КАРАКУМСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН

Большая часть бассейна приурочена к Туранской плите. 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.).

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.

Рельеф фундамента (складчатого) имеет эрозионно-тектоническое происхождение и резко расчленён. В ряде случаев он близок к поверхности (Центрально-Каракумский свод), в других он погружен до 2,5 - 3,5 км, в пределах Бадхыз-Карабильской ступени до 4 - 6 км, а на юго-востоке в зоне Сандыкачинских прогибов (Южно - Тедженский, Северо - Бадхызский, Северо-Карабильский - до 12-14 км. В восточной части бассейна выделяют промежуточный этаж - пермско-триасовый. Выше мезо-кайнозойский платформенный этаж. Складчатый палеозойский фундамент резко расчленён на крупные выступы и впадины глубинными разломами, имеющими различное простирание.

Серия глубинных разломов, являющаяся частью Арало-Омашской рифтовой системы, разделяет рассматриваемую часть Туранской плиты на 2 части: западную и восточную, характеризующиеся различным режимом тектонических движений. Восточная часть - обширная область опусканий, выделяется под названием Аму-Дарьинской синеклизы и включает две впадины - Аму-Дарьинскую и Мургабскую. Западная часть занимает приподнятое положение и включает Центрально-Каракумский свод и область его склонов, а также ряд валов (Туаркырский) и прогибов.

Локальные структуры Каракумского бассейна, с которыми связаны месторождения нефти и газа условно можно разделить на две группы:

1) древние - юрского заложения, развивавшиеся конседиментационно;

2) молодые постседиментационные (альпийского возраста). Последние характерны для востока и юго-востока бассейна, где он граничит с эпиплатформенным орогеном Средней Азии.

Небольшие залежи газа установлены в более молодых верхнемеловых отложениях и на одном месторождении (Карабильском) в палеогене.

Преобладают в бассейне месторождения антиклинального типа, встречаются в рифогенных массивах и на моноклиналях. Залежи пластовые сводовые, есть литологически и тектонически экранированные, массивные. Наиболее крупные месторождения связаны с бортами впадин (Газли, Ачак, Шатлык, Даулетабад-Донмезское и другие).

Аму - Дарьинская нефтегазоносная область. Это одна из основных газоносных областей бассейна. Здесь известно около 100 газовых и газонефтяных месторождений. Как указывалось в тектонике, эта впадина имеет сложное строение. На бортах выделяются ступени, разбитые на отдельный блоки, ступени разделены флексурными разрывными зонами. С отдельными блоками или зонами поднятий связаны многочисленные нефтегазоносные районы или зоны. Регионально нефтегазоносны в Аму-Дарьинской нефтегазоносной области нижнее-среднеюрские, верхнеюрские, нижнемеловые и нижне-верхнемеловые комплексы. В комплексах выделяется много продуктивных пластов: в юрских - 5-6; нижнемеловых - 5, верхнемеловых - 2.

Мургабская нефтегазоносная область. Мургабская впадина представляет сложно построенную и наиболее погруженную часть Туранской плиты. С начала 50-х годов и до 90-х годов здесь открыто около 30 преимущественно газовых и газоконденсатных месторождений. Среди них гигантское по запасам Даулетабадско-Донмезское, крупные - Шатлыкское, Сейраб и другие.

Для впадины характерны крупные региональные. Они делят впадину на ряд блоков. К опущенным блокам приурочены прогибы Ю. Тедженский, Северо-Бадхызский, Северо-Карабильский и другие. К приподнятым блокам - выступы и зоны поднятий, ступени. В пределах Мургабской нефтегазоносной области выделяют несколько газоносных районов или зон: Шатлыкский, Даулетабадский, Байрамалийский, Учаджинский, Теджен-Шоркельский, Карабильский, Кушкинский и другие.

Регионально нефтегазоносным (преимущественно газоконденсатным) является нижний мел - неоком-шатлыкский горизонт - красноцветные песчаники свысокимиколлекторскими свойствами. Максимальнаямощность 70-90 м в северных и центральных районах, минимальная мощность 12-15 м на востоке Бадхыз-Карабильской ступени (из-за размыва). Кроме этого,продуктивны верхнеюрские, верхнемеловые и палеогеновые отложения. Перспективны также нижне-среднеюрские отложения, а возможно и триасовые.

Нефтегазоносная область Центрально-Каракумского свода. Эта область располагается в центре бассейна. Свод имеет блоковое строение. Основные месторождения - газовые, приурочены к Зеагли - Дарвазинскомублоку,в осадочном чехле которого выявлены многочисленные, небольшие поднятия, нарушенные. С этими поднятиями и связаны небольшие по запасам газовые и нефтегазовые залежи. Продуктивны здесь верхнеюрские, нижнемеловые и верхнемеловые отложения. Примерами месторождений могут служить Дарвазинское, Шиихское, Пришиихское и др. месторождения антиклинального типа, нарушенные сбросами.

Нефтегазоносная область Предкопетдагского прогиба и Бохардокской моноклинали. До недавнего времени Предкопетдагский прогиб относился к числу перспективных. В последние годы здесь открыто 7 преимущественно газоконденсатных месторождений в юрско-меловых отложениях. Месторождениямелкие, лишь одно -Караджаулак (восток Предкопетдагского прогиба) - среднее. По типу месторождения антиклинального типа. Одно из месторождений - Модар (Бохардокская моноклиналь) - содержит нефтяную залежь.

В восточной части области, где развита верхнеюрская соленосная толща, газовые скопления установлены как в надсолевых (титон-валанжин), так и в подсолевых (оксфорд) юрско-нижнемеловых отложениях. Месторождения связаны с Кумбет-Караджаулакской зоной поднятий на платформенном склоне Предкопетдагского прогиба. Залежи выявлены на глубине более 4 км. Карбонаты низко пористые трещинные.

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

Залежи углеводородов в меловой толще Каракумского нефтегазоносного бассейна.По классификации И.В.Высоцкого – Каракумский нефтегазоносный бассейн - бассейн латерально-гетерогенный или пограничный, по мнению Серёгина А.М., Соколова Б. А. - это бассейн складчато-платформенный, который располагается в зоне сочленения Туранской эпигерцинской плиты и альпийских складчатых сооружений Копет-Дага и других.

Большая часть бассейна приурочена к Туранской плите. 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.

Изучен бассейн неравномерно. В меньшей степени изучен Предкопетдагский прогиб, Мургабская впадина. В разрезе наименее изучены подсолевые юрские отложения.

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). Ниже приведена краткая характеристика всех нефтегазоносных областей данного бассейна с более детальным описанием наиболее характерных и крупных месторождений основных (Аму-Дарьинской и Мургабской) нефтегазоносных областей бассейна, приуроченных к меловой толще.

Аму-Дарьинская нефтегазоносная область. Регионально нефтегазоносны в Аму-Дарьинской нефтегазоносной области нижнемеловые и нижне-верхнемеловые комплексы. В комплексах выделяется много продуктивных пластов: нижнемеловых - 5, верхнемеловых - 2.

Наиболее крупные месторождения. Сарыташ-Караулбазарское газонефтяное месторождение. Приурочено к антиклинальной складке, осложнённойкуполами.Расположено на Каганском блоке. Залежи в неокоме, апт-альбе – газовые.

Месторождение Газли находится в пределах Бухарской ступени на Газлинском выступе. Приурочено к антиклинальной складке размером 15 х 35 км по горизонтам мела. В разрезе 10 залежей газа в неокоме, апт-альбе и альб-сеномане. В неокоме наряду с газом присутствует нефть. Начальные запасы газа более 350 млрд.м³.

На западном борту Аму-Дарьинской впадины известно ряд месторождений, наиболее крупными из которых является Ачакское, расположенное в Наипском районе.

Ачакское месторождение (Ачак) приурочено к антиклинальной складке размером 19 х 8,5 км при амплитуде 150 м, осложнённой сбросом (рис. 2.6.). Эта складка является частью одноимённого вала. В разрезе 13 продуктивных горизонтов в нижнемеловых и верхнеюрских отложениях. Газ метановый (89,8-93,9%) с тяжелыми углеводородами до 4-5%.

Ачакское месторождение является многопластовым. Промышленные залежи газа значительных размеров выявлены в широком диапазоне терригенных отложений мела и юры. Промышленная газоносность IIа, IIб, III, IVa, IV6, Va, V6, Vв, IX и X горизонтов доказана опробованием. Остальные горизонты положительно охарактеризованы по комплексу промыслово-геофизических исследований. Газоносные горизонты сложены преимущественно терригенными коллекторами.

Статистическая обработка кернового материала по залежам газаАчакского месторождения показала, что плотность распределения коэффициента проницаемости описывается логарифмически-нормальным законом.

Согласно проекту разработкиАчакского месторождения в перспективе для поддержания достигнутого уровня добычи газа будут вводиться скважины и другие объекты газопромыслового хозяйства, что приведет к некоторому ухудшению экономических показателей разработки месторождения.

На Ачакском многопластовом газоконденсатном месторождении с целью повышения надежности и эффективности работы промысла выделена группа резервных скважин в целом для месторождения (а не по отдельным эксплуатационным объектам), приток газа к которым осуществляется из наиболее продуктивных (116, III, V) горизонтов. Высокопродуктивный III горизонтАчакского месторождения рассматривался как пласт-регулятор добычи, который должен был работать ( учитывая наличие подошвенной воды) только в моменты аварийных ситуаций и повышенных пиковых нагрузок.

Рис. 2.6. Ачакское месторождение. Структурная карта по кровле V горизонта [15.16].

1 – скважины; 2 – изогипсы в метрах; 3 – внешний; 4 – внутренний; 5 – линии тектонического нарушения; 6 – газовые залежи; 7 – непроницаемые прослои

Из Ачакского газоконденсатного месторождения в 1972 г. было получено более 60 % всей добычи природного газа Туркмении. Ачакское месторождение было открыто и введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1966 г. Благодаря близкому расположению к газопроводу Средняя Азия - Центр месторождение было введено в разработку в короткий срок.

Мургабская нефтегазоносная область.В пределах Мургабской нефтегазоносной области выделяют несколько газоносных районов или зон: Шатлыкский, Даулетабадский, Байрамалийский, Учаджинский, Теджен-Шоркельский, Карабильский, Кушкинский и другие.

Регионально нефтегазоносным (преимущественно газоконденсатным) является нижний мел - неоком-шатлыкский горизонт - красноцветные песчаники свысокимиколлекторскими свойствами. Максимальная мощность 70 - 90 м в северных и центральных районах, минимальная мощность 12-15 м на востоке Бадхыз-Карабильской ступени (из-за размыва). Месторождения связаны с ненарушенными поднятиями относительно простого строения. Преобладают сводовые залежи на глубинах 2,5 - 4,0 км.

Шатлыкское газовое месторождение. Приурочено к Шатлыкскому валу, осложняющему Шатлык-Тедженское блоковое поднятие, расположено в Марыйском районе Туркменистана.

Размер вала 71 км х 16 - 23 км. Он осложнён рядом куполов (рис. 2.7.). Газовая залежь в песчаниках шатлыкского горизонта, пластовая сводовая. Высота залежи - 227 м. Запасы более 1,5 трлн.м³. Продуктивные горизонты сложены песчаниками разной плотности, относящимися к нижнемеловым отложениям (шатлыкский горизонт). Глубина его залегания колеблется от 3219 до 3350 м. Высота залежи 227 м, начальное пластовое давление 36,8 МПа, температура 137 С. Плотность газа 585 - 670 кг/м3. Газ состоит из метана (87-96%), этана (1,1-3,3%) и более тяжелых углеводородов. Содержание конденсата 12 г/м³. Месторождение эксплуатируется при водонапорном режиме.

Рис. 2.7. Шатлыкское месторождение [12.3].

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

На Западно-Шатлыкском куполе установлена газоносность подсолевых верхнеюрских известняков. К числу крупных месторождений относятся Сейраб, Бешкызыл,расположенные в пределах Учаджи-Кулачского блока на севере Мургабской впадины. Продуктивны песчаники шатлыкского горизонта.

Нефтегазоносная область Центрально-Каракумского свода. Эта область располагается в центре бассейна. Свод имеет блоковое строение. Основные месторождения - газовые, приурочены к Зеагли-Дарвазинскому блоку, в осадочном чехле которого выявлены многочисленные, небольшие поднятия, нарушенные. С этими поднятиями и связаны небольшие по запасам газовые и нефтегазовые залежи. Продуктивны здесь нижнемеловые и верхнемеловые отложения. Примерами месторождений могут служить Дарвазинское, Шиихское, Пришиихское и др. месторождения антиклинального типа, нарушенные сбросами.

Нефтегазоносная область Предкопетдагского прогиба и Бохардокской моноклинали.До недавнего времени Предкопетдагский прогиб относился к числу перспективных. В последние годы здесь открыто 7 преимущественно газоконденсатных месторождений в юрско-меловых отложениях. Месторождения мелкие, лишь одно - Караджаулак (восток Предкопетдагского прогиба) - среднее. По типу месторождения антиклинального типа. Одно из месторождений - Модар (Бохардокская моноклиналь) - содержит нефтяную залежь.

Месторождения связаны с Кумбет-Караджаулакской зоной поднятий на платформенном склоне Предкопетдагского прогиба. Залежи выявлены на глубине более 4 км. Карбонаты низко пористые трещинные.

Перспективы нефтегазоносности меловых отложений Каракумского нефтегазоносного бассейна. Нефтегазоносность меловых отложений, чрезвычайно значимая во многих регионах мира, в Средней Азии наиболее ярко проявилась в пределах Каракумского нефтегазоносного бассейна (Амударьинской нефтегазоносной провинции). На территории Туркменистана располагается основная, большая часть данного нефтегазоносного бассейна (НГБ). Бассейн находится на тектонически относительно активной окраине Евроазиатской литосферной плиты и неоднократно покрывался шельфовыми морями Тетиса.

В меловых отложениях туркменской части Каракумского НГБ наблюдаются два межрегиональных, два региональных и одиннадцать зональных природных резервуаров пластового типа. Наибольшей продуктивностью и промышленными запасами УВ обладает шатлыкский межрегиональный природный резервуар берриас-барремского НГК, Среди остальных природных резервуаров значительное количество выявленных залежей углеводородов содержит коюнский зональный резервуар, приуроченный к средне-верхнеаптской и нижнеальбекой частям апт-туронского НГК, а также аламанельский региональный ПР, располагающийся в верхнеальбской и нижнесеноманской частях того же нефтегазоносного комплекса.

Исследования пoзвoляют утверждать, что стратиграфические объемы нефтегазоносных этажей, выделяющихся на юге Туранской плиты, и мегациклитов, отражающих внутреннюю структуру формационных мегакомплексов, адекватны. Меловые отложения слагают самостоятельный нефтегазоносный этаж (НГЭ) который включает три нефтегазоносных комплекса (НГК): берриас-барремский (наиболее представительный по запасам УВ), апт-туронский и коньяк-маастрихтский.

Из более чем 230 залежей нефти и газа, выявленный в меловых отложениях Каракумского НГБ, около 41 % приходятся на берриас-барремский НГК, 56% - на апт-туронскйй (залежи в основном мелкие) и менее 3% - на коньяк-маастрихтский.

Широко распространено мнение о том, что залежи в меловых отложениях региона целиком обусловлены вертикальной миграцией флюидов из карбонатной и терригенной угленосной формации юры. Однако новейшие исследования дают основание полагать, что значительная нефтегазоносность берриас-барремских и апт-туронских отложений связана с генерацией УВ в собственных нефтегазоматеринских свитах (наиболее значимых в средней части меловых формационных мегакомплексов) и дополнительными притоками УВ из подстилающих юрских и, возможно, более древних пород. Малая промышленная продуктивность коньяк-маастрихтского НГК, по-видимому; объясняется обедненностью пород рассеяным органическим веществом и битумоидами вследствие того, что отложения этой части разреза формировались в условиях аридного климата при завершающих поднятиях мелового тектоно-седиментационного мегацикла и в последующем были мало вовлечены в очаги нефтегазообразования.

Как природные нефтегазоносные системы нефтегазоносные этажи и комплексы могут рассматриваться в качестве крупных литмитов с характерным сочетанием нефтегазоматеринских, флюидопроводящих и флюидоупорных толщ. При этом, внутреннее отроение и генетические особенности нефтегазоносных комплексов определяют главным образом макроциклиты, которые как бы повторяют структуру мегациклита, но на системно более низком уровне.

Преобладающая часть меловых залежей УВ в Каракумском НГБ, как показывает анализ, сосредоточена в финально-регрессивных песчано-алевритовых отложениях первого, второго и третьего меловых макроциклитов и близких к ним по вещественному составу свитах и пачках инициальных частей второго, третьего и четвертого макроциклитов. Указанные продуктивные части разреза в платформенных областях Туркменистана отвечают готеривским, среднеаптским и средне-верхнеальбским отложениям и перекрыты соответствующими флюидоупорами. Функцию последних, как правило, выполняют глинистые и карбонатные породы позднетрансгрессивно-раннерегрессивных частей макроциклитов, В окраинных зонах нефтегазоносного бассейна в отдельных районах (особенно в Западном Узбекистане) большой продуктивностью обладают сеноманские песчаники и алевролиты, формировавшиеся в условиях морского мелководья и входящие в состав финально-регрессивной части четвертого мелового макроциклита.

Как показывают результаты поисково-разведочных работ на нефть и газ, меловые отложения Каракумского НГБ примечательны не только тем, что заключают большое число выявленных залежей углеводородов (УВ), но и обнаружением в них гигантского газоконденсатного месторождения Довлетабат-Донмез территории на Туркменистана и очень крупного - многопластового нефтегазоконденсатного месторождения Газли в Западном Узбекистане.

Анализ показывает, что на западе Каракумского НГБ, в Предкопетдагском прогибе и на Туркменской антеклизе, в меловых отложениях находятся основном газовые, реже - нефтегазовые и газонефтяные залежи. В центральной части бассейна, приходящейся на глубоко погруженные области Амударьинской синеклизы, рассматриваемые отложения содержат газовые и газоконденсатные залежи, на относительно приподнятых восточных и юго-восточных окраинах бассейна - газовые, газоконденсатные и газонефтяные. Согласно подсчетам К.Д. Таимова, В.Л. Сметаниной и - других, основная концентрация суммарных начальных ресурсов УВ в меловых отложениях туркменской части Каракумского НГБ приходится на Мургабскую впадину и Центральнокаракумский свод; меньше всего их в западных районах Чарджоуской ступени. Ведущую роль в общем балансе УВ играет свободный газ, притом газ бессернистый, что делает его особенно ценным. Меньшее значение имеет конденсат еще меньше – нефть.

Примечателен факт тесной связи стратиграфического положения меловых скоплений УВ и их геотектонической приуроченности. В центральных глубоко погруженных областях Амударьинской синеклизы основной диапазон нефтегазоносности мела приходится на готтеривскую часть карбонатно-терригенной пестроцветной формации. С приближением к окраинным районам нефтегазоносного бассейна диапазон промышленной газоносности меловых литом существенно расширяется, достигает турона и. даже маастрихта. Повышение стратиграфического положения залежей в таких районах приводит к тому, что по запасам свободного газа, выявленного в апт-туронских отложениях, в пределах туркменской части Каракумского НГБ на первое место выходит Центральнотуркменская и Беурдешик-Хивинская нефтегазоносные области. Залежи газа в сенонских отложениях чрезвычайно редки (месторождение Гарачёп на крайнем юго-востоке Туркменистана). Такая закономерность, по-видимому, обусловлена главным образом латерально-вертикальной миграцией углеводородов по восстанию пластов и тектоническим нарушениям из глубоко погруженных меловых отложений Предкопетдагского прогиба и отдельных впадин Амударьинской синеклизы, а также из домеловых комплексов в районах отсутствия эвапоритовой формации кимеридж-титона.

ГЛАВА 3.

123

Дата добавления: 2016-03-22; просмотров: 6588;