Западно-Туркменская газонефтеносная область

Промышленная газоносность Западной Туркмении установлена в 1952 г., когда было открыто первое газоконденсатное место­рождение Кызылкум.

Основные черты геологического стро­ения. Западно-Туркменская газонефтеносная область в текто­ническом отношении соответствует одноименной межгорной впа­дине. На севере впадину обрамляют горные сооружения Большого и Малого Балхана, на востоке — Копет-Дага и на юге — Эль­бруса. Мезозойские и частично палеогеновые образования обна­жаются в обрамляющих впадину горных сооружениях, а в самой впадине погружаются на значительную глубину (6—12 км). Неоген представлен отложениями красноцветной толщи (средний плиоцен), акчагыльского и апшеронского ярусов (верхний плио­цен) и постплиоцена. Отложения красноцветной толщи выражены, монотонным и частым чередованием песчано-алевролитовых и глинистых отложений, резко изменчивых по площади. Общая мощность толщи около 2500 м. В направлении обрамления впадины отложения красноцветной толщи выклиниваются.

В пределах впадины выделяются две основные зоны подня­тий — Прибалханская и Гограньдаг-Окаремская, разделенные глубоким Кызылкумским прогибом. К указанным зонам при­урочены все известные месторождения нефти и газа. Прибалхан-

екая зона поднятии протягивается в северной части впадины. Она включает серию кулисообразно сочленяющихся субширотных брахиантиклинальных складок, сильно нарушенных, особенно в присводовой части, сбросами. Наиболее крупные складки при­урочены к западной части зоны (Котур-Тепе и др.). Складки Гог-раньдаг-Окаремской зоны поднятий преимущественно пологие, с широкими сводами, сравнительно небольшие по амплитуде (150—500 м), значительно менее осложнены разрывными наруше­ниями. Широко развиты грязевые вулканы, связанные с разло­мами преимущественно меридионального простирания.

Нефтегазо косность — апшеронские и акчагыль-ские отложения в основном продуктивны на месторождениях восточной части Прибалханской зоны поднятий. Дебиты нефти в скважинах 25—150 т/сут. Отложения верхней части красно-цветной толщи содержат основные залежи нефти иногда с обшир­ными газовыми шапками. Коллекторские свойства песчаников высо­кие. Дебиты нефти 500—800 т/сут, газа — 300—600 тыс. м³/сут. Нижняя часть красноцветных отложений представлена более гли­нистыми, с худшими коллекторскими свойствами, преимущественно газоносными породами. Из этих горизонтов также получены про­мышленные притоки нефти дебитами до 200 т/сут.

Нефти практически бессернистые, в основном парафинистые или высокопарафинистые, смолистые, легкие. Плотность нефтей, изменяясь в довольно широких пределах, уменьшается с глуби­ной. Свободные газы — метановые (92—96 %), с незначительным содержанием углекислоты и азота. В газе присутствует большое количество конденсата (500—600 см³/м³).

Месторождения нефти и газа расположены главным образом в Прибалханской зоне поднятий. Все месторо­ждения многопластовые; залежи нефти и газа в основном пласто­вые тектонически экранированные и пластовые сводовые, раз­битые на мелкие блоки. Меньше развиты литологически ограни­ченные залежи.

Месторождение Котур-Тепе (рис. 64) приурочено к крупной брахиантиклинальной складке субширотного простирания. Складка асимметричная, с крутым северным (15—30°) и более пологим южным (5—10°) крыльями, разбита множеством сбросов с амплитудами от 15—20 до 500—600 м на большое число тектони­ческих блоков и полей. Наиболее значительными поперечными сбросами складка расчленяется на несколько крупных тектони­ческих блоков, образующих три самостоятельных, гидродинами­чески изолированных участка: западный, центральный и восточ­ный. Эти участки ступенеобразно на 600—1000 м относительно друг друга погружаются в восточном направлении. Залежи нефти и газа выявлены в апшеронских, акчагыльских, верхне- и нижне-красноцветных отложениях на глубине 1450—3500 м. Основные залежи нефти связаны с горизонтами III, Ilia и IV верхней части красноцветной толщи. Песчаники этих горизонтов высокойро-

ницаемые (до 2'10~~¹³ м²). Дебиты нефти в эксплуатационных сква­жинах 120—150 т/сут. Залежи нефти обычно имеют газовые шапки. Наименее продуктивны апшеронские залежи (дебиты нефти 15— 28 т/сут). В разрезе нижней части красноцветной толщи открыты газоконденсатные залежи. Дебиты газа высокие — до 600 — 1000 тыс. м³/сут. Содержание конденсата 300—450 см³/м³.

Амударьинская нефтегазоносная провинция

В пределах этой провинции выделяются Предкопетдагская нефтегазоносная и Центральнокаракумская, Беурдешик-Хивин-ская, Заунгузская, Чарджоуская, Бухарская, Мары-Шатлык-ская, Мургабская и Бадхыз-Карабильская газоносные области. Рассматриваемая провинция в основном является газоносной. Месторождения газа выявлены главным образом в Западном Узбекистане и Восточной Туркмении,

Чарджоуская, Мары-Шатлыкская и Мургабская газоносные области (Восточная Туркмения)

Основные черты геологического стро­ения. Осадочный чехол рассматриваемой территории сложен образованиями мезо-кайнозоя. Они залегают либо на палеозой­ском фундаменте, либо на отложениях пермо-триаса. В верхней юре широко развиты хемогенные породы (мощностью 800—1200 м): каменная соль, ангидриты и гипсы. Эта толща служит региональ­ной покрышкой и контролирует распределение по разрезу залежей газа. Она выклинивается в северной части Восточной Туркмении.

В тектоническом отношении данная территория соответствует западной части Амударьинской синеклизы. В ее пределах рас­положены Заунгузский прогиб и Мургабская впадина с наиболее погруженным палеозойским фундаментом (6—10 км). На северо­восточном борту Амударьинской синеклизы выделяется Чарджо­уская ступень приподнятого положения палеозойского фунда­мента, на западном — предполагаемая Беурдешикская ступень.

Газоносность связана с отложениями дата, Маастрихта, турона, альба, апта, неокома, верхней и средней юры и даже с по­родами коры выветривания палеозойского фундамента и зависит от наличия и литолого-фациальной характеристики соленосной толщи верхней юры. В зоне полного отсутствия в разрезе толщи солей газоносен значительный диапазон мезозойских отложений (Ачакский и Кушкинский районы). При развитии непластичных и фациально неоднородных толщ солей залежи газа установлены и в надсолевых отложениях (Байрам-Алийский район). На уча­стках развития однородной пластичной толщи солей промышленно газоносны только подсолевые отложения (Чарджоуский район).

Газы рассматриваемой области метановые, преимущественно сухие. Газы, связанные с терригенными отложениями, — бессер­нистые, а приуроченные к подсолевым известнякам — с повышен­ным содержанием сероводорода. Количество конденсата в газах до 40 см³/м³.

Месторождения газа и газоконденсата связаны с типичными платформенными складками преимуще­ственно брахиантиклинального типа. Большинство из них нена­рушенные. Подавляющая часть газовых залежей пластовые сво-довые. Лишь залежи подсолевых отложений Чарджоуского рай­она — сводовые массивные. Месторождения Ачакского и Куш-кинского районов, где толща солей верхней юры отсутствует, многопластовые. На Ачакском месторождении установлено 13 за­лежей газа. Месторождения Байрам-Алийского и Чарджоуского районов однопластовые.

Шатлыкское газовое месторождение (рис. 65) — одно из круп­нейших в стране — открыто в 1968 г. Оно приурочено к крупному поднятию субширотного простирания, осложненному двумя струк­турами: западной—Джуджуклинской и восточной—Шехитлинской. Размеры поднятия 60x20 км. Углы падения крыльев 1—2°.

Залежь газа установлена в песчаниках карабильской свиты ниж­него мела. Мощность газоносного пласта 55 м, высота залежи более 100 м. Дебиты газа в скважинах до 1 млн. м³/сут. В газе более 95 % метана, сероводород отсутствует. Содержание конден­сата незначительно.

Западно-Сибирская нефтегазоносная^ провинция

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция занимает территорию Западно-Сибирской низменности. Первое газовое месторождение в Западной Сибири — Березовское — открыто в 1953 г.

В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделяются Среднеобская, Каймысовская, Васюганская, Пай-дугинская, Фроловская, Гыданская, Приуральская нефте-газоносные и Ямальская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Усть-Енисейская, Гыданская газонефтеносные области.