ЮЖНО-КАСПИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН

По типу - это межскладчатый или, по классификации А.М.Серёгина с соавторами, 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.

Южно-Каспийский бассейн выполнен мощной (до 15-20 км) толщей пород мезозойского и кайнозойского возраста. Мезозойские породы выходят на поверхность в обрамлении бассейна. Кайнозойские отложения окаймляют широкой полосой предгорья и выполняют внутренние части бассейна. Наряду с общими чертами строения разрезов мезозоя и кайнозоя, наблюдаются различия в стратиграфическом расчленении, мощностях отдельных стратиграфических подразделений в Закавказской и Западно-Туркменской частях бассейна.

Нефтегазоносные комплексы в пределах Южно-Каспийского бассейна связаны с мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Причем, если в западной части бассейна промышленные залежи установлены, начиная с верхнего мела до верхнего плиоцена, то в восточной части они известны только в плиоцене.

Региональными нефтегазоносными комплексами являются верхнемеловой, палеоцен-эоценовый, олигоцен-нижнемиоценовый (майкопский) средне-верхнемиоценовый, среднеплиоценовый и верхнеплиоценовый. Коллекторами в верхнем мелу являются карбонатные и вулканогенные породы. В палеоцен-эоцене - песчаники, трещиноватые мергели, в майкопской свите - песчаники, в средне-верхнем миоцене - песчаники. В плиоцене песчаники.

По одной из схем в Южно-Каспийском бассейне выделяют 3 нефтегазоносные (Кобыстано-Куринскую, Апшероно-Прибалханскую, Западно-Туркменскую) и одну перспективную (Южно-Каспийской котловины) области .

Кобыстано-Куринская нефтегазоносная область. Она охватывает Куринский межгорный прогиб, Апшероно-Кобыстанский, Нижне-Куринский прогибы и Бакинский архипелаг. В составе области выделяют следующие нефтегазоносные районы: Гаре-Кахетинский, Кировобадский, Шемахино-Кобыстанский, Нижнекуринский и Бакинского архипелага.

Промышленные залежи в этой области открыты в широком стратиграфическом диапазоне от верхнего мела до верхнего плиоцена. Небольшие притоки нефти были получены даже из четвертичных отложений в Нижнекуринской впадине (Нефтечала). Однако изучена эта область недостаточно. Разведанные запасы углеводородов здесь составляют не более 10% от потенциальных ресурсов. В этой области выделяются следующие нефтегазоносные районы.

Апшероно-Прибалханская нефтегазоносная область. Объединяет Апшеронскую зону складок и Апшероно-Прибалханскую зону. Эта область характеризуется наилучшими коллекторами в среднем плиоцене и значительной концентрацией углеводородов. Несмотря на длительную историю изучения этой области она и сегодня остается высокоперспективной, особенно ее акваториальная часть.

Основные продуктивные комплексы приурочены к плиоценовым отложениям (продуктивная и красноцветные толщи). Потенциальные ресурсы палеоген-миоценовых и мезозойских отложений по оценкам специалистов менее 10% и связаны они с наиболее приподнятыми структурными элементами западной и восточной частей области. По особенностям строения и нефтегазоносности в области выделяют два нефтегазоносных района: Апшеронский и Прибалханский.

Западно-Туркменская нефтегазоносная область. Западно-Туркменская нефтегазоносная область охватывает Туркменскую ступень, Кызыл-Кумский прогиб, Гограньдаг-Окаремскую зону поднятий, Шахманский прогиб и западное погружение мега-антиклинория Копетдага.

Основным нефтегазоносным комплексом является красноцветная толща, но она в отличие от Прибалханского района характеризуется более глинистым составом и более погружена - максимальные отметки ее кровли около 4 км и мощности более 3 км. Перспективными считаются мезозойские отложения в восточных районах области.

Промышленные месторождения в области сосредоточены в Гогрань-Окаремской зоне (районе), где к началу 80-х годов открыто 13 месторождений. Залежи преобладают газоконденсатные, сосредоточены в основном в нижнем отделе красноцветной толщи. Залежи пластовые сводовые, слабо нарушенные.

Подводя итог сказанному, можно сделать следующие выводы: Южно­Каспийский 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.

Перспективы нефтегазоносности меловых отложений Южно - Каспийского нефтегазоносного бассейна. Мезозойские отложения на территории Южно – Каспийского нефтегазоносного бассейна (юго-западный Туркменистан) общей мощностью по данным сейсморазведки 15-20 км обладают благоприятными условиями для процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в терригенной и терригенно-карбонатной фациях. По материалам геофизических исследований и глубокого бурения в разрезе отложений выделяется крупный самостоятельный этаж – мезозойский.

Несмотря на то, что на территории Юго-Западного Туркменистана геолого-разведочные работы ведутся в течение длительного времени, степень ее изученности в пространстве и по разрезу далеко неодинакова. Наименьшей разведанностью характеризуется мезозойский структурный этаж, геологическая информация по которому в основном базируется на данных сейсморазведочных работ. С целью изучения физических параметров разреза этих отложений и оценки их перспектив нефтегазоносностми в разное время на отдельных площадях пробурены глубокие параметрические и поисковые скважины. Полученные результаты показали исключительную сложность геологического строения этих отложений. Для данного структурного этажа характерно несовпадение структурного плана с тектоническим строением вышележащих отложений, наличие многочисленных дизъюнктивных нарушений, несогласий, обусловливающих существование крупных тектонических блоков и эрозионных срезов слоев.

Для развития поисково-разведочных работ в Юго-Западном Туркменистане необходима оценка потенциальных возможностей мезозойских отложений. Подобные работы были проведены в разные годы З. Е. Барановой, О. В. Барташевич , А. В. Кудельским, М. К. Мирзахановым, О. Н. Назаровым, И. С. Старобинцем, К. М. Тегелековым, Г. Худайназаровым и др.

И.С. Старобинец (1960) при исследовании образцов пород Большого и Малого Балханов, Данатинского хребта показал, что в меловых отложениях содержание С_орг изменяется от 0,12-0,17% в сенон-туроне до 0,39-1,22% в сеноман-альбе. Количество гуминовых веществ не превышает 0,06%, битумоидов в ОВ - изменяется в пределах 0,9-5,0%.

О. В. Барташевич и А. В. Кудельский (1963) описали нефтегазопроявления в Сумбарской синклинали. Из отложений нижнего сеномана (550 м) выделялся газ, содержащий 61,3 метана, а также вода с пленкой нефти (650 м). В состав последней входило 96,8 масляной части, 1,6 асфальтенов. Повышенной газонасыщенностью (0,5-38,2 см³/кг породы) характеризовались отложения верхнего альба.

В. С. Драгунская (1965) исследовала керн нижнемелового возраста, извлеченного из скважины 25 площади Салар (Западный Копетдаг) с глубины 1445-1450 м. В бензольной вытяжке из нефтенасыщенного образца породы содержалось 30%, асфальтенов, 10 - смол, и 60% масел. В последних содержание парафина составило 6,7, серы - 0,12%. К.М. Тегелековым (1967) на примере площади Изаткули отмечено, что в породах верхнего мела содержание С_орг изменяется в пределах 0,51-0,95%, в Бт - от 0,001 до 0,02% вес. на породу. В миоценовых отложениях содержание С_орг составляет 0,03-0,4%. По определению форм железа и серы установлено, что верхнемеловые осадки отлагались в восстановительных условиях.

Битуминологические исследования пород обнаженной части структуры Даната (ущелье Темендере), включающей отложения от нижнего апта до сеномана, показали следующее, В сеноманских отложениях, представленных в основном темно-серыми глинами, содержание Бт изменяется в пределах 0,024-0,042%. В породах альбского яруса содержание Бт доходит до 0,055%. Наибольшей насыщенностью характеризуется средняя часть разреза, представленная чередованием глинистых и песчаных слоев. Верхнеаптские отложения по всему разрезу сложены чередующимися слоями песчаников различного цвета с темно-серыми глинами. Количество Бт изменяется в пределах 0,020-0,054%, а в нижнеаптских отложениях, представленных темно-серыми глинами, в пределах 0,024-0,040%.

Битуминологическим исследованиям подвергнуты образцы мелового возраста из ущелья Торонглы (Малый Балхан), доступный и открытый разрез которого представлен турон-датским, сеноманским, альб-аптским и неокомским стратиграфическими комплексами. Содержание Бт в глинисто-песчаных и карбонатных образованиях изменяется от 0,011 до 0,085% вес. на породу, то есть состав битумоидов неравноценен по разрезу и представлен как сильно окисленными, так и значительно восстановленными формами. Так, в турон-датских отложениях, выраженных в верхней части мергелями, в нижней - глинами с прослоями мергелей общей мощностью 560 м, содержание Бт изменяется в пределах 0,033-0,050%, В альбских отложениях общей мощностью 420 м, представленных в основном песчани­ками с пропластками известковистых глин, содержание Бт изменяется от 0,029 до 0,085%. В отложениях апта, в которых основными образованиями являются глины, мощность пластов которых составляет 17-68 м, содержание Бт изменяется в пределах 0,011-0,055% и представлены они нейтральными и окисленными формами. Таким образом, исследованные породы мелового возраста насыщены битумоидами. Максимальное насыщение отмечено в отложениях альба и неокома, для которых характерно и большее преобладание нейтральных форм над окисленными.

Отложения коньяк-турона, сеномана и альба были вскрыты в Западном Копетдаге на площади Куйляр (скважина 1). Содержание ОВ в породах изменяется от 0,05 до 0,61%, количество Бт достигает 0,23%. Максимальная величина битумоидного коэффициента соответствует породам верхне-среднеальбских отложений. Эта площадь с точки зрения перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений интересна тем, что здесь при бурении гидрогеологических скважин на глубинах до 500 м отмечались проявления пластовых вод, газа и нефти. Так, в скважине 67 газ, постоянно выделявшийся вместе с водой, содержал 7,9% метана, 2,4 - углекислого газа, 8,2 - азота, 1,5% - гомологов метана. В стволе скважины при статическом уровне около 50 м от поверхности обнаружены незначительные скопления нефти, по внешнему виду представляющие маслянистую жидкость темно-зеленого цвета с резким запахом, присущим терпенам, и относящиеся к тяжелым, малосмолистым, беспарафиновым, малосернистым нефтяным. Содержание асфальтенов 0,07%, смол - 3,5, серы - 0,53%.

Газопроявления из мезозойских отложений отмечали еще на некоторых площадях Юго-Западного Туркменистана. Газы альбских отложений, полученные в скважине 3 на площади Западный Аладаг, содержали значительное количество азота и до 58% метана. В газах, полученных из верхне- и нижнемеловых отложений на площади Западный Чаалджа, содержалось 11-13% азота, до 77 - метана и в одном из образцов - 28,7% этана. Еще больше метана (91%) при содержании азота до 7 и 8% тяжелых УВ отмечено в газах нижнемеловых отложений, вскрытых на площадях Кошаджакуи и Каяльджа.

Детальные геохимические исследования горных пород и газов проведены для мезозойских отложений, вскрытых скважинами на площадях Кобек и Карадепе (табл. 3.1).

Битуминологическое исследование кернов, извлеченных из скважины 23 (Карадепе), проведено для 71 образца, охватывающих глубины 2,8-4,9 км. По литологической характеристике освещенность исследованиями неравнозначна - содержание Бт определено в 58 образцах глинистых пород, в 11 - песчано-алевритовых и в 2 - карбонатных. Насыщенность битумоидами глинистых пород изменяется от 0,03 до 0,18% вес. на породу, не имеет строгой последовательности в изменении их количества с глубиной, как это наблюдается в разрезе плиоценовых отложений.

В скважине 58 (Кобек) исследовано 36 образцов песчано-тлинистых пород турон-коньякских и альбских отложений, отобранных на глубинах 1,9-3,6 км. Содержание Бт в глинистых породах верхнего мела изменяется в пределах 0,04-0,10%, в песчано-алевритовых - 0,04-0,08%, в альбских - 0,03-0,19 и 0,05-0,06% соответственно. В скважине провели опробование в отложениях альба (3537-3577 м и 36,04-3635 м) и апта (3715-3722 м). Полученные воды имели минерализацию 24-29 г/л. В целом газы альб-аптских отложений содержат 92-97% метана, 0,7-2,5 азота и до 3% гомологов метана, то есть являются типичными для промышленных скоплений УВ флюидов.

Таблица 3.1 [21.15]

Распределение Бт в отложениях, вскрытых на площадях Карадепе и Кобек

Таким образом, имеющиеся сведения о составе и свойствах ОВ, битумоидов, газов позволяют выделить в качестве возможных нефтегазоматеринских терригенные отложения нижнего (альб-апт) и верхнего (сеноман) мела. Карбонатные и карбонатно-терригенные образования юрского и мелового возраста на данном этапе исследований условно следует отнести к потенциально нефтегазосодержащим, без выделения возможно нефтегазоматеринских свит.

Оценка перспектив нефтегазоносности меловых отложений обосновывается следующими геологическими условиями недр: особо благоприятными литолого-фациальными условиями разреза - сочетанием мощных (от 30-50 до 300 м) пачек песчаников и известняков в нижнемеловых отложениях, перекрывающимися большой толщей преимущественно глинистых отложений верхнемелового, палеоген-миоценового и нижнеплиоценового возраста; быстрое и глубокое прогибание впадины обусловило интенсивное, а в отдельные периоды - лавинообразное осадконакопление с общей мощностью мезозойских образований от 5-7 до 8-10 км, что, как известно, связывается с весьма благоприятными условиями для генерации УВ в крупных масштабах; в меловых отложениях развито большое количество крутых, высокоамплитудных структур чрезвычайно сложного глубинного строения, что обусловливает разнообразные ловушки для формирования нефтегазовых залежей с большими потенциальными возможностями для аккумуляции УВ.

Меловые отложения характеризуетются коллекторами гранулярного и карбонатного типов. Для сохранения залежей УВ на глубинах до 7-8 км флюидонепроницаемыми покрышками могут служить глинистые образования с минимальными прослоями песчано-алевритовых пород и карбонатов турон-понтического возраста.

О перспективности меловых отложений в Юго-Западном Туркменистане косвенно свидетельствует наличие нефтегазовых скоплений в соседних районах, в Северо-Западном Иране (Горганский прогиб), в Южном Мангышлаке, на Центрально-Каракумском своде, связанных преимущественно со средневерхнеюрскими и нижнемеловыми образованиями. Наиболее широкие возможности для поисков залежей нефти и газа в меловых отложениях, имеются в пределах известных месторождений, где промышленные залежи уже установлены в большом диапазоне глубин в плиоценовых отложениях.

Наиболее актуальной является проблема нефтегазоносности мезозойских отложений на структурах западного погружения Копетдага, в пределах Аладагской группы складок и Мессерианской складчатой зоны. Геохимические исследования пород мезозоя восточных площадей Прибалханской зоны поднятий показывают, что в них в достаточном количестве существуют сингенетичные битумоиды как в глинистых, так и в песчано-алевролитовых и карбонатных отложениях. Возможно, нефтегазопроизводящими являются терригеиные отложения нижнего (альб-апт) и верхнего (сеноман) мела.

Детальные геофизические, научно-исследовательские работы, бурение отдельных параметрических скважин должны определять главные направления поисковых работ и рекомендовать наиболее перспективные, первоочередные площади. Без такого комплексного решения вопроса нельзя правильно, с наименьшими затратами направить поисково-разведочные работы и добиться получения положительных результатов по меловым отложениям.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Большая часть Каракумского нефтегазоносного 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.

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. Административно бассейн располагается в России и Казахстане.

Южно – Каспийский нефтегазоносный бассейн по своему типу - межскладчатый или, по другим классификациям, 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. В пределах бассейна выделяются два наиболее крупных элемента - Куринский межгорный прогиб и Южно-Каспийская впадина.

Ферганский 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. 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.

Афгано – Таджикский 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.

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). 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.

Мезозойские отложения на территории Южно – Каспийского нефтегазоносного бассейна (юго-западный Туркменистан) общей мощностью по данным сейсморазведки 15-20 км обладают благоприятными условиями для процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в терригенной и терригенно-карбонатной фациях. По материалам геофизических исследований и глубокого бурения в разрезе отложений выделяется крупный самостоятельный этаж – мезозойский. Несмотря на то, что на территории Юго-Западного Туркменистана геолого-разведочные работы ведутся в течение длительного времени, степень ее изученности в пространстве и по разрезу далеко неодинакова. Наименьшей разведанностью характеризуется мезозойский структурный этаж, геологическая информация по которому в основном базируется на данных сейсморазведочных работ. С целью изучения физических параметров разреза этих отложений и оценки их перспектив нефтегазоносностми в разное время на отдельных площадях пробурены глубокие параметрические и поисковые скважины. Полученные результаты показали исключительную сложность геологического строения этих отложений.