глубокой древности. Нефтепоисковое бурение здесь начато в 1880 г. на площади Шорсу, где и был получен приток нефти, но с небольшим дебитом. До 1952 г. основным методом картирования структур была геологическая съемка, геофизика применяется с 1930 г., в ограниченном объеме использовалось структурное бурение. В настоящее время основным методом подготовки структур к поисковому бурению является сейсморазведка. В разрезе наиболее изучена палеогеновая часть, меньше юрские, меловые и более древние отложения.

В строении бассейна большое значение имеют глубинные разломы (Южно - Ферганский, Талассо - Ферганский). Именно по разломам проходят дизъюнктивные контакты палеозойских складчато-глыбовых гор обрамления с осадочным чехлом бассейна. Погружение поверхности палеозойского складчатого фундамента от бортов к центру происходит ступенчато, глубина залегания фундамента в центральной части около 10 км. К северному и южному борту приурочены антиклинальные зоны.

В разрезе выделяют два структурных этажа: нижний - складчатый палеозойский фундамент и верхний – мезо - кайнозойский. В разрезе верхнего этажа выделяют три структурных яруса: нижний - верхнепермско-юрский, средний – мел - палеогеновый и верхний - молассовый неогеновый.

Предложено несколько схем тектонического районирования Ферганской впадины. Принципиально они не отличаются. По одной из таких схем в пределах впадины выделяют следующие тектонические зоны: южную, северную, центральную и Куршабскую. Последнюю некоторые исследователи не рассматривают в составе Ферганского бассейна.

Промышленная нефтегазоносность в Ферганском бассейне установлена в юрских, меловых, палеогеновых и неогеновых отложениях.

Юрский комплекс сложен терригенными породами. В разрезе выделено 8 продуктивных пласт в нижнем и среднем отделе. Пласты сложены песчаниками, мощность пластов изменяется от 7 - 8 м до 30 - 40 м и редко до 100 м. Пористость 15 - 27%, проницаемость 0,1 - 0,3 мкм². Одновременно все пласты встречаются в западной части южной зоны. В восточном направлении нижние пласты выпадают из разреза а на северо-востоке северной зоны, как правило, присутствует один пласт. В юрском комплексе преобладают газовые залежи, хотя есть и нефтяные.

Коллекторские свойства улучшаются вверх по разрезу. Пористость 4­19%, проницаемость от 0,001 до 0,1 мкм². Преобладают в меловых пластах газовые залежи, встречаются нефтегазовые и нефтяные.

В палеогеновом комплексе выделяется 9 продуктивных горизонтов (пластов) (с I по IX). Чаще всего они сложены известняками, лишь III горизонт сложен песчаниками. В основном в палеогене распространены залежи нефтяные, в отдельных случаях нефтяные с газовыми шапками и чисто газовые. Среди палеогеновых горизонтов региональной нефтегазоносностью и высокой продуктивностью выделяются VII и V горизонты эоцена.

Неогеновый терригенный комплекс является нефтегазоносным в районе Андижанских складок (массагетский и бактрийский ярусы), коллекторы песчаники и галечники.

Месторождения в бассейне преобладают антиклинального типа, часто осложненные нарушениями. По флюидам преобладают нефтяные и газонефтяные. Залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные, реже стратиграфически экранированные; есть залежи запечатанные окисленной нефтью. По запасам месторождения средние и мелкие.

В Ферганском бассейне принято выделять два нефтегазоносных района: Северо - Ферганский и Южно - Ферганский. Перспективным считается Центральный район.

Перспективы бассейна связаны с доразведкой уже известных месторождений (особенно в юрских и меловых отложениях), с поисками залежей в центральной зоне, а также с поисками литологически и стратиграфически экранированных залежей в палеоценовых и меловых отложениях, особенно на южном борту. В южной зоне перспективными для поисков новых месторождений являются поднадвиговые структуры, выявленные сейсморазведкой. Определенные перспективы некоторые исследователи (Исламов, 2002) связывают в южной зоне с триасовыми и верхнепермскими отложениями.

Афгано – Таджикский нефтегазоносный бассейн.Этот бассейн расположен в одноименной межгорной впадине Памир - Тяньшанского эпиплатформенного орогена и ограничен с севера хребтами Гиссара и Зеравшана, с востока хребтами Дарваза, с запада отрогами Гиссара, на юго-западе в Афганистане - Северо-Афганским выступом, а на юго-востоке - Гиндукушем. Северная часть бассейна располагается на территории Узбекистана и Таджикистана, южная - в северном Афганистане. Площадь бассейна около 70 тыс.км² (приложение 1; рис. 1.5.).

Геолого - поисковые работы на нефть и газ начаты здесь в 30-е годы. Первые геофизические исследования начаты в 1934 г. Однако планомерные региональные геолого - геофизические работы начаты здесь в 1959 г. Изученность важнейшими видами региональных работ невысокая. На начало 80 - х годов общий объем бурения составил 1,3 млн.погонных метров, плотность бурения 18,5 м на 1 км². Но распределено бурение по площади очень неравномерно. Лучше изучены Душанбинский, Вахшский, Сурхандарьинский прогибы. Наиболее разведанными являются палеогеновые отложения, в Душанбинском прогибе, кроме того, меловые и юрские. Юрские подсолевые отложения изучены и в юго - западном Гиссаре. К началу 90 - х годов в пределах бассейна известно 27 месторождений, в основном мелких.

Как и Ферганский бассейн, Афгано - Таджикский бассейн связан с межгорной впадиной эпиплатформенного орогена. До олигоцена она вместе с юго - западными отрогами Гиссара и Амударьинской впадиной представляла единую платформенную область. В послеолигоценовое время здесь сформировалась межгорная впадина, ограниченная хребтами. Современная структура Афгано - Таджикского бассейна обусловлена складчато-глыбовым строением палеозойского фундамента и наличием многочисленных разломов, неоднократно активизировавшихся. Наибольшая тектоническая активность наблюдалась, как и в Ферганском бассейне в альпийское время.

В пределах северной части Афгано - Таджикского бассейна выделяют ряд крупных положительных и отрицательных элементов, преимущественно субмеридионального простирания. С запада на восток выделяются следующие элементы: мегаантиклиналь юго-западного Гиссара (с Байсунским прогибом), Сурхандарьинская мегасинклиналь (синклинорий), Кафирниганская мегаантиклиналь (антиклинорий), Вахшская мегасинклиналь, Обигармская мегаантиклиналь, Кулябская мегасинклиналь. Эти тектонические элементы продолжаются на территории Афганистана, изменяя простирание с северо -восточного на северо - западное. Так, например, Сурхандарьинская мегасинклиналь находит продолжение в Мазаришарифском прогибе. Особняком на севере бассейна выделяется Предгиссарский (Душанбинский) прогиб субширотного простирания.

К настоящему времени залежи нефти и газа установлены в отложениях от юрских до палеогеновых. Разными авторами выделяется различное количество региональных нефтегазоносных комплексов от 4 до 8 (Ермолкин, 1998). В палеогене преобладают нефтяные залежи, хотя встречаются нефтегазовые и даже газовые. В юрских и меловых - газовые.

Верхнеюрский комплекс - карбонатно-галогенно-сульфатный. Коллекторы известняки трещиноватые, кавернозно-поровые келловей - оксфорского возраста. Покрышка сульфатно-галогенная – мангаглыйская свита. Мощность коллекторов 50 - 100 м. Дебиты газа до 700 - 800 тыс.м³/сут. Месторождения Адамташ, Комсомольское, Андыген.

Нижнемеловой комплекс. По последним материалам (Ермолкин, 1998) здесь выделяют три самостоятельных комплекса: неокомский - глинисто-песчаный, апт-нижнеальбский - песчаный, и альбский - карбонатно-терригенный. Коллекторы песчаники, реже известняки. Коллекторские свойства невысокие. Покрышки глинистые иногда с сульфатами. Месторождения - Комсомольское, Андыген и др.

Верхнемеловой комплекс. По данным В.И. Ермолкина (1998 г.) в этом интервале выделяют сеноман-нижнетуронский карбонатно - терригенный, покрышка - глинистая и турон-сенонский (коньяк – сантон – кампан -маастрихт) карбонатно-терригенный, покрышка карбонатно-сульфатная. Месторождения Кызыл - Тумшук, Комсомольское, Ляль - Микар.

Палеогеновый комплекс. Верхний палеоцен - нижний эоцен, -карбонатный. Покрышка глинистая. Эоцен-олигоцен - терригенный. Покрышка глинистая. Продуктивен палеоген везде кроме юго - западного Гиссара.

Все месторождения связаны с антиклинальными складками, часто нарушенными. Залежи пластовые сводовые, в том числе нарушенные, тектонически экранированные, реже массивные.

В пределах Афгано - Таджикского бассейна выделяют: Юго - Западно-Гиссарский, Душанбинский преимущественно газоносные районы, а также Сурханский, Вахшский и Кулябский нефтегазоносные районы.

ГЛАВА 2.