Сравнительный анализ газовых месторождений Приамударьинской области Туркменистана

Кроме складок, формирование которых непосредственно связано с тектоническими подвижками по Амударьинскому разлому, к Амударьинской зоне дислокаций тесно примыкают западные окончания валов и поднятий Чарджоуской и Бухарской ступеней. Они развивались непрерывно в процессе осадконакопления и выражены по всем структурным поверхностям, в том числе и в рельефе фундамента, что подтверждается совпадением их положения с крупными и интенсивными максимумами силы тяжести. Тектонические движения вдоль зоны Амударьинского разлома заметно сказались на их облике, обусловив, в частности, некоторые поворот осей. Так, например, Гугуртлинская складка, принадлежащая субширотному Гугуртли-Учкырскому валу, и Сакарская складка, расположенная на западном продолжении Денгизкульского вала, в зоне разлома разворачиваются в северо-западном направлении. В связи с этим в плане они имеют серповидную форму.

Тектонически нарушенная территория Приамударьинской области, благоприятно повлияла на формирование залежей углеводородов в полосе сочленения разных тектонических элементов.



3. Нефтегазоносность

В Приамударьинской области разрабатываются газоконденсатные месторождения: Ачакское, Гугуртли и Наип. Восточный район области объединяет три группы газовых месторождений, открытых в районе г. Чарджоу: Фараб, Сакар, Самантепе.

3.1 Краткая характеристика залежей

Ачакское месторождение

Ачакское газоконденсатное месторождение расположено в 60 км от г. Ургенича. В геологическом строении месторождение принимает участие средне и верхнеюрские отложения, меловые, палеогеновые и неогеновые отложения. Структура представляет собой крупную антиклиналь, простирающуюся с юго-запада на северо-восток. Размеры складки 25Ч8 км. Северо-западное крыло структуры осложнено тектоническими нарушениями. Ачакское месторождение многопластовое. Промышленные залежи газа выявлены в отложениях нижнего мела, верхней и средней юры. Меловые и юрские отложения представлены песчаниками с прослоями глин-алевролитов.

Газоносные горизонты залегают в интервале глубин 1450 - 2200 м. Общая мощность отдельных горизонтов от 15 до 75 м. Начальное пластовое давление изменялось по глубине от 166 до 231 кгс/см², температура от 74 до 92є С. Газ продуктивных пластов Ачакского месторождения можно характеризовать как углеводородно-метановый с небольшим содержанием двуокиси углерода и азота (таб. 1). Содержание этих компонентов растет с глубиной продуктивных пластов. Наибольшее количество азота до 3 - 4% и двуокиси углерода до 0,6% содержится в IX и X горизонтах верхней юры.

С глубиной увеличивается и содержание гомологов метана. Сероводород в газах отсутствует. Содержание стабильного конденсата в газах Ачакского месторождения колеблется от 14 до 30 см³/м³.

Таблица 1 - Составы газов (%) продуктивных пластов Ачакского месторождения [4]

Средний состав газов нижнемеловых и юрских отложений показаны в таблице № 2.

Таблица 2 - Характеристика газов меловых и юрских отложений Ачакского месторождения [4]

На месторождении Ачак газ обрабатывают на установках низкотемпературной сепарации и осушки газа диэтиленгликолем.

Товарный газ, поступающий с промыслов в газопровод, имеет следующий состав: %

Рисунок 6. Гистограмма 1 - Показатели товарного газа по Ачакскому месторождению

Природные газы месторождения Ачак могут характеризоваться двумя средними составами: один состав объединяет газы II, III, IV и V горизонтов нижнемеловых отложений; а другой - IX и X горизонтов юрских отложений.

Плотность газа по воздуху 0,600, теплота сгорания, ккал/м³; низшая - 8360, высшая - 9260, число Боббе, ккал/м³, 11955. [4]



Рисунок 7а - Геологический разрез Ачакского месторождения [11]

Условные знаки: 1 - скважины; 2 - изогипсы в м; контуры газоносности: 3 - внешний, 4 - внутренний; 5 - линия тектонического нарушения; 6 - газовые залежи; 7 - непроницаемые прослои.

Рисунок 7б - Структурная карта Ачакского месторождения по кровле V горизонта [10].



Месторождение Гугуртли

Газоконденсатное месторождение Гугуртли расположено в 165 км к северо-западу от г. Чарджоу. Гугуртлинское поднятие имеет северо-западное простирание и сложено осадочными породами палеогена, мела и юры.

Верхняя юра мощностью до 360 м представлена карбонатными отложениями, нижнемеловые отложения мощностью до 500 м - глинистыми образованиями с пластами песчаников и прослои известняков. Верхнемеловые отложения мощностью 920 м в основном сложены песчаниками и алевролитами.

Промышленная газоносность месторождения Гугуртли связана с большим стратиграфическим комплексом отложений и прослеживаются от средней части верхней юры до нижней части альбского яруса нижнего мела (Рис. 8б). В этой толще сверху вниз выделяются продуктивные горизонты (табл. 3) [5].

Таблица 3 - Характеристика продуктивных горизонтов Гугуртлинского месторождения [7]

Наибольшая по объему газоконденсатная залежь приурочена к XV - XVI горизонтам, залегающим на глубине 1910 - 2256 м и сложенным преимущественно известняками.

Газы продуктивных пластов меловых отложений однородны по углеводородному составу, содержат небольшое количество двуокиси углерода и азота, в них отсутствует сероводород.

Составы газов в отложениях юры отличаются от состава газов меловых отложений несколько большим содержанием двуокиси углерода (до 1,5%), наличием сероводорода (до 0,2%) и неоднородностью углеводородного состава, содержание гомологов метана возрастает с глубиной залегания залежей. Наибольшее их количество (до 12 - 12,5%) содержится в газах III горизонта.

В газах VII и VIII горизонтов содержится и больше азота - до 5%. С глубиной увеличивается и содержание конденсата, наибольшее количество которого (до 20 см³/м³) обнаружено в газах нижнемелового XVIII горизонта (таб 4).

Таблица 4 - Характеристика газов продуктивных пластов месторождения Гугуртли [10]



Рисунок 8а - Структурная карта по кровле XV горизонта [2]

Условные знаки: 1 - контур газоносности; 2 - газ

Рисунок 8б - Геологический разрез месторождения Гугуртли (по данным треста «Туркменнефтеразведка»)



Месторождение Наип

Месторождение Наип расположено в 50 км к югу-востоку от месторождения Ачак, приурочено к поднятию, имеющему вид антиклинальной складки северо - северо-восточного.

Газоносность на этом месторождении установлена в отложениях верхней юры и нижнего мела, в которых выделено 13 продуктивных горизонтов. Горизонты IIa, IIб, III приурочены к песчаникам апта; горизонты IVв, V, Va - к неокому, VI, VII, VIII, IX и X - к карбонатным коллекторам верхней юры.

Характеристика продуктивных горизонтов приведена ниже(табл.5). Состав газов месторождения Наип приведен в табл.6.

Таблица 5 - Характеристика продуктивных горизонтов месторождения

Наип [4]

Отложения	Аптские	Неоком	Юрские
Глубина залег., м	1758-1860	1930-2210	2275-2490
Пластовое давл., кгс/см2	200-211	227-245	250-265
Температура, єС	84-87	92-99	Более 100

Таблица 6 - Состав пластового газа (%) месторождения Наип [4]

Восточный район объединяет три группы газовых месторождений, открытых в районе г. Чарджоу: Фараб, Сакар, Самантепе. В районе г. Кушка - Ислим: Карачоп и в районе Мары - Байрамалы: Майское, Шарапли, Шатлык, Кели, Еланское.

Промышленно газоносны в рассматриваемой группе месторождений терригенные коллекторы карабильской свиты нижнего мела и подсолевые карбонатные отложения верхней юры.

Залежи газа установлены также в верхнемеловых и нижнеюрских отложениях.

1 - изогипсы в м; 2 - внутренний контур газоносности; 3 - внешний контур газоносности

Рисунок 9 - Структурная карта по кровле Va горизонта месторождения Наип (по данным объединение Туркменгазпром)

Месторождение Фараб

Месторождение газоконденсатное, расположено в непосредственной близости от г. Чарджоу, приурочено к брахиантиклинальной складке с амплитудой более 500 м.

Газоносными на месторождении являются подсолевые отложения верхней юры, сложенные трещиноватыми известняками келловея - оксфорда и характеризуются низкой проницаемостью. Выявление газовые залежи расположены на большой глубине 2345 - 2381 м. Пластовое давление в залежи 241 кгс/см², температура 94єС.

На этом месторождении из подсолевых отложений в интервале глубин 2542 - 2623 получен слабый приток нефти.

Газы газоконденсатной залежи месторождения Фараб имеют следующий состав (%):

СН₄ С₂Н₆ С₃Н₈ i-C₄H₁₀ n-C₄H₁₀

90,3 4,5 1,0 0,2 0,22

i-C₅H₁₂ n-C₅H₁₂ C₆H₁₄+высшие N₂ CO₂

0,1 0,12 0,3 1,0 2,3

Рисунок 10. Гистограмма 2 - Показатели товарного газа по месторождению Фараб

Месторождение Сакар

Месторождение Сакар расположено в 20 км к югу-востоку от г. Чарджоу, приурочено к брахиантиклинальной складке размером 20х18 км. Газовая залежь выявлена в известняках, верхнеюрских отложениях. При опробовании интервале 2640 - 2690 м получен промышленный приток газа, в котором высокое содержание сероводорода до 1%, двуокиси углерода до 2%, низкое содержание азота 0,5% (табл.7).

В газах ниже залегающих горизонтов значительно большое содержание гомологов метана и азота (табл.7).

Таблица 7 - Состав газа месторождения Сакар (%) [11]

Компоненты	Глубина опробованного интервала, м
	2680	2645-2683	2634-2690	2673-2755 (скв.2)	2790-2814 (скв.2)	3142-3201 (скв.2)
Метан	94,3	92,8	93,5	81,6	69,3	76,6
Этан	2,8	3,3	3	8,7	13,1	10,5
Пропан	0,62	0,78	0,69	4,5	9,0	6,4
изо-Бутан	0,13	0,18	0,15	1,0	1,5	0,8
н-Бутан	0,13	0,24	0,17	0,4	2,1	1,1
изо-Пентан	0,08	0,11	0,08	0,8	0,8	0,4
н-Пентан	0,08	0,12	0,07	0,25	0,6	0,3
Гексан+высшие	0,1	0,1	0,09	0,15	0,4	0,3
Азот	0,8	0,4	0,5	1,6	1,6	2,0
Двуокись угл.	1,0	2,0	1,8	1,0	1,6	1,6

Рисунок 11. Гистограмма 3 - Составы газов месторождения Сакар



Месторождение Самантепе

Месторождение расположено в 70 км юго-восточнее г. Чарджоу. Самантепенская структура приурочена к западной части Денгизкульского вала и представляет собой крупное пологое овальное поднятие западно - северо-восточного простирания. Разрез осадочного чехла представлен юрскими, меловыми, палеогеновыми и неоген четвертичными отложениями.

Промышленная газоносность обнаружена в подсолевых карбонатных отложениях верхней юры. Газовая залежь XV горизонта сводовая, массивная приурочена к трещиноватым известнякам келловея - оксфорда. Полная мощность продуктивной толщи известняков 395 м. Глубина залегания продуктивного горизонта 2300 - 2500 м, пластовое давление 276 кгс/см², температура 98єС. В XV горизонте отмечено наличие признаков нефти как в газовой, так и водонасыщенной частях залежи.

Газ месторождения Самантепе метановый, концентрация других углеводородных компонентов в газе резко снижена по мере увеличение их молекулярной массы; так, содержание пропана не превышает 0,5%, бутана 0,2%, пентана 0,1%.

Характерной особенностью газов месторождения Самантепе является высокое содержание сероводорода - 3,2% и двуокиси углерода - до 6%. Содержание азота не превышает 1%, конденсата около 10 см³/м³.

Составы газов верхнеюрских отложений (XV) горизонт однородный в пределах всей мощности продуктивной толщи (табл.8), концентрации компонентов смеси мало изменяются в пределах залежи и их можно характеризовать средним составом (%) приведенным ниже.

СН₄ С₂Н₆ С₃Н₈ i-C₄H₁₀ n-C₄H₁₀

88,3 2,3 0,38 0,08 0,07

i-C₅H₁₂ n-C₅H₁₂ C₆H₁₄+выше N₂ CO₂ Н₂S

0,05 0,04 0,1 0,5 5 3,2

Плотность по воздуху - 0,649, теплота сгорания, ккал/м³: низшая - 7740, высшая - 8580.

Таблица 8 - Состав газов (%) месторождения Самантепе

Ном. скв.	Интер. перф., м	СО2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	i-C5H12	n-C5H12	C6+выше	N2
5	2410-2413	2,8	93,9	1,7	0,30	0,09	0,07	0,01	0,01	-	1,1
5	2467-2473	2,7	94,5	1,7	0,30	0,08	0,06	0,01	0,01	0,1	0,6
8	2498-2505	3,0	93,9	2,4	0,33	0,06	0,07	0,03	0,02	0,1	0,2
11	2463-2469	4,0	92,5	2,7	0,36	0,06	0,08	0,03	0,02	0,2	0,2
10	2472-2478	4,0	93,7	1,5	0,39	0,06	0,06	0,03	0,02	0,2	0,2
9	2495-2510	4,3	92,3	2,6	0,35	0,06	0,08	0,04	0,03	0,3	0,2
22	2511-2517
	2517-2523	1,7	93,9	3,4	0,50	0,10	0,13	0,05	0,04	0,3	0,2
5	2413-2420	3,0	94,5	1,6	0,41	0,07	0,06	0,03	0,02	0,1	0,3
5	2467-2473	2,1	95,2	1,8	0,36	0,07	0,06	0,02	0,01	0,1	0,4
5	2494-2531	2,1	94,0	2,2	0,38	0,06	0,07	0,04	0,03	0,2	1,0
5	2385-2391	5,6	91,9	1,6	0,37	0,06	0,08	0,02	0,01	0,1	0,2
5	2352-2358	5,6	91,7	1,6	0,38	0,06	0,08	0,02	0,01	0,1	0,2
5	2494-2531	1,2	95,7	1,8	0,30	0,08	0,06	0,02	0,01	0,2	0,8
5	2352-2358	3,8	93,6	1,9	0,34	0,08	0,06	0,02	0,01	0,1	0,2
3	2446-2550	3,3	90,4	2,2	0,37	0,08	0,07	0,04	0,02	0,2	0,3
3	2368-2375	1,9	94,5	2,8	0,59	0,10	0,10	0,05	0,03	0,2	0,3
2	2399-2707	6,5	90,2	1,8	0,39	0,11	0,11	0,06	0,03	0,2	1,0
14	2440-2450	4,8	90,5	3,2	0,42	0,09	0,10	0,03	0,02	0,1	0,8

По товарным характеристикам эти газы являются высококалорийными типично углеродными. Использование газа для газоснабжения возможно лишь при извлечении из них сероводорода (как продукта для получения товарной серы) осушки их для надежного транспорта газа без выделения балластной примеси двуокиси углерода.

Рисунок 12. Гистограмма 4 - По составу газов месторождения Самантепе.

Рисунок 13 - Схема расположения месторождений (месторождения выделены красным треугольником внутри контура) [12].



Рисунок 14 - Нефтяная система и оценка единиц Аму -Дарьинского бассейна [12]

3.2 Сравнительная характеристика газовых месторождений по стратиграфическим комплексам и условия формирования залежей УВ

Промышленные залежи газа Ачакского месторождения выявлены в отложениях нижнего мела, верхней и средней юры. Меловые и юрские отложения представлены песчаниками с прослоями глин-алевролитов (Приложение А и Б).

Газоносные горизонты залегают в интервале глубин 1450 - 2200 м. Общая мощность отдельных горизонтов от 15 до 75 м.

Промышленная газоносность месторождения Гугуртли связана с большим стратиграфическим комплексом отложений и прослеживаются от средней части верхней юры до нижней части альбского яруса нижнего мела (Приложение А и Б). В этой толще сверху вниз выделяются продуктивные горизонты.

Верхняя юра мощностью до 360 м представлена карбонатными отложениями, нижнемеловые отложения мощностью до 500 м - глинистыми образованиями с пластами песчаников и прослои известняков. Верхнемеловые отложения мощностью 920 м в основном сложены песчаниками и алевролитами.

Газоносность на месторождении Наип установлена в отложениях верхней юры и нижнего мела, в которых выделено 13 продуктивных горизонтов (Приложение А и Б). Горизонты IIa, IIб, III приурочены к песчаникам апта; горизонты IVв, V, Va - к неокому, VI, VII, VIII, IX и X - к карбонатным коллекторам верхней юры.

Газоносными на месторождении Фараб являются подсолевые отложения верхней юры, сложенные трещиноватыми известняками келловея - оксфорда (Приложение А и Б) и характеризуются низкой проницаемостью. Выявление газовые залежи расположены на большой глубине 2345 - 2381 м.

Газовая залежь на месторождении Сакар выявлена в известняках верхнеюрских отложений (Приложение А1 и А2).

Промышленная газоносность месторождения Самантепе обнаружена в подсолевых карбонатных отложениях верхней юры. Газовая залежь XV горизонта сводовая, массивная приурочена к трещиноватым известнякам келловея - оксфорда (Приложение А и Б). Полная мощность продуктивной толщи известняков 395 м. Глубина залегания продуктивного горизонта 2300 - 2500 м. В XV горизонте отмечено наличие признаков нефти как в газовой, так и водонасыщенной частях залежи.

Таблица 9 - Составы газов месторождений (%)

Показатели	Ачакское	Гугурт (XI)	Наип	Фараб	Сакар (2680 м)	Самант (2500)
СН4	93,4	92,2	91,1	90,3	94,3	93,9
С2Н6	4,2	4,0	4,36	4,5	2,8	2,4
С3Н8	0,8	1,1	1,32	1,0	0,62	0,33
i-C4H10	0,14	0,22	0,15	0,2	0,13	0,06
n-C4H10	0,15	0,23	0,15	0,22	0,13	0,07
i-C5H12	0,06	0,09	0,7	0,1	0,08	0,03
n-C5H12	0,04	0,07	0,06	0,12	0,08	0,02
C6H14+высшие	0,02	0,1	0,2	0,3	0,1	0,1
N2	0,9	1,5	0,9	1,0	0,8	0,2
CO2	0,3	0,5	1,5	2,3	1,0	3,0



Сравнительная характеристика состава газов месторождений показала близкий метановый состав по всем залежам от 91 до 94%.По содержанию С₂Н₆ в месторождениях Сакар и Самантепе наблюдается снижение от 4,3 до 2,4%. Остальные показатели газовых составляющих близки и колеблются в незначительных пределах 1-2%.



4. АНАЛИЗ ПРОГНОЗНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

4.1 Прогнозные коллекторы по горизонтам месторождений Приамударьинского района

Бассейн Аму-Дарья является богатой нефтегазоносной провинцией бывшего Советского Союза, уступая только Западной Сибири по запасам и добыче природного газа. Большая часть провинции находится в Туркменистане и Узбекистане, и его краевых частях проходят в Афганистане и Иране (рис.13) [14].

Обнаруженные объемы нефтепродуктов перечислены 40,3 млрд баррелей нефтяного эквивалента (БНЭ) по данным «Petroconsultants» в 1996 году, из которых только 2 млрд баррелей нефти и конденсата, а остальное газа. Котловина Аму-Дарья занимает 15-ое место на основе своих первоначальных запасов нефти среди 102 провинций, предназначенных для оценки неразведанных ресурсов нефти и газа по данным Геологической службы США (2000). Бассейн содержит несколько гигантских полей газ и газовый конденсат, крупнейшим из которых является Даулетабад (Даулетабад-Донмез) поле с оригинальными запасов газа около 60 триллионов кубических футов (18,28 триллионов кубических метров) [14].

Основные запасы газа были обнаружены в верхнеюрских рифах и шельфовых карбонатах, перекрытые толстыми пластами эвапоритов свиты Гаурдакского (кимеридж). Другие части осадочной толщи, из средней юры до верхнего мела, являются продуктивными в бассейне, где формирование эвапоритов отсутствуют. Источники газа плохо определяются геохимическими методами. Геологические данные показывают, что вероятный источник углеводородов - это нижняя-средняя юра, содержащее углистые обломочные и угли в верхнеюрских морских осадках, также черные сланцы и мергели, лежащих в основе формирования Гаурдакского комплекса эвапаритов. Доминирование газа связано с газовой составляющей в средней юре, из исходных пород и на больших глубинах захоронения и с высокой степенью созревания верхнеюрских пород.

Цифрами обозначены месторождения: 1. Хангиран; 2.Даулетабад; 3. Карабиль; 4. Ислим; 5. Шатлык; 6. Майское; 7. Яшлар; 8.Ходжа-Гугердаг; 9. Анго; 10. Байрам-Али; 11.Учаджы; 12. Малайский; 13.Aчак; 14. Газли; 15. Кокдумалак; 16. Уртабулак; 17. Самантепе; 18.Шуртан.

Рисунок 15 - Структурная карта Аму-Дарьинского бассейна, с показателями нефтяных и газовых месторождений

Первый газ был открыт в 1953 году в Самантепе в северо-восточной окраине бассейна (рис.10), что дало дополнительный стимул для активных геологоразведочных работ в смежных областях и на других месторождениях Аму-Дарьинского бассейна. Несколько относительно небольшие газовые скопления были обнаружены до открытия в бассейне в 1956 году гигантского месторождения газа Газли (рис. 10) с прогнозными запасами около 7,5 триллионов кубических метров. Другие крупные газовые открытия месторождений были в основном в 1960-х и 1970-х годах. Тем не менее, некоторые крупные и гигантские месторождения были открыты в последние годы, в частности, месторождение Кокдумалак с нефтяными и газовыми запасами около 2 млрд баррелей нефтяного эквивалента (БНЭ) и месторождение Яшлар с запасами газа, как полагают, находится в диапазоне от 4,5 да 10 триллионов кубических метров (рис. 10). К 1980 году, в бассейне было добыто газа в размере более 3,5 триллионов кубометров в год.

Рисунок 16 - Сопоставление продуктивных горизонтов верхней юры и нижнего мела по месторождениям Приамударьинской области

Бассейн Аму-Дарья ограничен на юго-западе Копет-Дагским складчатым поясом (рис. 9, 10), который состоит из деформированного юрского и мелового карбонатного комплекса и обломочных пород, в юго-западной части складчатого пояса в Иране, несогласно залегают триас и палеозой. Граница идет вдоль Копет-Дага, которая имеет существенное правый сдвиг, при столкновении иранского блока с южной окраины Евразии [14].

Южная граница бассейна вдоль северного склона Туркестанского складчатого пояса Банде, где горный хребет достигает высоты более 3000 м. Несколько километров мощности перми и триаса сложенных обломочными, карбонатыми и вулканическими породами складчатого пояса залегают на палеозойские метаморфические породы и несогласно перекрыты малой мощности деформированными породами юры и палеогена. Осадконакопление триаса, особенно верхнего, вероятно, была сформирована в рифтовом бассейне, на евразийской континентальной окраине за магматической дугой Гиндукуша и Парапамира. Складчатые структуры и поднятия сформировались в течение позднетриасового времени, после чего накопление юрских-палеогеновых пород проходило на стабильной пассивной окраине. Неотектонические деформации, связаны со столкновением Евразии с индийском субконтинентом, которое началось в позднеолигоценовое время и продолжается по настоящее время [15].

На востоке бассейн Аму-Дарья примыкает к афгано-таджикскому (Южнотаджикский) бассейну (рис. 9). Два бассейна формируют единый бассейн до миоцена, от юрского периода-до олигоцена. Начиная с миоцена территория подвергается поднятию до настоящего времени, Афгано-Таджикский блок деформируется на север от выступа Памир. В результате сжатия с востока на запад, сформировалась серия антиклинорий и синклинорий, которые подстилаются надвигами с вдоль юрского соленосного комплекса [16]. Синклинали были заполнены неоген-четвертичными орогенными молассовыми обломочными породами, толщиной в несколько километров.

По тренду северо-южные структуры Афгано-Таджикской депрессии делятся на две части, одна из которых отделяется от северного афганского поднятия. Граница между Аму-Дарьи и афгано-таджикского бассейна простирается вдоль западного склона в юго-западной части отрогах Гиссарского хребта (южная часть Тянь-Шаня), который отделен на западе антиклиналями из афгано-таджикского бассейна (рис. 9, 10) [17].

На севере бассейн Аму-Дарья ограничен палеозойскими метаморфическими и магматическими породами Кызылкумского поднятия, в некоторых местах, срезан на поверхности, но в большей части территории перекрыт тонким слоем мезо-третичных отложений. Палеозойские образования простираются от Кызылкумского поднятия до неотектонических поднятий Тянь-Шаня, где они были изучены ранними исследователями. Основное горообразование и вторжение гранитных плутонических масс происходило в начале перми [18].

К северо-западу граница бассейна Аму-Дарьи пересекает Каракумское поднятие, на гребне которого выходы палеозойского фундамента на малой глубине от 1600м до 2200 м. Нефтяные месторождения присутствуют только на гребне поднятия, ее южных и восточных склонах; это самые продуктивные участки бассейна. Месторождения, и нефтяные и газовые залежи были найдены на северных и западных склонах поднятия.

Нижне-среднеюрский терригенный комплекс имеет мощности от 500 до 2000 м, залегает на глубинах до 3км в восточной части, погружение подошвы прослеживается в западной и юго-западной части бассейна до 5 км. (рис. 16). Нижне-средний юрский разрез состоит из темно-серых, тонко- и среднезернистых, битуминозных, глинистых известняков. Газовые залежи нижней - средней юры приурочены к западной и северо-западной части бассейна.

Верхнеюрский карбонатный комплекс достигает мощности 500-600 м в зоне рифовых фаций, из которых около половины состоит из рифовых известняков. Толщина уменьшается с 100 до 150 м, в прибрежной зоне, и выклинивается по краям бассейна.

Келловей-оксфордский карбонатный комплекс состоит из различных мелководных фаций с формированием оолитовых обломочных водорослевых и доломитовых известняков. Небольшие прибрежные фации келловея содержат карбонатные прослои, глинистые известняки и мергели, и ангидриты в оксфордским разрезе в его средней и верхней части. Терригенный материал присутствует, локально и доминирует по северной окраине бассейна [18].

Рисунок 17 - Карта изопахит нижней и средней юры Аму-Дарьинского бассейна [14]

Глубоководные фации плохо известны, потому что это глубоко захоронены и вскрыты только несколькими скважинами, расположенными в основном в восточной зоне бассейна. Нижне-средний оксфордский разрез состоит из темно-серых, тонко- и среднезернистых, битуминозных, глинистых известняков.



Рисунок 18 - Палеофациальная схема оксфорда Аму-Дарьинского бассейна [18]

Верхнеоксфордский разрез состоит из черных пелитоморфных, богатых органическим веществом, глинистых известняков и известковистых сланцев и алевролитов с примесью вулканического пепла. Эти породы содержат породы, которые характеризуются высокими показаниями на гамма-каротаже, и известны, как радиоактивные репера. Общая мощность карбонатного комплекса верхней юры в глубоководных фациях составляет около 200-250 м.

Предрифовые фации состоят из различных мелководных карбонатных пород с прослоями ангидрита. Карбонатный разрез прибрежной части включает терригенный материал, который был получен из прилегающей суши, расположенной на юге (рисунок 9).

Рифы и связанные с ними залежи УВ известны на месторождениях северо-восточной части бассейна Аму-Дарьи, прежде всего, в структурах Чарджоуской ступени, где они содержат большую часть запасов газа (рис.10). Верхнеюрские отложения, в том числе рифовые фации, известны на юго-восточных отрогах Гиссарского хребта к востоку от границы бассейна, которые обеспечивают стратиграфическую корреляцию изучаемого района. Толща мощностью 50-100 м в разрезе рифовых фаций (средний келловей), состоят из тонко- и среднезернистых, темно-серых, глинистых известняков, которые формируют XVI продуктивный горизонт по местной номенклатуре продуктивных отложений. Отложение этих слоев предшествует росту рифов [19]. Рифовые фации в основном состоят из обломочных известняков, мощностью от 120 до 160 м. В продуктивном рарезе XV продуктивный горизонт относится к келловею-среднему оксфорду. Разрез включает в себя водоросле-мшанковые рифы мощности от 30 до 50 м. Основной рост рифов состоялся в конце оксфорда и, вероятно, в начале кимериджа, когда бассейна был отделен от глубоководной впадины, полосой рифов и лагун. Основными строителями рифов были кораллы и водоросли. Барьерный риф расположен полукругом, который отделен от шельфа глубоководного бассейна (рис. 10) и разбит на сегменте от 4 до 8 км в длину, от приливных каналов глубиной от 50 до 100 м и [20]. Каналы между рифами протягивается от нескольких сотен метров до 1,5 км в ширину; они заполнены обломочным материалом, и перекрыты более молодыми эвапоритами. Каналы играют важную роль в формировании углеводородных ловушек в барьерных рифовых комплексах. Рифовый разрез верхнего оксфорда-нижнего кимериджа достигает 250 м в мощности, он включает в себя XVа и XVб продуктивные горизонты по местной номенклатуре. Рифовый-карбонатный разрез перекрывают черные сланцы, содержащие большое количество органического вещества (на которые указывает радиоактивный каротаж). Битуминозные сланцы покрывают полностью бассейн и перекрывают некоторые рифы, которые, по-видимому, погрузились во время трансгресии и максимального подъема уровня моря [21].

Рисунок 19 - Среднее распределение общего содержания органического углерода в нижней-средней юре бассейна Аму-Дарьи [14]

Нефтематеринскими породами, поставляющими УВ в карбонатные рифовые коллекторы являются породы нижней-средней юры. Накопление среднего содержания органического углерода в нижний-среднеюрских породах бассейна Аму-Дарьи распределено от центра >1% к периферии бассейна до 0,3% (рис.18).

Чарджоуский барьерный риф простирается на запад и юго-запад, где он отделяет обширную мелководную северную полосу от глубоководной котловины (рис.9). Точное местоположение рифа не известно, потому что несколько скважин вскрыли соли ниже верхней юры в этой области. Рифы внутри бассейновых фаций достоверно не определены, вероятно, из-за больших глубин, но их присутствие было доказано на основе бурения и сейсмических данных. Далее к юго-западу, барьерный риф погружается на глубины, превышающие 5 км, и его расположение так же остается не известным [14].

Палеогеновые породы (палеоцен-олигоцен) известны только в верхней части осадочного чехла бассейна Аму-Дарьи. Нижнепалеоценовые (датский ярус) обломочные и карбонатные породы залегают только в западных и южных районах бассейна и были срезаны эрозией до среднего палеоцена. Породы среднего и верхнего палеоцена (Бухарская ступень) состоят в основном из мелководных карбонатных пород, содержащих частицы обломочных пород и ангидрита. Доля обломочных пород увеличивается к северу и северо-западу, в то же время породы с включениями ангидритов присутствуют и в южных районах бассейна [22].

Разрез среднего эоцена-олигоцена состоит в основном из серых и серо - пестрых сланцев и алевролитов, а так же из среднезернистых песчаников, которые обычно присутствуют в южной части бассейна. Известняки и мергели присутствуют на всем протяжении, в основном в западных районах. Остатки базальтового андезита, туфов были вскрыты скважинами в верхней части эоцена, в районе поднятия Бадхыз-Маймане.

Структурные элементы в бассейне Аму-Дарьи, развитие которых происходило в юрском периоде, характеризуются тектоническими движениями блочного типа. Структурные элементы, такие как Каракумское поднятие, поднятия Бадхыз-Маймане, северо-афганское и более мелкие поднятия испытали медленное опускание и иногда с активными сдвигами, которые привели к тектоническим нарушениям и отсутствию осадочного чехла. Максимальное опускание происходило в центральной части бассейна (в Мургабской депрессии и северных районах).

Альпийские орогенные движения в горных массивах, граничащих с бассейном Аму-Дарья, начались в конце олигоцена в результате столкновения индийского и арабского континентальных плит с Евразийской окраиной. Тектоника постепенно развивалась от плиоцена до настоящего времени. В западной части бассейна складчатый пояс Копет-Дага погружался в сторону бассейна Аму-Дарьи, в результате чего формировался прогиб. Однако, большинство деформаций с юга было характеризовано правосторонним скольжением вдоль фронтальной зоны Копет-Дагского прогиба. Мощность обломочных пород орогенного происхождения в пределах прогиба обычно не превышает 2 км [23].

Выступ Памирского блока надвигался на север от миоцена до четвертичного времени, в результате надвига образовалась складчатое Афгано-Таджикской поднятие мезо-палеогеновых пород. Хотя надвиг с востока не распространяется на бассейне Аму-Дарьи, в результате сжатия привело к активным тектоническим движениям. Востоно-западный тренд выделен в основном, с правосторонним скольжением, сформированным в северном Афганистане [14]. Репетекский сдвиг (к северу от Репетек-Келифской зоны) унаследован с юрского периода или в старой зоне нарушенной депрессии Мургаб, граничащей со структурными элементами: бухарские и Чарджоу , которые были сформированы в это время. Все местные структурные поднятия вдоль восточных и южных окраин бассейна были образованы во время этой стадии тектонических деформаций.

Начало Альпийской складчатости в бассейне Аму-Дарьи отмечено, предварительно в конце олигоцена стратиграфическим несогласием, отсутствием раннего олигоцена. Верхний олигоцен-нижний миоцен отложения формировались в морской, и лагунной обстановках. Представлены в основном мелкозернистыми обломочными породами с прослоями гипса и ракушечника. Обломочный материал был получен в основном с платформенного сноса, а не с орогенных поднятий. Средний миоцен и нижняя часть верхнего миоцена в Копет-Дагском прогибе и на склоне поднятия Каракумы состоят из морских и лагунных обломочных прослоев известняков. Породы изменяются в восточном направлении, от грубых континентальных фаций, отсортированных озерных и эоловых отложений, полученных от поднятий гор на юге и юго-востоке. Верхнемиоценовые и четвертичные слои бассейна сложены озерно-аллювиальными отложениями обломочных пород.

Максимальная толщина верхнего олигоцена-четвертичных отложений достигает около 2 км в прогибе Копет-Дага. От 1 до 1,5 км мощность в депрессии Мургаб и смежных областях. К востоку от бассейна Аму-Дарьи, общая толщина от 5 до 7 км в синклинориев Афгано-Таджикского бассейна.

Современная Структура

По структуре юрских отложений бассейн Аму-Дарья является большим структурным элементом, окруженным горными хребтами на западе. Самые глубокие части бассейна являются прогиб Копет-Даг и депрессия Мургаб (рис. 7), где глубина юрских пород достигает 6 - 8 км. К северу от прогиба Копет-Даг мощность осадочных отложений уменьшается в сторону Каракумского поднятия до 2 км, по разрезу которого триасовые породы отсутствуют. Аналогичной мощностью отложения прослежены на восток к Хива-Заунгузской депрессии, где глубина до подошвы юры 4-5 км. По сейсмическим данным, депрессия залегает вблизи северо-южного грабена, который заполнен более чем на 3 км триасовыми породами.

Северо-восточная часть бассейна Аму-Дарьи занимают два крупных структур, Бухарская и Чарджоуская ступень, ограниченные глубинными разломами. Структуры опущены от Кызылкумского поднятия в бассейне. Чарджоуская ступень сокращается на юго-востоке Бешкентской впадины, где основание юры вскрыта на глубине более 5 км. Северная граница депрессии Мургаб является вал Репетек, крупнейший в бассейне Аму-Дарьи (рис.14). В восточном сегменте разлом сопровождается цепью верхнеюрских соляных куполов с амплитудами, высотой до 1000 м; эта цепь представляет собой зону Репетек-Келиф. Западнее, галогены выклиниваются и соляные купола исчезают [24].

Мургабская депрессия содержит три относительно приподнятых структур-Мари и Учаджи в Туркменистане и поднятия Андхоу в Афганистане. Андхоу содержит основные газовые месторождения Афганистана, в погруженном западном отроге Северного афганского поднятия.

К югу от депрессии Мургаб располагается поднятие Бадхыз-Маймане, которое срезается на востоке, по северной границе складчатого пояса Туркестанского Банде (рис.10). Ниже-среднюрские и частично верхнеюрские породы отсутствует на поднятия. Тем не менее, в третичное время поднятия участвовал в активном погружении, были покрыты молассовыми осадками. В кровле доюрских пород поднятия прогибались на севере до глубины 800 до 3000 м.

Южным структурным подразделением бассейна Аму-Дарьи является зона складок Кушка. Эта зона, является западным погружением складчатого пояса Туркестанского Банде, сложенного в основном меловыми и мощными палеогеновые породами. На севере, зона отделена от поднятия Бадхыз-Маймане узким трогом Калаймор [26].

Фундамент бассейна Аму-Дарьи характеризуется четко выраженной дроблением блока структуры. В дополнение к основным региональным разломам, показанным на рисунке 7, большое количество других нарушений были определены, которые граничат со структурными единицами бассейна и обычно разделены на более мелкие поднятия и опущенные блоки.Нарушения прослежены вверху осадочного чехла или выражены там изгибами. Большинство нарушений были сформированы во время неоген-четвертичной тектоники. Однако, некоторые из них активируются по старым разломам. Например, региональный разлом, что пересекает депрессию Хива-Заунгузских возобновлен по триасовому грабена-расколу. Большинство известных местных антиклинальных структур бассейна Аму-Дарьи молоды, и они были сформированы неогеновое время тектонических деформаций. Многие из структур имеют амплитуды в диапазоне от 200 до 400 м, расположены в линейных зонах антиклиналей по разломам. Местные антиклинали сформированы до неогена. Древние антиклинали были выявлены в некоторых областях, например, на подножиях Бухарской и Чарджоуской ступеней, на поднятии Бадхыз-Маймане, и в прогибе Копет-Даг и в прилегающих районах к востоку и северу . Некоторые антиклинальные структуры юры и мела испытывали непрерывное поднятие в неогеновое время, и другие были погребены под более молодыми породами. Различные местные структуры присутствуют на Каракумском поднятии и на моноклинали Бахардок. Эти изометрические структуры, по площади небольшие поднятия, с диаметром меньше 50 м. Судя по всему, они присутствовали в неогеновое время, так как многие из структур на моноклинали Бахардок наклонены и открыты на севере [25].

В пределах Приамударьинской области по истории осадконакопления Аму-Дарьинского бассейна продуктивные коллекторы прогнозируются в интервале верхнеюрских и нижнемеловых отложениях [8].



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе были рассмотрены история изученности, геологическое, тектоническое строение, нефтегазоносность месторождений Приамударьинской области, а также дана сравнительная характеристика по продуктивным горизонтам и проведен анализ прогнозных коллекторов газовых месторождений.

Проведена оценка перспектив нефтегазоносности Приамударьинской области на основе изучения условий формирования и структурно-фациальной зональности, палеогеографического обоснования, прогноза распространения коллекторов на перспективных в нефтегазоносном отношении площадях Аму-Дарьинского бассейна в разрезе верхней юры и нижнего мела.

Выполнен анализ состояния и достоверности геолого-геофизического материала по месторождениям:

- Ачакское;

- Гугуртли;

- Наип;

- Сакар;

- Фараб;

- Самантепе:

Изучено геологическое строение и палеофациальные условия осадконакопления верхнеюрских отложений Аму-Дарьинского бассейна с сопоставлением пограничных районов: Афгана-Таджикский бассейна; Предкопетдагского краевого прогиба; ТяньШаньского и Карабогаз-Каракумского поднятий.

Выяснены области накопления рифогенных известняков, являющихся коллекторами верхней юры и перекрывающих толщ галогенов, слагающих перспективные залежи УВ.

В результате исследования было выяснено, что перспективными районами в нефтегазовом отношении являются краевая северо-восточная часть Аму-Дарьинского бассейна, в состав которого входит Приамударьинская область. Разведка УВ возможна в близких рифовых поднятиях, в которых развиты трещинно-кавернозные коллекторы.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Сидоренко А.В., Луппов Н.П.. Геология СССР. Том XII. Туркменская ССР// Геологическое описание, 1972, Москва, Издательство «Недра». 730 с.

2. Васильев В.Г., Жабрев И.П.. Газовые и газоконденсатные месторождения./ Москва, Издательство «Недра». 1975, 250 с.

3. Бакиров А.А, Бакиров Э.А., Пашаев В.С., Музыченко Н.М., Фомкин К.В., Юдин Г.Т. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. // Москва, Издательство «Высшая школа». 1968, 350с.

4. Карпов А.К., Раабен В.Н.. Природные газы месторождений советского союза.,// Москва, Издательство «Недра». 1978, 200 с.

5. Старобинец И.С.. Геохимия нефтей и газов Средней Азии, /М. 1966. 300 с.

6. Алехин С. И., Гидродинамические особенности газовых месторождений Восточной Туркмении// Геология нефти и газа, №. 8, 1984, с. 9-14.

7. Алехин, С. И., Мельник Н.М., Халилов М., Прогноз стратиграфического диапазона производительности в юрских породах Восточного Туркменистана //Геология нефти и газа, №3, 1982, с. 7-13.

8. Александрова С.Р., Государственная изучения верхнеюрских пород юго-восточной Туркмении по глубокому бурению: геология, геофизика // Разработка нефтяных и газовых месторождений, № 5, 1998, с. 28-29.

9. Бакиров, А. А., Нефтегазоносные провинции и регионы СССР./ Москва, Недра, 1979. 456 с.

10. Безносов Н.В., Гурари Ф., Ильин В.Д., Месежников M.С., Липатова В.В., Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. /Москва, Недра, 1987,336 с.

11. Фортунатова Н.К. Генетические типы и модели седиментологических карбонатных отложений: //Советская геология, №1, 1985, с. 32-45.

12. Габриелянц Г.A., Дикенштейн Г.Х., Капустин В.Н., Кирюхин Л.Г., Размышляев А.А., Региональная геология нефтегазоносных провинций СССР, /Москва, Недра, 1991,284 с.

13. Гаврильчева Л.Г. Геологическое строение верхней юры и расширения сейсмических отражателей в бассейне Аму-Дарьи: //Геология нефти и газа, М., №11, 1993, с. 15-20.

14. Ибрагимов А.Г., Иванов Е. В., Бытие аномально высоким пластовым давлением в верхнеюрских карбонатных породах северного бассейна Аму-Дарьи// Геология нефти и газа, № 1, 1984, с. 15-19.

15.Ильин В. Д. Фортунатова Н.К., Методы прогнозирования и разведки углеводородов в продуктивных комплексах рифов. /Москва, Недра, 1988, 201 с.

16. Ломако, Т.Ч., Худайназаров Г.Б, Особенности распределения водородного сульфида в углеводородных газах и в подсолевых породах восточной Туркмении: //Геология нефти и газа, №9, 1983, с. 42-46.

17. Максимов И.П., Осадочный чехол Центральной Азии и Южного Казахстана:/ Москва, Недра, 1992, 148 с.

18. Максимов И.П., Панкина Р., Смахтина М., Условия формирования углеводородных скоплений в мезозойских породах нефтегазоносной провинции Аму-Дарьи: //Геология нефти и газа, №5, 1987,с. 20-27.

19. Недиров К.А., Литология и коллекторские свойства нефтегазоносных нижнемеловых отложений юго-западного склона Туркменской антеклизы / Ашгабат, Туркменистан, Илим.1992, 132с.

20. Невмирич Л., Алехин С.Н., Батыров С.С., Киреева Л.Н., Фациальные и геохимические характеристики карбонатных пород бассейновых фаций на востоке Туркменистана: //Известия Академии наук, т. 5, 1996,с. 63-71.

21 Пашаев М., Гаврилшева Л.Г., Реджепов К. Состав и фациальная зональность нижнемеловых соленых пород и формирования неантиклинальных ловушек в юго-восточной Туркмении: //Геология нефти и газа, № 5, 1993,с. 15-18.

22. Майманев Н.И., Смирнов Л.Н., Геологическое строение и критерии прогнозирования нефтегазоносности Центральной Азии: //Труды ВНИГНИ, 220, с. 5-38.

23. Соколова И. М., Абрютина Н. И., Макаров В.В., Кулджаев В.А., Русинова Г.В., Петров А.А., Биомаркеры в газовых конденсатов востока Туркменистана// Геохимия, т. 1, 1993,с. 123-130.

24. Ташлиев М.С, Аллабердиев С.О, Толбина С.З., Неантиклинальные ловушки нефти и газа в меловых породах Туркменистана // Геология нефти и газа, № 4, 1987, с. 26-31.

25. Ulmishek F., Petroleum Geology and Resources of the Amu-Darya Basin, Turkmenistan, Uzbekistan, Afghanistan and Iran/ Virginia, Reston, 2004,

32 p.

ПРИЛОЖЕНИЕ А1

Условные обозначения: 1 - конгломераты; 2 - пески и песчаники; 3- песчаники алевритистые; 4 - алевриты и алевролиты; 5 - глины; 6 - глины песчанистые; 7 - глинистые сланцы; 8 - аргиллиты; 9 - аргиллиты песчанистые; 10 - аргиллиты алевритистые; 11 - известняки; 12 - известняки глинистые; 13 - доломиты; 14 - ангидриты; 15 - галиты; 16 - угли; 17 - поверхность размыва

Рисунок А.1 - Сравнительная характеристика газовых месторождений по отложениям нижнего мела (от автора, 2015)



ПРИЛОЖЕНИЕ А2

Условные обозначения: 1 - конгломераты; 2 - пески и песчаники; 3- песчаники алевритистые; 4 - алевриты и алевролиты; 5 - глины; 6 - глины песчанистые; 7 - глинистые сланцы; 8 - аргиллиты; 9 - аргиллиты песчанистые; 10 - аргиллиты алевритистые; 11 - известняки; 12 - известняки глинистые; 13 - доломиты; 14 - ангидриты; 15 - галиты; 16 - угли; 17 - поверхность размыва

Рисунок А.2 - Сравнительная характеристика газовых месторождений по отложениям верхней и средней юры (от автора, 2015

Размещено на Allbest.ru

...