Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Научное прогнозирование перспектив нефтегазоносности Западно-Туркменской впадины и сопредельных территории
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Научное прогнозирование перспектив нефтегазоносности Западно-Туркменской впадины и сопредельных территории"
АКАДЕМИЯ НАУК ТУРКМЕНИСТАНА ИНСТИТУТ СЕЙСМОЛОГИИ
На правах рукописи
УДК 553.98(575.4)
АШИРМАМЕДОВ Марс
НАУЧНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗАПАДНО-ТУРКМЕНСКОЙ ВПАДИНЫ И СОПРЕДЕЛЬНЫХ ТЕРРИТОРИЙ
Си:цгальаость 04.00.17—Геология, поиски и разведка неф: к пых и гагсвых месторождении
Д и с с е р т а ц и и
на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук в форме научного доклада
АШГАБАТ — 1996
,ГБ Ой
, аз «56
Работа выполнена в институте „БалканНИПИнефть".
Научный консультант — академик АН Туркменистана, доктор геолого-минералогических наук, профессор геофизики и геологии ОДЕКСВ О. А.
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогическцх наук Буниат-заде 3. А. доктор геолого-минерачогических наук Пайтыков Ч. М. доктор геолого-минералогических иаук Киреева Л. Н.
Ведущая организация — Туркменский политехнический институт.
Защита состоится Л- 3 «Ф-СЪУ&ЛКх996 г. в Ю-СО ч. на заседании Специализированного совета Д. 3. А .0. 17 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при Институте сейсмологии Академии наук Туркменистана (744000, ш. Ашгабат, ул. Комсомольская, 20а, Институт сейсмологии АН Туркменистана).
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института сейсмологии АН Туркменистана.
Автореферат разослан „ И^СьрА 1996 г.
Ученый секретарь Специализированного совета, кандидат геолого-минералогических
наук _ ^^^ИШАНКУЛИСС Г. А.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.
Актуальность проблемы. С обретением независимости и-государственной самостоятельности Туркменистана успешное развитие топливно-энергетического комплекса страны приобрело мшзненно ваяное значение, как один пз экономических гарантов суверените- • та. Стабильное и неуклонное наращивание уровней нефтегазодобычи как в ближайшей, так и особенно в дальней перспективе, не- • мыслимо без постоянного восполнения и роста сырьевой базы на основе активного ведения широкомасштабных геолого-поисковых и разведочных работ.
За последние десятилетия, благодаря скоординированным усилит« и творческой.деятельности различных ведомств, широко'развернулись гранита нефтяной и годовой промышленности Туркменистана. На обпирнкх пространствах Гарагуиской'платформы-были . открыты новые богатейшие нефтегазоносные области - Центрально-Гарагумская, Мургабская, Амуцарьинская. Весьма крупна результаты для' нефтяной отрасли били доституты в старейшем нефтегазодобывающем регионе Южно-Западной Туркмении. К ранее известным шести месторождениям было открыто евьше двух десятков новых нефтегазовых месторождения. Открыт и освоен новый крупный Гогерен-даг-Экеремскпй нефтегазоносный райо,ч, осуществлен ёьгход^геоло-горазведкой в-зону акватория туркменского вельфа Южного Каспия, где открыт ряд нефтегазовых месторождений в морской части При-балхано-Апшеронского порога. В Прибалханскоы нефтегазоносном районе были открыты десятка новых нефтяюлс залегай в разрабатываемы:!: мзетороздеяиях. Все !зти ванные в'теоретическом :г практическом планах результаты были предопределен:; главной паучкой ' идеей - о клогоэта-лост)! и региональной ке^тегазоноегмеги огрт:,:-. кого осадочного чехла ушпальпсЛ во :"иог;п< •:?;:с-гвч1«;с Г-чко-гСас-лпЯсксЗ области прогяб^иял зсл-иэ.". и з ?.•!• ч.гслс .>0 .»рупно-
го составило'дего элемента Западно-Туркменской кефтогазоносной впадины. Господство на протяжении длительных геологических эпох усоо'/ойнозоя морских, прибрежно-морских и дельтовых условий осадконакопления, высокие скорости погружения впадины.в сочетание со столь же интенсивными седикентадаониыли процессам), уско-•.рквшн.'.иея во времени, периодически, создавали благоприятные для
иее£тегазообрзаования геолого-геохимические условия, что наделило • Западно-Туркменскую впадину огромнейшим потенциалом углеводорс-■ дов (УВ) во всом инроком диапазоне осадочных образований. Несмотря на впечатляющие величины открытых запасов УВ сырья в Юго-За-'. падкой Туркмении - нефти евьще 1500 млн.т к газа более 500 млрд. .'куб.к., - территория :>та обладает крупными перспективам, превы-ща»:цш.:и установленные промышленное ресурси.
Работа автора направлена на выявление новкх перспектив неф-тегазоносности в Запацно-ТуркненгкоИ впадине и сопредельных с ней территориях на основе исследования особенностей современных и исторических геологических условий, нефтегазонаяоплешя и фор. 1'ировония ¡/асторождений и оале«ей,. закономерностей пространственного распределения'УВ, т.е. на ускорение решения проф:еш • значительного увеличения сырьево','! базы нефтегазовой промышленности - главного и необходимого условия роста доб;:чи нефти и газа, чем и определяется ос актуальность.
Цель работц - разработка научных основ повшюшш достоверности-прогнозирования перспектив нсфтстазоносностн и nii^eic-îsmiio— сти геологоразведочных работ на не<{/вь- к гаа в. Туркменистане.
Ооновпь'о задачи исследования: ■
-1. Выявление закономерностей и особенностей пространствен-ноги распределения УВ скоплений, .'.*•■ "
1. -Познание- истории геологического развития регионов в ме-эокайнсзоЯсгуя эпоху:
- 5-'
3. Установление движущих сил тектогенеза в регионе и механизмов образования и роста локальных складок.
4. Определение по диагностическим критериям вероятных зон ■ и комплексов нефтегазогенерации и накопления. .
Научная новизна работ»:
1. Установлен новый механизм формирования локальных складок-в плиоценовых отложениях Западно-Туркменской впадины, как ре- ' эультат комбинированного воздействия:
а) блоковых вертикальных движений мезозойского ложа;- ■ '•
б) горизонтальных' склацкобразовательных сил сжатия; ■
п) отжимания я нагнетания в ядерные части складок вязго-пластичных глинистых масс палеоген-миоценового комплекса, .т.е." криптодиапирового эффекта, обусловившего длительность и. ускоре-' нле во времени роста складок в плиоценовых отлояениях;
г) страгивающих, сдвиговых подвияек по крупным разломам мезозойского ложа, отражавшегося в вышележащих комплексах сложными пликативными деформациям растущих складок в- сочетании • с многочисленными вторичными 'раэрувныкй нарушениями...
.В различных тектонических зонах региона действие этих сил было, неодинаковым, что обусловило киогообразке сочетания геометрических форм, размеров, степени раздробленности и взаимо-
1 ■ *• '
сочлененности структур. •
е. ' . ■
2. Определ'кы многсциклцчность Нефтегазогенерации в геологической историк, что явилось гласнеЛийм фактором, обусловивши ь-.ногозтажность нефтегазоносного комплекса огромной тола^ отложений. Масатабы проявления и количественные результаты этих источников были неодинаковы в различные'о.тапы - от региональных
до локальных потенциалов нефтегазосбразовак'ня.
'3. Установлены природа и процессы протекания в современную эпоху газогене-рации в молодых формирующихся толщах осадков а».'рх-
него плиоцена и постллиоцзна во внутренних частях и пркбортових ■зонах Западно-Туркменской впадинк. . .
3:лдтааем,1е положения: ■ I.'.Механизм и тектонические особенности формирования локальных складок в плиоценовых отложениях.
2. Концепция многопикличности кефтегазогенерацин и много-этадности нефтегазоносного комплекса мезозойско-каЦнозойсшос отложений..
3. Условия формирования нефтегазовых залекей в шпгошкошх отложениях Западно-Туркменской впадины.
4. Прогноз коеьос крупных зон нефтегазоиаодмюнпа в ыеэо-зойско-кайнозойскюс стложеюипс Западного Т^азниаига.
5. Перспективы значительного увеличения проглаленцих запасов в сс.ооонккх, раэрабаткасдалк шфгагазоносиьк районах Запад-но-ТурП'.сислой ВЛад;!1!Ы.
Практическая значимость работы определяется тек, что в результате выполненных кссяедований значительно расигргш границы иореяесткб нефтегазоносном« г известна» районах ЮЗ Туркы;:-шш и акватории Каспвк, а такса шшлеш иосыо вцеолоперснок-тганыо зоны нс$тегазоткоплаккя, а именно:
1. Исход." из нседо^озашй условий иеф(г&ггаогенех>ацин и формирования УВ скош^ккй, устаиаслкзьлгсд ноше ооиц ьефтеги.-оонакоплвния: по плиоценовому кошшжгу отложений - Чекичлерс-'ко-Гряшшвулкашгсесхм! к Кусаро-Келькорская л, -в особенности, зона северного борта последней -в морском продолжении; по каэо-зойсккм отложения!.! т .зона .золздпого' поррухсиид Гарьбогаоского езеда и её перехода в воетоздф'» борт-сгу-о область Срадиекасцнй-ской впадины з широко;': полосе Туркменского пз&Ьфй.'
2, Комплекс вгрхнгплиоценовых и явстялйокеновьк о-гложе-клй в Заладно-Турюшнског впадине Сна су;::о ц к о&зцрной нор-
- ? -
екой части), имея весьма благоприятные седюлентациошше условия, а также литологические и структурные состав и формы, пребывает в стадии диагенеза. Анализ буровых и геофизических материалов, ■ а татае открытке первых промышленных залежей газа в этих отло-пениях во' внутренних и бортовых зонах.впадины, позволяют вьще-лить данный кошлоко в принц:шиально новый крупный и высокоп^р- \ спективкый объект геологоразведочных работ.
. 3, В разрабатываемых районах - Прибалхакском к Гогерен- ■ даг-Экёремекои, - открытие новых критериев продуктизности (низ-кооша-'е, трудно ¡wt вовсе не выявляете традиционными промысло--80-ге0фкэи'-1ес1Ш.:н методами нефхенасыцешж! части разреза, зоны раадпввтнеквз и вторичной трещкковатостя в иикне'красноцветных отлоаеяш с аномально высокими- пластовыми 'давлениями.) значительно увеличило проь'ьшленше; запасы и потенциальные добызные воз-можйоеш йззест&ых месгоровдений, \а'гак*е рарйцрило.1 диапазоны перспектив нефти и газа в региона, л. '-'•• " .
• Апробация результатов исследований; /публикатая., • ' . • ■ ' . Основные результаты исследований'к полокенка докладывались на.секц&{ геологии' н разработки газовых п гаэоковденсат-шх кесторовдений .'.'лнгаапрдаа СССР-(197Й г,Москва); на Всесоюзном ссвощокии "Раваолальнос -использование.газококденсатов •.'-"• i.-'-"--.'"',..'..;-' • ' , ■ Туркменистана* £2977 г;» Кебкэдаг); на Всесоюзном совещании а<*.
хзрнаешка кзныотоцовсхих екстёа в нефтегазодобыча (1977 г., fea); Щ .Вгесовзном совацанки • "Особе&гоехя ф>ршфоваяия залоге» иефзя а-тад.а в глубокозалёгоягуйс пластах*'' (197? г., Алма- . Лта};,кз Зсвсошном.'совещании.."Основша" 'проявят формирования залежей нефти и газа" (1980 r.V.y$a);'Ká, совецаиюг-семкнаро "'Е^тегаз.огго-лопгаеское районироваииз Южно-Каспхйехой впадины" {1532 г.,- Баку);'на Мзздународкой научно-методической кокферсн-ши' "Шоблesa? :г церйлеотгаш рааеттяя нефти, газа, энергетики к
-"3 -
химии в Туркменистане" ( 1995 г., Ашгабат) и др. . Диссертация отражает результаты 60-ти опубликованных работу ■ в той- числе монографии, книги "Нефть Туркменистана" (1979 г.), "Геология нефтяных и газовых месторождений Юго-Западного Туркменистана" (1985 г.) "Месторождения нефти и газа Южно-Каспий-■ской нефтегазоносной провинции" С1987 г.), геологические кар' ты и схемы - "Обзорная .карта нефтяных и газовых месторождений ; Средней Азии" (1975 г.), "Схема размещения региональных геолого' геофизических работ на территории Туркменской ССР на 1976-1980 '
гг" .(1975 г.), "Обзорная карта нефтяных и газовых месторогде-*.ний Средней Азии" (1984 г.), "Карта нефгегазогеологического рай-• онирования СССР" (1990г.).
• Диссертационная работа состоит из Введения, пяти глав и Заключения; содержит 4 рисунка, 76 страниц машинописного текста.
СОдаРЖАНШ РАБОТЫ .
I..ГЕОЯОГИЧЕСКЖ ОСНОВЫ 'ГЛУБИННОГО СТРОЕНИЯ ЗАПАДНО-. '' ' ' ТУРИНСКОЙ ВПАДКНЫ И ССШЕЕДЕШШХ ОБЛАСТЕЙ
■(1-3,5,7,19,22,23,25,25,29,31,37,40,43,52,53,55,57,50)
На основе комплексных исследований последних десятилетий-большого объема глубокого бурения, региональных- и детальных . геофизических работ^ дистандаонных аэросъемочных, космических и геоморфологически, структурного картироваш1я в периферийных бортовых оонах,. совместными усилиями многих коллективов выявлен' ны основные черты глубинного, геологического строения Западно-Туркменской впадшш и еэ'обрамлений. ■ ■ ' . ■
Огромный вклад -в', это 'вне'еяа учёные и специалисты объединений Туркыеннефть", "Туршенгеолагжх", "Турккенгсяпрок" -к их институтов, объецюцтшосся теперь под иг^аяом &;нясгерстЕй нефти я газа Тург.^ашагана; разносторонние аеехгдоьаши рггу-
- s -
ллрнэ ГрОЯОДИЛЛСЬ бпльлы ЧИСЛ0Ч Н*уЧИКХ KWf'T-fnOB Россия -i.-jií
Swpnist» к Республики Азвр5ала*"-н - научике крупде&ащ
conpî4.!CK>«vjc и блкчаГ :сго предгестгугаего псризда учёных A.ut-3nj-o A.A., Амурского Г.И., Аббасова У.Т., Б%г-я?ова A.A., Га^ра-элянца Г.Д., Гаврилзпа А.П., Годика D.H., Д?ни;ептт В.Ь., хскзтсйна Г.Х., Крчлспа H.A., 'iaxcuvosa С.П., Цаэри»ов< К.К., Мехтасва ¿.í., '.'лряадхгнз.ць Л.Х., Улрзахадсп« М. К., Назарова И.О., Одркова O.A., ОрудясвсИ Д.С., Сс.ченг.якча В.В., Со/оло-sa В.П., Хтаяй'-у.-иова Я.А., Бгуфздде Х.Б. ц друг;«, a тало учо-ю.-х Туркменистана иаггсяг;с го г.гр'.юда Ааанесэ&а д.А., Акчгмсда- -ва А., Аллянова Л. К., Аь-анниязова К. ¡1., Арлэояа P., Apposa Ï.A., EfCaesa X.t Bacon a O.K., Гольдкеsa 3., Traposa K.G., Даз:<д01;й А.H., Дчкчякко К. В., Захидсва А.У., ¡'¿рагииова A.Z., 'Кьлуптэй И,П., Каресрой Л.П., Коледкя Б.В., Кузьмина A.A., Ич ляхов» В.Н., ПаЯтиксва Ч.Х, _Сол5д*оеа В.К., Сахяббаевп С.Д., Стдробиица 'A.C.. Тали-лева M. Ù., Тегелекова K.M., Торасва 0., Хаджяцурова H., Ха-рккова Б.А., Хуснугдянова З.Б. и др.
Автор доклада з тсм'зии? трёх десятилетий находите* з чя?-ло тех, кто определяет основкуз м отравления гсояагорАзяед^ч-юд работ коигугриа "Балчаннебиггаэсекагат" С а иедаянеу! грсс-r.ou объединение "TypsvcMHr^rh"), аклолияйгдего экачитольтол oí:<s-i'u глубокого бурения на обгкралвс территориях и с Турки«кс?.лы сгльфо Каспия « эсуоэсгвяядогс сасп деят"льнгдть s тсскта взашгоуедэке со eue »ниш геолого-гляскошз/а и рал водочная ai— домсгяамя к в особенности с те гс^йзачоехжга служб туя, а та».*-? с иаучио-исследраат.^.^ьск.а';! института*-« с:; 'И;.
Результаты хйчяих обес-омий и й':тл»,длвли«Я ба.тьи насторскиегс гчологз-гг^илкчоелт'? тг'рд^ла к лн-"-ат : .¡; дзнта с учётзк азуч.-няя груд; я г';--'-у>.а.тч*д>.'х ч им. ¡.a xz
- 10 -
авторов, легла в основу представленной работы.
I.I. ГлаингИлке особенности геологического строения.
Злг,»АНо-Туруиенск&я впедшш
Территория СЗ Туркмении, известная а геологической литературе под iiajcuenCiftHKCv Заладно-Туркиёкская впедина, запинает ьосточиую половику крупной Шио-Каслмйской области прогибания зимний кори. Последняя испытывала юггенсиыюе погружв-wtfc ни протяхбими длительного геологического креиени, что установлено различными иетодаии геофизической разведки и поцтоерк-ципо глубоким бурением ( ¿сдынскиЯ В. В. 1932, Лозянскал А. Ji. 1943, Годин U.H. 1Уо1, Оде»: о в O.A. 19£2, Ч&мо С.С. 1964 и др.). Г'софиэическики работали били выяснены общие черты гдубннного строения внутренних рлЁонов Еаиого iiacnns (Борисов A.A., Дк-KtitarcSii Г.Х., Корпев В.А. в др. I9C2, Цадоаицкий Й.П. 1264, Гад*иея -P.U. 1965, Q%exoa О.А, 1971, Рад&абоа И. У. 1979 и др.). ' '
Хамо-КаслиЯекад область лрогабашш, охватывающая большую территорий рагаеуаии около 600 км с востока на запад и •4СО кн.с сеаара на ер, в альпийскую орогекическуо фазу претерпела гдубохоо погрукпше* следствигы чего явилось накоплена» здесь ысжушх - 20 -.25 кк - толщ осадочных образовать.
IteiojoiCKM» отлоягвия залагаат на бодьаих глубинах (5-7 К более ») ,!Ю и ар о но оои&яаится а окрукавгузс гориюс обрамлениях - Губадагв, Бользои и Налои Балл-ада*, Злладцоы Кспат-Дягс, «&бурсо, а татаа вскрыты ггубоадш сквадалица! в бор-ток>* аойе кп&дт;, Iii кодяоеть 5-С kü, и прг^стг.глгки npeiwy-, sacTS-JUHO аах-бонатишрЛ (№аш И веркши: вра, иаоаоы) .торригец-идии {с^гд!-ля , гдт, гиьб, ссиоиаи) « уерригшш-кароакат-
ика* (турон-двт) образованиям. Псродц ыезоээя сильно дислоцированы,- киепт крутке угли падения (45-00°). подвергались порио-дп<ескхи разиивам. Карбонатные отложения верхней ери и пеокома выдержаны в регяоно и обладает хорсвиш коялекторекгаш свойствами.
Палеогеновая, преимущественно глинистая то л; а иоедюсть» до 2000,ü вгроко означается в.Западной Нопет-Ддго и вскрыта . глубоким бурение« на ряда плозддс.1 во впадино - в восточна«!-■части Прябалхаисксй зоны я в Аладаг-МсссерналскомраДсне. Отложения «иоцс.ма и нижнего плиоцена (понт), сдоченша тгото про-куущоствекно гяянистша перодшп'., хараятёрнзуится нзмеитипоЯ распространшшостъп из-за порщтаан а осаглонакоплсний г. периодических размывов.
Отлоче.чия среднего плиоцена (крзенэдзетнлт толпа) заполняли устойчиво прогибапссуася гплдкну, реагируя на с5 меиящкосл очертания к ход протекания тектсннпеского развития, я; ках ся«я-ствие, - закономерное увеличение обчеЛ ногрюсти кх от 'восточной оконечности впади mi ( где сил выклэтшпайтея) в западней направлении, к центру »пвдиин,- гдо нежность ?ояг?и достигает 35СС ыот-рос. Если з восто^гно« налупаления а?о растянуто ел дистыдаи 133-150 гм, то в сезоркси - почти родное выклкдашшиа исзкостк краснадтета происходит довольно резко - а сравнительно нознро-коЯ (15-20 к») полос о по всему сеоарноуу борту Кусоро-Калько|>-с.кого прогиба. "; то ¡ -з н ра с 11 ot-г от; pjo отдоя"м*-/т с потяе'о'ой гдння-crocTi-n (до C0-70Í) по сри-ногет с йорзшекраенездетки« (££>-
Мгвдссуи песчаник яол.техторов крленеодета р-ззндтсд з га-рог.ьи дкапазсяо: в нихноЕрвснсздэт-гмх - о? 1,5-2 до 25 » а ».чередовании с г**<о!ис7>л«й кэтяйни по ->0-Ш ивтрчд с угик-мг^агу« прослоя«;! адог.ритсо и посча-читя»; з гйрхиеграсксоагчсс - ог 2-5 до 33--;Э мот^са, порсыслл^ася с пдасгзхч п.? Г>~а.
'¿ü^'xü г.ес<*ы1Ыо г.а-.т.л залегылг в самой верхней 300 иетреьий част» теми 'с nptKpbCHuuii коллекторе* ¡«ик сиойс*вааи- открытая r.vp-icTCiCTb до Üb-оОл проилцасмэсти по ЗиО-ЬОО, а нородко к ctic.» Ilw u.ü.i'.'Aaj.c.i. С этсЯ частью разрезе. сьязшш ушшшь-iiue эалехн не|ти по о'ъсиу извлекаемых яшшеов и дебитностм.
Отясхет'л верхнеплио^олового возраста, покрывающие крас-ишьстшге с неяиачителинии и не явно п;,ссге*.(васи\.и ризиывоы, представлены ысчагильскш к апхерскскки лрусаии. Ахчагил иное? иияекишьну» моп.'нссть в восгофюй ча<гги Пр^Салхансксго района (onuso 40u—iüU м) и сложен чередованием песков, алевролитов и глин. Отсюда в западней и кго-заладнои ьалрйвлсинлх его мощность убывает до 2Ь и ни Челсхене и до &3-,'«0 иетров в Гогерен-диг-£квреискоы районе *Лсчакнх пластов. Алаорокскио гллиисто-ftjsüEj.ityofiue отложения ыбксикальни в своей мощности (ло lböO-ICÖO в Гызылгуисяси прогибе, откуда он* плавно сокредавтся в юшиц направлении и в сторону бортов впадины до Ю0-Ь00 нотрои. Постпяиоцеиовью отлохення c&jeß ыочностьс ЗОО-ЬОО иетров и иакаадьлыюЯ до 2L/00 н. а Западной части Гызылг-унского прогиба, Tturse, нал и верхнеыаеронехио, нахоадтся в саиоЯ ранней п««! ййтегемеаь - рюлиа глинисто-аяевритово-псечанке пг.чки с ы-сскки содвр«ан:1еи сединентдциемдох иод.
По токтоннчасгссиу признаку » лредеяга Юкно-ЯаспиЯ'-коЛ сбяастк »¿»»-пСанкя выделяется пт круптсс элемента - приборто-WDe orauUb-iemiü к внутренняя часть (собственно 'Ьано-Каспийскал впадина), и» котср.1« наиболее сложее строение иывет первая.
В nprtiojjTOBOiii скайыдекми развои чйуко выраженные, очень • ciD»!0 построение л у.птсисито дасдоцирад&шшв сброссли (в ог-r.vzu.vt аензх) соадг.в, usccra которых достигает нескольких ки-lüktsipcu (до'2-3 км) в to вршя, »»г. во «¡¡утроинах частях области рааыты йгпоейгеаьно сг-г.^сй.«;», пелогиа исд.чят.»я, висоти
которых, как правило, не превышает 400-500 метров.
Одна из первых схем тектонического районирования была выработана Годиным Ю.Н. (1951). Как ота, так и впоследствии со-ставлявпиеся схемы отражали строение, в основном, континентальной части Западно-Туркменской впадины, и претерпели некоторые ■ •'. изменения. Автор считает, что современное состояние изученности и сумму накопленных разносторонних геолого-геофизических - • исследований наиболее полно отражает еле,сующая схема (Рис. I) районирования для всего региона Западно-Туркменской впадины':
1) Прибалхано-Апзеронская зона поднятий;
2) Кусаро-Келысорский прогиб;
3) Гогерендог-Экеремская зона поднятий;
4) Лладаг-Мессерианская ступень;
5) Гнзылгуыский прогиб; . ' .
6) Срединная зона Туркменской ступени;
7) Чекичлерско-Грязновулканическал зона поднятий.
ПриСалхано-Апьеронская зона поднятий протягивается на супе на 150 км от Малого Еалхана с востока и до Челекекского по-берекья-и далее продолжается к западу в море более чек на 100 км в пределах Туркменского шельфа. Вдоль этой 250-килонетровоЛ полосы развито 12 крупных сачосгслтрлькых структур»;« поднятий по плиоценовому комплексу отлокений ( с востока на запад): Боя-дог-Сыртланлы, Гумдаг, «ожуклы, Кебитдаг, Барса-Гсльмес,Готур-допе, Челекен (на супе) и Жданопское, Лач, ]'убк;гнское,' Ливанов-скос и Эсскойскос (в морс), ¿¿¡огис из них ссло-шеки кебольпики структура;«; более, низшего поря,х;д (ГоСек, Еурун, Овал-Товал, Еанкали, Восгошя»й Челекен, Причелекепсккй купол и другие), впервые пыде.тсктг^х Одековым O.A. (1962) как складки сопутствуйте го сжатия. Разрывные нарушения, идущие снизу, и многочисленные в верхнем плиоценовое комплексе отпот.екий сбросы, вогни-«, шив вследствие сильных распхгиагззкх напряжений в свсдовсД по-
Рис.1. Западно-Туркменская нефтегазоносная впадина. Карте тектонического районирования и перспектив неАтегазоиоснзстл влисцейошлх отлохвкк!:: а- внсокоперспек-тиьные; б - порспектквиш.' Тектонические зош: I- Крпбалхьно-. Алкерояская; П-Куеарс-Келькорсхкй прогиб; Ш-Гогерендаг-Экерен-сксл; 1У~Ададаг~!йессор:5анс:спя ступень; Уа-Гызшгумский прогиб; Уб-средипая зона. Туркменской ступени; УБ-Чсг.пчлйреко-Грязно-вуякаиичесхся.' Локальные структуры: 1*Эсенсва, 2-£иванова,3-Еа-. ринсва, 4-Губкика-, 5-JIAI.1, б-Ждаиова, 7-Челекен, б-Готурделе, Э-Барсагелмес,, Ю-Небитдаг^ Н-Гуудаг, 12~0рде:сли, 13-Гогерен-даг, 14-Зал.Зприк, ïo-Зап.Аладаг, 1№шшякдх&, -17^3кврем,г IG-Keibwp, 19-Чакпчлар, 20-. Гцзылотрек, 21-Гогдкок;22-0гурдг.ы, 23-Обручвва, 24-Ь'г.к, 25-Уяьского, ^Гешгапздкй-денгкз, 27-Зап, Чскичлер, 26-üjku, ЙО-Зсеигуив-деэтиз, ЗО-К&якцкого, 31-Грязнкл вулкан, 32-Вебора, ЗЗ-Фпрсмена, 344iascpona, ЗЗ^дкакуяиева.
лосо складок, поглощались и затухали в толхце промеяуточнчх по-даглиЕЫХ палеоген-миоценовых отложений, с^ормироваваихся .в ядра криптопиапировнх образований. Создавая, как правило, системы встречно падающих сбросов, разризние нарушения в плиоцене осложняют все поднятия, расчленяя их на ряд чередующихся.горст о и грабенообразных крупных блоков,
Все структуры Прибалхано-Апшерскской зоны - типичные бра-., хлантиклинали субшпротного простирания и ку;я сообразно сочленявшиеся с размерами от 15x4-5 км. (Монкукли) до 40x10 км (Че- , л.екеп). По гипсометрическим отметкам глубин залегания'одноименных стратиграфических подразделении" структуры, расположен- . ше на супе (собственно в Прибалханском районе)значительно разнятся - на 1,5-2 км. Б морской.части, к" западу от Челе-кена происходит сравнительно спокойное погружение зоны, где структуры меньше падверкенм дизъюнктивной дислокации.
Кусаро-Келысорский и ГизьтлгумскиЙ прогибы протягиваются параллельно Прибалхако-АпперонсхсЯ ьоне соответственно "с севера и с юга, расширяясь-и погружаясь в западном' направлении, ¡¿аксимальпсго^ прогибангл они достигая? в морской части вг.ади-гш. где плиоценовое о?ло;~.ения залегает'на 2-4 км гдубг.0, негели в соне поднятий' mcr¿tiy íst».«í. Особо свроксо развитие лктоло-гпчески и стратиграфически экранированных типов дегулек приурочено к проткжеккой сеыгршй úopiosoíí части КуеарЬ-Колькор-сяого прогиба но всём диапазоне плпоце;;С'Зг~\ o?.:o;::c:¡n;V
Гогерекдаг-Эхерсг-.охйЯ гона поднятий составляет госточккп . борт SanaiCío-TypicíosicKOií гладким, протягиваясь с севера 'на пг ка 250 г.н и с запада (от береговой линии Каспия) на воеточ на 50-60. км. В отличие от Прибалхакской,. »та зона характеризуется меридиональным расположение;.) брахиелгиклиналыпд*, лпксйнкс складок, елдбым развитием разрывных нарушений и полни:.: отсут-
ствкеы выходов коренннх пород на поверхность. Антикдинадьнш линиям складок плиоцена на глубине соответствует относительно спокойное ступенчатое (разломи) воздшание мезозойского лота •к востоку,. 'Переменчивые по площади мощности промежуточного палеоген-миоценового комплекса ( в полосе крупных меридиональных разлсыоь в незозое) отражались в структурном плане вышележащих отложений. ■ пликативнши деформациями. Наиболее крупные подня-.тия';сфорг»ировались в западной полосе зоны- с севера на юг-Го-гсрендаг, Гарадаплы, Гаышлыдха, Экерем, Кейыир, Акпатлавук, Чокйчлёр, составляющие в целом едины»! крупный вал с шириной около 10-15 км и протяженностью 200 км,
Локальные поднятия зоны (Рамыилвдяса, Экереы, Кеймир и др.) мало .отличаются размерами (по 15-20 км х 3-5 ш), асскметрич-ны их западные крылья (15-20° на уровне нижнего красноцвета) круче восточных (от 5-7 до 12°), что естественно при их расположении, на фоне регионального склона.
. Развитые в восточной части Гогерендаг-Зкеремской зонИ складе:и в количестве около 20, имеет несколько меньшие размеру ■(по 5-10x2-3 км) и высоту - от 50 до 200 ы, также аоО.имстрн«-ш. На отой территории наряду со структурными ловушкаыи широко развиты, но очень слабо разведаны многочисленные литологически и^стратиграфически окракированныо форми.
Аладаг-Мессерианская' ступень- переходной структурно-тектонический элемент от впадины к Западно-Копетдагской области мезозойской складчатости. В пределах гонн происходит общее погружение ыезозоя в йапад-юго-оападногл направлении.. С запада и с востока она. ограничивается крупнъаи разлонаии, которые:схо\ дятся вместе на севере, на западном, иогруг-.кш; Малобалхансзой антиклинали. Разрез .неогеновых геяожешК значительно сокрадо; -до 550 <- 1000 метров. РазьитЫО вдссь складки b «еооаойсио-
третичном комплексе в количестве свьзсе 20-ти формировались под сильном воздействием юго-западного ответвления Колет-Дагслой ■ горно-складчатой системы: их длинные оси дугообразно изогнуты, погружаясь в юго-западном направлении. Крылья складок крутке- ' о0-70° (по .мезозою). Геологические условия данного района позволяют скидать здесь набор разнообразных ."овусбк-структурных, литологически, стратиграфически и тектонически экранированных..
Обширная территория (около 25 тис.км ) Туркменской ступени в шельфе Южного Каспия является крупным глубоко погрукек-ным блоком жесткого основания. Скваклка, пробуренная в её центральной части на структуре Ферсмана, при забое 5700 а едва вопла в кровлю никнекрасноцвстных отлоке.чий. Регионально нефтегазоносный во зеей внутренней бортовой' зоне впадины кияиий ярасноцвет в срединной зоне Туркменской ступени очевидно залегает в диапазоне глубин 5500-6500 и более метров. Промышленная но*тегасоносность низов продуктивной толщи на таких глубинах доказана в Бакинском архипелаге Азербайджанского сектора открытием больного числа залежей. Бурение единкчтге сквеяин в зоне Туркменской ступени показало, -в сб'дй<, аналогичное благоприятнее. литолог,и;ес!:оо со^отанхе з разрооэ пяксценй кесчаяо-алез-рптовкх и глпитстнх пластов. "срскоЛ гео|?Ойчоск<л! разпедкоч в дялнем районе выявлено отсо.-о десятков разл^гжх г;о размером и орнгы.адгл пологих структур.
Еол;;е с~,о::лсо геологическое строен-.;-:, шезт
пт'сгл/.синлг: з сео^з-згпз^гс;; у.жр?.;-, •;уг;-;1Н5"7еака:! структур;^" гс;;а, с:■•-.я ''Г'лчгпг.- с ~.П!. й".сг:ь 1 с/.;.; с
сти плиоиеновых складок здесь как плилагивно, так и дизъюнктивно , вызывает аналогию с Прибалхано-Апшеронской зоной поднятий, и выдвигает данный район в число первоочередных для поисков нефти и газа.
.. . Копетдагская горно-складчатая область.
Горно-складчатое сооружение Копет-Дага в своей западной '.части представлено двумя крупными тектоническими элементаии-Главнш антиклинориен и синкланорием Западного Копет-Дага.Первый протягивается в северо-западном направлении на 200 км при пирине 30-40 км и морфологически резко выражен системой хребтов (с- запада на восток) Малого Балхана, Кюрендага, Гарагёза и др. с абсолютными отметками гребней 800-1500 метров, выделяясь щеткой положительной гравитационной аномалией. Горные хребты антиклимория сложены породами мезозойского комплекса,причём, осадки его верхней частк-мелового возраста-вкведены на дневную поверхность, - С зоной Заладноколетдагского синклинория ассоциируется понятие' Западно-Копетдагской перспективно нефтегазоносной области. Последняя в тектоническом отношении представляет собой ыежгорную депрессионную область со своими относительно небольпимн по площади, но глубокими прогибами, севе-ровосток-агозападного простирания (Гуйылерский, Сумбарский н др.) и большим, числом структурных поднятий, различных по размерам, но чётко выраженных морфологически, - Хасардаг, Терса-кан, Зап.Терсакан, Торгай, Сындглв,. Сейиткердере, Калаус, сй-сен, Южный.Эйшеы, Гиыаклы,■ ЕуЙшер, Адгсы,- Зирик, Чалдяа, Дэне-ата н лр. Значительная .часть региона с поверхности покрыта отложениями третичного ( в основном палеогенового) возраста; В
■ ' . . * ■ сводовых частях складок обнажаются породы верхнего глела и палеогена и лишь в- отдельных случаях - более древние (Хасардаг, Дзнеата и др.). Разрез их слокен иощнсй карбопатно-терриген-
ной мезозойской толцей, глубина залегания подошзы которой варьирует в очень большом диапазоне - от 3 км до 10 кы и более. Склапки, в основном, куполовидного и брахиантиклинального ви- ' да, некоторые-сундучного, и характеризуются крутыми крыльями, часто ассиметричными, больпой высотой - от 2,5 - 3 кы до 5-6 км и размерами (в плане) от 10-12x4-6 км до 25-30 х 10-12 км.
С позиции литологтоеских критериев перспективности региона, в мезозойских отложениях ыо'дно выделить четыре крупных комплекса: ' ,
1) Карбонатные отложения триаса (и, возможно, нижней юры) с сильно развитой трещиноватостью; _ •
2) Терригеннке образования аален-бат-байосского ярусов;
3) Пористо-трещинные карбонатные породы мальм-неокома;
4) Терригенные отложения апт-сеноманско'го комплекса.-
Газандяикская депрессия через Гызыларбатсккй выступ фук- . _
дамента граничит с северо-западным окончанием Предкопетдагско-го прогиба, на сезере она сливается .с 'вянши окончания!.™ Учта-' ганского прогиба и погружением Тузергырсксй антиклинали.Самая часть депрессии в виде поднадвига уходит под зону Главного ан-тиклинория Западного Кспет-Дага. Геологический разрез депрессии сложен толдей мезозойских отложений,.смятых в пологие локальные складки, обцее число 'выявленных из них составляет около двух десятков. На одной из них - йсгендерской глубокие бурением открыта промкияенная задень паза в г.ёсчано-аяевритовой пачке сеиомана. .
*____'V. Гарагу}'ская эпигерцинская платформа. .
В геологическом строении осадочного чехла Гарагу:,'скоД платформы, .главнкм образом, участвует тодс;а «езозоЯсккк
отло~екий, представленных з тогригстгно-парбснатк.-« ¿алиях. 'г/. :;ссггсот:: ''иш^-члькь: СоОО-1£СО ;.:) кап, а^стуаг..^.: дроп-.егс
- гя
таллического фундамента -• Цектралыю-Гарагукского н Гарабогаз-ског'о. .В ссверной части платформы, в прогибах Верхнеузбойском, Дарьялых-Дауданском, Учтаганском, Ссверо-Балханскоы они увеличиваются в мощности до 2,5 - 4 км, а на южном склоне её ъ пределах . БахардокскоГ: ыоноклиналк-зозрастаат до 5-7 км при переходе последней в наиболее погруженную зону Предкопетдагского прогиба. Частые колебательные движения в мезозойскую эпоху вызшза-. ли трансгрессивно-регрессивнпе изменения морского рехиыа и обусловили • множество размывов внутри отложений, особо глубоких в ■ наиболее, повышенных структуркз-тектошгсесгаос элементах. Так, на Централъно-Гарагуиском сао.пе на сбппрной территории меловые и юрекке отлазилип покрывавт кристаллический <£ундамзнт.. Особо быстрое и косное развитие они нкеаг в шагом направлении регионального склона. По территории Гарагунская платформа в отношения кефтегаз'оноскости исследована, неравномерно. Сравнительно наибо-. лее изученной являемся зона 'Це-нтрально-Гарагуыского свода и некого погружения - Бахардокской моноклинали. В пределах первой
• выявлено 18 гаэоаих"месторождений в терригенних коллекторах меловых отложений. - - . " '
Потенциально одни« йз богатейигас районов з 1{ектрально-Га-рагумской нефтегазоносной области являемся протяженная с запада на восток зова Бахардокского склона платформы, осложненного раз-
• ломами фундамента, контролировавшее распределение и состав толщ юри и кела. В пределах Бахардокского склона к настоящему вреыеш: 1фоиетлеиная нефтегазоносное» установлена на '14 локальных структурах - Сабур, Гирк, ,1.!ыдар4 Атасари/Теязлк, Гараджаулак к др..
Б Западио-Вахардокскои районе тодухтягкнна комплексами яв-т
*
ляются мадылский, неоксискзШ м аптский. -
В Босхочно-Вахаудокском районе ашгеяены кругкгж гааоконден-езяние эахеки ъ казсодсаас сатон-заланзаагаак ж-под «швах ееяет^
вей-оксфордскнх карбонатних отложениях.
Значительный интерес для поисков нефти и газа представляет Пригарабогазский район и особенно его западное погружение в.акватории Среднего Каспия, где нарастание мощностей осадочных комплексов сформировало стратиграфические и литологические ло- • вушки в верхнепалеозоЯских, мезозойских и кайнозойских от ложе-
1н1ях. ' •
1.2. Основные этапы истории и условия геологического развития Западно-Туркменской впадины.
Западно-Туркменская впадина и пограничные с ней горноскладчатые сооружения обрамления имеют сложную многофазовую ■ ' истопил геологического развития и формирования, в которой ав- . тор выделил следующие основные крупные этапы:, I) никне-средне-• юрский; 2) перхнеюрско-нижнемелозоЗ; 3) верхнемеловой-палеоге-новыЗ; 4) неогенозкй; Б) постплноцеиовыЯ.
Преимущественно терригснккй комплекс н;иней и средней юры - образования типично лагунно-прибрежнокорскнх условий, йс мощности и литофацин в разрезах платформы ( Тузергыр, северный борт Тазавджыкской депрессии), в Западном Копетдаге, на Больжом Валхаке к на территории Северного Ирана практически сопаетав:и:ы и имеют лнмь частные различая. Однако, не исключено, что в зонах погрукеняп впадкны лито-фациальнкй состав их кояет быть иным.
Рзрхнеюрско-низшемеловому этапу непосредственно предшествовала крупная регрессия моря.'Верхнемрские отложения лежат на среднеюрских с размывом и угловым несогласием как на платформе, так и на Большом Балхане., Слояены они,.в отличкз от террпгенкых осадков средней ¡ори, почти исключительно карбонатной фагаей,что свидетельствует о резком'изменении условий морского бассейна. В ннзнемеловое вре:.'л условия осадконакоплс;:;:я, в принципе, унаследовав от верхнекрекого времени и практически сохранились до кои-
ца неокока. В апте и альбе учащаются колебательные движения, •неоднократно 'море мелеет и отступает, но непродолжительно,накапливается преимущественно терригенный материал - алевролиты, песчаники, глины, мергели.
.Накануне верхнемелового-палеогенового этапа также произошёл региональный перерыв в осадкокакоплеши, после которого происходит широкая трансгрессия. Типично морские террнгешые отложения сенрмана те ют повсеместное распространение. К концу мела несколько усиливаются колебания дна бассейна, в результате накапливаются чередующиеся терригенные, терригенно-карбонатные и карбонатные отложения (турон, коньяк, кампан, Маастрихт). В палеогене, после небольшого перерыва в отдельных районах, происходит последнее крупное погружение морского дна на всём про-, странстве 'будущих орогенных областей Туркменистана. Мощная (до ' 2000 м) глинистая толща покрывает нынешние.территория Западно. Туркменской впадины и окружающие области.
Качало неогенового этапа истории .связано с проявлением одной из наиболее интенсивных фаз альпийского тектогенеза, ко-решшм образом изменившей палеогеографическую обстановку, заложив контуры Западно-Туркменской впадины й окружающих горноскладчатых сооружений. На периферии бортовых зон впадины неогеновые отложения со значительным угловым несогласием ложатся на раэиьггу» разновозрастную поверхность. Повсеместное прогибание Залгдно-Туркыенской впадины в условиях некомтгеируемого осад-конакопления и удаленности-,источников сноса материала в начальный период этапа привело к накоплению преимущественно глинистых отложений миоцена и понта. ' ■ • • •• ; .• :
В нижнекрасноцветное времт (средний, плиоцен) современная территория впадины (суда к морская часть) представляла собой ТИПИЧ!ШЙ морской 6accei.ii, который хотя к бил оашенутьм, но заш-
кал значительную территорию. Однако, колебания коря вызвали
накопление здесь часто чередующихся пластов глин, песксв'.и
алевролитов. В верхнекрасноцветное время также господствовал
е '
морской режим, но сводовые-части быстро растущих локальных поднятий (на фоне опускания впадины в целом) нередко оказы- . • вались в континеотально-острозном режиме, подвергаясь регуляр- . нкм размывам. За исключением таких участков, которые в' суше -составляют незначительную часть площади впадины, осадки красно-цветной толщи.откладывались з благоприятной для нефтегазообра- . зования восстановительной морской обстановке. Комплексные ыи-иерапого-пегрографические, геохимические, иикрофаунистические, ' палеогцдро и геохимические исследования (Али-Заде A.A., Акма- ,. медов А., Узаков 0., Агаларова Д.А., Бекмурадов Н., Гельдыев Э. и многие другие) представили убедительные доказательства для такого вывода.'Интенсивное прогибание региона сопровождалось но менее интенсивным, лавинообразным осодконакопленисм, способствующим захоронению значительной части ,0В и преобразованию его впоследствии в УВ. Быстрорастущие в окружении впадины горше сооружения и русла палеорек служили обильным источником терригенного материала. ...
После довольно широкой ранке-акчагыльской (начало верхнего плиоцена) трансгрессии, море вскоре вновь воззращается в современные очертания Западно-Туркменской впадины, где продолжается совместный процесс прогибания впадины с различными скоростями в отдельных её зонах с интенсивным накоплением глинисто-алевритовых и песчаных пачек.
. Постплиоценовый этап истории, несмотря на .ого относитсль-•лую кратковременность (один шллиои лет), оссбо. выделяется моц-пкм усилением процессов тектогекгоа, резко зозрасгап? скорости грогабгаш ряадгаы, особенно rn^pewucc юч - Гглкагумгузге ::
Кусаро - Келькорского прогибов, зоны .Туркменской ступени. На •борту .Западно-Туркменской впадины береговая лиши моря колеблется в.широкой, 100-150 километровой полосе, морской режим' часто чередуется с континентальным, окружающие орогенные об- , ■ласти.получают новый импульс ускоряющегося во времени возды-.-■ мания. Амплитуды локальных складок в прибортовом ояайылении 'возраста-от за этот краткий срок на величину, большую чем за весь предшествующий период.' В Прибалхано-Апшеронской зоне резко возросшие скорости роста складок выводят некоторые из них (Чедекен, Мошуклы, Небитдаг и др.) на дневную поверхность, обусловливая глубокие размывы их сводовых участков и интенсивное дробление многочисленными сброса:": плиоценовых отложений, завершая» в общем,- современную картину геологического строения региона.
1.3. Термобарические условия недр и грязевой вулканизм.
Термобарические условия в рассматриваемом регионе типичны и естественны для молодых впадин с продолжавшимся погружением к дифференциацией глубинного строения. . ;
Пластовые температуры (по уровня;.! горизонтальных'срезов) минимальны в прогибах и погруженных участках структурных зон и максимальны в сводовых частях локальных поднятий. В целом же - прогрев впадины существенно отстаёт от темпов её погружения. .В более глубоких зонах геотермическая ступень составляет от 100 и/°С (в верхней'части разреза)'до 40 ы/°С на глубинах .3000-4000 м. На сводах поднятий она несколько ню:е £ соответственно 60-80 ; м/°С ¿1.25-35 у/°С) б зависимости от величины подъема енладшг. Ля$цш изотерм в рбк;кх чертах'отображалг структурные формы шшо^ ценового комплекса отложений. . . : .. .
Западно-Туркменская впадина, за исключением её периферийного окончании, по пикнекрасиоцветным и шшзяехсщи.; (понт, мно-
- гъ -
цен, палеоген, верхний мел) отложениям - область широкого распространения аномально высоких пластовых давлений (АВЦЦЬ В верхнем структурном этаже - от постплиоценовых до верхнекрасно-цветных включительно - происходит умеренное возрастание .градиентов давлений от 1,05 до 1,30 - 1,45. По всему МОО-ыетровоыу '. (б среднем) разрезу нижнего красноцвета градиенты дз.влений (от-' ношение пластовых к гидростатическое) возрастают, часто ступенчато под выдержанный! глинистыми покрыпками, от 1,40-1,45 до 2,10-2,35, а нередко и до 2,45 к подоитешой её части. Так. обстоит на всех местороздениях в зонах с повышенной глинистостью рояреза и незатронутых, либо слабо нарушенных разрывной дисло-• кацизй - структуры Гогерендаг-Зкереиской зсш и в акватории к западу от Чэлскена. В восточной части Прлбалханской зоны (Небит-даг, Гувдаг, Моккуклы к др.) эта аноыалня ыкниыалька - 1.20-1,40, что является результате).', высокой песчанистости ниннего красноцвета и активной раздробленностью структур сбросами. Различия гелй-чии АВПД по району определял! сь бозможкостл.у.н разгрузки. Наиболее гипниегде, особенно во внутреннем бортовом окаймлении,н;ш:е-краскоцветнк-э отложения испытывали значительные трудности в разгрузке седикептациоиннх вод, агазигадукс в ходе лятегелеоа осадков пз глягоспсс пластов п песчаньч? прослои. Как а при формировании замлей, разрюико нг,р;/и:-кия для нижнего кр.аскоцветс слузгали исключительно как каналы разгрузки АЗПД, а для г.ьы:еле;кз£;1{>:-игралл дзоякуп роль- кап разсул£ч:::;ую, таг: и фор^игугодт).
Б разрезе ггодграсноиветыых стлскений, где глинистость возрастает до •►•Аксиальной волйчгаш ( до 65-S5'") значении ррадяен-тов АБПД в 2,20-2,-»5 крат - практически позеекзегпое явление , (за -исюзгееиисм крайних бортовых зон впадины) и обуславливается предельно затрудненными услопилзлн разгрузки.
Аномальное торкобарлчесхое состояние субстанции глубоких
недр Западно-Туркменской впадины выразилось также и в таком сложном природном явлен;:;!, как грязевой вулканизм, которому посвящено множество' исследовании известных ученых Азербайджана и Туркменистана (Якубов A.A., Назаров Н.О., Тачмурздов Б., Алиев Ад., Бу-ниат-Заде З.А. и др.). Несмотря на обилие работ и попыток окончательного и полного решения проблс-кы, ¡.'.ногие вопросы в этой сфере остаются, не ясньаси. Почти единодушное заключение ученых о, в обцем, созидательной роли грязевых вулканов в формировании залежей в плиоценовом комплексе отложений, в практике нефтегазопоис-ковюс'работ, как известно, воспринимается сдержанно, ибо слишком велико разнообразие свидетельств от вероятной связи их с залежа-i.::t до полного отсутствия таковой.
Исследование всего этого разнообразия в связи с конкретни-iM геологическими условиями проявления как современных, так к пгл501<ул.'.ч:ов в Западно-Туркменской впадине привело автора к убежден:® (как и.в вопросе о роли разрывных нарушений) в ток, что жерла грязевых вулканов, осуществлял главным образоы транзит углеводородов, вероятно оказывают разрушающее воздействие на нижнекрас-ноцветные з&ле:ш в пределах совпадения ареалов их распространения. При этом, для верхних этажей о.ни когут, в отдельных случаях благоприятной геологической обстановки, быть поставщиком УБ.
Изучение характера к форм проявлений выявленных грязевых 'вулканов (свыше двадцати), всесторонний анализ их продукция и геологического строения свидетельствует, что значительная их часть, приуроченная к широкой полосе прибортового окаймления впадины, дренирует глубокие толщи мезозойских и' более древних коыплек- ■ сов. После погружения последнгас на значительные' глубины (8-12 км) в неогеновый период, в новой термобарической обстановке в них активизировались процессы газогенерацни, мпграционно способные агенты к, главным образом,.кстановый газ (многочислен-
¡ше грязевые вулканы, расположенные за пределам;! юганскрзсно-нзетнык залежей, выносят газ, состоящий практически из чистого кстана) оказались в услоиилх павлений, близких к горио;.;у. Усиленно тектонических процессов в плиоцене к особенно в. постплиоценс дало избыточно?; онсргии глубинных j-.едр возможность проявиться и в такой своеобразней (горле, как грязевой-вулканизм.
2. /5КЗДЗ СЙШ 1Ес£ГСГ£!ШЗЛ V. .'„ЕХАНЙЗ'.! МШРОЬЬЖ
•ccoiivpic ВПАД-ЗИ
(б, 19,20,22,23,35,36,'II/i7/ 9,50,52 . 50)
Территория Туркменистана свою сдоунодн^ерекциродзинуг:! современную картину глубинного строев« приобретала ка протяжении клитольньтх геологических эпох, будучи .непосредственно гозлечевной в периодические коллизии, екзкровпйзся взадаодйй-сгеняуп блдасай^кх лнтос$ерных ллит ~ Лзрсаоийской с севера п Иидостйио-Д^рккйнсксК с ага. Ьачовпееся s конце палеозоя .расхождение континентов прггьело к возникновения Транс-азиатской рч.*:тоьоп ootii, покрнвзейот океански!;;' родами Тсгиса. При отел; края литос^ергдгх п.ккт рлскаллшлнсъ' и длсблгксь, что приводило к образование мал та плит, п ,ч.:с;;' которьг: л'.гдоплхлеь Ггра-руаскол платноp.va, ранимаълая сел согеркул подог,nvy ггррнтг-р"и Туркмении. 5 результате ла ясок пр;_тклеч;'и л:~к-л: рогпэл^н, стаиллми часть л огрл:.:н!".й рл^тозей лоллок, г. у. р..к»
олокк лаколнлнсь толу;;; (гесть:.:; ло 10 к;.;) ллл'с— пг;тн:ге п террнгеп'.'ых оелп.о'ллл: сбразсуалл;*. ,'.орег:ой ре--им г^с-лсцссзовсл тзкло и па бодь.лел частл Тар".гугокол л:: к'лккгл, которая взаллодойствуя с сосодли:.:;- глыбами. л г;л:ли .под клид--'ниен внутрпплатфогменнг-г/: тектсклчоелнл прснсссоз, делилась з свов Очередь на стдсльп-'о геологические структур;.: болго л.ллго-
го порядка.
• ' ■ .К концу палеогена в результате смены знака дрейфа лито-сферные плиты идут на сближение, продолжающееся с ускорением во времени по антропогеновкй период включительно, приведших к возникновению горно-складчатых сооружений Коиет-Дага, Эдь-. бурсской системы на юге и Губадага, Большого и Ыалого Балха-' но.в на севере, являщихся орогенаки столкновения, , '• Одновременно, образуется протяженный Предкопетдагский прогиб, а -акже как результат вдавливания в мантию отколов-регося. блс. . литосферы, возникает глубокая Юзшо-Каспийская впадина. Последняя в своём быстром погрукении захватывала и увлекала прилегающие с востока и запада мобильные соседние участки, ставшими впоследствии протяженными бортовыми зонами Южно-Каспийской впадины, а с севера и с юга ока кестко фиксируется соответственно Прибалхано-Апверонским порогам и северным крутым бортом Эльбурсского орогена.
Неравномерные прессинговые импульсы с различных участков контактирующих соседних жёстких глыб в недрах'толщ фундамента, сочетание фронтальных усилий со сдвиговыми перемещениями на границах, различия в скоростях погружения отдельных сегментов Южно-Каспийской впадины, вызывали значительные напряжения и периодическую их разгрузку через ранее заложенные и вновь возникающие крупные и -протяженные разломы. Б осадочном чехле ые-•зокайнозойских-формаций перестройка структуры фундамента, в основной, отражалась и поглощалась 'пликативн'ыми трансформациями.-Так на перифериях впадины возникали многочисленные локальные складки, системно ориентированные в линейные формы, часть-, которых (в Прибалханском районе ) сочленялась'мезду собой ку~ лисообразно, реагируя на воспринимаемые извне многосторонние усилия и сдвиговое перемещение по'крупным разломам соседнего
с севера Губадаг-Еольпебалханского антиклпчория в запад-со-верозападнсм направлении. Во внутренней части Южно-Каспийской впадины, удаленной от источников горизонтальных воздействий окружающих орогенных сооружений, в пределах Туркменской ату-' пени в акватории Южного Каспия, зарождались и сравнительно спокойно формировались пологие изометрические лекальные струк-■туры. Вместе с тем, вдоль линий максимальных напряжений и : наибольших гипсометрических расхождений соседних блоков,разрывные нарусения вспарывали всю толщу я, а особенности, уже ' сформировавшиеся литофациалькыо комплексы мезозойских отлоне-ний. Часть разломов проникала и в вышележащие третичные и- пост-т плиоценовые отлокения. Наиболее активно и явно эти процессы проявлялись в краях бортовке зон впадины.
На основе комплексных геофизических работ,'проанализированных Годинга.D.Ii., Одекевкм O.A.,, Цирзахаковым М.К., Ча-ио С.С.,• Гумаровым К.С., Хариаовп* Б.А., Захлдовкм А.У., Кар-сановым А.Х, и многими другими, выявлены основные черты'глу- . бинкого строения и тектогенэза мезокайнозойских отлокений в Западно-Туркменской впадине и ее обрамлений.. Автор данной работы на протяжении последних трех'десятилетий, занимался обобщением геолого-геофизического материала и большого' объема глубокого бурения. Исследованы и реконструированы структурно-тектонические построения, палео-стратиграфические условия, ли-тофациальные режимы и другие геологические аспекты истории развития территории. Всё это позволило выявить главные осоьен-ности строения и дв.икушие механизмы формирования как отдельных районов и зон впадины, гак.и.локальных'нефтегазоносных и перспективных структур. Анализ всего комплекса данных и новые,геологические построения, показызазт, что в отложениях кайнозойской системы воспринкмавииеся с разных сторон тектонические
воздействия, ь том числе блоковые подвижки мезозойского ложа, ■трансформировались, главным образом, в пликативные'формообразования. Крупные разломы, по которым мезозойские отложения .ступенчато воздымаются к периферии впадины, в значительной ме-•ре поглощались глинистыми отлонёниями промежуточного палеоген-".миоценового комплекса. Такие*рупные региональные разломы, как . 'Чеюгчлер-Гогарендагский, Геокча-Шахыанский и др., вызывая пе-редмслокадию вязко-пластичных масс палеоген-миоцена, способствовали'возникновению на фоне общего регионального наклона восточного борта впадины Еалообразньк структурных зон, включающих системы локальных складок в плиоценовых и вышележащих отложениях. При ото!.!, в Гогерендаг-Экеремском районе по матерка- . лам буровых работ, охвативших большинство структур, не выявляется явных признаков проникновения мезозойских разломов в нео- . , ген-четвертичные отложения. Выявленные по материалам бурения отдельные сбросы сравнительно небольшой амплитуды - до 100 метров, - являются следствием разгрузки напряжений растяжения, возникающих вдоль сводовых частей растущих складок, и затухают, .книзу, проникая лишь в верхнюю часть подкрасноцветных отложений. Б краевых частях бортовых, зон впадины, где плиоценовые отложения на сводовых участках структур ложатся на размитуо поверхность мезозоя, глубинные разломы проникают в красноцвет-ные к вышележащие, как например в Гызылатрекской и Аладаг-Мест "серианской зонах. • ■ •
Наиболее активно сйладкообразовательше' процессы проявились в ПрибалханскоЙ- на севере и, вероятно, в Чегсичлер-Грязно- ' вулканической на юге структурно-тектот-гаескнх зонах, вследст--. вне ¡ос приуроченности к линиям крупных уступов в поверхности мезозоя. В этих -аномальных по сложности геологического строения районах, формирование'структур в плиоценовых отлокениях '
происходило при совокупном воздействии многих факторов, в' ' числе которых были передислокации вязко-пластичных масс промежуточного комплекса палеоген-миоценовых отлояений. На всех крупных структурах Прибалханского района и его морского продолжения, таких как Небигдаг, Челекен, Губкинская и других,-где подстилающие отложения залегают на сравнительно небольсой глубине - 1600-2500 метров, бурением, в ядерных частях складок.' встречены сплопь перемятые глины понт-ниоценового и палеоге--нового возрастов. Многократные попытки на протяжении ряда. пос-\ ледних. десятилетий углубления в них скважин заканчивались не- ' удачно. 3 большинстве из скважин не удавалось пройти в этих породах даже первые сотни метров, несмотря на применение предельно утяжеленных (до 2,40-2,45 гр/см3) и хороио обработанных буровых растворов. За несколько часов, необходимых для сиены буринстру-мента и его повторного спуска в сквакину, пройденная часть ствола в подкрасноцветных отложениях полностью "заплывала", и погружение долота в этой части шло в режиме' бурения. Совпадение, либо близкие величины;поровых давлений с горными, свидетельствуют также о вязко-пластичном состоянии отих пород в реальных термобарических условиях их пребывания. В некоторых случаях породы подстилающих отлоаоний внедряются .вверх по,стволу снвакины, преодолевая противодавления бурового раствора, почти равного горному.
По материалам геофизических исследований глубина.'Поверх-ности мезозойского ложа определяется в 8-10 от. Из этого следует,, что палеоген-миоценовые й понтические отложения в сводовой полосе складок имеют нощнссть до 4-6 км. Б то ;г.е время известно, что максимальные.их суммарные модности в нормальном осздконакоплении'не превышают 3 км. С другой стороны, рпзштца в глубинах залегания, подопвы.краснсцвета з сводах складок и
далеких хшшх крыльевых погружений составляет 4-5 км (Рис.4), 'что'приводит к перепаду величин горного давления свыше 1000 атм. - •
'Нарастание градиентов горного давления над уступами, порогами мезозойских ступеней по мере увеличения наклона север-"кого борта Западно-Туркменской впадины, приводило к росту перепадов напряжений в промежуточном комплексе, что вызывало пе-. ремеценис-^откатие из прилегающих более глубоких участков вверх по региональному восстанию склона масс палеоген-миоценовых по-■ род.- Еязкопластичные свойства последних были обусловлены их максимальной глинистостью и замедлением процессов литогенеза вследствие затруднений освобоящения этой толщи от седиментац.ч-оннкх. вод. В Прибалханскои районе наиболее крутое и ступенчатое воодымание мезозойского лояа в сочетании с большой мощность» отложенных здесь глинистых палеоген-миоценовых толщ в- условиях неуклонного возрастания перепадов горного давления, обусловили подключение к вертикальным и тангенциальным складкооб-раоующш сила'..' также диапироБОГО фактора, который в вышележащем комплексе плиоценовых отложений значительно усилил складкообра-зукщий эффект. 3 результате р Прибалханскоы районе к его морском продолжении высоты складок по крыльевым погружениям (Небитдаг, Челекен, Кдановская, Губкинская, Ливанова и другие) возросли до • 2500-3500 метров по -отлокенглм красноцветцой толщи в то время, как в Гл'.ном Гргерендаг-скеремскоы районе, тде тектоническая активность проявилась не столь.бурно, еысош локальных складок.составляют по 300-700 метров-. Однако и в Гогепендаг-Экеремском-районе очевидны признаки проявления .криктодиа'пирового аффекта, ■■ особенно б западной, прибрекной зоно складок*-ГГогерендаг, Эке-рем, Гамыилыдка, Акпатлавук и Кейыир. Во внутренних районах Западно-Туркменской впадины механизм образования -относительно по-
логих, но крупных по- размером складок при сравнительно, кеяылей' их высоте (по 100-300 метров), вызывался блоковыми движения:«:! мезозойского лоха и ослабленными воздействиями горизонтальных сил, идущих от окружающих горно-складчатых сооружений.
Степень дизъюктивиой нарукенности верхнего, плиоценового этака локальных складок в. Западно-Туркменской впадине находит-' ся в прямой зависимости от интенсивности яриптодиапирового '_ ' воздействия. 3 Прибалхакском районе, где оно проявлялось наиболее активно, складки раздроблены многочисленными системами часто встречно падающих сбросов (Рис.З). Наиболее крупные кз них ( с амплитудами по кровле красноцветикх отложений до . 1000 метров) секут сводовьте части складок по продольным, либо диагональным направлениям. На основе увеличенгя кх амплитуд книзу от постялиоценовых отлояенлй до крарноцветкых в -ранние периоды. (50-ые'годы). , некоторыми . исследователями эти сбросы ошибочно прилагались за 'продолжение крупных региональ-т . ных разломов, идущих от фундамента. С развитием глубокого бу-./. рения,, на основе множества' детальных палеспостроений, было установлено, (что разрывы начали-зарождаться к концу красно- '. . цветного века, разгружая растягивающие в сводах складок напряжения вследствие начавшегося'выпирания снизу.формирующихся скрытодиапировых ядер. Эти сбросы-затухают книзу, входя в верхнюю часть подстилающих отлоиешй. Чрезвычайная раздробленность плиоценовых отложений в протяженной (до 200.км), но сравнительно узкой полосе (Ю-15 км) Прибалханского.района .и • её западного морского продолжения была вызвана также сдвиговым перемещением вдоль этой линии северной части в запад-се-веро.западком направлении в ходе передислокации и взаимодействия гесблоксв региона. Эти явления активизировались к кому плиоценового .аека и.особенно з четвертичное вреня а вгоаваяк
в диепирсвых ядрах вязких палеоген-миоценовых пород эффект проворачивания, создающих в вышележащих и, в особенности в песчанистых верхкекрасноцветных отлокениях множество сбросов, . плоскости -которых имеют ь больаинстЕе случаев .дугообразную ' форму..
Таким образом, исключительные особенности, яркая контра' стность структурных форм, большие высоты складок но плиоценовым отлокениям, их раздробленность многочисленными разрывами, которые нигде не проявились в таких масштабах в других зонах Западно-Туркменской впадины к её обрамлений, как это имеет место в Лрибалханском районе, были предрешены тем, что к широко распространенны.) скяадкообразувцкм силам (горизонтальные усилия сжатия и блоковые подвижки более древних образовании) в данной зоне оказались подключенными также сдвиговые и диапиро-вые явления.
3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСГЬ ЗШАДО-ТУЕКШСКОЙВПАДИНЫ
И ОСНОВНЫЕ ЗОНЫ КЕИЕГА30НАК0Ш1ЕНИЯ '(1-3,5,9-12,14,15,10,21,27,28,33,34,37,46,48,52,54,56)
3,1. Обчая характеристика нефтегаэоносности Западно-Туркменской впадины,
.Известный ареал промышленной нефтегазоносное™ Западно-. Туркменской впадины охватывает бортовую зону, главным обра-,зсм её. внутренний наиболее крупный структурно, вал: на севера Прибалхано-Алшеронский, .на юге. Гогерендаг-ЭкеремскиЦ.
При обцей плодади (на супе и в море) .Западно-Туркменской 'р' ■ . впадины в 60 тыс.км , территория с доказанной промыкдешой
о
ксфтегазоносностья составляет около .20 тыс.кмл. 'Б этом преде- ' ле, в регионально продуктивном террнгенном комплексе .плиоценовых отложений к настоящему времени открыто 30месторождений,в том числе 19 нефтяных и -нефтегазовых и II газовых и пребываю-
щих на различных стадиях разработки и степени разведенности.'
Все месторождения ыногопластовке, однако, весьма велики их различия по вертикальному этажу нефтегазопасыщения - от 100-150 м до 2503 м и более (Рис.2). Пределы глубин известных залежей - от 300 - 400 и до 5С00 и. Пластовые резсрьуары-в подавляющем большинстве случаев - пески и алевриты. Наиболее высокопродуктивные (до 15-20 т/сут.атк.) нефтяные залезы приурочены к мощным (до 25-30 м) пластам песков в кровельной части краснсцветнсй толци с проницаеностяки до 1000 мД и более при активном напоре огконтурштх и подоквенных вод, что обеспечивает начальные дебиты из сквакип 'до-.350-400 т/сут при ди- • аыет-ра штуцера 10 ш и до 500-700 т/сут при штуцере 16 мм. Б вышележащих отлокениях апшеронского и акчагыльского ярусов и . подстилающих никнекрасноцветкых основные коллектора - алевриты и алевролиты, реке - пески и существенно уступают по фильтрационным свойствен верхнекрасноцветкым. Их проницаемости переменчивы - 15-200 мД, начальные дебиты нефти в больсикстве случаев от 10 до 80 т/сут. Коэффициенты продуктивности, особенно по ниннекрасноцветным залеяаы сравнительно неЕелики-0,5-1,5 т/сут.атм., однако при высокой мощности нефтенасыщения, аномальных' начальных Пластовых даЕдешшх ( 400-600 атм.) скважины могут эксплуатироваться, со значительными депрессиями (по 50-100 атм) и - обеспечивать хорошие добывные возможности.
Немалое число нефтегазовых зале5;ей в Западно-Туркменской ■ впадине было открыто при отрицательной диагностике пластов традиционными промыслово-геофизичес^кми нетодаки, особенно в апперонскс-акчагыльских и нижнекраснсцветних отло:?.еккях.Часть ,их приурочена к пластам трещиноватых и разуплотненных глин к мергелей' в условиях ДЗЛД. При ото:.! нередко дебиты нефти из таких объектов довольно высоки - до 150 т/сут (Лкпатл&зук,Кьй:.-ир).
'WddtMf
■o>irptimi4noj
' я/чжрп лу . -I ->fOU/)OQ
^ыклгппу
4 -ncQf xouj)O<2
■ ^ •pDUV£
Л--
^ 'r/>ipr¡¡-
ъ! fí'Mf
/Л"-6 ЪН-ЪМ
i
«
П
O
о с
o •
& sO' fH
JO '•«< ft. ©
лг- «
• О)
! К
Ci
Й E-i
К 03
il> m Ф
«
Xi et •.
? 'S a й § s
G СО ч >> ¿I g
s g »
за
«2 « о ПЗ О • ïd
Р/ Ч о
о
>ч « Й -я «
о и ©
л я с»
я к а
о Ч я
Е. п et. <о
,5- г t.
i I
н CV.CO
Критический пересуотр устслгллхсл "о:гцопций :: целулилмл:;''}:--кие поиск;; геологической службой с'ыв. оОлсопг.елиа 'Туг.:ь:лн- • нефть" новых, ранее неааЕестких критериев п;5.-еук?:ш>ос?з о('у~ свсг-иля от и открытия, полгол;« сул^отглкт згсг:ол;<.1г:л елрле-1Л/;о балу отрасли, а расширить ссч-,ру ."рпстранстгл Лл;:;';
регнсчп для ье'тегаоопоиског:^ рг.х'.';:',.
ь-чогочгслелпк.? ло;:плл;;;.:е с^атурй'-'о осллллоклг; :: перл- • •*ер::к гпогнх ;;р;/пьмх пояляглл в Зачадчз-Турхмгнслсч плаллчо.
всего , уллстлгл': лх птслкялнллькг": ::сгр;."-снпй, !: с'олл-ппнетве ег;л:.:ел солерч'-т лплелш нейти глл;., лхи. с'^ллко рпплллилл'лсл.с но лродллллглосал л лолиллле запасть, л-.;, олг.с-дел-тлтел глл^'ллзд.л' ;;:с Вслодсгэл« и:с Солге льллзлоло
р;;елллл:л£л''я к лс:•'чл.ллл.: .¡ирлллолсилк УЗ СлОЛлл,л:Я л ллчл-тл уелошллл: с Г'Хр.лл^лсл л ллл л'л-а^лл , сил хллЦ<л;Т'^-,р;,,...л у.^утгй ^лхлл; л лл^г^г'лло"-.ллс>: ъилс л. лл ул;ллл;лх > лелл-л.нлл. Л гч-лоСгл х уолоьплл Олл^лллс":. "> ;:л Л'о.лл-; крулгцх ''о.'уГ" лло,,л,л:-: г:-: ллл^клл^ ,!.Гглг1'0 лйулл;/-;лл. е: — с'ол? из лослл,л ллх л'.'.(-....¡ъллл: илладох с ."лл.-лел. по рлзл-л.лл б Л!л"г*''3 л л лл лл л гл.- ...х.. л у:л л "и- лл—'„у.'.йст-
г,- .у , лула,., л-чл, ^."л/1 л Л. '...со-- плл.1л/!-. 0..ло лл.-лл:;л ал-лл-л (л.; ллл':; Г"? у^'у.г ">:: лтл/л.:л л .•--,--. р-л'Т.е л-л,
■■ол.л'-";сллл , ¡ллллл-. I. л л.л •.:; л лл л."Л "?л • : л лл;'.
гллгело л -.л. л.гл'.'П"- ;л.:ЛЛ' "• .-..л-- лсл-г: : -¡л:лл.Х лл' л л
.. месторождений.
' Дмтологпческая изменчивость '.млиоценознх отложений и ди~ слсцированнссть (в резко различной степени по территории неф-■ тегазоносной области) брахиантиклинальных складок сбросами сформировали три оснсвзых типа залежей: пластовые сводовые, '-'иктокически и литологическн окранированные, а также многие . 'совместный -формы их сочетания.
Все без исключения залежи (их общее выявленное в регионе ..' число ггс укрупненному определению составляет около СОО) нефти и та'за'имеют начальное пластовые давления, превышающие гидростатический, столб. Их градиенты, как правило, закономерно возрастают сверху вниз по разрезу от 1,05-1,15 до 2,35 крат в низах, краспсцлетной тощи. В атом же направлений увеличивается газснасыденкость кефгей от £0-80 до 400-500 м3 на .тонну, .(в начальных пластовых условиях).
Широкое' распространение в Западно-Туркменской впадине имел? такие газовые залез«, хотя их число (около 150) уступает нефтяным.. Их распространение отражает степень закрытости пло-дадеА и приурочено к более погруженным структурам и участкам месторождений в верхнеплисценовых и четвертичных отложе-ннях, а также к регионально, газоносным (наряду с нефтью) никне-красноцветным с большими глубинами залегания и глинистостью разреза, т.е. с относительно лучшими условиями сохранности.-Соотношение газовых ресурсов к нефтяным как 1:3 (по -промышленным категориям) предстает в измененном состоянии по сравнении с их генерацией в регионе",' оцениваемой как- близкое к 1:1, что имеет место в закрытых районах - Гогерендаг-Э'керемском и в' : ахватории. •-....
Свойства нефтей.плиоценовых отложений изменяются в широких пределах в зависимости от геологических условий залегания:
Удельный вес - 0,82 -0,91, содержание парафина- от следов до 25%, аефальтенов'-0,1-6,0^, скол силинагелепнх-1-25^, по групповому составу легхокииящих фракций - от нафтеновых'до метановых. Содерганне в. УВ газах компонентов ig-O^ увеличивается с глубиной от I до 15$?, агрессивных газов -углекислоты и серо-.. водорода -незначительно,' либо вовсе отсутствуит,
3.2. Основные зоны нефтегазонакопления я закономерности *
пространственного' распределения УВ • Включающие все известные нефтегазовые месторождения ва-лообразнко зоны поднятий - на севере Прибалханс-Аяиоронская, на юге Гогерендаг-Эхере>.?ская и вклинивающийся между ними вира-' кий Гызылгуысккй прогиб по свсим структурно-тектоническим положениям на передовом рубе:хе, непосредственно переходящем а область Южно-Каспийской зпадины, а, также крупные размеры природных резервуаров и ловушек обеспечили им аккумуляции мкгрк- ■ рующих УВ, а сами они в своих границах вполне подходят под определение зон нефтегазонакопления (по Бакирову A.A.).
Относительно первой из них, автор считает необходимым внести уточнение в-название, имея ввиду ту ее часть, которая находится в пределах-собственно Западно-Туркменской нефте'газо-косной области, а иыенно-именозать' её Прибалхаяо-Губкилской .зоной не-фтегазонакопления, выделив в ней два нефтегазеноенгве района - Прибалханский и Губкикскпй. •'
Прибалхано-Губкикская -зона нефтсгаэокакспления на 250 километровом протяжении состоит из непрерывной цепи чрезвычайно ёмдих структурных поднят.;-'. Подток У5.з зону происходил, по-видимому, на всём-протя^еки'; вгиого'склона ьг.г.а из ¡ызллт'уыс-■ кого"прогиба. Кусаро-Келькорский прогиб.на севере такле участвовал з•формировании УВ яотохоз в сторону этой зон«, начиная от уередиьна КебитдагсхоХ структуры к западу, при возрастая-тп.-
потекцкслз по пере расширения к погружен;« и это:.; направлении
■ ¿xdcainnro прогиба. Об ото;.; свидетельствуй? крупные нефтегазовые уялскл на еегернкх крыльях Западного участка Неоитдага, и дг.лсе па всём протяг.ен:ч; такде севернчх крыльев на Еарса-Гель-
■ иоа,-Гсаурдет:е, Чедскенс к на всех площадях Губкинского нефте-' ■ гроолосногс района (1да:;овское, Лам, Губкикское, Ливанова).
• Для зсех «гстороздекпй Прибадхаио-ГубкинсксЙ зоны нсфте-газопакоялекчл характерен зес-bvi высокий оба?».й этаж продуктивнее?» - от 500 до 2500:,; (Ряс.З), Частоте разрывные нарушения обеспечили сообщаемое?!» жкнекросноиветпкх регионально нефтегазоносных вг; i-.сей За'лсдно-Туркие;:сксй нефтегазоносной области охломон«; со всей то.тдей вдаележгщях. Благодаря этсму здесь проект '.вин все три. известные нефгогазопоаше комплексы в регионе -ак.еронско-акчагшьский, верхнекрасноцветный и петле-кр^споцвегнья:, Из четвертичных отлокений в редких случаях получали невысокие приток;; газа на участках с наибольшими их мощностями. В более широких масстабах отмечаются проявления газа различной степени интенсивности в процессе бурения екза-v.mh. Пркба.«ханский, район- пока единственный во впадине," где алсеронеко-акчагильские отлоаения наряду с верхнекраскоцвет-ныли содержат промышленные^ залежи нефти, В этом нефтегазоносном комплексе максимальное насыщение отмечается в восточной части района (Гумдаг-до 600 м) и в наиболее погруженных структурах западной 'части - Готурдепе и Еареа-Гельмёс, где. общий этак продуктивности апвёронско-акчагыльских отложений по площади'структур (от блока к-блоку) закономерно меняется в боль-пом диапазоне - от 0 (на приподнятом участке''Западный Готурде-* пе) до 1000 м на опущенных блоках восточных участков и Барса-гельмеса и Готурдепе. Нефтегазоносность этого комплекса отложений заканчивается на западном. учаа&Кё Йее'тврожДеЯйй Готурдв-
пе в связи с общим выклиниванием всех основных нсдаекторских горизонтов (А,Б,В,Г,Д и I в апшеронскогл ярусо и гор.И в акча-гыльском). На Челекене и к западу от него их продуктивность не устанавливается,
В верхнекрасноцветном нефтегазоносно«,комплексе сконцентрированы уникальные rio своим запасам и'де'битам нефтяные зале-ки, сгруппированные в мощные (до 200 м) массивы спиоеной продуктивности в,кровельной части толщи на всех крупных участках месторождений Готурдепе и Барсагелмес, ■ где нефтешенщение горизонтов Ш, Иа и 1У контролируется единил водонефтянда контактом. Их сохранность была. обеспечена региональной покрытой плотных акчагыльских глин, перекрытых к тому же мощной толщей (1300-2500'м) преимущественно глинистых пород апшеронского яруса и постплиоцена. Соседние с запада (Челекен) и с. востока (Небитдаг) месторождения также содержат.'нефтяные залеки во всём разрезе верхнего красноцвета,. но, вследствие раскрытости структур, запасы их.не столь велики/ как на Готурдепе и Барса-гелмсс. ' ■ ' .• . •
В морской части данной зоны нефтегазонакопления, в пределах Губкинского нефтегазоносного района продуктивность ворхне-красноцветного комп'лйкса установлена на месторождениях Лам,Ли-вшювское и Бариновскоёг•однако по степени нефтенасыщенш и запасом район уступает Прибалханскому: повышенная глинистость всего разреза толщи и омосктедьио слабое развитие сбросов затрудняли вертикальную оообщаемость этого комплекса с нише-" крлсноцветньы. ■'
Нефтегазоносный комплекс низшего красноцвета повсеместно. продуктивен в Прибалхано-Губкинской зоне нефтегазонакопления, за исключением восточного бортового окончания ■ Шонжуклы, Гум-даг и др.) по причине высокой лесчанистости и разбитости сбро-
сами.
От Кебитдагского месторождения и к западу на всей 200 километровой полосе происходит закономерное увеличение этажа нефтегазоноености от 400 м до 1000 и более метров, что совпа- , дает о общей мощностью никнекрасноцветных отложений, lia всех структурах данной зоны наблюдается, d общем, закономерное увеличение контуров нефтегазоноености горизонтов сверху вниз от кровельной части никнего красноцаета к подошвенной. За исключением наиболее повышенных блоков сильно раскрытых структур Небитдаг и Челекен (участки Дагаджик и Центральный Небитдаг), на всех остальных месторождениях продуктивность этих отложений простирается практически по всей длине складок - до 20-25 км. Нефтегазоносные горизонты (EKj-HItjg' в месторождениях Го-турдепе, Барсагельмес и Небитдаг и, в целом, соответствующие их диапазону продуктивные пачки У1-Х на Западном Челекене и в Губкинском районе) перекрыты выдержанными глинистыми покрышками, ещё более развивающимися в западном направлении и ослаблявшими развитие сбросовых нарушений, и имели небольшую степень разгрузки, но обладали очень благоприятными возможностями для аккумуляции значител'ьных количеств УВ. В западном направлении, начиная от Ддановского месторождения, происходит закономерное улучшение коллекторских свойстз песчаных пластов (проницаемость'возрастает-до 150 мД) и повышение дебигов нефти из скважин от 30-80 т/сут до 300-350 т/сут. Во всём Губкинском районе, благодаря сплошному перекрытию его верхнеплиоценовыми и постплиоцековши отложениями (относительно слабо дислоцированными и преимущественно глинистыми), краснсцветная толща и, в особенности, ее нижний отдел сохранили значительную часть не только жидких, но и газовых УЗ. ■
Гогерендаг-Экеремская зона нефтегазонакопления отовдестп-
- 't'l -
ляется с крупным, одноименного наименования, структурно-тектоническим элементом. Основная масса УВ здесь была принята вало-образной системой складок, простирающейся с юга на север на 250 км. Ноисково-разводочным бурением на всех из них открыт» промышленные месторождения нефти и газа. -Чеквчлер, Акпатлавук, Кеймир, Экероы, Гумьплудк:!, £орлецке, Гогороннаг, Эквзек, а тпкле группирущи«ися в пределах этих крупных поднятий гвсто-ровденяями *кшй 1) Северный Экерсы, ilKHib. Ггахалвдхи, Гараду-рун и др. Здесь такки шавекрасьоцьс-П!ч;Й комплекс характеризуется регионально!'; продуктпиностьн, а отях его нсфтсгазописно-сти на всех месторождениях совпадает, либо близок с оСщей »•onjaocTb» отнх отлеташий, ;гзксалш(с.йсн от 600 г.; и районе свода Экерог.о до 1000 ¡¿чгров к сеьеру »г к r-ry о? него л в западных криль-:г:лс погружениях структур. В централ ?-нол северной ппсгчх pnfioria продуктивные горзз^ьт!» х-^рактеписуэтся сред-«кни '^елччпп'-уп когсиксело'Д коллекторов •• проницаемость от 1520 до бО-сО ;-Д. В гиркосы-* ¡ii"-,; к ;к> лоп;\г,ном яркльсгом nciwy->-:eüHii о горизонте ИХ- мо сторожен; 2 ' смьглли.т^'1 '' Зксрзм прони-H'ii'i'OO'vi; ш- .'•,') 80-120 г;. i;c6;v.м цгтти ;:з сгг^цнн f!-:v!Mi:J-I?.0-ICO т/-'.-ут. К югу от ß;:i'pcMo нч :.:о0';-с-рс',;:\си::ту Ке.".--?пр, п Чо1-'1!;;л-':;> л-х::;сяодп? cpri'.CTBtHnor: улут;;.;:;;»;
Km^tyriVyCT'My <:ryj?.n"I< COVSWv^^^HHC: лс.г.г.'с^"..- лроуУ^и^иг-CTii c!'j:'i.:':»iii.' го не;Ь'и-но i/cyr, природного Г1,от~до
e^0-jC0n -..¡т., t.VcyT.
Ьсчсдслз;-!''' по;'..с,еч:'сл ^.инист^ст;! ннтнего криснодоет* »! ¡■с.-пткпного нролсленж д;тс1.01-:;:т:!;-;з.-;х дислокаций ото-.' н-хтсга-SMiocfifiü кокпдске сохранил в с<бч, по-вк;:,;¡ному, бохызу» »петь но только нефтяных,■ но а гедозге ресурсов. На узнездоЛ «гадии изученности соотношение гимкх. и raoor-нх УВ здесь определяется как близкое к 1:1.
- »
Верхнекрасноцвегный комплекс во всей своей 1200-1500 метровой толще чередующихся песчано-глинистых пластов в пределах всего Гогерецдаг-Экеремского вала изобилует следами миграции газа и в меньшей мере нефти: повышенное содержание в пластовых водах растворенного газа, небольшие нефтегазовые залежи, экранированные сбросами, на ыесторокдешшх Экерем, Га-мылшдаа, Гогеревдаге. И лишь на двух месторождениях (Акпат-лавук и Корпедже) в нижней более глинистой части его открыт этаж (до 300-400 метров) газонасыщения, имеющего промышленную значимость.
Покров верхнеплиоценовых и постплиоценовых отложений 8001500 метровой мощности при проводке скважин нередко отмечается газопроявлениями, но промышленных залежей в ней пока не установлено.
Гызылгумская зона нефтегазонакопления наименее изучена в отношении как глубинного геологического строения, так и её неф-тегазоносности. Степень опоискованности и разведапности района глубоким бурением можно определить в 1-2%, Принципиальное отличие её от вышеописанных двух зон состоит в том, что она связана с крупным отрицательным тектоническим элементом региона. Промыалешш газоносность всех трех известных в регионе комп^ лексов - шинекрасноцветного, верхнекрасноцветного и верхнеплиоценового - доказана здесь открытием двух газокоцденсатных месторождений: Эрдекли - на ¡ого-восточном борту прогиба, и Гызыл-гум- в восточном периклинальном его окончании. Во внутренней части прогиба па площади Огурджы получены-притоки газа дебнта-ми 50-80 тыс.м3/сут. Из низов четвертичных отложений. Постплиоценовые молодые отлот.ешя легко доступны для бурения и, благодаря широкому распространении их и в свете полученных в разных частях впадины притоков и проявлений газа, могут рассыат-
риваться как новый перспективный газоносный комплекс в Западно-Туркменской впадине.
4. НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЕ И УСЛОВШ ЯОРМИРОВАШ ШСТОРОйДЕКИЙ И ЗАЛЕЖЕЙ В ПЛИОЦЕНОВЫХ 0ТЛ02ЕНИЯХ
ЗАПАДНО-ТУРКШОЮЙ ВПАДИНЫ (4,9,10,20,24,26,30,36,38, 42-44, 52)
Общеизвестна эволюция и развитие научные взглядов в вопросе о генерации УВ за последние несколько десятилетий. Первоначальная, скорее умозрительная, нежели строго доказательная, гипотеза о происхождении нефти из захороненного органического вещества в трудах.крупнейших теоретиков бывшей советской школы Али-Заде A.A., Бакирова A.A., Вассоевича Н.Б., Гадзкиева С.М, Дадашева Ф.Г., Крылова H.A., Мирчинка М.Ф., Петрова A.A., Савченко В.П., Соколова В.А., Теодоровича Г.И., Трофикука A.A., Успенской Н.Ю., Фёдорова С.Ф. и.многих других на основе глубоких и всеохватывающих исследований геохимических, литолого-фа-циальных, историко-геологических и других аспектов получила научно обоснованное развитие и подтверждение. Большой вклад в решение проблемы нефтегазогенерации внесли также крупнейшие'в данном направлении учёные Туркменистана Солодков В.К., Тегелеков К., Ходжакулиев Я., и другие. Разработано учение о глубинной (вертикальной) зональности в размещении я.последовательной (цикличной) метаморфизации УВ, установлены энергетические источники продуцирования и'первичной миграции, исследованы битуминозные вещества по времени.и месту образования, по проис-хоадешго исходного органического материала, условия аккумуляции УВ и формирования залежейреконструированы и изучены се-диментациошше обстановки. Всё ото в сочетании с весьма значительными успехами геологоразведочных работ и громадным расширением географии нефтегазовой промышленности, :;шроко раздвину-
ло границы понятия о нефтегазогенерирукхцих комплексах отложений. Генерирующие УВ свойства доказаны для всех отложений су-баквального происхозкдения. Отдельно выделилось понятие газо-продуцирукяцих, или газоматеринских пород. Повсеместно открываемые в молодых отложениях верхнего плиоцена и постплиоцена газовые скопления и сформированные залежи в Западно-Туркменской впадине находят теперь убедительное объяснение в свете теоретических исследований ранней газогенерации (Строганов В.П, 1990).
Претде эти явления в Западно-Туркменской впадине не могли быть обнаружены и исследованы, так как буровые работы были сконцентрированы в пределах наиболее высоких с размытыми сводами структурах Прибалханского района, которые потеряли в атмосферу часть жидких и до 95~9Е$ газовых УЗ (Челекен, Небит- ■ дат, Монжуклы, Еоядаг, Гумдаг и .др.). Б 70-х годах в сферу глубокого бурения вовлекаются глубоко погруженные складки на суше • и в морской части впадины - Ордекли, Огурчинская, Западно-Ор-деклинская (в море) со спокойным геологическим строением,сравнительно невысоких по амплитудам и не нарушенных разрывами,но с полным раэрезоы верхнепяибценовых и постплиоценовых отложений. Только последние из них имеш' мощности ст 3C00 до 24Q0 метров. Во всём их разрезе в процессе проводки скважин отмечались признаки газа, а при опробовании на этих структурах полу- , чены из различные частей апшеронеккх и посгалиоцеиовых отделений притоки газа. Для поступления последнего из больших 'глубин (подкраеиоцвета и доке нижнего красноцвета) не было никаких возможностей и их генезис находит убедительное' объяснение в свете многочисленных исследований геолого-геохт-итаеских процессов, протекающих ¡шне в современных отложениях Южно-Каспийской епадшш (Али-Заде A.A., Шойхет П.А., Дада-язв 'З.Г., Гу-лиев И. С. и др.).
Комплекс проведенных .исследований свидетельствует об устойчивой восстановительной обстановке на дне Южно-Каспийской впадины, способствующей сохранению осаждающегося органического материала и его накоплению в разнообразных фациях современных отложений бассейна. Фациальные условия полузамкнутых заливов, открытого шельфа (за исключением участков, подверженных абрадии), материкового склона и котловины Каспийского моря, наиболее благоприятные для накопления органического материала в осадках, способствует его восстановлению, образованию биту-моидов и УВ. С увеличением глубины захоронения осадков превращение битумоидов сопровождается.повышением содержания С и Н в их элементном составе и потерей неуглеводородных элементов (кислорода, азота, - серы), то, есть характеризуются явными признаками восстановления. В соответствующем направлении изменяется и компонентный состав битумоедов. По мере погружения осадков наблюдается увеличение содержания масляной фракция, вклю-' чащей в среднем 50-60$ УВ, - и уменьшение количества асфальте-ноео-сколистых компонентов. •
Процессы восстановления битумоедов и генерации.УВ осуществляются и в настоящее время, охватывая в равной кере как мелководные области шельфа, так и более глубоководные зоны материкового склона и"впадины Южного.Каспия. В карбонатных фациях „ преобразование битумоедов в нефтяном "направлении происходит не менее интенсивно, чем в *глинисто-алевритовых фациях осадков. На протяжении диагенетического цикла,в восстановительной среде осадков, сохраняющейся в определенных интервалах разрезов более глубоких.горизонтов.современного и древнего Каспия, имеет
место дальнейшее превращение.0В в сторону - нефтяных УВ. Содер-»
жанке масел в битумоидах возрастает до 47-46%, что соответствует содержанию УВ в битумовдах около 24%.
Основательные исследования ьассейна красноцветного Еека с воссозданием палеогеографических условий, детальных анализов минерало-петрографического состава и седиыецтационных об-становок, были выполнены Бекмурадовым Н. (в 50-ые-60-не годы), который пришел к аргументированному заключению о восстановительных, благоприятных для нефтегазогенерации условиях накопления отой тояци. В институте "ВалканНИЯИнефть" (быв.институт "ТуркменНИПИнефть") исследовано несколько тысяч образцов керна из различных интервалов апсеронского и акчагыльского ярусов и краснсцветной толщи, в результате чего установлено, что по типу и содержанию ОВ, гуминовых кислот, битумоидоЕ, их вертикальному и площадному распространению, эти отложения могут относиться к числу нефтегазопроизводяцих. Необходимо учитывать, что интенсивное прогибание впадины сопровождалось столь г.е интенсивными седиментациснными процессами, способствующими захоронению больной части ОВ.
Геохимическая среда седиментации и диагенеза отложений была восстановительной на ' территории Западно-
Туркменской впадины. Площадь распространения восстановительной и нейтральной оостаново'к совпадает с зоной повышенной степени битуминизации ОВ и, весьма показательно, с общим ареалом нефтегазоноености указанных тслтц.
Больной объей исследований, г.ак в Туркмении, таи и в Азербайджане, показали, что битумоидн отложений плиоценового ■• комплекса и, в особенности, нижней части красноцветной '(продуктивной) тояци обладают гэксоксЯ восстановленностью и шевт явно нефтяной тип. За пределами, развития нейтралы;;.:* и восстановительных условий признаки нефтегазоноености быстро исчезают, что является помимо" других факторов достаточно веским аргументом в пользу сингенетичной нефтегазоносное?!! в этих отложениях.
-'50 -
Процессы нефтегазообразования при этом происходили в соответствии с принципами цикличности. В. плиоценовом цикле неф--тегазообразования выделяются апкеронский, акчагнльских.верх-не и нияшекрасноцветный микроциклы* неодинаково проявившиеся по своей масштабности: в нижнем красноцвете это носило общерегиональный характер во всей впадине, кроме крайних бортовых зон, а в других микрсциклах - локальный, охватывая пределы наиболее погруженных участков, мульд, прогибов впадины с благоприятными сециментационными условиями. ■■'..■
Формирование месторождений и залежей Западно-Туркменской впадины контролировалось и направлялось общим структурно-тектоническим планом региона и его развитием во времени,степенью дислоцированности разреза"сбросами и диалогическими особенностями отложений, предопределяясь при всём этом общим ареалом нефтегазогёнерирования мощных никнекраснопветных отлоке-ний и в более мелком масштабе-вышележацих отложений. Как показывают гидрохимические и гидрогеологические исследования (Акмамедов А. и др.) движение вод плиоценовых отлонений нап- . равлено от центра впадины к её периферии, что обусловило со-/ ответствующее направление миграционных потоков формировавшихся УВ. Многочисленными палеоструктурными построениями уста- ; новлсно, что формирование локальных структур в прибортовом окаймлении впадины протекало как длительный процесс» общие их контуры определились уже к кокЦу красноцветного века. Их непрерывный рост во времени постоянно увеличивал объем ловушек ' и потенциальные возможности для аккумуляции нефти и. газа. В результате,-структуры Прибалханской и Гогерендаг-Экёремсксй зон поднятий перехватили практически весь поток УЗ. Прорыв последних во внешнюю структурно-тектоническую зону происходил в редких случаях через внедряющиеся Ьаливообразно мульды и
- 51 - ■
прогибы - восточное продолжение Гызылгумского прогиба, Юкно-Гогерендагская мульда. Самостоятельным источником УВ для внешней структурной зоны, возможно, является протяженный в меридиональном направлении Шахманский прогиб, ещё недостаточно исследованный, особенно глубоким бурением. Изложенная принципиальная схема формирования убедительно объясняет практически все особенности распределения УВ в ниш'скрасноцветных отложениях Западно-Туркменской впадины. Все структуры При-балханской зоны поднятий, интенсивно нарушенных сбросами, в отложениях верхнего красноцвета, акчагыльского и апшерокско-го прусов содержат зале?ки нефти и газа в той мере, в какой ото допускали ¡¡х литологические условия и способности к сохранению залежей от разрушения (Рис.2). В Гогерендаг-Эк земской же зоне поднятий, весьма слабо, либо вовсе не нарусенных сбросами, почти, весь объем УВ'сохранился в нижнем краснсцве-те и лишь небольшая их часть на отдельных структурах перэжла , п вкпележащие. Величина АВПД в.нитлем красноцвете обратно пропорциональна,при идентичных .литологических условиях разреза, степени дизъюнктивной дислоцированности. В Гогерендаг-Зкерем-скон районе она максимальна' вследствие минимальней наруиеино-сти разреза месторождений разрывами. .На зту общум закононер-. ную картину существенное влияние накладывает также литоиоги-ческий фактор. Так, ка месторождении Челекен, вследствие вы- ■ сокой глинистости (70-75^) отяопешй нижнего красноцвета, величина АВПД максимальна для Прибалханского района. В восточном окончании этого района, на Гумдагскон ыестороядении глинистость нижнего красноцпета минимальна (20-25$) и АВПД в них кз имеет места, ото же местсрвткдвние даёт один из наглядных примеров формирования оахехе'й верхнего этажа в результате ступенчатой миграции УВ, сначала латеральной по никнекраснсцвет-
ным отлоке/гиям, а затем по плоскостям разрывов вверх. В четвертичное время произошли значительные тектонические изменения в регионе вообще, в тем числе в зоне структур Гумдага и Гызылгума: увеличение угла воздыкания борта впадины и интенсивная разрывная дислокация, сильно раздробившая первую и почти не коснувшаяся вторую складку. В результате Гызылгумская складка по нижнему красноцвету практически полностью раскрылась в сторону Гумдага и сконцентрированные запасы нефти и газа устремились в сторону возникпего таким образом восстания пород, т.е. в восток-северовостсчном направлении, где на более повышенной ГуыдагскэЙ складке, вследствие высокой песчанисто-стп нижнекрасноцветных отложений, по системе возникших разрывов они устремились вверх по разрезу и сформировали вторичные залежи в акчагыльских и апоеронских отложениях, имеюцих весьма благоприятное сочетание песчаных коллекторов в чередовании с глинистыми покрышками. При этом значительную часть газообразных УВ складка не смогла сохранить ввиду близкого залегания этих ярусов к дневной поверхности и разбитости их сбросами.Гы-зылгумская складка, сформированная при участии диалогического фактора (региональное сокращение.общей мощности красноцветной толщи к бортам впадины, т.е. в сторону Гуыдага), сохранилась как, ловушка по вышележащим, отложениям акчагыла и аттяерона ,что предохранило газоконденсатные залежи в последних.от расформирования. Прямые следы миграции нефти'по ншшекрасноцветным отложениям в Гызылгуме. были установлены при глубоком бурении
здесь в конце 70-х годов. * . • ' ' ' . • * В ряде скважин из глубин 3500-3800 метров были получены
притоки воды с обильной пленкой нефти. Анализ её показал полную идентичность с нефтями Западного Гумдага, относящиеся по групповому составу к ыетеново-нафтеновоыу типу. Последний ха-
рактерен для всех нефтей более опущенных блоков месторождений Прибалханокого района вследствие их относительно слабой подверженности внешним факторам метаморфизма. Нефти г.е Восточного Гумдага, как и на других месторождениях в более приподнятых их блоках (Центральный Небитдаг, участок Дагадхик на Челе-кене и др.) высокоцикличны во всех фракциях, обогацена кислородники компонентами з яидксй и газовой фазах, низкопарафини-сты, но с повышенным содержанием смолистых веществ и нафтеновых кислот в нефтях, а в газах - углекислоты, т.е. зто нефти, поступившие из единого источника, что и нефти Западного Гум-дага, но подвергшиеся вторичным изменениям в новой среде их пребывания.
В формировании залежей верхних структурных этажей - в верхкекраснопветной свите, акчагыльском и апшеронском ярусах и постплиоцене, вероятно, в отдельных случаях участвовали УВ,генерируемые в зтих ие осадках. Такие благоприятные зоны, хотя и ' не имели сплошного регионального распространения, всё же по-видимому могли возникать в наиболее погруженных участках впадины (мульды, прогибы). Таковые имеются не только во внутренних зонах впадины, но и на её бортах...В Гызылгумскон прогибе, особенно в её центральной и западной частях сформированные залежи газа в верхнеплиоценовых и четвертичных отложениях являются ■Результатом местной генерации. В южной части Гогерендаг-Экерем-ского района к западу от ЧекичлерскоЙ структуры у береговой линии было пробурено несколько скванин, которые не установили за-леяей в в ерхн е кр а с и оц в е т{ п .тх отложениях, но-показали аномалии по эяентрокаротаяу з самой верхней, практически недислоцированнсй части разреза - в бакинском ярусе на глубинах 200-260 метров. При опробовании одной из них получены притоки газа с дебитами по 30-40 тыс.м3 в сутки. Отсутствие залекей в огромной нгаеле-
- Ъ4' -
кящей тол!цс, хотя и с благоприятными для сохранения УВ лито-лсгическими условиями, местоположение скважины далеко за пределами поднятия по глубоким горизонтам, по существу в межструктурной зоне,практически горизонтальное залегание молоды:-: отлокений верхов бакинского яруса, не оставляют никакой возможности для фориирокшия этих залежей, занимающих больпую плоцадь, путем вертикальной миграции. Кх местная генерация в том гсе ярусе представляется очевидней.
5. ПГОГШЗИГОВАНЯЕ ВЕРСПБК'ГЯВ НПМ'ЕГАЗОГОСНОСГИ
И ПОИСКИ 1Ю1УХ шпшх £0Н КЕЗТлГ АЗО11Л1(ОПШ3!Л В ЗАПАДНО!.: ТУИСЛСгЗ'сГАИЕ
(1,2,6,8-13,16,17,21,25,02,39,4I,45-47,49,51-53,
55,53-60}
Одной кз пекнеШзкх характерных особенностей новейшей истории рапвития нефтегазовой отрасли в Западной Туркменистане является значительное раскирвкие об:;;ол сферы доказанной промнк-яешюй иефтегазоносности в трстичнюс отложениях Западас-Турк-венской внадпны.
Выход ризводочнш бурение.- за пределы основных локальакх складок на периферийные и прилего^ис участки поднятий обеспечил открытие большого. числа нош ос аалсгсей, гкявгв груплирултие-ся скстены кесторо-з,чеки5. 1л основании улик и признаков, пелу-ясчнкх.в ходе прегэдки скваклн, изучения ¡¡шшов ч корневого >«а-герна.та,устлио1»иг.пкгх пой.ч^о'.пгую кзрбонаттсть а отделыпге частях рярроаа и их тре;ц>п!огп7ость, и шэгоэбреэпе иглой порооогс пространства и породах, был значительно реезирен оо?;ш; рппроз Д1Я споисковпи'ия. Кспкхяяяя подвергались наряд:/ с объектом;; с • явиша покаэатоляки 'продуктивности, таккс пласты и - части разреза, традиционно считавшиеся б есиорспекти&кша, а салегащпо во всём вертикальной диапазоне - от низов красноцвстной тол;;;;! до
бакинского яруса в постплиоцене включительно» Примерно в 25% случаев получены промышленные притоки нефти и гава, что послужило открытка нових, дополнительных критериев нефтегазоносно-стн.
Б результате всего этого вскрываются н получают научное обоснование высокие перспектив;-' нсфтогаооносности не только в новых, еще неразведанных районах, но и в пределах ухе открытых и разрабатываемых месторождений.
5.1. Перспективы открытия новых вестороздений и залемей в известных нефтегазоносных районах
Прибадхано-Губкинская зона нефтегазонакопления
Наблюдаемый баланс УЕ в нефтегазоносном районе есть конечный результат протекавших процессов по формированию и разруие-нию залежей и месторождений. Оценка полного объема поступивших в зону ресурсов позволяет более объективно определить "модности" генерационных источников и правильно спрогнозировать перспективы соседних районов в пределах единого крупного региона с идентичными процессами геологического развития и условий формирования месторождений нефти и газа.
Ретроспективное восстановление геологической ситуации в канун постплисценового времени показывает картину, существенно отличающуюся'от современной. Из нынешней высоты, например, крупнейшего Челекенского поднятия в 3000 метров, на долю прироста её за последний миллион лет приходился около 1500-1700 метров. К концу апшеронского века ста сгсладка, хотя и была в общих своих границах и чертах определившейся, имела значительно менее раскрытое состояние, наподобие настоящего Готурдепин-ской структуры, и сконцентрировала в красноцвзтной толще,сплошь перекрытой в то время 1500 метровой мощности глинистыми отложениями акчагнла и апшерона, огромные запасы УЗ. Последсвакж
за этим резкий подъем, развитие многочисленных сбросов и глубокий размыв привёл к разрушению значительных запасов нефти и газа в количествах, соизмеримых с нынешними ресурсами их в Го-• турдепинском месторождении. Об этом наглядно свидетельствует распространение на поверхности по всей сводовой полосе Челе-кена битуминозных пород, богатых месторождений озокерита,жидкой нефти и битумов в трещинах. Подобные или близкие к этому события развивались также на Монжуклы, Небитдаге и да. Прибал-ханский район в ходе аккумуляции УВ принял не 1500 млн.тонн нефти (современное геологические запасы), а около 2300-2500 млн.тонн и газа - около I трлн.м3 (сохранившиеся здесь запасы газа - около 400 млрд. и°-сумма геологических запасов растворённого и свободного). Эти втелодки с позиций условий формирования месторождений в регионе позволяют более обоснованно определить реальные перспективы нефтегазоносности западной по. ловины этой зоны нефтегазоиакопдеш!я - Губкинского нефтегазоносного района. Причём, последний, включая сплошной ряд крупных поднятий (и «со закрытого типа) - с моа^ни покровом зерхне-пяиоценолкх и четвертичных преимущественно глинистых отлокекий, и простираясь мезд двумя.глубокими прогибами в зонах их активной нефтегазогензрапиа, сконцентрировал и, но менее важно сумел, по-видимому, сохранить'в своих недрах запаси нефти и газа в величинах, Слизких к ъклеприведенкым по Пркбаяхаискону району, . Основное количество УВ здесь сконцентрировано в шшшярасно-двотяс« комплексе. Увспкченис его общей мощности к западу до 1300-1500 петров с появлением в низах тол':;и новых мозякх продуктивных 1!очик, рост ксдносгей с одновременны:.? улуххгткш кои-лекторских свойств 'песчаных горизонтов,- очень крупные объемы ловушек, высокий энергетический запас в залогах, - всё ото позволяет прогнозирог-ать, что Губкпкский район при комплексном ос-
С-
воении способен развить объемы нефтедобычи, обеспечивавшиеся в недавнем прошлом месторождениями Прибалханского района. Причем, последний будет превзойден месторождениями акватория по суммарной добыче УВ, ибо запаси газа в них не уступают жидким .УВ. . „
Прибалхакский нефтегазоносный район при всех значительных объемах открытых и разведанных запасах нефти более, чем за столетие его освоения, ещё далеко не исчерпал свои перспективы. Свидетельства этому были получены в процессе продолжающейся его доразведаи. Открытие новых месторождений Гарадепо и Монжуклы ( в западном блоке) и промышленная газоносность нижнего красноцвета на месторождении. Гызылгум были достигнуты путём повторного проведения глубокого бурения. Нефтегазовые много пластовке месторождения Гуйвджк, Бурун, Восточный Челекен и др. подтвердили, что такие ловушки.в периферийных погруженных частях более крупных поднятий,' практически не имеющие самостоятельной замкнутой складчатой формы, но возникшие благо- • даря тектоническому.и лктологкчзсксму экранированию и оказавшиеся на пути миграции УВ из соседних прогибов, формируют промышленные скопления нефти и газа.^Вероятность обнаружения подобных новых' ловуггек имеется на таких склонах Моннуклн, Небкт-дага, Челекона н в других'частях района. Протяженные и ёмкие системы лсьусйк -в Прнбалханском районе предстоит выявить к ■ споискотззть в ¡кстнекрасноцветных, а также в зерхнеплисценових . и четвертичных отложениях па склонах крупных поднятий, где про« исходит выклинивание коллекторов по восстания.•
Гогерендаг-Зкеремскал зона кефтегазонакоплення, Выгодное структурно-тектоническое положение зоны, протяженной вдоль-всего восточного борта впадины, раннее залоаенне локальных поднятий,.равно кап и всего вала в целом на прогибай-
щемся региональном склоне, благоприятное сочетание коллектор-ских пластов с выдержанными покрышками во всей ГООО-метровой толще нижнего красноцвета при незначительном воздействии разрушающих факторов - всё ото никак не согласовывалось со сравнительно (с Прибалханеким районом) невысокими выявленными запасами нефти в данном районе.
В практике геологоразведочных работ продолжались поиски недостающего "дефицита" УВ до их полного объема, который мог и должен был поступить сюда по теории генерации их в Юето-Кас-пиской впадине в саг«ой теще плиоценовых отлоу.ений (и в особенности нижнекрасноцветных)' путём их латеральной миграции. В результате этого в районе были открыты десятки новых зале-кей нефти и газа, а такз;е существенно прояснилось, как и где продолжать дальнейиие попеки месторождений в регионе, гдо УВ скопления залегают в сложных, многообразных и трудноЕЫявляе-ыых геологических обстановках. В общем, поисково-разведочный . процесс направлялся на «аучиьк основах, прочно заложенных в Западном Туркменистане одним из крупнейших учёных A.A.Али-За-де и разрабатываемых его многочисленными учениками.
Дальнейшие перспективы открытия крупных запасов нефти и газа связываются с продолжением'площадного опоисковаиия всей зоны, где отдельные залежи на месторождениях могут сливаться в единый контур,- как ото было, например установлено заложением скважины, давшей нефть, в седловине мекду структурами Ан-патлавук к Кеймир. Наиболее крупные залежи прогнозируются по всему склону западного погружения структурного вала, где кощ-ности ниглего красноцвета приращиваются на 400-600 метров -от 500-600 м на сводах до 1000-1200 м по вподино, 3 восточной части Гогерендаг-Экеремского района поиски залехей должны свя-зеваться с территорией Еахмпиекого прогиба ка;: на структу-
-"59'- .
pax, так н в протяженной с севера на юг широкой полосе выклинивания плиоценового комплекса отделений в восточном направлении.
Исследование основных особен) остей глубинного геологического строения Западно-Туркменской впадины, истории её развития и условий осадконакопления, литолого-фаыиальных, геохимических и гидрогеологических обстановок позволяет прогнозировать открытие, наряду с известными, новых крупных зон нефтегазонакбп-ления.
*
5.2. Прогнозирование открытий новых зон нефтегазонакоп-ления.
Значительное пространство внутренних зон Западно-Туркменской впадины, Емепающез плиоценовые отложения в их полной,максимальной мощности с благоприятными. для нефтегазогенерации се-■диментационнкми условиями, имеет дифференцированную картину глубинного геологического строения: в её пределах развито большое количество разлшшых по объему и типам ловугаек, а разрез изобилует пр:фодны!,1И резервуарами, перемещающимися видер-. жанными покрышками. Все основные крупные структурно-тектонические элементы здесь имеют открытую связь ,с более погруженными участками активной.генерации УВ, выгодное расположение для их аккумуляции и являют ссбой зоны нефтегазонакопления.
Гызылгумская зона нефтегазонакопления протягивается суб-ыиротно от восточного борта впадины к западу на 200 км и в морской части сливается о внутренней зоной Южно-Каспийской области прогибания. В протяжениях бортовых частях одноименного прогиба происходит восстание шшгекрасноцветного комплекса от 5-7 км в осевой части до 3000, м к югу и до 2,5-1,5 км к северу. Одновременно происходит в этих же направлениях общее сокращение мощности плиоценовых отлсг.ений, формирующих систему литояогичееки экранировании* девушек, особо перспективных к
. - 60 - ■
ёмких в участках развития сравнительно невысоких структурных поднятий. На современной стадии изученности к этой зоне иеф-тегазонакоплешш слодует отнести также' территорию Туркменской ступени в южном Каспии, где выявлено и предполагается свыше двух десятков крупных поднятий. Регионально продуктивностью здесь будет обладать мощный (до 1500 м) комплекс нишюкрас-ноцветнах отложений. При значительных глубинах его залегания-5-7 км - высокая эффективность поисково-разведочного бурения . на 1Г--Х может обеспечиваться большими дебитами нефти и газа, находящихся в залежах под давлениями 800-1000 атм и более.
На отдельных'структурах шельфовой.зоны выявлены очаги грязевулканической деятельности. В ходе дальнейших детальных исследований вероятно обнаружение следов палеовулканических проявлений, а татае разрывных нарушений. Б свете этого вышележащие отложения верхнего .красноивета, шсчагьиьского и ппше-ронского ярусов, Могли формировать залежи нефти и газа как за счёт собственной-генерации, так я путём перевода части УВ из иижнекраеноцветных отложений, Постплисценовке отложения мощностью свыше 2000 м автором рассматриваются такнэ как перспективные на газ. Единичные, случайные испытания ( в ходе ликвидационных работ на' скважинах) дали из коллекторов иостплиеце-ка притоки газа.. С целью выявления их полного потенциала при геологоразведочных работах эта часть разреза должна подвергаться всему комплексу* геолого-геофкзических исследований в качестве объектаопоисковавия.■.
Чекичлерско-Грязновулканичэская зона нефтегазонакопления иыеэт во многих отношениях сходные с Прибалхако-Губкинсксй зоной строение и историю геологического -развития. Интенсивная грязевулканичесная деятельность и вероятная дизъюнктивная дис-лоцпрованность, формирование зоны б целом и локальных складок
под действием различи1.« тектонических сил большие прилегающие территории с шигивнь» иефтчгазогедериругацвм потенциале;,! свидетельствуют о высокой вероятности аккумуляции в даииом района значительных количеств еидких и газообразных УВ. Так™ ке, >сак и в своем северном аналоге,.з данной зоне при подтверждении достаточной вертикальной сосбкаемости разреза неогенового комплекса, месторождения нефти и газа адссь будут т«еть многоэтапное строенио. Учитывая возможность сясршро, блокового строен.:»! локальных складок с резко различной плотность:;. запасов не- площади ¡лс-сторогдеп-'Ш, споискование их, после детальных сгйсмо^азаедсчтзс рабог, дс„.дно проводиться систем©»« продольчо-поперечных и диыснальичх профилей екьа-аян, а ко скватинпмн в расчёте на случайное откры-
тие. На оснсгачи-д г.р0П1оз:гг.ус-:/,ой ^нэгезтгт.иссти нефтегаэона-скщения по всему разрезу, яродегяэл'яется целесообразны для этой зош пеэтахмое опоискование с глубин ¡остью бурения в 3000,5000 и 6500 метров, что призвано ускорить разведку и освоение нефтегазовых запасов в районе.
Кусаро-Кеяькорская зона нефтегазонаксляення охватываеч1 (Рис.4) основную наиболее погруженную часть- одноздздквро прогиба и протяженную с востока на запад полосу его Торгового вездпмания к северу. Северный склон Прпбаизанз-ГуЙкйискогг /¿ала, по-еу^аст-т-.у, одновременно слук'л* ж-ш ¿stpttu Нусгур»~Кезп/корсконо яро-r-иба, л его регясназанйя лр^я-лашй;; #t$*&'<$eub03ii0cf;b яцляет-си устьясилеиныи фактом. Па кеет^-^-^и Settcwü Чедекен наиболее ьиоокоп^спухптт» '¡txsrsa, рдггкн^ед & северу, уходят под водн Дзрдет!К«:гагз зитаьл, - е ото уге- практически внутренняя сеет.эл Яуегрс-Келйнорскога прегк^г, Поэтому ирин-цитаталъно новой и гл^екоперспектиБнсл эо:гс5 цеЬте^гсг^етсг-зн:я явхяется (^гсгржиак на 150 ш помге {гиюиней до 20-25 кп)
Гчэ
Рис. 4. Общая схема строения переходной зоны между
Средне-Каспийской и Южно-Каспийской впадинами.
- ез -
его северного борта с массой ёмких ловупек, обусловленных главным образом региональным выклиниванием по восстанию всего 5-7 километрового по мощности комплекса плиоценовых отложений. Прямые признай нефти и газа в краснсцветных и акча-гыльских отложениях установлены в мере в районе Красноводской косы и при бурении мелких картировочных сквакин в шельфе.Следы миграции УВ по плиоценовым отложениям прослеживаются и далее к северу вплоть до структур юго-западного погружения Гара-богазского свода. Вертикальный диапазон перспективных глубин в полосе наибольшего выклинивания здесь может составить от первых сотен метров до 4000-5000 м. Учитывая массовое развитие на северном склоне Кусаро-КелькорскоЙ зоны нетрадиционных, специфических ловуыек (возможны сильно протяженные, но . узкие залежи с вероятностью их пропуска при большом шаге заложения поисковых скважин) здесь целесообразно создание нескольких полигонов для отработки и выявления эффективных мето- ' дик картирования и опоискования перспективных участков.
Сред:! протяженных территорий к северу и востоку от Западно-Туркменской впадины на основании анализа имеющегося реолого-геофизического материала выделяются две главнейшие перспективно нефтегазоносные области - Пригарабогазская и Западно-Копетдагская. ■ ■
Пригарабогазская перспективно нефтегазоносная область охватывает значительную территорию, общая площадь которой
о
вместе с. морской частью составляет около 50 тыс,км . Наиболее высоко перспективы оцениваются в западной, погружающейся в сторону Средне-Каспн.ЧсксИ впадииы, и юго-западной частях региона, где глубокое бурение практически не проводилось. Обоснованием этому служит тот факт, что этот крупный структурно-тектонический элемент с трех сторон окрут.ен областями актив-
ной нефтегазогенерации - Юкного и Среднего Каспия и Юкно-Ыан-гышлак-Устюртсного, а такие обилие прямых признаков нефти и газа. При бурении картировочных скважин в зоне шельфа но структурах Гкянлыденгиз, Бекдаи-море и других из глубин 60-100 м • отмечались выбросы УВ газа и плёнки нефти. На северном склоне Гарабогазского свода получены промышгеннне притоки газа из ме-лоеых и юрских отложений на площади Тозедепе, а на структурах Учйкллык и Чагыллышор-иитенсивное выделение газа. Перспективы нефтегазоносности здесь связываются с отложениями широкого стратиграфического диапазона - плиоценовыми, палеоген-миоценовыми, меловыми, юрскими, триасовыми и палеозойскими.
Целенаправленная комплексная программа освоения данного региона с очень крупными потенциальными возможностями УВ сырья включает региональные и детальные сейсморазведочнке работы,исследование геохимических параметров газов морской воды и донных осадков шельфовой зоны, параметрическое и поисковое бурение.. ■ •
Ййпадно-Копетдагская'перспективно нефтегазоносная область продсмсляе? собой обзярную, но малоисследован;?/» территории. Отстайанге её изучения сейсморазведкой и глубоким бурением были хжавожг сложными-условиями рельефа и р^срсза отложений, Дг:п~ К'ап геологических исследований, струетурю-ксрт^озоч.'пгх, ' глдрогоойогиисскгос и иебокьиогэ ч''огл глубаках пораготрггчос-кил екка^пх гн;я:.'П? г;р;;:и:п:сг! пефте-
гасопоонссл; ?.;01'С?сй«к.ст-о ког'ХлИХй отло7с.'г:й - приток'-* з; про-ГС.: Л ОУ^^Щ'.ОХ -^¡лч'П'Д ДоПСГ^'.ЬГ^.р,
.;-,';;ц'у1гыт. «'¿силе и гг..;-;-;, ПсУГ.гяс'.с;/;".: п я
н^одущнл '.■'•:>"..:'слг-::->Т'о
и г:рс;,сл\: .гл'р'Л- ; =:,■ - -- -.-^¡-л-.
т'п ',00..> --с . ."• 1 '■"' л.'11,"*-'.":-
сии. В зонах погружения в западном направлении, во внешней бортовой части Западно-Туркменской впадины, из мезозойских отложений при проводке и испытании сквэ:гшг (Гарадепе, Гобек и др.) такие были получены пленки нефти и газопроявления! Обобщение болмо-«
го количества разностороннего геолого-геохшического и гидрогеологического материала, в том числе лабораторных исследований в институте "ЕалнанНКШнефть", позволяют выделить в качестве неф-тегазопродударУЭД2* терригенние отложения никней и средней юры (бат-<5айос), нижнего (альб-апт) и верхнего (сеноман) г.:ела, а также карбонатные и карбонатно-терригетше комплексы юрского и мелового возраста. С позиций благоприятного антологического набора пластов-коллекторов и покрышек нефтегазоЕглецащими качествами обладают сеноманские, иихнемелоЕие и юрские отложения, среди которых наиболее ёмкими природами резервуарами служат высокоао-растне и проницаемые карбоната неокома и отложения средней юры.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ' "(Основные результаты исследований) В представленной работе обобщены теоретические исследования проблем нефтегазовой геологии с целью раскрытия новых перспективна направлений геологоразведки и, значительного .гоеполнешш " сырьэЕой базы нефтегазовой прокыишзгшости страны. Полученные автором основные результаты сводятся к следующее.
I. Выявлено, что формирование складок .в плиоценовых отлохе-кгях Ършшздшю зри комбинированном воздействии вертикальных а горизонтальных еяладкообразунцих сил, сдвиговых пода пае к но разломам мезозойского основания, а тагсае криптоднаплрового воздействия, обусловившего дякгельность п ускорение во зрекзпи роста сх-ядок, Б различных тбктоттасках зоцга региона дейоздка г>т;к сш было на адишковки, что обусловило шотообразие
форм, размеров, степени раздробленности и взаимосочлененности структур.
2. Установлена многоцикличность нефтегазогенерации в геологической история, что явилось главнейшим фактором, обеспечившим многоэтажность нефтегазоносного комплекса мезокайнозой-ских отложений. Масштабы проявления и интенсивность отих источников были неодинаковы в различные этапы - от региональных до локальных потенциалов нефтегазогенерации.
3. Формирование нефтегазовых залежей в плиоценовых отложениях в-Западно-Туркменской впадине обусловливалось:
- в ниннепрасноцвегном комплексе латеральной миграцией УВ из внутренних зон впадины к её борте}.!; эти отложения характеризуются региональной нефтегазонссностью по всему 450 километровому внутренн«,¡у структурному валу, прибортового окаймления впадины, контролируюсь структурным и литологическим факторами;
- в верхнекраснсцветном и аппероно-акчагыльском нефтегазоносном комплексах - преимущественно вертикальной миграцией УВ из никнекраспоцвстних отлеменкй по разрыва;.? з зонах активного развития дизъюнктивной-дислокации;
- в верхнеплиоценовюс п гостплпоцснових отложениях формирование газовых зпле:;;сй обеспечивалось 'частично за счёт местной генерации и'аккумуляции в ловушках путем бл! ихней латеральной миграции. * " •
4. Разработаны критерии нофтегазснссиссти, позвоякьпз'о установить продуктивность большого числа объектов, трздлыон-
с • '
но считавшихся бесперспективными'из-за слабо вьграаепных и трудно диагностируемых геолого-геофизических признаков нефтегазона-сыщ'ения и залегающих гз пироком вертикальном диапазоне - от шж-некрасноцветных отложений до ностплиоценовьк включительно.
- 67 -
5. По результатам 'исследований автора в Гогерендаг-Эхерем-CKOU районе прогнозируется сплошная, непрерывная продуктивность ншшенраскоцветньи отлсжеилй адоль bggîî 200 километровой полосы от Корпедже на соЕере до Ченичлера на юге. Получение промышленного притока нейти из скваашш, заложенной в содлоыше ьаея-ду структурам!: Акпатлавук и Кеймир, открытие залекой нефти и газа ыезду иеотороздешшми Экереа и Шшаышдаа и другие примеры подтверждают данный прогноз и .многократно увеличивают перспективы нефтегазоносности этого района.
6. lia основе комплексного анализа геологического строения и истории развкттш даётся количсстЕеши-ш оценка персиект^лз не^-тегазоиооностл шельфовой зоны з пределах Гусинского район;!.
7.0боснованы высокие перспектягц новнх прогнозируемых крупных зон нефтегазонакоплепия - Чеккчлероко-Гряз.чозулкони-ческой, 1Сусаро-Келькорской л Шзцлгууской в Западко-Туркмэискоа впадине Западно-Гарабогазской в северной части Туркменского шельфа.
ССНОБШЕ ПУБИ'ИСАЦ!® ПО ТВ:,S Д1гССЕ1-ТА1;121
1. Барса-Гельмео - новой крупное ¡.¡естороддепые в Западной Туркменки. Нефтяная л газовая лрожвденяоси» Средней Азии, & 8, Азхабад, 1954, с,3-8 (соавторы В.А.Низьев^ М.А.Караев).
2. О геолопгческом строении л нефтегазонослсстц ниикекрас-нодаетннх отлохепай кесторояденпя Котур-Тспе. Нефтяная и гаво- .
'•. вая прошетвнносгь Средней Дзш, & I, ¿иш5эдг ISS5, с.5-6. .
3. О геологическом строении влоцадк Бзрса-Гельмес. Тр. Tilïïïi. Вия. УЛ. - Недра, 1235, c.II'1-ПЗ (соавтор 1Л.А. Ks-рзев).
4. Некоторые особенности размещения и формирования залежей нефти и газа, в Юго-Западной Туркмении. Тр. ТФ ННШ, Вып. IX - Ш., Недра, 1967, с. 14-21.
5. К литологичоской характеристике продуктивных горизонтов месторождений Котур-Тепе и Еарса-Гельмес. Тр. ТФ ВНИИ, Вып. IX,- М., Кедра, 1967, с.61-68.
6. О плиоцен-постплиоценовой истории развития территории Котур-Тепинской складки.-Тр. Т5 ВНИИ, Вып. 1Х-М, Недра, 1967, с. 156-161.
7. О геологическом строении Западного участка месторождения Барса-Гельмес. Тр. ТФ ВНИИ. Вып. 1Х-М., Недра, 1267, с. 170-173 (соавтор М.Л. Караев),
8. О геологическом строении площади Карадашли.Тр.ТФ ВНИИ. Вып. IX.-М, Кедра, с,174-181 (соавторы Э.Гельдыев, Н.Бекмура-дов).
9. Перспективы газоноскости месторождения Окарем-ВНЙИЭ-Газпрок. Вып.8 - Ы., 1967,. с.3-10 (соавтор Э.Л.Ройков).
10.Ресурсы природного'газа Туркменской ССР-БНШЭГазпром. Вып.4 -К., Г969, с.3-6 (соавторы А.Л.Аняалис-в, В.В.С>.!ара1\цов, В.Я. Соколов). ;
11.Сырьевая база развития газовой промышленности Средней Азии, - Ленингсад. Недра, 1970, -200 с (соавторы В.Г.Васильев, Г.И.курский, Й.-Л. Рожков и др.).
12. И.Ы. Губкин и развитие нефтяной и газовой промышленности Туркмении, - В кн.' Губкинские чтения, к 100-летию со дня рождения. Ц., Недра, 1972, с.56-59 (соавторы Л.Л./шналиов, Ходжакулиев -Я.Л.). .•" '
13. Перспективы нефтегазоносности-мезозойских отлозмний на территории Юго-Западной Туркмении в связи с поисками месторождений нефти и газа, Кзв.АК ТССР, Сср.ФГХ и Ш, 1«-Ашсабад,
- со. -
ГЛ2, c.C-S-74 (соавторы Н.О. Назаров, Н.Хаджинуров, У.Гель-
М. Успех« н'фтегазоиоисксвих работ в Туркменской ССР. Геслогия нефти к газа, № 12, -i<¡., 1972, с.18-32.
15. Оатлыкское газовое ыестсроздение-гигант в Восточной Туркиении. Советская геология, № I, У., 19?Лг «.¿¿-75 (соавторы В.Я.Соколов, С.П.Вальбе, В.В. Денисович).
16. О дальнейшем направлении поисково-разведочных работ на Илтлыксхои месторождении. -РС Геология и разведка газовых а газоконденсаттлс месторождений , № 6, Ü, IS73, с. 16-22 (соавторы В.Я.Соколов, А.А.Анналиеи и др.).
17. .Мезозойские отложения Западно-Туркиенсксй впадшш-резерв увеличен'.'л промышленных запасов нефти и газа. Геология нефти и газа, !> 8, Ы., 1273, с.1-1 (соавторы Н.А.Крылов, К.К.Туцярев).
16. О проявлении и составе нефти и газа на площади Куй-дяр. Изв. АН ТССР. Сер. ФГХиГН, У 2, Ашхабад, 1У74, с.По-119. (соавторы В.К. Солодкой, В.С.Драгунская).
19. 0 Кстуртепинском типе структур Пснбалхаиского района Туркмении. Изв. АН ТССР. Сэр. фТХ ц ГК, ÍÍ 3, Ашхабад,1974, c.IIS-122 (соавторы Э.А.Логинов, ГТ.Е.Пуваяоз).
20. ¡¿асптабы миграции углеводородов з условиях восточного Сорта йкно-Каепийской впадины. В сб. Масетабн (расстояния) ыигрмаш нефти и газа. -Звн. Таикснч, 1975, о.5;i—51. (соавторы Ь./аджплуров, П.Е.Цувялов).
21. Состояние и порспектявныо напрлая».чил подготозки нефтяных и газе в их ресурсов в Западной Туркмении. -М. .ВКИЛОЖГ, 1975, 34 с. (соаатирн З.Гвльдпэз, Н.Л.Крылоа л др.).
22. Обзорная карта нлфтятк « газоаих »аморозденг.П Средней Азии (васитоб lj 1000000 на I6-?:i листах). -Рг.ц, Л.А.&.у-
лов. Иод. ШЛ СССР, 1575 (соавторы Ы.К. Ыирзахаков, В.Я. Соколов, Б.Б. Смарагдов, Д.С. Оруджева и др.). ■
23. Схема размещения региональных геолого-геофизических работ но территории Туркменской ССР на 1960 г.г. (н&ссгтйб 1:1000000 на 4-х листах). Изд. Ш1ГЫ) СССР, 1975 (соавторы Н.А.Крылов, М.К.Кирзаханов, С.Д. Сохиббасв и др.),
24. Некоторые результаты экспериментальных работ по определение остаточной воды..Изв. АН ТССР. Сер. 4ТХ и ГН, » I, Ап-хабад, 1376, с.80-84 (соавторы Б.Одэев, Э.Гельдыев).
25. Некоторые особенности геологического строения Чихиа-лярского района Юго-Западной Туркменки в связи с перспективами нефтегазоносности. -Нефтегазовая геология_« геофизика, М С, ВНЮШТ, К., 1976, с.9-11 (соавторы В.К.Солодкоа, О.Н.Пеаков, А.Г.Захаров).
26. Геологические условия гезонефтеносиости территории Юго-Западной Туркмении. ВШ'ЭГсзпрс.ч М., 1976, £0 с. (соавторы й.А. Аббпсов, Н.Хаджикуров, П.£.Шувалов),
27. Новые данные о нефгегазоноскости Гогрпндаг-Окара'ско-го района. Нефтегазовая геология к геофизика. •ВЙВЮЗНГ, 9 12, К., 1976, с. 1-2 ( соавтор И.И. Плетнев).
28. Геологоразведочные'работы па нефть и газ в системе объединения "Туркчеиясфть". Нефтегазовая гйологня и геофизика,
, ЙДОЭКГ, » 2, Ы, 1977, с. 12-21. ;
29. Новые дшнгке о литологии горхнеиелолих отяаяетй Его-Западногс Туркменистана. Изв. АН ТССР. Сер. СГХ.и ГН, » 4, Аясе-. бая, 1977. с. 121-122 (солг.тор-; Э.Гвлъп,иеп, Ц.Хцдануров, .И.Ш.Тппжисв),. ' ' . ;
30. Геолого-геохкикческая характеристика разреза верхней гры и нияного у с.7 с плоздяи Еизгый Курук. Изв. АН ТССР, Сср.СГХ
•<< ГН, 5, кгхабьл, 12Я, с.92-103 (соавторы В.К.Солояхов, В.С.
Драгунская, А.Акмамедсэ).
31. Юрские и иеокоискнв отложения Западного Копет-Ддга. Изв. АЛ СССР. Серия геологическая, £ 10, M., 1977, с.133-136 (соавторы К.Аленниязов, Э.Гельдьев).
32. Перспективы нвфтегаэоносиости Западного Копет-Дага. Геология нефти и газа, № 12, H, 1978, с.15-16 (соавторы З.Гель-дыев, С.Ф.Павлик).
33. Нефть Туркменистана. Изд. Туркменистан, Ашхабад,1979, 118 с. (соавторы С.И.Батыров, H.H. Алифан, А.Б.Перенглиев и др.).
34. Результаты поисково-разведочных работ в Юго-Западной Туркмении. Тр. U1ÎHX и ГЛ. Вып. 150, Ы., 1979, с.46-50.
35. Ногые данные о геологическом строении Предкопетдаг-ского прогиба в связи с направлениями поисково-разведочных работ на нефть и газ. Нефтегазовая геология и геофизика.-ВНИИ-ОЗНГ, i» 4, M., 1979, с.3-3 (соавтору А.Атаов, В.Н.Мелихов).
36. Геологические особенности формирования залезай нефти и газа s нвэоэойско-найнззойсюгх отлолгниях Западной Туркмении. В сб. Особенности формирования заленей нефти и газа а глубскозалегаащих пластах. Над, Наука, Ii. ,1960, с.211-215 (соавторы Н.Хадошнуров, З.К.Солодкоа).
37. Результаты геологоразведочных работ на нефть и газ по району деятельности объединения "Туркмсннефть" за 19б6-19Шг.г. и пути повышения их эффективности.; -Тезисы докладов НПН "Результаты Г'йологоразвэдочных работ на нефть и газ в Х-пптнлет-ке и пути повгаенил этих работ в нефтяной ¡¡'газовой прзышлен-иости ТОСР". -¿етабад, IS90, с.26-29 (соавтор Н.Хадхинуг-сэ).
36. Заненоиерностн распределения аномально .-ысок;-.;; пляс-Усакк давлений ( А2ПД) ц ЗапзднсП Туркмения п кх с згггеводсродыш.-Изз. ДН ТССР. Сер. ЭГХ и ГН, 'J I, .'гх-Сгд,
1580, е.100-100 (соавтор К.Хаджинугсв).
ЗУ. Перспективы газоносности карбонатных отгскемнЯ верхней пры Восточной Туркмении. Геология нефти и газа, Р 2, , 1960, с. 1-5 ( сопвторы В.Б.й.фагдов, Б.ЛДустрр).
АО. Геотермические условия плиоценовых отложений Западно-Туркменской владин!-!.-Нефтегазовая геология и геофизика. БНЯШИ, № 7, К., 1У80, с.24-27 (соавторы Н.Хадпчгуров, Н.Камкссенсв).
41, Новые данные о глубинном строении Кизилкумского прогиба. -Нефтегазовая геология и геофизика, БНШ>оНГ, ДО, Ь»., 1960, с.Ю-15 (соавторы К.В.Декчсшсо, В.Б.Стасенксв).
42. Экспериментальное изучение фнзико-термоднкпнинеских свойств пластовой нефти Туркменистана. Изд. ШИНТИ, Агзспбад, 1900, - 62 с. (соавторы Б.Хь'дыркулиев, А.Тагонклычев).
'53. НьфтегазооСразовлнио и вертикальная зональность распределения углеводородов в плиоценовых отгокемиях Етс-Западпсй Туркмении. Геология нефти и газа, М 10, 1!. ,1961, с.39-43 '(соавторы З.К.Солодков, К.Хадяеияуров, А.Г.Захаров).
44. Косвенный метод определения степени аисмальнссти Пластовых давлений (кь примере »'ссторс-дений Западной Туркмении к Кгрсонгя). - Изв. Вузов, Сер. нифть и гпз, , Баку, 1962, с.33-36 (соавтор К.Исмаилсп).
'¡5. К оценке перспектив нсфтсгаэснос.чости Предхолетлвгско-го прогиба. -!;с£тегйзсгяя геология и гесфпзи^-л, ШиЮКГ, #12, М., 1932, с.6-6 (соавторы" Г.И.Гш<о», В.Б.Иустср).
46. Особенности строения коллекторов карбонатного мезозоя ьредхопетдагркого прогиба ь связи с их иефтегазоносносгьп. тсгйзопся геология к геофизика. ЬН/ССЬКГ, Вкл.2, ¡4,, 1982 , 4-!с. (сспгторч Р.И.Еыкоп, В.Л.Еустср).
47. Н г •т е г с. з с г е о я о г и ч о с к с- е районирование и перспективы
нефтегазоноскости ЮЗ Туркмении. Сб."Нефтегазагеологическое районирование Шно-Касшйской Епадаш". Изд.ИГАНА, Баку, 1982, о.II-12 (соавторы А.Агаламедов, В.К.Солодков).
48. Геолого-экономическое районирование нефтегазоносных земель Гограндаг-Окаремского района. Сб,"Нефтегазогеологнчес-кое районирование Вшо-Кастйской впадинн". Изд.ИГАНА, Баку,
1982, с.12-13 (соавторы А.Б.Ибрагкмов, О.Тораов).
■ 49. Результаты поисково-разведочных работ на глубинах более 4,5 км в мезо-кайнозойских отлонешшх КЗ Туркмении и перспективы их развития. Тр.ТурнмепННШнефть. Вып.23, Грозный,
1983, с.3-8 (соавторы А.Акмамедов, В.К.Солодгав).
50. Обзорная карта нефтяных и газовых кестороздений Средней Азии (масштаб 1:1000000 на 16 листах). Под ред. Н.А.Крылова, Д.С.ОрудаеаоП." -Изд.МНП СССР, 1984 (соавторы Ы.К. Ыирзаха-нов, З.Б.Хуснутдинов, Н.Хадеипуров и др.).
51. Нуыйет-Карадваулакская зона поднятий - новый перепек- . тинный район для поисков ресурсов УЗ в Туркмении. - Изв.Вузов, Сер.нефть и газ, X 12, Баку, 1985, с.15-19 (соавторы В.Н. Мелихов, В.С.Сибирёв).• '
52. Геология нефтяных и. газовых месторождений ЮЗ Туркменистана. -Изд. Ылш, Ашхабад, 1985, - 356 с. (соавторы А.А.Аля-Заде, К.Н.Аманниязов, Н.&дакнуров, З.Гельдыев, А.Акмаыедов, В.К.Солодков, Н..Мамшс0ков).
53. Состояние и перспективы уопдешм сырьевой базы нефтегазовой промнпленкости Западного Туркменистана. - Сб."?ашцшэд-> зпаргетичеокий комплекс туркменской ССР". ЗДктнШШТИ, Апаа-бад, 1986, о. 33-38 (соавторы А.Агжауедоа, О.Н.ГТенкоз).
54. Шутао-гвхшисошй прогрзео я н<фтоЛ «фо^пздгиностн. ТуркменНЙНШ. Азхабад, 1887, - 68 с. (сс-зьгорц А,Ц.Егия>з, А.Б.ИЗрагглоз).
- 74 -
55. Геологическая основа и пути реализации перспектив нефтегазоносности Бахардокского склона и Прэдкопетдагсного прогиба. Нефтегазовая геология и геофизика, ВНИИОЭНГ, Бш. 14, M., 1987, - 52 с. (соавторы В.Н.Ыелкхов, Э.Л,Рожков).
5S. -Месторождения нефти и газа Шно-Каспкйской нефтегазоносной провинции. - В сб. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Книга 2. Азиатская часть СССР. Справочник под ред. С.П. ■'. Максимова. - Недра, M., ISS7, с.69-110 (соавторы А.И.Бычков, Л.Н.Гусейнов, Х.Б.Юзуф-Заде).
57. Унификация продуктивных горизонтов красноцветной зол-щи Юго-Западной ЗДкменнн ka основе кеяплощодной корреляций el1 разрезов. - Тр. ТуркйевШШнефть, .Вши '26, Грозный, '198?» е.Г?-21 (соавтор А.А.Кузы.кш). .'58, Карта кефтегазогеологЕческого.районирования СССР (масштаб 1:2500000 на.20-ти листах). Под ред.- Г.А.Габрцзлянца. •-Изд.МанГео СССР. Ы. ,1990 (соавторы Н.Л.Крылов, Д.С.Орудаева идр.). - .-• - ■
59. Западная часть Бахардокского склона - йовый нефтегазоносный район Туркменистана. Геология нефти и газа, И II, M.» IS92, C.I5-I9 (соавторы.-В.Н. Мелков, В.С,Сибирёв идр;).
60. Геологические предашсЕлпи развития нефтегазовой промышленности Западного-. Тур^тастдна. -Тезксц докладов к!овду~ народной 11аучно-мзтод!га0скоа.ко!гф'еренщш .',1[ро0леш к перспективы развития нефти, газа* энергетики й химии"в 'Туркменистане"'» -Ашгабат, IS95, с. 35. ' ; .' .• \
~—'.'. тч-чи
М.Авырмэммодоаыч "Р/нбатар Туркменистакда во сца галтааяи майдаиларда небит-газ перспоятивасьпшц ыл;ш прогнозы" даен танади лзяп яаиниц гаогача .чазнуни.
р/нбатар Туркменистан ояы чылпырыцпи чуц гурлуиига оодир. Ловамли вагтиныц гочмишинде ол улы батма созевар боляр еэ ер-до, улы газиц мезозои-калиозой чокжндилвра экелв гоайэр.5-7 кк чуцлуйда орлешйак бу гатлакларщ ёкарки бокапшац чокуидалврц ижноцтшц гаррпгоц да г синелариндан дуряр. Онуц дузумипо гцзнл . рвцклк, акчагил гатлаоары на хас яа чекгндилори гир<1эрлор, Бу чокуидилердо 30-а голзй нобнтли ао газлы ятаклар ачилды. Лгаклар ЗСО-дои 5000 мотро чонли болаи чу^лукда душ голЛэрлор
ГУ иорта-гу кбатар Туркманастаниц эпиндеринпц тектоники осуш шортлвркш! во ятакларшшч ополз галилинн коп иыляар доаан-ицда вврониеклигиц голо^егсдо небит-газ гозлог ислериипн, угурла-ршш косгатлсмох зе оларач ирасти занесларыни аргдырмак учин тооротшсл на практика талдаа ула эхиаетх бар.
Бу рогаСшда нобит зо газ врасти запас/аранги; хас таких ксс-гитяшшнднгино гарамаздан, таза баи ятаздарыц ачилмагшшц ёкари (юрспекхшммари бар. Хоино тарапла.Шн оврвнилва гвологаки-Гйо.?излк» матсриалларзц зеасьиш тэзо ачшгяара дил.е бир оолла ралонларда лал-до, злее.., ухи яебнгля а» газди чокунднлсри.'шц този зоиаааринда' хом гарзвкак болар. Пр-нбалкан ве Гогвроядаг -скорей раЛонлзр;:ида тэзо ягакларкц авахкн гызылречкла чо-цупд!(лорп.о /езлсод«рад.*.эи тиаклардаи вс^кда/ билли ял-.клариц П(члар«|0а хои-до ву эпанлпркн дпгитаариадш ачид. игичез гараккак боло р.
Ч/рхксшстан чэгавдякв:.чуц болмадкв дв.-дез дуиоинда, ягны Лусйр-Квдюр, ЧэккзАер-Гряооауякаиичвский, Гнзылгун, хвк-де игибагар Гарабогзз я.та тэзэ, ули эхпао-гд.бо^ая побит рамоиларикм ачлаккига травка» болар. Олары озлевдар..вк гуибчгар Г/икиз-яаотавзда нибиг во газ чикариаыиыни хас вкари даре.^э эятор.
■ ABSTRACT of M.A.Ashirmamedov thesis-"Scientific forecasting of prospects of oil and gas productivity of Western Turkmenian Basin and adjacent areas"
Western Turkmenian basin has complex deep structure. During of a long time it was the area of significant submersion, and thick sequence of Mesozoic-Cenozoic sediments was accumulated here. Top part of the sequence (up.to depthes 5-7 kms) consist from terrigenous rocks of Pliocene (so-called "krasnotsvetnaya" foration), Akchagyl (lower stage of Upper Pliocene) and Apsheron (upper stage of Upper Pliocene), and Quaternary. In this sequence there were found about: SO oil and gas deposits in a large range of depthes - from 30 >. up to 5000 meters.
As a result of long-term work on study of conditions, of ' folds tectonic development and the formations of deposits in South-Western Turkmenistan there were received new. thcorctical conclusions with important practical significance, for directions of further oil and gas prospecting and gain of oil and. gas resources. • .,
Despite of significant proven.resources of oil and gas, this region, has very large : perspectives of discovering of new rich deposits and reservoirs. On the basis of comprehensive, research of geological and geophysical data there were demonstrated the ■prospects of discoveries not only in old well-known regions, but also a new large zones of oil and, gas-accumulatlon. In Pribalkhan and Gogeren-Ekerem .'regions new oil reservoirs and deposits can be opened in. Lower , Krasnotsvet 'sequence below ,the . developed horizons, in zones between known deposits,' as well as on a slopes of these fold zones. New.aid very important discoveries of large petroleun fields there art- predicted irt wide marine part - on Turkmenian ' continental shelf. .in. Kusaro-Hel'kor,
Chehichler-eryazcvulkan, ' Gyzylgum,. as well ' as in Western Gafabogaz perspective regions. , Their development will ensure new large rise of production of a petroleum and gas in Western Turkmenistan. • 1 . - '
-
Аширмамедов, Марс
-
доктора геолого-минералогических наук
-
Ашгабад, 1996
-
ВАК 04.00.17
- Образование и размещение залежей нефти и газа в неогеновых отложениях Западно-Туркменской впадины
- Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юго-восточного борта Прикаспийской впадины и ее обрамления
- Структура подсолевых отложений восточной части Прикаспийской впадины
- Условия формирования зон нефтегазонакопления южной части Прикаспийской нефтегазоносной провинции
- Тектоника и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений северной части междуречья Урал - Волга (Прикаспийская впадина)
