Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геологическая основа и пути реализации потенциала газонефтеносности юга Туранской плиты

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геологическая основа и пути реализации потенциала газонефтеносности юга Туранской плиты"

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ

МЕЛИХОВ ВЛАДИСЛАВ НИКОЛАЕВИЧ

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНОВА И ПУТИ РЕАЛИЗАЦИИ ПОТЕНЦИАЛА ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТИ ЮГА ТУРАНСКОЙ ПЛИТЫ

Шифр и специальность: 2{ШМ~2- Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

ИГ и РГИ

РГб од

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва - 2000

Работа выполнена в Государственном концерне «Туркменгаз»

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Н.А. Крылов доктор геолого-минералогических наук, профессор В.И. Ларин доктор геолого-минералогических наук К.Н. Кравченко

Ведущая организация - Балканский научно-исследовательский проектный институт нефти (БалканНИПИнефть) Государственно] концерна "Туркменнефть", Туркменистан, г. Балканабат

Защита состоится ргЖи^'Л £ /0 е- 2000г. на заседав Диссертационного совета Д.002.80.01 при Институте геологии разработки горючих ископаемых (ИГ и РГИ) по адресу: 117312, г. Москв ул. Ферсмана, 50

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института геолог и разработки горючих ископаемых.

Автореферат разослан " 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

В.Ф. МазаноЕ

^7) 0 ЛЗ ) б'/П? у. п

£) -/у ¿>

Общая характеристика работы Актуальность проблемы. В платформенной части Туркменистана создана мощная сырьевая база газовой промышленности, позволившая нарастить добычу газа до 85 млрд.м1 (1987 г.) и извлечь из недр почти 1,5 трлн. м3 газа. Гигантский рост запасов и добычи газа, выведший Туркменистан в десятку мировых лидеров, был обеспечен освоением ряда крупнейших газоносных областей, районов и месторождений на Юге Туранской плиты, приуроченных к крупным и неглубоко залегающим (до 3-3,5 км) юрско-нижнемеловым поднятиям (Ачак, Наип, Гугуртли, Кир-пичли, Шатлык, Малай, Учаджинская группа, Самантепе и др.) и сложноэкраниро-аанным ловушкам (Даулетабад-Донмез).

К настоящему времени в газовом потенциале Туркменистана начинают преобладать сложные погребенные поднятия, экранированные ловушки и доюрские выступы, залегающие на глубинах 4-5 км. В связи с резким усложнением объектов и недостаточной геолого-геофизической информацией по глубокозалегающим зонам газонефтенакопления, наблюдается определенное снижение эфективности поисково-разведочных работ. В этих условиях особую актуапьность приобретает возобновление крупномасштабных исследований литолого-тектонических особенностей и характера продуктивности юрско-нижнемеловых и доюрских отложений Юга Туранской плиты. Весьма актуальными представляются также целенаправленные поиски районов и зон концентрации месторождений нефти. Огромное значение приобретает научный прогноз и выработка направлений разведки более обширных и разнообразных сложноэкранированных ловушек. Такие целенаправленные исследования становятся определяющими для районов моноклинального залегания нефтегазоносных комплексов, составляющих около половины нефтега-зоперспективной территории Юга Туранской плиты.

Согласно «Нефтегазовой концепции Президента Туркменистана С.А.Ниязо-ва» на Юге Туранской плиты в ближайшие годы предстоит наращивание поисково-разведочных работ на газ и нефть (ПРР) с привлечением крупных инвестиций и новейших технологий для обеспечения сырьевой базы ряда крупнейших экспортных газопроводов. Для решения этих грандиозных задач научный прогноз новых зон газонефтенакоппения и обоснование их разведки являются краеугольным камнем последующих научно-исследовательских, геофизических и буровых работ.

Цель и задачи диссертации - комплексный научный анализ литолого-тектонических предпосылок газонефтеноности Юга Туранской плиты как основы выявления закономерностей размещения и формирования месторождений УВ, прогно-

зирования новых зон нефтегазонакопления, обоснования и реализации приоритетных направлений ПРР.

Конкретные задачи исследований формулируются следующим образом.

1. На обновленной базе геолого-геофизических данных изучение структуры поверхности фундамента, строения переходного комплекса (ПК), выяснение связей нефтегазоносности ПК с продуктивностью юрско-нижнемеловых отложений.

2. Расчленение разреза платформенного чехла на лигостратиграфические и нефтегазоносные комплексы, толщи и горизонты, унификация объемов и номенклатуры этих элементов.

3. Выявление закономерностей формирования и распределения скоплений УВ, прогноз новых зон нефтегазонакопления разных типов, детализация и частичная переработка схем тектонического и нефтегазогеологического районирования Юга Туранской плиты.

4. Исследование сложнозкранированных ловушек и залежей газа и нефти - их типизация, распространение, выработка рациональных методик подготовки и разведки.

5. Научное обоснование приоритетных направлений ПРР на новые разнотипные зоны нефтегазонакопления, определение потенциала нефтегазоносности и разработка программ их разведки.

Научная новизна. Определены важнейшие закономерности строения и нефтегазоносности доплитных и плитных образований Юга Туранской платформы, представленные новыми нефтегазогеологическими моделями территории и ее областей, районов и зон, приоритетных для разведки крупнейших ресурсов газа и нефти. Выявлена обширная сеть грабен-рифтовых структур фундамента и ПК, влияющая на продуктивность низов платформенного чехла и обладающая собственным потенциалом нефтегазоносности. Выработаны новые схемы литострати-графического и нефтегазогеологического расчленения платформенного чехла, тектонического и нефтегазогеологического районирования Юга Туранской плиты. Проанализированы литолого-тектонические предпосылки продуктивности юрско-нижнемеловых нефтегазоносных комплексов с обоснованием ареалов максимальной концентрации ресурсов УВ и приоритетных поисковых зон. Выделены районы, где, наряду с газовыми, предполагается открытие и нефтяных месторождений. По районам платформенной части Туркменистана осуществлены прогноз и типизация

сложноэкранированных ловушек, как основных объектов зрелой стадии разведки региона.

Практическая значимость работы. Обоснованы высокоэффективные направления, зоны и объекты ПРР. Предложены новые методики и рациональные комплексы разведки зон сложноэкранированных ловушек. По наиболее перспективным районам и зонам разработаны программы разведки нефтегазовых ресурсов.

Практическим вкладом автора является: разработка многочисленных рекомендаций по ориентированию геофизических и буровых работ, принятых производственными подразделениями «Туркменнефти», «Туркменгаза» и «Туркменгео-логии»; участие в комплексных проектах и долгосрочных программах геологоразведочных работ по Центральному, Северному и Восточному Туркменистану с 1975 по 2010 гг. Использование этих рекомендаций способствовало открытию нефтегазовых месторождений Бахардокского склона и платформенного борта Предкопет-дагского прогиба, Беурдешикского склона, подшатлыкских и надшатлыкских залежей Даулетабад-Донмезского месторождения.

Апробация работы, публикации. Основные положения работы поэтапно докладывались а концернах «Туркменгаз», Туркменнефть», корпорации «Туркмен-геология», в институтах ИГиРГИ, РГУ, ВНИГНИ, ТуркменНИПИнефть, Туркмен-НИГРИ, Туркменском институте нефти и газа, Туркменском филиале института «Союзгазтехнопогия», Туркменском политехническом институте, на Международных научно-практических конференциях, посвященных развитию нефтегазового комплекса Туркменистана (Ашхабад, 1994, 1996, 1999). По теме диссертации опуб-ликованы 49 статей и, в том числе, 8 крупных обзоров" монографического характера. Результаты исследований детально изложены в 12 научно-практических отче-тах, выполненных по заказу концернов «Туркменнефть», «Туркменгаз».

Фактическими материалами, положенными в основу диссертации, явились личные исследования автора в период с 1980 по 2000 гг., работавшего начальником геологического отдела и начальником тематических партий Каракумского Управления разведочного бурения и Управления промыслово-геофизических работ концернов «Туркменнефть», «Туркменгаз». Для геологических исследований были использованы материалы бурения более 1000 скважин, результирующие материалы сейсмических работ МОГТ, КМПВ, MOB по всей платформенной части Туркменистана, большое количество публикаций Советского Союза, Туркменистана, Российской Федерации, Узбекистана и Казахстана.

)

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 234 страницах, включает 48 рисунков, 5 таблиц. Список использованной литературы содержит 212 наименований.

В работе над диссертацией автор учитывал результаты научных и прикладных исследований ученых и практиков геологической отрасли Э.Х.Абдыллаева, А.А.Абидова, Х.Х.Авазходжаева, А.А.Аванесова, А.К.Алланова, . К.Н.Аманниязова!-, А.Г.Алексина, Г.И.Амурского, О.Б.Атагельдыева, А.А.Атаева, М.А.Аширмаме-дова, Т.Аширова, Т.Л.Бабаджанова. А.Г.Бабаева, Х.К.Бабаева, А.Байрамова, Ч.К.Балкулиева, А.А.Бакирова, Э.А.Бакирова, А.Г.Блискавки, Р.И.Быкова. С.П.Вальбе, М.И.Варенцова, И.В.Высоцкого, Г.А.Габриэлянца, В.П.Гаврилова,

3.Гельдыева, А.Гельдыназарова, Г.Н.Гогоненкова, Ю Н.Година, А.Н.Давыдова, Г.Х.Дикенштейна, А.Н.Дмитриевского, А.А.Дурдыевой, Н.А.Еременко. В.И.Ермол-кина, М.С.Жмуда, А.У.Захидова, В.Д.Ильина, Х.Кабулова, П.И.Калугина, Л.Н.Кире-евой, К.А.Клещева, В.С.Князева, И.К.Королкж, Т.К.Кошаева, К.Н.Кравченко, Н А.Крылова, Т.Н.Кузовкиной, О.А.Кузьминой, Н.Я.Кунина, П.Н.Куприна, А.К.Кур-банова, Е.В.Кучерук, В.И.Ларина, А.И.Летавина, Н.П.Луппова, Н.Ч.Мавыева, А.К.Мальцевой, Е.Л.Меламуд, М.К.Мирзаханова, Д.М.Мурзагалиева, К.Н.Назарова, Б.Недирова, Н.Е.Оводова, О.А.Одекова, В.Е.Орла, Д.С.Оруджевой,

4.М.Пайтыкова. О.М.Панасенко, М.С.Пашаева, Э.Л.Рожкова, В.В.Семеновича,

A.M.Силича, Вл.С.Сибирева, Л.Н.Смирнова, В.Я.Соколова, Н.Н.Соловьева,

B.К.Солодкова, В.А.Спикина, И.С.Старобинца, Б.Б.Таль-Вирского, К.Д.Таимова, М.Ш.Ташлиева, Б.М.Тачмурадова, К.М.Тегелекова, Т.И.Убайходжаева, П.В.Флоренского, Н.Хаджинурова, М.Халилова, Э.М.Халимова, Я.А.Ходжакулиева. В.Т.Хромова, Х.Худайкулиева, З.Б.Хуснутдинова, С.Е.Чакабаева, И.М.Шахнов-ского, В.С.Шеина. А.Е.Шлезингера, В.Л.Шустера, А.Л.Яншина и др.

Автор выражает глубокую признательность профессору Н.А.Крылову, докторам геолого-минералогических наук М.А.Аширмамедоау, К.Н.Кравченко, А.М.Силичу, кандидату геол.-мин.наук Х.К.Бабаеву за конструктивное обсуждение диссертационной работы, советы и рекомендации. Он также благодарит сотрудников «Туркменгаза» Д.С.Ласточкину, Н.В.Тювакину, А.Курдову, Р.А.Ерофееву за помощь в оформлении диссертации.

Глава 1. Особенности строения и потенциал нефтегазоносности переходного комплекса, его участие в продуктивности плитных отложений Переходный комплекс - промежуточный структурный этаж Туранской плиты большинством исследователей (Г.И.Амурский, В.И.Дитмар, В.С.Князев, Н.А.Кры-

4

лов, Н.Я.Кунин, А.И.Летавин, М.Ф.Мирчинк и др.) рассматривается как комплекс осадочно-вулканогенных отложений, формировавшийся в геологических условиях, переходных от геосинклинальных к платформенным. Как и подобает специфическим особенностям такого этапа, ПК претерпевает резкие региональные и зональные изменения в мощности (от 6-8 км до 0) и стратиграфической полноте.

Повсеместно и безоговорочно в состав ПК включаются пермо-триасовые отложения, имеющие молассовый облик, споры идут, главным образом, о стратиграфическом составе нижней его части, который определяется изменяющимся в широких пределах возрастом блоков фундамента гетерогенной Туранской платформы. Мы придерживаемся точки зрения о байкальско-каледонском фундаменте плиты (Н.Я.Кунин, Т.Л.Бзбаджанов и др.), осложненном линейными зонами герци-нид и киммерид. С учетом сказанного, возраст нижней секции ПК будет изменяться от верхов карбона в переработанных герцинидами зонах до карбона в полном объеме и, предположительно, девона и даже более древних образований в погруженных грабен-рифтах.

Образования промежуточного этажа наиболее изучены в пределах Северного Туркменистана и на сопредельных территориях Казахстана и Узбекистана, где карбон-пермо-триасовые отложения залегают на минимальных глубинах. Интерес к доюрским отложениям в последние годы повысился в связи с открытием здесь первых, возможно крупных газовых месторождений в известняках нижнего карбона - Тарымкаинского и Карачалакского. Нефтегазовые залежи в триасовых отложениях Южного Мангышлака были известны давно. Промежуточный этаж залегает на доступных глубинах и представляет интерес для разведки и в ряде других регионов Туркменистана, в первую очередь в Западно-Бахардокском и Карабиль-Бадхызском, где также основные перспективы газоносности ПК связываются с каменноугольными карбонатными отложениями.

Повышенная оценка перспектив нефтегазоносности ПК базируется на гипотезе значительных масштабов нефтегазообразования а доюрских отложениях и смешанной, преимущественно вторичной продуктивности юрских. В настоящее время эта гипотеза поддерживается большинством специалистов, рассматривающих нефтегазоностноть Северо-Устюрстской и Южно-Мангышлакско-Устюртской синеклиз и рифтов их основания, и распространяется нами на сопредельную территорию Северного Туркменистана. Об ограниченном нефтегазоносном потенциале юрских терригенных отложений Северного Туркменистана свидетельствует открытие в них лишь единичных проявлений газа и нефти.

5

Для целевого исследования строения и перспектив нефтегазоносности отло жений промежуточного этажа весьма важным представляется изучение поверхно стей фундамента, предверхнепермского и предъюрского размывов, анализ измен чивости состава структурно-формационных элементов ПК, исследование грабен рифтовых структур, их бортовых, поперечных и прилегающих эрозионно-тектони ческих выступов, прогноз сложнозкранированных ловушек нефти и газа. Совре менное состояние изученности промежуточного этажа таково, что не позволяв расчленить этаж не только на ярусы, но нередко, и на отделы, посему солоставле ние разрезов ПК достаточно условно. Ниже дана упрощенная характеристика ег< крупных структурно-формационных подразделений в авторской версии.

Нижне-среднекаменноугольный комплекс представлен терригенно-кар бонатными и эффуэивно-пирокластическими отложениями. Наибольший интерес ( отношении нефтегазоносности представляет его карбонатная толща, концентри рующая преобладающую долю сложнопостроенных трещиноватых коллекторов месторождений и проявлений УВ. Ареал распространения и типы разрезов карбо натного комплекса, однако, не ясны и требуют первоочередного изучения.

Новые обнадеживающие данные по промежуточному этажу получены на Та рымкаинском каменноугольном эрозионно-тектоническом выступе, содержащее, две газовые залежи. По данным Кабулова X. накопление 335-метровой карбонат

с

ной толщи верхневизейского возраста происходило в условиях мелководногс шельфа, породы по обилию рифостроителей и рифолюбов отнесены к склоновом! типу палеобассейна, благоприятному для образования рифовых построек и лову шек У8. На Карачалакском месторождении промышленные притоки газа получень из кровельной части карбонатов, также как и на Тарымкая срезаемых предверхне пермским размывом. Нами предполагается, что газоносные коллекторы Тарымка; и Карачалака связаны с подразмывными корами выветривания карбонатных вы ступов.

Относительно более погруженные выступы могут несогласно перекрыватьа не только верхнепермскими красноцветами, но и эффузивно-осадочными, реже соленосными толщами верхнего карбона - нижней перми. Такие положительные эроэионно-тектонические морфоструктуры доступны для диагностики и оценки нг газ и нефть, поскольку отражаются на сейсмических профилях хорошего качеств: в виде холмовидных поднятий.

Среднекаменноугольная аргиллито-сланцевая толща практически нигде не содержит коллекторов, в единичных случаях из нее получен непромышленный газ

б

Являясь нефтегазопроизводящей по обилию органики, она характеризуются, по-видимому, значительным остаточным потенциалом газогенерации.

Верхнекаменноугольный-нижнепермский комплекс пород рассматривается как терригенно-туфогенный и эффузивный и имеет максимальную мощность до 1000 м. Важнейшим тектоническим рубежом ПК является рубеж ранней и поздней перми, сопровождающийся общим воздыманием и расчленением рельефа, резким прогибанием рифтовых долин и последующей эрозией поднятых территорий предверхнепермским региональным размывом, сопоставимым по значимости с предъюрским размывом, знаменующим замыкание переходного этапа развития Туранской плиты. В прогнутых зонах Северного Туркменистана происходит обогащение рассматриваемого интервала разреза терригенными, соленосными и, возможно, карбонатными породами.

Обнаружение нижнепермских солей в Дарьялык-Дауданском грабен-рифте (Ербурун) свидетельствует о более широком, чем лредпопагалось ранее, распространении нижнепермской эвапоритовой формации в пределах погребенных рифтов Туранской плиты. Ранее эта формация была установлена только на приграничной территории Прикаспийской впадины и в, Чу-Сарысуйской депрессии. Нами прогнозируется зональное распространение нижнепермских эвапоритов в приосе-вых частях Ассакеауданской, Учкудукской и Хивинской грабен-рифтовых структур, которые могут оказаться здесь покрышками скоплений УВ.

Положительными критериями нефтегазоносности карбона и нижней перми в Северном Туркменистане и, предположительно, в других регионах является наличие мощной несогласной верхнепермской красноцветной покрышки, прогнозируемое распространение трещинно-кавернозно-поровых коллекторов в виде кор выветривания под предверхнепермским размывом, линз и «столбов» разуплотнения, образующихся за счет избирательного метосаматоза и гидроразрыва преимущественно карбонатных интервалов высоконапорными глубинными флюидами, наличие многочисленных антиклинально-блоковых и эрозионно-тектонических ловушек, вероятное развитие одиночных и барьерных рифовых построек.

Для реализации перспектив каменноугольного направления ГРР на газ и нефть а Северном Туркменистане, Бадхыз-Карабильском и Западно-Бахардокском регионах нами предложена программа регионально-поисковых буровых и сейсмо-разведочных работ, после осуществления которой можно будет перейти к конкретной подготовке и оценке газонефтеносности доюрских объектов.

Верхнепермско-нижнетриасовый комплекс имеет на рассматриваемой территории три типа разреза - осадочный, вулканогенно-осадочный и осадочно-вулканогенный. Первый тип разреза распространен наиболее широко и подразделяется на две толщи - нижнюю красноцветную грубообломочную и песчано-гли-нистую (верхняя пермь) и верхнюю сероцветную глинистую (нижний триас). Эффузивные и лирокластические породы здесь встречаются реже, чем в нижней лерми.

В глубоких прогибах фундамента общая толщина рассматриваемых молассо-идных отложений достигает 1,5-3 км и значительно превышает толщину каменноугольных. В направлении от прогибов к выступам фундамента происходит их частичное или полное выпадение из разреза.

Пермо-триасовые грабеновые зоны часто осложняют не только крылья, но и своды юрских структур. Максимальные смещения палеозойских сводов относительно юрских, т.е. перестройка структур происходит в основном за счет предверх-непермского несогласия, результирующего блоковые тектонические движения и эрозионные процессы. Резкие локальные сокращения мощности пермотриаса являются хорошим индикатором каменноугольных эрозионно-тектонических выступов (Тарымкая, Карачалак).

Средне-верхнетриасовый терригенно-туфогенный комплекс максимально распространен в Бадхыз-Карабильской области и в Северном Афганистане. Эта преимущественно аргиллитовая толща мощностью от первых сотен метров до 1-2 км по существу явпяется региональным флюидоразделом между юрским и палеозойским этажами, ослабляющимся в приразломных зонах.

Триасовые отложения обнаружены и в юго-восточной части Предкопетдагско-го краевого прогиба. Здесь на площади Шордепе, под отложениями келловей-оксфорда вскрыта кромка терригенно-туфогенных образований предположительно триасового возраста. Выпадение из разреза нижнесреднеюрских отложений на предгорном борту Меанинской депрессии указывает на геоантиклинальное развитие прилегающей части Копетдага на рубеже триаса и юры.

Продолжение Бадхыз-Майманинской зоны выходов триаса и отсутствия ранней-средней юры в пределы Восточного Копетдага и предгорного борта Меанинской депрессии не дает, однако, оснований для малообоснованных предположений ряда геологов (А.К.Алланов, В.А.Спикин и др.) о резком сокращении нижнесреднеюрских отложений на всем протяжении Предкопетдагского краевого прогиба. По-видимому, мощность этой секции разреза, являющейся базальной в низах платформенного чехла, значительно увеличивается в Каахкинской депрессии к

особенно разрастается (до 1-2 км и более) в Ашхабадской депрессии и Казанд-жикском грабене.

На всем протяжении Предкопетдагского краевого прогиба, где суммарная толщина промежуточного этажа по данным КМПВ, ГСЗ достигает 6-8 км и не сокращается менее 3-4 км, можно предположить развитие достаточно мощных триасовых отложений, которые будут резко сокращаться или выпадать из разреза в пределах отдельных погребенных палеозойских выступов, подобных Кыркскому.

Нами прогнозируется линейная Изгант - Геязли - Учтаганская зона концентрации триасовых преимущественно осадочных отложений, сочленяющая Предко-летдагский и Южно-Мангышлакский депоцентры триасового прогибания, подчиненная одноименной системе доюрских грабен - рифтовых структур. Максимальный по мощности разрез триаса (1465 м) вскрыт здесь в Учтаганском грабен -рифте (Игды), где он представлен сероцветными терригенными отложениями с низким содержанием песчаников.

Морские нижнетриасовые отложения терригенного состава известны в ядре Туаркырского обращенного рифта. В продолжающем его по простиранию Караау-данском грабен-рифте происходит наращивание триасового комплекса по мощности (до 2-2,5 км) и стратиграфической полноте (появление средне-верхнетриасовых отложений). Наибольший интерес здесь представляет среднетриасовая кар-бонатно-вулканогенная толща, содержащая большую часть триасовых залежей нефти и газа Южного Мангышлака.

Поверхность фундамента. Основными структурными элементами поверхности нижне-среднепалеозойского фундамента являются разнопорядковые своды и выступы, линейные прогибы преимущественно грабен - рифтовой природы и изо-метричные мульды, сопрягающие и дробящие их глубинные разломы нескольких систем ориентации и интенсивности проявления во времени. Поверхность фундамента Юга Туранской плиты имеет сложнорасчлененный разломно-бпоковый рельеф с перепадом глубин от дневной поверхности в окраинных массивах до 1018 км в Мургаб-Предкопетдагской, Хивинской. Обручевской и Бешкентской грабен-рифтовых зонах.

Новая карта поверхности фундамента и схема ее районирования составлены нами путем анапиза, пересмотра и дополнения карт и публикаций разных авторов. На новой карте фундамента в центре региона отчетливо просматривается Цен-тральнокаракумский свод и три его субмеридиональных апофиза - Северокаракумский, Южнокаракумский и Казы-Чирлинский массивы, обрамленные Хивинской,

ч

Прёдкопетдагской, Учтаган-Верхнеузбойской и Дарьялык-Дауданской зонами грабен - рифтоаых структур (ГРС). Одна из наиболее контрастных ГРС вклинивается со стороны Предколетдагской зоны между Южно-Каракумским и Каэы-Чирлинским массивами. Более контрастно и определенно стали выглядеть выступы и ГРС восточной части Туранской плиты,

В пределах Западного Узбекистана на основе специальных обработок старых материалов КМПВ, анализа глубинных материалов МОП" и естественных полей, проведения модифицированных работ КМПВ с большей разрешающей способностью по глубине модель поверхности фундамента усложнена новыми грабенами и выступами и почти повсеместно углублена на 1-3 км (Кунин, Бабаджанов и др. 1992). Таким образом, здесь увидели более глубокую кристаллическо-мета-морфическую поверхность байкальско-календонской консолидации, что увеличило объем ПК и его перспективы нефтегазоносности особенно а грабен - рифтовых зонах. Подобные же некорректности старых материалов КМПВ по глубине фундамента установлены и в Северном Туркменистане, что делает актуальным пересмотр карт по фундаменту по всей ппатформенной части Туркменистана.

Грабен-рифтовые структуры. В бопьшинстве последних публикаций признается, что эволюция нефтегазоносных бассейнов Туранской плиты и других платформ в значительной степени связана с влиянием погребенных палеозойско-триасовых грабен - рифтовых систем (эпирифтовое погружение наложенных си-неклиз и прогибов, эпигенетичная в ряде случаев продуктивность платформенного чехла). Актуальность изучения грабен-рифтовых систем и, особенно, их частей, залегающих на доступных глубинах 3-5 км возрастает по мере истощения запасов нефти и газа юрско-нижнемеловых отложений.

Грабен-рифты промежуточного этажа отражаются линейными прогибами поверхности фундамента, депоцентрами комплексов ПК и низов осадочного чехла. На Туранской плите общую грабен-рифтовую природу и тенденцию развития ПК наиболее явно наследует Амударьинская юрская синеклиза. Об этом свидетельствует непосредственный контроль конфигурации синеклизы пограничными гра-бен-рифтовыми системами - Хива-Мургабской, Приамударьинской и Сандыкачин-ской. Другими крупнейшими системами ГРС и уноследованных прогибов являются Северно-Туркменская, составленная Учкудукским, Ассакеауданским и Дарьялык-Дауданским звеньями, Южно-Туркменская (Предколетдагская), Учтаган-Геязлин-ская и Туаркыр-Караауданская.

ю

Суммарная площадь выявленных и предполагаемых систем доюрских ГРС достигает только 30% площади Туранской плиты, однако объем палеозойско-триасовых толщ их выполнения резко превышает объем их омоложенных аналогов, плащеобразно залегающих на приподнятых массивах фундамента и в меж-рифтовых зонах. В наиболее прогнутых грабен - рифтах происходит расширение низов промежуточного этажа за счет каменноугольных и девонских отложений, менее метаморфизованных и обогащенных вулканитами и увеличивающих этаж сингенетичной нефтегазоносности ГРС.'

Учитывая максимальную концентрацию осадочно-породного и органического вещества а системах ГРС (причем не только в доплитных образованиях, но и в плитных комплексах унаследованных синеклиз и прогибов), их аномальную про-гретость и иньецированность мантийными эманациями по глубинным разломам, нефтегазогенерэционный потенциал ПСЭ и низов платформенного чехла должен, главным образом, реализовываться в глубоких грабен-рифтах. Разрядка же аккумуляционно-эмиграционного потенциала промежуточного этажа осуществляется преимущественно на структурно дифференцированных бортах, плечах и поперечных поднятиях грабен-рифтов, наиболее проницаемых для вертикального перераспределения УВ (особенно по реактивированным зонам трещиноватости) и задерживающих часть улеводородов в «головах» моноклинальных блоков ПК. Далее вертикально-боковая миграция углеводородов распространяется на прилежащие к ГРС выступы и структуры облекания межрифтовых зон.

Еще больший эффект нефтегазонакопления в низах платформенного чехла и в секциях ПК, затронутых контрастными перерывами и размывами и содержащих довольно протяженные подразмывные резервуары, создается при частичной инверсии грабен-рифтов доюрского основания в валообразные поднятия платформенного чехла, однако при «передозировке» иверсионных процессов происходит раскрытие ГРС на поверхности или на небольшой глубине, и превалирует разрушение нефтегазовых залежей вследствие сильной тектонической нарушенности новообразованных антиклинальных структур (Султансанджарский вал и др.).

В пределах наиболее контрастных и глубоких систем грабен-рифтов Туранской плиты отмечена максимальная концентрация крупных месторождений и запасов нефти и газа в юрско-нижнемеловых отложениях, что отнюдь не является случайным и отражает прямые и опосредованные связи нефтегазоносности доюрских образований и низов платформенного чехла. Уникальной газоносностью отличается здесь Приамударьинская и Арало-Мургабская системы ГРС, уникальной неф-

II

теносностью - бортовая Жетыбай-Уэеньская ступень Мангышлакского рифта. Крупнейшей нефтегазоносной территорией Центральной Азии, по-видимому, станет слабоизученный Предколетдагский грабен-рифт Южно-Туркменской межконтинентальной системы ГРС, на платформенном борту которого уже открыты первые нефтяные и газовые месторождения.

В отдельных рифтах и пририфтовых поднятиях Туранской плиты уже установлены месторождения и проявления нефти и газа в различных секциях промежуточного этажа (триас, пермь, карбон), в корах выветривания и внутренних зонах фундамента. Естественно, запасы и ресурсы УВ первых доюрских месторождений совершенно не сопоставимы с огромным потенциалом нефтегазоносности низов платформенного чехла, как по причине незначительной освоенности триас-палеозойского направления ГРР так, вероятно, и по причине изначально меньшего потенциала нефтегазоносности ПК. Несмотря на сверхсложность и низкую текущую эффективность триас-папеозойского направления ГРР, разумной альтернативы его реализации не существует, особенно на землях с нулевыми или незначительными остаточными и ресурсами УВ юрско-мелового направления.

В диссертации обоснованы первоочередные зоны и объекты высокотехнологичных сейсморазеедочных работ и параметрического бурения на доюрские образования бортовых, поперечных и припежащих выступов грабен-рифтовых структур, залегающие на доступных глубинах 2,5-5 км. К этимо бъектам следует применять специальные методические приемы выявления, подготовки и разведки. В частности, в комплекс подготовки объекта должно обязательно входить параметрическое бурение, поскольку без него невозможны определения возраста литофаций и резервуаров доюрских образований и правильная ориентация высокотехнологичных сейсмических работ 20-30.

В некоторых регионах геологически и экономически целесообразно совмещение поисково-разведочных работ на юрско-нижнемеловые отложения и регионально-поисковых работ на доюрские образования посредством увеличения проектных глубин отдельных скважин и усложнения задач сейсморазведки. К таким регионам в первую очередь относятся Западно-Бахардокский, Бадхыз-Карабиль-ский и Северно-Карабогазский.

Глава 2. Нефтегазогеологическое расчленение и бассейновое районирование платформенного чехла

Расчленение платформенного чехла. Для дробного изучения, региональной и зональной корреляции коллекторов, покрышек и параметров продуктивно-

п

сти, платформенный чехол Юга Туранской плиты расчленен нами на литолого-стратиграфические и идентифицируемые с ними нефтегазоносные комплексы (ЛСК и НГК), толщи и горизонты.

Выделение каждого конкретного нефтегазоносного комплекса осуществлялось с учетом универсальных условий - достаточно выраженной его изоляции верхней и, часто, нижней региональными покрышками, определенной автономности формаций, резервуаров, ловушек и системы образования и накопления нефти и газа в специфических гидрогеологических, геохимических и геодинамических об-станоеках.

Стратиграфические объемы ЛСК и НГК отвечают отделам, нэдъярусам и. редко, ярусам, толщ - ярусам и лодъярусам, горизонтов - лодъярусам и их элементам. Для кайнозойских отложений, наиболее мощные и высокопродуктивные стратотипы которых располагаются в приграничных с платформой межгорных впадинах и краевых прогибах, при выделении и индексации комплексов и толщ использованы такие единицы как свиты, серии, слои. Корреляция комплексов чехла и их составных элементов производится, главным образом, промыслово-геофизи-ческим и сейсмостратиграфическим методами без существенных корректировок их хроностратиграфических объемов.

Исходя из научно-практических задач анализа нефтегазоносных бассейнов, районов, зон и месторождений, нами в 1988 г. разработана и внедрена а производство новая схема литостратиграфического и нефтегазогеологического расчленения верхнеюрско-нижнемелового разреза и соответствующей буквенно-цифровой индексации толщ, горизонтов и пластов, учитывающая рациональные особенности существующих региональных и местных схем платформенной части Туркменистана и Узбекистана, а также опыт подобных классификаций в Западной Сибири и других регионах.

Так, топщи и горизонты апт-альбских отложений индексируются следующим образом: от А1 до АЗ - альб; от А4 до А6 - верхний апт; от А7 до А10 - нижний-средний апт. В неокомском нефтегазоносном комплексе сверху вниз по разрезу выделяются следующие толщи и горизонты: Б1 - верхний баррем, Б2-Б4 - нижний баррем; ВГ1, ВГ2 - верхний готерив; ШГ - шатлыкский горизонт «условного» среднего готерива; НГ1-НГЗ - нижний готерив; В1- 85 - берриас-валанжин.

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс как единое целое выделяется только на региональных поднятиях Центральнокаракумского свода, Бухарской и Бадхыз-Карабильской ступеней, где из его разреза выпадает галито-ангидритовый

13

кимериджский флюидоупор. В погруженных зонах Амударьинского и Предкопег-дагского бассейнов верхняя юра «расщепляется» галитово-ангидритовым или ан-гидритово-мергельным флюидоупором на два самостоятельных нефтегазоносны» комплекса - надсолевой титонский (индекс «Н» - надсоль, горизонты от Н1 до Н4 в т.ч. Н2 - карабильская красноцветная формация) и подсолевой келповей-окс фордский. Последний состоит из оксфордской карбонатной формации (индекс «О» - оксфорд, горизонты от 01 до 07. в т.ч. 01-03 - органогенная субформация, содержащая рифовые постройки, и 04-07 - кристаллозернистая субформация, выделяемые А.Г.Бабаевым, М.С.Пашаевым, Л.Г.Гаврильчевой и др.) и келловейской глинисто-карбонатно-терригенной формации (индекс «К» - келловей, горизонты от К1 до К4).

Стратиграфическая граница между келловеем и оксфордом не имеет четкой литологической выраженности. На этом основании и, несмотря на то, что келло-вейский ярус отнесен в настоящее время к среднеюрскому отделу, келловей-оксфордский комплекс продолжает рассматриваться нами в качестве единого.

Поскольку кимериджская соляно-ангидритовая покрышка зонально расслаивается коллекторами и содержит нефтегазовые скоппения даже в днищевой части Амударьинского бассейна (межсолевые нефтегазорапопроявляющие доломиты Мургабской впадины) она также может рассматриваться в качестве специфического зонального нефтегазоносного комплекса. Он состоит из двух толщ: толщи С («соль») и горизонтов от С1 до С5, в т.ч. С1 и С4 - «верхнего» и «среднего» ангидрита, С2-3 и С5 - «верхней» и «нижней» соли; толщи П - сульфатно-карбонатной, «переходной» от эвапоритов к карбонатам и состоящей из горизонтов от П1 до ПЗ.

Следует отметить, что от днища к бортам Амударьинского бассейна происходит замещение ангидритов толщи П на карбонатные коллекторы, содержащие залежи УВ и часто ошибочно идентифицируемые как кровля подстилающей оксфордской толщи. Повод к этому дает и переходный возраст толщи П - от верхов верхнего оксфорда (горизонт ПЗ - аналог VIII продуктивного горизонта Ачакской номенклатуры) до низов кимериджа (горизонт П1 - аналог VII горизонта).

Пласты в разрезах горизонтов верхней юры и нижнего мела индексируются подстрочными арабскими цифрами. Послойная корреляция особенно важна при изучении зон литолого-стратиграфического выклинивания и клиноформ, однако, аналогии таксонометрических единиц ниже уровня горизонтов в региональном и

даже зональном плане практически не сохраняются, и одинаковая индексация пластов вовсе не указывает на их идентичность.

Разработанная нами унифицированная схема нефтегазогеологического расчленения верхнеюрско-нижнемелового разреза и номенклатура продуктивных толщ и горизонтов была успешно апробирована практически на всей платформенной территории Туркменистана. Она имеет ряд преимуществ по сравнению с действующими регионапьными схемами, в первую очередь, большей детальностью и непрерывностью выделения горизонтов в разрезе, в буквенно-цифровой индексации нефтегазоносных толщ и горизонтов, отражающей их стратиграфическую приуроченность. Схема удобна для восприятия и более приемлема для машинно-лро-граммной обработки и анализа геолого-геофизических материалов (в частности, римские цифры существующих региональных номенклатур горизонтов «не воспринимаются» компьютером). Она рекомендуется нами в качестве базовой для всей платформенной территории Туркменистана.

Предлагается также новая унифицированная схема расчленения и индексации элементов кайнозойских и верхнемеловых отложений, обладающих на Юге Тураиской плиты небольшими перспективами нефтегазоносности краевых погруженных зон, отложений нижней-средней юры, триаса, перми и карбона, оценка нефтегазового потенциала которых носит пока обзорно-региональный характер. В связи с крайне слабой изученностью комплексы-толщи промежуточного этажа выделяются в объеме отделов, количество и объемы оставляющих их горизонтов не определены и не идентичны в разных районах. Не «утрясены» объемы толщ и горизонтов и по сильно изменчивым кайнозойским отложениям.

Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование. Посредством анализа новой генерализованной информации - комплекта детальных карт структуры, литологмческих особенностей и параметров продуктивности верхнеюрско-нижнемеловых нефтегазоносных комппексов - произведены детализация и значительная переработка тектонического и нефтегазогеологического районирования Юга Туранской плиты с выделением ряда новых нефтегазоносных (ИГР) и газоносных (ГР) районов и зон нефтегазонакопления.

Продуктивность ллатфррменной часЛ! Туркменистана контролируется .тремя крупными нефтегазоносными бассейнами (НГБ) с гигантскими, еще не реализованными ресурсами УВ - Предколетдагским НГБ в полном объеме и частями Аму-дарьинского и Среднекаспийского бассейнов. Предкопетдагский и Амударьинский НГБ традиционно рассматриваются как элементы Каракумского мегабассейна -

Амударьинской нефтегазоносной провинции. Однако для более обоснованной дифференциации и оценки потенциала районов и зон нефтегаэонакопления и в силу специфических особенностей строения рассматриваемых бассейнов их разделение необходимо и возможно по естественному палеотектоническому рубежу -Гараджаовлакской юрской межбассейновой перемычке. В этом случае в Амударь-инский бассейн НГБ входит вся территория доюрской Хива-Мургабской системы грабен-рифтовых структур, отраженная в низах платформенного чехла остаточными прогибами (Балкуинским) и заливами (Илимским, Каландарским, Северно-Шатлыкским, Северно-Донмезским). В состав Предкопетдагского рифтогенно-колизионного НГБ кроме одноименного краевого прогиба и зоны лоднадвига Ко-петдага естественно включение прилежащих Бахардокского склона (без восточного Чанглинского района) и Сакаргядынского выступа.

В меловое и. особенно, кайнозойское время ситуация соотношения Амударь-инского и Предкопетдагского бассейнов резко меняется в связи с формированием новейшей Мургаб-Предколетдагской системы прогибов. Амударьинский НГБ как замкнутая синеклиза редуцируется и резко снижает потенциал нижнемеловой газоносности. Предкопетдагский же НГБ расширяется до р.Мургаб и естественных ограничений по Бадхызкому, Дузенкыркскому, Курукбелийскому, Мары-Иолотан-скому, Еланскому и Коинкуинскому выступам и резко наращивает потенциал неф-тегазоносности.

Среднекаспийский бассейн вклинивается в платформенную часть Туркменистана окраиной Южно-Мангышлакско-Устюртской нефтегазоносной области, в которую логично включается и Дарьялык-Дауданский прогиб - одноименный газоносный район с низким потенциалом по юрско-нижнемеловым отложениям.

Туркменская антеклиза в составе Карабогазского и Центрально-Каракумского сводов и Туаркыр-Капланкыркской системы поднятий и прогибов является крупнейшей межбассейновой зоной с резко ограниченным потенциалом газонефтеносности юры и нижнего мела, возможным только за счет поступления УВ извне (например. в пределы Центрально-Каракумского свода по нижнему мелу - только с юга, по юре - преимущественно с востока) или из образований ПК.

Производится значительный пересмотр составных элементов и потенциалов нефтегазоносности Предкопетдагского и, отчасти, Амударьинского бассейнов. В составе Предкопетдагского НГБ нами выделяются Казанджикский перспективный НГР в составе одноименного грабена и Сакаргядынского выступа, Западно-Бахар-докский НГР, охватывающий запад Бахардокского склона и платформенный борт

Ашхабадской депрессии, Гараджаовлакский ГР, составленный одноименной зоной поднятий и юго-восточной частью Бахардокского склона, Каахкинский и Меанин-ский ГР в составе одноименных депрессий. Ашхабадский НГР, охватывающий осевую зону и предгорный борт Ашхабадской депрессии, включая поднадвиг Центрального и Гяурского Колетдага.

Наиболее перспективными на нефть в Предкопетдагском НГБ признаются Западно-Бахардокский район с уже установленными месторождениями нефти и Ашхабадский слабоизученный район с единичными нефтегазопроявлениями. Наиболее перспективными на газ признаются юго-восточная часть Предкопетдагского прогиба (Каахкинская и Меанинская депрессии) и Гараджаовлакский район.

В Амударьинском бассейне в качестве приоритетного для разведки на нефть выделяется его южный, Бадхыз-Карабильский борт, содержащий также крупнейшие ресурсы газа. Максимально приподнятый Дузенкыр-Джикдалекский гребень рассекает эту территорию на две принципиально различные по геологическому строению и продуктивности области: Даулетабад-Карабильскую в составе Донмез-ского склона. Карабильского склона, Майманинского и Даулетабад-Бирлешикского выступов, и Калаимор-Кушкинскую в составе одноименных прогиба и зоны поднятий.

В пределах Даулетабад-Карабильской НГО нефтяные месторождения выявлены в Северном Афганистане. В Туркменистане на замыкании Майманинского выступа нефть с газом получена из сеноманских отложений месторождения Тек-Тек (Ходжагугирдоб), газ - из базального готеривского горизонта. Притоки нефти из готеривских отложений зафиксированы в пределах Кейиккырской моноклинально-разрывной зоны (восточное замыкание Даулетабад-Донмезского месторождения).

Капаимор-Кушкинская НГО, также уходящая в Северный Афганистан, характеризуется небольшими запасами газа в среднеюрских отложениях приосевой Моргуновской антиклинальной зоны и юго-западного замыкания Кушкинской (Ис-лим, Карачоп), где также установлены мелкие газовые залежи в неоком-аптских и верхнемеловых отложениях. Высокопродуктивным по средней юц^ оказалось северо-восточное воздымание Кушкинской зоны поднятий, где по данным ГК «Турк-менгеология» открыто крупное месторождение газа и нефти.

Глава 3. Комплексный анализ структуры, палеотектоники, литологичес-кой изменчивости и продуктивности плитных нефтегазоносных

комплексов, прогноз ареалов разнотипных месторождений нефти и газа и новых зон нефтегазонакоплония

Такие комплексные исследования нефтегазоносных комплексов и мониторинг их параметров по мере развития геологоразведочных работ абсолютно необходимы для выяснения закономерностей формирования и размещения месторождений УВ, прогноза и ориентации разведки новых зон нефтегазонакоппения.

Нижнесреднеюрский терригенный комплекс по степени обогощенности 08 и битумами гумусового и сапропелевого состава (содержание сапропеля повышается в зонах, где преобладают отложения морского генезиса) является основной нефтегазопроизводящей толщей ппатформенного чехла, однако он выглядит несравненно беднее по количеству и запасам выявленных газовых месторождений, чем перекрывающий келловей-оксфордский комплекс.

Средняя юра газоносна на отдельных месторождениях Беурдешик-Хивинской (Наип, Беурдешик), Чарджоуской (Гугуртли, Самантепе) и Бадхыз-Карабильской (Кушкинская зона поднятий, Моргуноаское) областей. Малодебитные притоки газа из средней и нижней юры зафиксированы в Дарьялык-Дауданской и Заунгузской областях. Такая же картина распространения небольших месторождений газа сохраняется и в Западном Узбекистане. Однако на Туранской ппите известны и зоны аномально высокой продуктивности нижнесреднеюрских отложений как, например, зона уникальной нефтеносности Жетыбай-Узеньской ступени. В последнее время крупное нефтегазовое месторождение открыто в Кушкинской зоне поднятий.

Низкая продуктивность комплекса характерна для областей его приподнятого залегания (1-3 км) где обычно фиксируется относительно маломощные (до 300 м), стратиграфически сокращенные (выпадение нижней и низов средней к1ры), сильно опесчаненные разрезы. Исключением здесь оказалось воздымание Кушкинской зоны поднятий, высокую продуктивность которого можно объяснить выклиниванием высокопористых коллекторов средней юры в пределах погребенной перикли-нали Банди-Туркестана и наличием поперечных экранирующих разрывов.

В областях повышенных глубин (3-4,5 км) комплекс продуктивен на бортах крупных прогибов (например, Хивинского грабенообразного), где достигается оптимальный баланс между песчаниками и глинами, благоприятный для формирования литологических скоплений УВ. В днищевых же частях впадин, где комплекс характеризуется максимальными мощностями (до 1 км и более) и предельной газонасыщенностью вод большая часть коллекторов нижней-средней юры теряет промышленное значение. В глубокопогруженных территориях высокопродуктивны-

ми могут оказаться участки крупных консидементационных поднятий, предполагаемых, в частности, на западе Бахардокского склона, а также зоны развития высокопроницаемых руслово-дельтовых фаций, подобных обнаруженным на Узени.

Средняя юра зонально срезается предкеловейским размывом в полосе выступов Меймене, Курукбейли, Дузенкыр и далее в направлении Шорбогаза, ориентированной вдоль южной окраины Туранской плиты. Выклинивание и срезание терригенных отложений может сопровождаться образованием литолого-стратигра-фических ловушек и скоплений УВ только при наличии лодразмывных коллекторов. При этом резкие опесчанивания или, наоборот, глинизации зон выклинивания представляются малоблагоприятными для аккумуляции газа и нефти. Именно из-за тотальной глинизации и отсутствия промышленных коллекторов оказалась не продуктивной крупная зона выклинивания терригенной юры на северном борту Калаиморского прогиба, потенциал газоносности которой первоначально оценивался очень высоко.

Келловей-оксфордский комплекс составлен двумя автономными нефтегазоносными толщами - глинисто-карбонатно-терригенной келловейской и карбонатной оксфордской.

Келловейская толща содержит газоконденсатные скопления и проявления нефти в зонах ее обогащения терригенно-карбонатными коллекторами - на бортах крупных прогибов (например, Хивинского) и на сводах (Центрально-Каракумском и Карабогазском). С подобными элементами связываются и дальнейшие перспективы нефтегазоносности толщи в ловушках сводового, литологического (Хазарли) и стратиграфического типов.

На относительных погруженных территориях невыдержанные коллекторы келловея представляют большой интерес на газоконденсатные скопления в пределах погребенных поднятий. К первоочередным зонам разведки нами отнесены западная и центральная части Бахардокского склона. В западной части склона в келловейских отложениях впервые открыто Мийшекское месторождение, где газоносной на глубине около 4100 м оказалась 30 метровая пачка песчаников.

Оксфордская карбонатная толща мощностью до 400-500 м является основным газонефтеносным элементом юрских отложений Юга Туранской плиты и характеризуется максимальной продуктивностью в Амударьинской синеклизе, в пределах которой карбонаты залегают под мощной эвапоритовой покрышкой. Наиболее крупная концентрация месторождений и запасов газа отмечена в бортовых и центриклинальных элементах синеклизы, где широкое распространение получают

высокопористые коллекторы относительно мелководного генезиса, одиночные и барьерные органогенные постройки (Приамударьинский регион, Балкуинский прогиб и др.)

Продуктивными оказываются и внутренние зоны депрессий, обладающие собственным палеотектоническим рисунком, однако плотность их запасов существенно снижается (Багаджа-Мапайская и Учаджинская зоны). Альтернативой повышения эффективности ГРР здесь могут послужить поиски высокоемких рифовых коллекторов и построек в южной, Мургабской части синеклизы, где подобные объекты оказались на глубине около 5 км в результате резкого новейшего прогибания Сандыкачинской полосы прогибов. Локальные рифовые объекты, характеризующиеся высокой продуктивностью (дебитами газа до 800 тыс. м3/сут.) обнаружены в Яшларской зоне поднятий, потенциал газоносности оксфордских отложений которой предварительно оценен в 700 млрд. м1газа.

Наряду с огромными газовыми ресурсами, в Приамударьинском регионе обнаружены менее значительные нефтяные залежи и оторочки, сосредоточенные, преимущественно, в древних тупиковых и теневых ловушках, которые не были «промыты» мощным новейшим потоком высокотемпературного глубинного газа. Однако здесь открыт и крупный Кокдумалакский риф запасы нефти и конденсата, которого оказались очень крупными. Район Правобережья Амударьи продолжает олоисковываться на предмет крупных рифовых скоплений газа и нефти.

В связи с открытием крупной Гараджаовлакской газоконденсатной рифово-литологической залежи на рекордных глубинах 4,5-5 км большой интерес на газоносность приобрел одноименный межбассейновый порог разобщающий Амударь-инский и Предкопетдагский НГБ, в оксфордских отложениях которого предполагается органогенные постройки и «пятна» высокопористых коллекторов в пределах их шлейфов и в сводах древних поднятий. Приоритетными для наращивания крупнейших запасов газа здесь представляются другие объекты Гараджаовлакского межбассейнового порога (например, Теджен), западное погребенное продопжение Шатлыкского вала в направлении поднятия Каахка.

Оксфордская толща благоприятна на поиски рифово-литологических ловушек и скоплений УВ в приразломной полосе сочленения Ашхабадской депрессии и западной части Бахардокского склона (Кубачагинская, Чирлинская зоны, Юж.Сан-сыз), где происходит региональное замещение нормально-морских массивных карбонатов на относительно мелководные, слоистые и уппотненные. На западе склона в оксфорде открыты газоконденсатные залежи, повсеместно залегающие

под ангидритовой покрышкой и отдельные скопления газа и нефти литологическо-го (Геязли) и рифово-литологического характера (Сабур) в средней части толщи.

Небольшие литологические и стратиграфические залежи нефти и газа в под-размывных горизонтах оксфорда обнаружены на Центрально-Каракумском своде, Даулетабад-Донмезском месторождении. Перспективы открытия более крупных объектов подобного типа, а также дизъюнктивно экранированных скоплений УВ представляются повышенными на предгорном борту Меанинской депрессии.

Кимеридж-титонский эвапоритовый комплекс, являясь по существу региональной покрышкой, обогащается карбонатно-терригенными коллекторами "и содержит газоконденсатные залежи в полосах сокращений комплекса на бортах, в северо-западной центрикпинали Амударьинского НГБ и в пределах Гараджаов-лакского межбассейнового порога. Эти периферийные зоны Амударьинского бассейна и являются перспективными для продолжения разведки на газ.

Притоки нефти и газа вместе с высоконапорной рапой получены из отдельных пачек межсолевых и кровельных доломитов кимериджской галитово-ангидри-товой формации в осевой зоне Амударьинского бассейна, где мощность звалори-тов превышает 1 км. Несмотря на то, что устойчивых во времени притоков УВ из межсолевых объектов получено не было, их разведку нужно продолжить.

В Предкопетдагском бассейне титонская толща приобретает морской генезис и преимущественно карбонатный состав. В западной части Бахардокского склона она является нефтегазоносной на поднятиях Кыркской группы и образует крупную Геязлинскую стратиграфическую ловушку нефти и газа. К титону в настоящее время приурочена большая часть запасов и ресурсов нефти этого района. Титонская толща становиться важным объектом разведки и в пределах платформенного борта Ашхабадской депрессии.

В связи с нижнемеловой редукцией Амударьинского бассейна его гигантская продуктивность неокомских отложений тяготеет, в основном, к землям, смежным с Предкопетдагским бассейном или поглощенным последним. При явном смещении нижнемелового депоцентра прогибания относительно верхнеюрского депо-центра 8 пределы Предкопетдагского НГБ, здесь отмечается и аналогичное смещение ареалов нефтегазоносности. Это подтверждает концепцию А.А.Бакирова, В.И.Ермолкина и др. о перемещении ареалов нефтегазонакопления в зависимости от изменения положения области наибопьшего прогибания, доказанную на примерах многих нефтегазоносных бассейнов мира.

Наиболее крупные месторождения газа открыты здесь в высокопроницаемом шатлыкском песчаном резервуаре, по которому происходит струйная миграция газа из юго-восточной центриклинали Предкопетдагского прогиба. В пределах последней готеривские и валанжинские отложения становятся явно газопроизводящими ввиду их погружения на глубину 4-5 км, более чем 2-кратного наращивания мощности и обогащения морскими фациями и органикой.

Крупнейшие запасы газа в готеривских песчаниках сконцентрировались на Шатлыкском, Тедженском, Хангиренском и Даупетабад-Донмезском месторождениях. Газоносность последнего связана с уникальной сложноэкранированной ловушкой, образованной комбинацией литологического, гидродинамического и дизъюнктивного экранов. За счет дальней струйной миграции вплоть до литологического экрана, образованного за счет засоления песчаников, образовались крупные залежи Байрамалийской, Учаджинской и Малайской групп месторождений. В их формировании подчиненную роль играла миграция газа из Сандыкачинской зоны прогибов. О ее небольших масштабах свидетельствует отсутствие газовых скоплений в шатлыкском горизонте на довольно крупных поднятиях осевой части зоны Каракель, Гышкуи, Шахмолла, Яшлар.

Автономным газоносным районом по неокому и нижнему мелу в целом является Балкуинский, непрерывная продуктивность разреза крупных Ачакского и Наи-пского выступов которого обусловлена исключительно вертикальной миграцией газа из юрских и, возможно, доюрских отложений. Поступление газа по шатлык-скому высокопроницаемому резервуару Гагаринского вала с юга нами отрицается ввиду отсутствия шатлыкских газовых скоплений на крупных промежуточных структурах Кирпичли, Сев. Балкуи, Гагаринской.

В отложениях валанжина, нижнего и верхнего готерива и низов баррема кар-бонатно-терригенные коллекторы, сводовые и сложноэкранированные ловушки и залежи газа появляются синхронно с выклиниванием неокомского комплекса в «голове» Даулетабад-Бирлешикского выступа и на Курукбелийском валу. Газовый потенциал этих скоплений наиболее значителен в моноклинально-разрывной зоне сочленения Даулетабад-Донмезского и Курукбелийского месторождений.

Малодебитные притоки газа и конденсата из валанжина и низов готерива на крупнейшем Шатлыкском поднятии объясняется попаданием Шатлыка, а также Донмеза на юге и Елошана на северо-западе, в единую зону замещения шепьфо-вых карбонатно-терригенных коллекторов мелководно-лагунными глинизированными и ангидритизированными породами, огибающую юго-восточную центрикли-

наль Лредкопетдагского прогиба. С одним из экранов этой зоны связано крупное валанжинское литологическое скопление газа на Гараджаовлаке. Перспективы газоносности неокомских отложений платформенного и предгорного бортов Каах-кинской депрессии оцениваются очень высоко. Несмотря на большие глубины залегания неокома 3.5-5 км отдельные его тупиковые ловушки могут содержать здесь и скопления нефти.

Особенно перспективны на нефть и газ неокомские отложения западной части Бахардокского склона и платформенного борта Ашхабадской депрессии, отсутствие крупных антиклинальных ловушек в пределах которых компенсируется широким распространением литологических и рифово-литологических, часто комбинирующихся с локальными поднятиями. Мощность неокома (700-1000 м) и много-пластовость месторождений Кыркской группы и зон, расположенных к югу, здесь наиболее высоки - нефтегазовые скопления и перспективные интервалы охватывают все 4 горизонта валанжина и до 8-10 горизонтов в готеривских и барремских отложениях.

Повторное открытие Модарского месторождения и трехкратный рост его запасов нефти в готеривских песчаниках на гпубине всего пишь 1,9 км говорит о том, что нефтегазовый потенциал полосы сочленения Центрально-Каракумского свода с западом Бахардокского склона изучен еще не достаточно. Повышенные перспективы нефтеносности связаны, в частности, с Карашор-Модарской приразломной зоной поднятий.

Аптский терригенный комплекс имеет толщину от 300-400 на большей части Туранской плиты до 800-1000 м в осевой зоне Ашхабадской депрессии. Практически весь его разрез газоносен на Центрально-Каракумском своде, Ачакском, На-ипском и Гугуртлинском выступах. На западе Бахардокского склона комплекс содержит единичные газовые залежи с непромышленными нефтяными оторочками. Нефть из не изученных алтских отложений, предположительно обладающих фли-шовидным строением и залегающих на глубине около 5 км, получена в осевой зоне Ашхабадской депрессии (Куртли). Нижнеаптская карбонатная пачка оказалась газоносной в приподнятой Бадхыз-Карабильской области.

Учитывая вторичный характер аптских залежей на северо-востоке Туркменистана и их образование на Центрально-Каракумском своде за счет миграции с юга главной перспективной на газ и нефть зоной следует признать Ашхабадскую депрессию, характеризующуюся, в отличие от Каахкинской, повышенным содержанием коллекторов. Следует также продолжить изучение западной части Бахардок-

ского склона и вершинной части Карабогаэского свода на предмет поисков сводовых и литологических скоплений УВ.

Глава 4. Прогноз, типизация и методика разведки сложноэкранирован-ных и комбинированных ловушек нефти и газа

Юг Туранской плиты относится к регионам мира с наиболее высоким потенциалом поисков и разведки сложноэкранированных ловушек (СЭЛ) и скоплений нефти и газа. Об этом свидетельствуют открытия уникального по запасам газа (1,7 трлн.м3) готеривского Даулетабад-Донмезского месторождения, имеющего комбинированный дизъюнктивно-литолого-гидродинамический экран (Бадхыз-Карабиль-ская область), крупнейших месторождений газа и нефти Уртабулак, Кокдумалак, Шуртан, связанных с оксфордскими рифовыми постройками (Чарджоуская ступень, Бешкентский прогиб), крупных оксфордского и вапанжинского литологических газовых скоплений на Гараджаовлаке (Предколетдагский прогиб).

До настоящего времени основными поисковыми объектами на Юге Туранской плиты остаются юрско-нижнемеловые локальные поднятия. В Амударьинском НГБ на начальном этапе буровых работ вводилось в разведку большое количество крупных антиклинальных структур с неглубоким залеганием продуктивных отложений (от 1,5 до 3,5 км), что позволило ускоренно открыть здесь многие крупнейшие, крупные и средние месторождения газа и создать мощную сырьевую базу газовой промышленности. Впоследствии фонд и объемы перспективных локальных поднятий стали неуклонно сокращаться, а глубины их залегания увеличиваться до 3,5 -5 км, что сказалось снижением эффективности работ на газ.

В отличие от Восточного Туркменистана, газонефтепоисковые работы в Центральном Туркменистане характеризовались невысокой результативностью, поскольку в силу изначально низкой ппотности и слабой выраженности локапьных поднятий на моноклинальных погружениях Центрально-Каракумского свода, Ба-хардокского и Беурдешикского склонов и платформенного борта Предкопетдагско-го прогиба здесь опоисковывапись, в основном, малоамплитудные складки небольших размеров. Однако после достижения оптимального уровня региональной и зональной изученности, в некоторых районах Центрального Туркменистана стали открываться более крупные сложноэкранированные скопления УВ, часто комбинирующиеся с погребенными поднятиями. Так, в частности, были открыты крупные литологические залежи газа на южном погружении Гараджаовлакского погребенного поднятия в рекордном интервале глубин 4-5 км.

В настоящее время задача наращивания запасов газа, открытия промышленных скоплений нефти, восполнения и расширения топливно-энергетического потенциала платформенной части Туркменистана может быть а значительной мере решена путем целенаправленных поисков и разведки сложноэкранированных и комбинированных ловушек газа и нефти в юрско-нижнемеловых отложениях ряда следующих приоритетных районов, по которым в главе 5 разрабатываются направления работ:

- южная и центральная часть Беурдешикского склона (Беурдешикский район);

- западная часть Бахардокского склона и платформенный борт Ашхабадской депрессии (Западно-Бахардокский район);

- платформенный борт Каахкинской депрессии и юго-восточная часть Бахардокского склона (Гараджаовлакский район);

- юго-восточная часть Предкопетдагского прогиба (Каахка-Меанинский район);

- осевая зона и предгорный борт Ашхабадской депрессии, включая поднадвиг Копетдага (Ашхабадский район);

- Бадхыз-Карабильская область; •

- Казанжикский грабен, Сакаргядынский выступ (Казанджикский район);

- купол и северный склон Карабогазского свода (Северо-Карабогазсий район). При выборе первоочередных районов поисков сложноэкранированных

ловушек и скоплений газа и нефти основными являются следующие критерии:

- повышенная степень изученности района бурением и сейсморазведкой, определяющая корректность прогноза СЭЛ;

- высокие перспективы района на конкретные СЭЛ, подтвержденные открыти-

>

ями единичных эталонных ловушек и скоплений газа и нефти;

- значительные ресурсы УВ и доступные глубины залегания сложноэкранированных ловушек, обеспечивающие рентабельность их подготовки и разведки. В настоящее время в юрско-нижнемеловых отложениях Юга Туранской плиты

выявлены либо предполагаются следующие типы СЭЛ.

1. Стратиграфические ловушки, образовавшиеся за счет срезания проницаемых карбонатных горизонтов мальма предмеловым размывом И запечатывания поверхности размыва региональной валанжинской глинистой покрышкой.

2. Литологические ловушки, формирование которых обусловлено литофациаль-ным замещением и выклиниванием карбонатных и терригенных коллекторов мальма, неокома и апта по восстанию моноклиналей.

3. Структурно-рифовые (рифовые) и рифово-литологические ловушки, коллекторы которых связаны с шельфовыми карбонатными постройками, приуроченными к сводам и погружениям погребенных поднятий и к уступам моно-кпинапей. Рифово-литологические ловушки тяготеют к обычным литологи-ческим, поскольку обязательным условием из существования является замещение рифового коллектора непроницаемыми породами по восстанию моноклиналей.

4. Дизъюнктивно-экранированные ловушки. В отношении их поисков интересен слабоизученный внутренний борт Предкопетдагского прогиба и поднадвиг Копетдага, характеризующиеся максимальным проявлением разрывной тектоники.

5. Гидродинамические ловушки типа Даулетабад-Донмезской в песчаниках шат-лыкского горизонта. Важную роль в образовании последней играют тектонический и литологический факторы.

Для каждого из рассматриваемых районов характерен индивидуальный набор СЭП, приуроченных к тем или иным резервуарам юрско-нижнемеловых отложений. Однако наибольшим распространением пользуются, по-видимому, литоло-гические, стратиграфические и дизъюнктивно-экранированные ловушки, являющиеся первоочередными объектами подготовки и разведки.

Существующая в ряде районов сеть глубоких скважин в увязке со стуктурной сейсморазведкой позволяет выделить отдельные высокоперспективные зоны пи-тологического и стратиграфического экранирования, не обеспечивая достоверной локализации конкретных ловушек. Качественная подготовка последних возможна за счет внедрения прогрессивных методик обработки и анализа сейсморазведоч-ных материалов, проведения новых высокотехнологичных сейсмических исследований и бурения единичных параметрических и поисковых скважин. Такие скважины могут закладываться на мелких подготовленных поднятиях, логпощаемых зонами питолого-стратиграфического выклинивания, и одновременно решать вопросы оценки газонефтеносности локальных структур и подготовки СЭЛ. Учитывая сложность строения и повышенную стоимость подготовки СЭЛ, рентабельность их разведки должна обеспечиваться оптимизацией заложения ограниченного числа поисково-разведочных скважин (в первую очередь, во избежание перебуренности малопродуктивных ловушек).

Условия формирования мальмских стратиграфических ловушек универсальны для всех моноклиналей региона, характеризующихся проявлением предмело-вого размыва, и формулируются следующим образом:

- срезание коллекторов мальма по восстанию моноклинали;

- запечатывание поверхности размыва регионально выдержанной верхней глинистой покрышкой, залегающей в подошве валанжинских отложений;

- наличие надежных нижних покрышек (подложек) - плотных глинисто-карбонатных и ангидритовых горизонтов мальма, препятствующих миграции УВ вдоль поверхности размыва;

- наличие боковых стратиграфических экранов - пиний смыкания нижней и верхней покрышек и выпадения коллектора;

- замыкание стратиграфических ловушек боковыми экранами и определенными изогипсами эродированной поверхности мальма.

Последнее условие является кардинальным, поскольку соотношение бокового экрана со структурой поверхности размыва определяет площадь стратиграфической ловушки. Замыкание ловушки обеспечивается преимущественно либо изгибом бокового экрана, либо гофрировкой структурного плана поверхности размыва. В зависимости от этих обстоятельств ловушки стратиграфического срезания подразделяются на собственно стратиграфические (СЛ) и структурно-стратиграфические (ССЛ). Такая типизация учитывает генезис ловушек и имеет практическое значение для их выявления, подготовки и разведки.

Структурно-стратиграфические ловушки ограничены по восстанию слабоизогнутым боковым экраном и приурочены только к положительным формам поверхности размыва - структурным носам и террасам, крыльям и периклиналям локальных поднятий. ССЛ образуются при размыве территорий с равнинным ла-леорельефом, претерпевающим впоспедствии основную стадию структуроформи-рующих движений. Почти прямопинейная форма бокового экрана ловушки характерна для ССЛ вида жокеек, приуроченных к молодым замкнутым и попузамкну-тым антиклинальным структурам, образовавшимся на месте моноклинали после размыва территории. Экраны ССЛ, связанные с унаследованно развивающимися поднятиями, огибают древние структуры, а сами ловушки имеют вид козырька или подковы. Обычно боковой экран структурно-стратиграфической ловушки менее изогнут, чем ее базис - замыкающая изогипса.

Система разведки ССЛ полностью определяется ее предполагаемой геометрией. При разведке ССЛ, имеющей вид жокейки или козырька, в первую очередь

разбуривается профипь из 2-3 скважин вдоль оси положительного структурного осложнения, контролирующего ловушку, а последующие скважины закладываются по треугольной системе. Разведку ловушек, приуроченных к террасам и обычно вытянутых вдоль бокового экрана, рационально проводить зигзагами скважин. Крупные по размерам ССЛ могут охватывать несколько элементарных структур -носов, террас и локальных поднятий. Первые скважины на таких ловушках логично закладывать в ядрах наиболее выраженных антиклинальных форм ССЛ, а заложение последующих - поставить в зависимость от полученных результатов. При этом следует учитывать вероятную степень заполненности крупной ловушки углеводородами.

Собственно стратиграфические ловушки образуются в центриклиналях погребенных депрессий, уменьшивших свою выраженность после размыва территории или трансформировавшихся в моноклинали и даже в положительные структурные осложнения. Боковые экраны СЛ изогнуты в направлении подъема поверхности размыва, протяженность экранов обычно превышает длину базиса ловушки. На моноклиналях региона собственно стратиграфические ловушки пока не встречены, однако их распространение предпопагается в Геязлинской зоне'Западно-Бахардокского района. Наиболее выраженные СЛ вытянуты по восстанию поверхности размыва и имеют заливообразную или клиновидную форму. Разведка таких ловушек должна производиться разбуриванием профиля из 2-3 скважин по оси погребенной центриклинали и последующим заложением скважин треугольником. Менее выражены СЛ, вытянутые по простиранию поверхности размыва и прижатые к слабоизогнутому боковому экрану. Скважины на таких ловушках рационально закладывать зигзагами.

Основная масса предполагаемых в регионе стратиграфических ловушек имеет небольшую площадь 10-50 кмг, высоту 20-50 м, эффективную мощность подразмывного коллектора 5-10 м и, как следствие, невысокую удельную плотность ресурсов УВ. На данном этапе изучения газонефтеносности недр региона экономически эффективной может явиться только разведка крупных зон группирования стратиграфических ловушек, имеющих значительные суммарные ресурсы УВ и залегающих на небольших глубинах (2-3,5 км). Этим условиям удостоверяют Челпек-Сарыкумская зона в Беурдешикском районе, Геязлинская зона в Западно-Бахардокском районе и серия предполагаемых ССЛ в Бадхызском районе.

Литологические ловушки замещения и выклинивания пластов-коллекторов по восстанию моноклинали в условиях региона близки по строению стратиграфическим ловушкам (исключая элемент размыва). По соотношению боковых экранов и структуры вмещающих горизонтов они также подразделяются на собственно литологические и структурно-литологические. Принципы разведки литологических ловушек разных видов определяются геометрией этих объектов, в первую очередь степенью вытянутости по восстанию либо по простиранию моноклинали (вдоль бокового экрана). Основные системы заложения скважин, как на стратиграфические, так и на литологические ловушки - короткий профиль, зигзаг.

Глава 5. Разработка приоритетных направлений поисково-разведочных

работ по районам платформенной части Туркменистана Теория направлений поисково-разведочных работ (ПРР) разрабатывалась ИГиРГИ и другими институтами при создании и реализации комплексных проектов развития нефтегазовой отрасли крупнейших регионов СССР, охватывавших, обычно, нефтегазоносные провинции и бассейны. В современном виде теория на-правлений-плеев ПРР развита в работах Н.А.Крылова, Ю.Н.Батурина и др.

Применительно к Югу Туранской плиты генерализованные направления ПРР охватывают близкие по строению, продуктивности, методикам и техническим средствам освоения ассоциации нефтегазоносных и перспективных комплексов отложений в каждом из нефтегазоносных бассейнов и формулируются следующим образом:

- верхнемеловое направление, включающее также альб и палеоцен, реализуемое только в Предкопетдагском бассейне и Бадхыз-Карабильской области;

- нижнемеловое (неоком-аптское) направление - надсолевое в Амударьикском бассейне, где оно включает и титонские отложения;

- верхнеюрское направление - подсолевое или келловей-оксфордское в Аму-дарьинском бассейне;

- нижнесреднеюрское направление;

- триас-палеозойское направление в целом или раздельно пермо-триасовое и карбоновое направления.

Во избежание дублирования понятий под термином «плей» (exploration play) нами предлагается понимать частное направление ПРР, охватывающее обычно один нефтегазоносный комплекс в пределах части бассейна (области, района или крупной структурно-фациальной зоны) при еще более концентрированном единстве методик и технических средств освоения. Ниже приводятся результаты раэра-

бтки ппеев ПРР по ряду приоритетных на газ и нефть районов Юга Туранской плиты.

Беурдешикский район. На рубеже юры и мела палеоструктура южной изученной части Беурдешикского склона (ЮБС) зафиксирована общим СВ-ЮЗ простиранием лодразмывных границ мальма. В последующем произошла перестройка ЮБС, оформившая южное и более пологое восточное погружения моноклинали. В переделах последнего и кайнозое отмечался максимальный рост Беурдешикского и других поднятий и образовались мальмские структурно-стратиграфические ловушки. Базисным комплексом разведки ЮБС является газоносный мальмский, в котором получены также единичные притоки и проявления нефти. Исходя из концентрации выявленных антиклинальных и стратиграфических ловушек, к Беурдешик-Давалинской плакантиклинали и к прилежащему с севера гребню Чеккуи-Кырккуи отнесена основная доля ресурсов газа Ю6С.

Наиболее перспективной для газонакопления на территории ЮБС является подразмывная часть мальмского комплекса, где выявлена и частично разведана серия структурно-стратиграфических ловушек (ССЛ). На примере разведанных Бе-урдешикской и Кырккуинской ССЛ предполагается недозаполненность газом выявленных стратиграфических ловушек из-за отсутствия на ЮБС четких структурных гребней, анизотропии карбонатных коллекторов, молодого возраста ловушек и определенного дефицита поступления газа со стороны Бахардокского склона (вдоль стратиграфических экранов) и из Илимского прогиба.

В мальмских отложениях ЮБС вероятны и структурно-питологические ловушки, одна из которых, оказавшаяся газоносной, установлена на Отузкарской террасе. В некоторых карбонатных пачках оксфорда и келловея ЮБС отмечены также признаки уплощенных органогенных построек (наличие рухляков и рифостроящих организмов, слабовыраженные зональные раздувы лачек).

Мощность и стратиграфическая полнота мальмского базисного комплекса является функцией предмелового размыва. При небольшой мощности мальмских горизонтов (20-80 м) широкие полосы их выхода на поверхность размыва (7-25 км) объясняются субгоризонтальным залеганием этой поверхности и незначительными градиентами предмеловой эрозии - до 5 м/км. Поскольку размыву подвергается малорасчлененный рельеф поздней юры, срезание мальмских горизонтов произошло по слабоизогнутым линиям.

Подразмывная часть мальма запечатана на ЮБС региональной валанжин-ской глинистой покрышкой. Внутриформационные покрышки расчленяют мальм-

ский комплекс ЮБС на четыре относительно обособленных газоносных резервуара - надсопевой титонсхий Н; подсолевой П (низы кимериджа - верхи оксфорда); оксфордский О; келловейский К.

Для наиболее перспективных и изученных горизонтов мальма построены параметрические карты, на которых отображена основная информация по распространению, качеству, выклиниванию и срезанию карбонатных коллекторов, их продуктивности и водообильности, выявленным и потенциальным разнотипным ловушкам, скоплениям и проявлениям газа и нефти, которые постоянно дополняется и корректируется по мере поступления новых геофизических и буровых материалов. Составление и мониторинг параметрических карт по конкретным природным резервуарам абсолютно необходимы при изучении крупных территорий на предмет выявления, подготовки и разведки разнотипных сложноэкранированных ловушек и скоплений газа и нефти.

В полосе выхода титонского резервуара под размыв образовалась обширная Беурдешикская ССЛ, которая вследствие дефицита поступления газа оказалась недозаполненной более чем на половину. Образование надсолевой залежи на 6е-урдешике объяснялось перетоком газа из-под солей, выклинивающихся в замке складки (Хуснутдинов, 1975). По нашему мнению более вероятен вариант формирования этого газового скопления за счет внутрирезервуарной миграции с юга, направленной вдоль стратиграфического экрана. Следы такой «вдольэкранной» миграции УВ вполне доказуемы - это небольшие залежи газа, проявления нефти, установленные во всех скважинах, пробуренных между Беурдешикским и Ортакак-ским поднятиями. Возможно, что небольшие скопления нефти, существовавшие на мелких «приэкранных» поднятиях, были разрушены в связи с ростом наклона моноклинали на юг и сопутствующим расформированием мелких поднятий.

Подсолевой резервуар П сложен чередованием ангидритов с карбонатными коллекторами. Вследствие литолого-фациального замещения карбонатных коллекторов на Отузкарской террасе образовалась литологическая ловушка и залежь газа. На прилежащем с юга Ортакакском поднятии в кровле П установлена уплощенная органогенная постройка, оказавшаяся газоносной.

На Беурдешикской моноклинали оксфордские отложения характеризуются ограниченным развитием карбонатных коллекторов и невысокой подуктивностью. Высокопористые коллекторы и в т.ч. известняки-рухляки отмечены в горизонте 02, коллекторы средней емкости - в горизонте 03, особенно в его подразмывной зоне, окаймляющей Центрально-Каракумский свод и содержащей структурно-

стратиграфические газовые и нефтегазовые скопления (Кырккуи, Юж.Курук). Подобные залежи установлены и в подошвенной части оксфорда на Коюнском и Чашхынском месторождениях.

Невыдержанные терригенно-карбонатные коллекторы келловея обладают повышенными перспективами газонефтеносности в зоне ЮБС между Беурдешик-ским и Сарыкумским месторождениями, содержащими в келловее газоконденсат-ные скопления и притоки нефти. Первоочередным объектом разведки здесь является Хазарлинское литологическое сколпение газа.

Нижнесреднеюрские терригенные резервуары обладают определенными перспективами газоносности в полосе сочленения Беурдешикского склона с Хивинской зоной прогибов, где возможны выклинивания и замещения отдельных пачек песчаников, способные аккумулировать сводовые и литологические скопления газа. Здесь открыто единственное в среднеюрских отложениях Беурдешикское га-зоконденсатное месторождение. Не исключено, что поступление газа в терриген-ный юрский комплекс Беурдешика произошло из крупной доюрской структуры.

Западно-Бахардокский район (ЗБР) отвечает Геязлинской впадине фундамента, вклинивающейся между Казы-Чирпинским и Южно-Каракумским приподнятыми массивами. Наложенная на центриклиналь впадины фундамента Геязлин-ская моноклиналь имеет вид структурного залива, раскрывающегося в глубокую Ашхабадскую депрессию. Поспедняя играет ропь мощного генератора нефти и газа и нефтегазосборной площади для ЗБР. Перемещение основной массы УВ по восстанию юрско-нижнемеповых топщ до стратиграфических и литологических экранов осуществляется преимущественно по Кыркскому, Карабахшинскому, Яна-клинскому и другим спабовыраженным структурным гребням.

Западная часть Бахардокского склона отличается значительным распространением локальных поднятий, особенно в пределах Казинской плакантиклина-ли, однако их размеры невелики. В пределах Геязлинской моноклинали обнаружена Кырская группа поднятий - нефтегазоконденсатных месторождений, к северу от которой локализуется Геязлинская зона литолого-стратиграфического выклинивания.

На территории ЗБР установлена продуктивность непрерывного ряда топщ от кепповея до апта, основные залежи нефти и газа приурочены к титонской, валан-жинской и оксфордской толщам, наиболее благоприятным для аккумуляции скоплений УВ на моноклиналях из-за клиноформного строения, стратиграфического срезания верхней юры предмеловым размывом, литолого-фациальных и коллек-

торских неоднородностей нефтегазоносных горизонтов. Подобные условия обуславливают и широкое распространение в районе сложноэкранированных ловушек и залежей УВ - стратиграфических, литологических и рифово-литологических, приуроченных преимущественно к полузамкнутым антиклинальным формам.

В мальмском комплексе ЗБР выделяются титонский и оксфордский сложно-построенные карбонатные резервуары, разобщенные ангидритовой покрышкой кимериджа. Глинисто-карбонатная келловейская толща разобщает оксфордский и среднеюрский резервуары. Региональной покрышкой эродированных размывом горизонтов мальма является пачка глин в подошве валанжинского яруса. Как келловейская толща, так и подошвенная валанжинская пачка содержат линзы песчаных коллекторов, часто вмещающие литопогические скопления бессернистого газа с высоким содержанием конденсата.

Титонский подразмывный клин (180-0 м) локализуется в пределах обширного залива, образуя здесь крупную (бопее 700 кмг) Геязлинскую стратиграфическую ловушку (ГСП) с потенциалом нефтегазоносности, оцениваемым в 120 млн.т нефтяного эквивалента. Подошвенный газоносный и кровельный нефтеносный горизонты титона, сливаясь в пределах ловушки, создают здесь единый подразмывный резервуар толщиной 60-0 м.

Непосредственно в счет подготовки ГСЛ отнесено 500 пог.км сейсмопрофи-пей МОП" и 3-4 скважины глубиной до 3500 м. Затраты на тематические работы крайне незначительны, однако их фактическая ценность, заключающаяся в подготовке крупного по ресурсам нефти и газа и весьма сложного по геологическому строению нетрадиционного объекта, чрезвычайно высока и сопоставима с ценой выполненных буровых и сейсмических работ.

Титонская клиноформа образует на западе Бахардокского склона тупиковую ловушку, «вымывание» нефти из которой газами поздней генерации затруднено. Неясным, однако, остается масштаб поступпения и механизм распределения нефти в крупной стратиграфической ловушке в условиях значительной изменчивости коллекторов карбонатного резервуара. Для терригенных клиноформ с более выдержанными гранулярными коллекторами проблема аккумуляции УВ и разделения их фаз выглядит бопее простой. Поэтому во всем мире количество литолого-стратиграфических ловушек и залежей УВ, разведанных в терригенных отложениях, резко превышает количество таковых в карбонатных.

Рекомендуемая программа разведки ГСЛ заключается в следующем. В южной части ГСЛ разбуривается секущий профиль из 3 скважин в направлении Бога-

ты-Шорказы-Сабур, в центральной и северной части закладывается по одной

I скважине. Все первоочередные скважины привязываются к сводам мелких подго-

I

; товленных поднятий, попавших в контур ГСЛ и опоисковывают, кроме титона, весь

перспективный разрез юры, неокома и апта. Если в первых скважинах высоты ти-тонских подразмывных залежей УВ превысят «сейсмические» высоты разбуренных куполов, то будет однозначно доказан выход этих залежей в закупольное пространство. Это позволит закладывать последующие скважины уже на структурных носах и террасах по всей площади ловушки. В оптимальном варианте для разведки ГСП потребуется бурение 20-25 скважин глубиной 3000-3500 м.

Оксфордский карбонатный резервуар имеет многопластовый характер и перекрыт ангидритовой покрышкой кимериджа, под которой на всех месторождениях района закономерно обнаружены газоконденсатные залежи (горизонт 01). Мало-дебитные притоки газа из средней части оксфорда на Геязлинской террасе диагностируют вероятные здесь литологические газовые скопления. Притоки нефти получены на Сабурском куполе из горизонта облекания 02 довольно выраженной биогермной постройки 03-4. Потенциальные ловушки -УВ рифового и рифово-литологического типов, возможно группирующиеся в барьерную линию, прогнозируются нами в Кубачагинской приразломной полосе поднятий, возможно маркирующей переход зарифовых относительно мелководных карбонатных фаций с резко ограниченным развитием карбонатных коллекторов к предрифовым нормально-морским карбонатным отложениям, содержащим массивные резервуары.

Валанжинская карбонатно-глинистая толща продуктивна на всех месторождениях района. В ее разрезе, наряду со сводовыми залежами УВ, обнаружены структурно-литологические и рифово-литологические. На Елаклинском месторождении выявлен высокопористый коллектор предположительно рифового генезиса, чем и объясняется зафиксированный здесь максимальный дебит нефти 195м3/сут Довольно сильная зональная изменчивость карбонатных коллекторов валанжина позволяет ожидать в этой секции разреза и литологические скопления УВ. С такими замещениями коллекторов связаны газоконденсатные залежи на Сабурском и Кырском месторождениях и нефтепроявления на Чирлинской площади.

В Западно-Бахардокском районе отдельные залежи и проявление нефти и газа установлены также в готерив-барремских'и алтских отложениях (Модар, Ата-сары, Юж.Кырк, Чирли). В последнее время выясняются намного более сложные, чем представлялось ранее, особенности их строения в виде клиноформ, зональных замещений и выклиниваний карбонатно-терригенных коллекторов, резко лод-

нимающие оценку потенциала нефтегазоносности этого интервала разреза. Большое значение в этом ключе имеет повторное открытие готеривских нефтяных залежей Модара, дебиты которых достигли 227 м3/сут, а запасы возросли в несколько раз по сравнению со старой оценкой.

Для поисков скоплений УВ значительный интерес имеет нижне-среднеюрский терригенный комплекс, нивелирующий расчлененный рельеф поверхности предъ-юрского несогласия. Значительные вариации мощности комплекса (от 0-50 до 400500 м) и резкая невыдержанность его песчаных коллекторов позвопяют рассчитывать на литологические ловушки и скопления УВ в зонах выклинивания песчаников, наиболее вероятные в сочленениях впадин и выступов доюрского основания.

Таким образом, в Западно-Бахардокском районе выявляется наиболее крупный в пределах юга Туранской плиты по набору нефтегазоносных комплексов и мощности (до 1,5 км) этаж юрско-нижнемеловой продуктивности, характеризующийся максимальным разнообразием УВ флюидов, сложноэкранированных ловушек и скоплений нефти и газа.

В фазовом размещении УВ флюидов нижнемеловых и верхнеюрских отложений установлена тенденция смены по восстанию пластов газоконденсатных УВ систем газоконденсатнонефтяными и далее нефтяными в соответствии с принципом дифференциального улавливания. Поскольку в глубокой Ашхабадской депрессии достигнута главная фаза газообразования, наиболее близко расположенные к ней первичные скопления нефти были вытеснены газом и переформированы в газоконденсатнонефтяные, однако в древних тупиковых зонах сложноэкранированных ловушек сохраняются и первичные скопления нефти. В отношении разведки и подготовки запасов нефти и конденсата Западно-бахардокский район рассматривается нами как один из наиболее приоритетных в платформенной части Туркменистана.

Гараджаовлакский район охватывает юго-восточную часть Бэхардокского склона и зону ее сочленения с платформенным бортом Каахкинской депрессии. В этом сочленении расположена Кумбет-Гараджаовлакская зона поднятий, контролирующая сокращение кимериджских эвапоритов и титонских красноцветов и являющаяся элементом Гараджаоелакского палеоструктурного порога. Последний обособил гигантскую Амударьинскую внутриплатформенную лагуну, в пределах которой произошло уникальное накопление эвапоритов (до 1500 м) от Копетдаг-ского миогеосинклинального морского бассейна.

По надсолевому этажу практически все складки района являются мелкими. Подсолевой структурный план Гараджаовлакского района изучен слабо, однако он намного контрастнее надсолевого. Значительное число подсолевых поднятий площадью до 100-200 кмг и высотой до 100-150 м появляется в северо-восточной половине района (Ишанбейик, Сарджа, Гаурджа. Машалкуи, Елан, Айгур, Зал.Айгур). Увеличивают свои объемы и складки Кумбет-Гараджаовлакской зоны -так несколько куполов Гараджаовлака и Западного Гараджаовлака объединяются в единый крупный подсолевой карбонатный массив площадью 225 км2 и высотой 120 м.

На участке между Гараджаовпакской и Еланской площадями по воздыманию мальмского комплекса происходит контрастное разрастание кимеридж-титонских соленосных и надсолевых отложений (от 100-200 м до 600-700 м) в направлении днища солеродного бассейна. Этот «обратный» (по отношении к современной моноклинали) эвапоритовый клин создает аномальное вылолаживание подсолевого структурного плана, усиливает выраженность локальных поднятий с глубиной и определяет инверсию регионального наклона оксфордского комплекса с древнего северо-восточного направления на новообразованное юго-западное. Выявленная инверсия сформировала обширную зону замещения подсолевых шельфовых фаций на относительно глубоководные депрессионные по современному восстанию моноклинали и. вероятно, способствовапа образованию литологических ловушек в отдельных пачках выклинивающихся карбонатных коллекторов.

Исходя из благоприятной палеогеографической обстановки в пределах Гараджаовлакского межбассейнового порога ожидается повышение доли высокопористых коллекторов в подсолевом карбонатном разрезе, что может быть связано с уплощенными органогенными постройками. Особенно контрастное «пятно» высокопористых карбонатных коллекторов установлено на западной периклинали и южном погружении Гараджаовлакского карбонатного массива, где с ним связана крупная газоконденсатная залежь. Нам представляется, что органогенные постройки, приуроченные к древним сводам поднятий и содержащие в шлейфах и структурах облекания высокопористые карбонатные коллекторы, станут наиболее важными объектами разведки и основным резервом прироста запасов газа в районе. В то же время говорить о распространении каких-либо барьерных рифовых систем пока не приходится, поскольку их явных признаков до сих пор не установлено.

«Пятна» средне-высокопористых карбонатных коллекторов повышенной мощ-ности вероятны и в ареале солеродного бассейна, в пределах компактных групп лодсолееых погребенных поднятий Чакан-Айраклы, Ишанбейик-Сарджа -Гаурджа. Айгур - Зап.Айгур, Елан - Вост.Елан. Такие «пятна» могут появиться как за счет конседиментной выраженности подсолевых поднятий, так и за счет органогенных построек и предварительно диагностируются интенсивными аномалиями сейсмической записи на Чаканской и Ишанбейикской структурах.

Оксфордский комплекс Гараджаовлакского района представлен известняками, слоистыми на севере района и преимущественно массивными на остальной территории. К «северным» мелководным фациям относятся прослои доломитов и известковистых песчаников, органогенно-обломочных и оолитовых известняков. Временные интервалы углубления морского бассейна фиксируются маломощными пачками глин, мергелей и черных битуминозных известняков. Распространены, в основном, низкопористые трещинно-кавернозные коллекторы. Средневысокопо-ристые гранулярные коллекторы представлены прослоями и линзами органноген-но-обломочных известняков и доломитов в отдельных интервалах оксфордской топщи, преимущественно в сводах древних поднятий, а шлейфах и структурах об-пекания приуроченных к этим поднятиям органогенных построек.

В настоящее время на Западном Гараджаовпаке доказана газоносность верхней и средней частей комплекса, эти же элементы высокоперспективны для поисков рифово-литологических ловушек и скоплений газа. Самая крупная залежь приурочена к кровепьной 160-метровой части оксфордского комппекса, охватывающей горизонты 01-2, имеющей массивно-слоистое строение и содержащей как низколористые, так и средне-высокопористые коллекторы. В направлении к Га-раджаовлаку фиксируется выпадение гранулярных коллекторов и снижение суммарной толщины низкопористых трещинно-кавернозных. Среднесуточные рабочие дебиты газа на Западном Гараджаовпаке изменялись от 300 до 987 тыс.м3. На Гараджаовпаке из рассматриваемого интервала разреза получены пишь слабые притоки газа дебитом до 10 тыс.м3/сут.

Наличие безводного газа во всех объектах самой погруженной скважины № 13, полностью охватывающих подсолевой резервуар и уходящих ниже его структурного порога, позволяет рассчитывать на резкое расширение площади и объема подсолевой залежи 01-2 и на ее крупнейшие запасы. Залежь 01-2 может оказаться висящей на южном крыле и западной периклинали карбонатного массива, очевидно отвечающим его древним приподнятым элементам, содержащим крупное

пятно высокопористых коллекторов. Висячий характер залежи контролируется, ве роятно, замещением карбонатных коллекторов в северо-восточном направлении.

Такие же экран и висячий характер вероятны и для внутриоксфордского ре зервуара ОЗ. висячие газоносные резервуары 01-2 и 03 возможно отаечакп шлейфам органогенных построек, которые из-за скудости керна и маскирующее вторичной доломитизации известняков пока однозначно не диагностируются.

Валанжинский комплекс высоколерслективен для поисков газоконденсатны) скоплений в пределах южного погружения Кумбет-Гараджаовлакской зоны поднятий. Карбонатно-терригенные коллекторы присутствуют в разрезе валанжина в горизонтах В2-3 и появляются в горизонте В1. Горизонт В2-3 газоносен на Восточно-Кумбетском и Западно-Гараджаовлакском поднятиях и содержит в пределах Га-раджаовлакского массива и его южного погружения крупную структурно-литоло-гическую ловушку и залежь газа.

Валанжинская сложноэкранированная ловушка В2-3 приурочена к региональной зоне замещения морских карбонатных отложений, содержащих высокопористые гранулярные коллекторы (отмечены прослои суперколлекторов с открытой пористостью до 29%), на плотные ангидритизированные и глинизированные карбонатные лагунные фации. Ее экран предполагается в седле между Гараджа-овлакским массивом и Елошанским поднятием. Площадь ловушки и газоконден-сатной залежи может составить несколько сотен кмг, ее запасы предварительно оцениваются как очень крупные. Среднесуточный дебит газа в скважине №13, пробуренной на моноклинали, составил 1,6 млн.м1, безводность продукта указывает на вероятность дальнейшего расширения литологической залежи В2-3.

Нам представляется, что перспективы газонефтеносности неокомского комплекса будут максимапьно реализовываться не в восточной части Бахардокского склона, а на платформенном борту Каахкинской депресии и будут связаны, в первую очередь, с литологическими ловушками. Кроме крупной валанжинской литологической залежи В2-3 здесь установлены признаки литологических скоплений УВ и в других секциях неокомского разреза - кровле валанжина, в низах готерива и баррема. Это направление ПРР впервые выдепяется нами как одно из наиболее перспективных в Предкопетдагском бассейне.

Гараджаовпакский район в цепом, несмотря на бопьшие глубины залегания верхнеюрско-неокомского продуктивного этажа (4-5 км) является одним из самых приоритетных в Туркменистане для открытия крупнейших сводовых и сложноэкра-нированных месторождений газа.

Моанинский и Каахкинский газоносные районы. Детальному литопого-тектоническому анализу подверглись неоком-верхнеюрские отложения юго-восточной части Предкопетдагского прогиба, по важнейшим подсолевым и мадсоле-вым поверхностям которых составлены крупномасштабные структурно-геологические карты, на которых вынесены месторождения УВ, прогнозируемые экраны и зоны сложноэкранированных ловушек и количественно оценены их перспективы. Для наименее изученного предгорного борта Меанинской и Каахкинской депрессии начинает «работать» прогнозная геодинамическая модепь зоны сочленения Восточного Копетдага и прогиба (Жмуд, Мелихов, 1997).

В составе Меанинской депрессии - одноименного газоносного района выделяются три основные тектонические и газоносные зоны: Чаачинская зона - днище депрессии; Теджен-Шатлыкская зона - платформенный борт депрессии; Ходжабу-лан-Хангиренская зона - предгорный борт депрессии вместе с Хангиренским блоком внешней ступени Восточного Копетдага.

Большой интерес в отношении газонефтеносности заслуживает предгорный борт прогиба, оборванный разрывами Келатского и Хангиренского звеньев внешней ступени Копетдага и осложненный локальными поднятиями и косыми разрывами. Последние приближенно трассируются через максимумы локальных аномалий силы тяжести и образуют ряд серповидных блоков (Ходжабулан, Дагмансянг, Раходж, Хангирен). Предполагается достаточная способность обозначенных разрывов для тектонического экранирования залежей газа, висящих на их северовосточных погруженных крыльях. О возможном подтоке газа к разрывам, формировании и частичном разрушении дизъюнктивно экранированных залежей сернистого газа предгорного борта свидетельствуют проявления сероводорода и самородной серы, зафиксированные в источниках и гидрогеологических скважинах вблизи выхода на поверхность Предкелатского и Предгяурского надвигов.

Предполагается осложнение предгорного борта крупным контрастным продольным гребнем - Нуарек-Ходжабуланским валом и поднятиями Дагмансянг и Раходж. Не исключен вариант объединения поднятий Ходжабупанского гребня в единый крупный объект - Большой Ходжабулан. К впервые выделяемым в подобном контрастном виде антиклиналям и дополняющим их дизъюнктивно экранированным ловушкам Меанинского предгорного борта нами привязывается более 500 млрд.м3 прогнозных локализованных ресурсов газа. На наиболее выраженных поднятиях Ходжабулан и Раходж рекомендуется параметрическое бурение, параллельно с которым на всей территории предгорного борта предлагается осуще-

ствйть новые высокотехнологичные сейсмические исследования 2Э-30 для выявления и подготовки спрогнозированных антиклинальных и сложноэкранированных ловушек.

Следует подчеркнуть, что главной предпосылкой роста газонасыщенности неоком-верхнеюрского разреза предгорного борта Меанинской депрессии является повышенная контрастность его антиклинальных и дизъюнктивно экранированных ловушек и увеличение содержания и качества карбонатно-терригенных коллекторов относительно днища депрессии. Максимальные высоты предгорных объектов могут достигать 200-500 м, в то время как высоты ловушек днища едва дотягивают до 100 м на наиболее крупном Чаачинском поднятии. Большие высоты предгорных объектов обеспечат, вероятно, резкий рост газонасыщенных мощностей в базисных толщах. На предгорном борту не исключается и нефтяные скопления. а также миграция скоппений УВ в наднеокомскую часть разреза.

Наиболее перспективной на газ в Теджен-Шатлыкской зоне представляется крупная и высокоамплитудная подсолевая Тедженская структура, характеризующаяся исключительно благоприятным положением в пределах Гараджаовлакском межбассейнового порога перед фронтом выклинивания солей. С учетом предполагаемой древности поднятия его конседиментный рост мог обеспечить развитие «пятна» высокопористых коллекторов оксфордской толщи, аналогичных пятну таких коллекторов на южном погружении Гараджаовлакского массива. Ресурсы газа подсолевого Тедженского поднятия с учетом сказанного оценены нами более чем в 100 млрд. м3. предлагается его первоочередная разведка.

Несмотря на уникальность запасов газа шатлыкского горизонта, на крупнейшем Шатлыкском поднятии установлена лишь непромышленная газоносность подшатлыкской секции готерива и валанжина. Нам представляется, что Шатлык-ское поднятие попало в широкую «слабоколлекторскую» зону перехода мощных морских карбонатно-терригенных отложений нижнего готерива и валанжина Ко-петдагскоого бассейна в преимущественно терригенные континентальные отложения Амударьинского бассейна. Эта переходная зона неопределенной конфигурации прослеживается от Шатлыка на северо-запад (Елошан) и юг (Донмез), облекая юго-восточную часть Предкопетдагского прогиба, и представляет собой один из важнейших в газонефтеносном отношении палеогеографических рубежей, требующих самого пристального внимания на предмет поисков литологических ловушек и скоплений УВ, примыкающих к переходной зоне со стороны Копетдагского бассейна. Первая крупная сложноэкранированная валанжинская залежь газа, кон-

тропируемая замещением известняков-коллекторов, обнаружена на Гараджаов-лакском массиве и его южном погружении.

Большой интерес для поисков сводовых, литологических и рифово-литоло-гических ловушек и скоплений газа в надсолевых отложениях неокома и подсо-левых отложениях оксфорда представляет собой не изученное сейсморазведкой западное погребенное продолжение Шатлыкского вала вплоть до Каахкинской структуры. По этому субширотному гребню, осложненному поднятиями Зап.Джу-джуклы, Вост.Каахка, Каахка, Зал.Каахка, вероятно осуществлялся транзит газа в направлении Шатлыкского поднятия.

Узкая полоса выклинивания кимериджских солей и титонских красноцветов, косо секущая платформенный борт Каахкинской депрессии в направлении Гарад-жаовлак-Теджен является весьма благоприятной для развития фаций отмелей и органогенных построек в подстилающем эвапориты карбонатном комплексе и соответствующего зонального и локального повышения содержания и качества карбонатных коллекторов на погребенных поднятиях межбассейнового порога. Кроме Гараджаовлака и Теджена сюда входят прогнозируемые нами промежуточные поднятия Вост.Гараджаовлак, Учбурч, Вост.Каахка, первоочередные для подготовки и разведки. Несомненна приуроченность этого важнейшего палеогеографического рубежа к Тедженскому глубинному разлому.

Бадхыз-Карабильская газонефтеносная область известна благодаря открытию и освоению крупнейшего в Центральной Азии газового месторождения Даулетабад-Донмез. Уникальная газовая залежь этого месторождения высотой более 1 км и запасами газа 1.7 трлн.м3 «висит» на моноклинали и двух приразлом-ных структурных гребнях, расщепленных водоносным грабеном. Ее формирование связано с комбинированным дизъюнктивным, литологическим и гидродинамическим экранированием песчаников среднеготеривского шатлыкского горизонта. Менее крупные сложноэкранированные газовые залежи с запасами более 100 млрд.м3 обнаружены а головных частях гребней и связаны с невыдержанными терригенно-карбонатными коллекторами валанжина, нижнего и верхнего готерива, низов баррема, а также с карбонатными коллекторами оксфорда, выходящими на поверхность предмелового размыва.

Они по всей вероятности распространяются и в пределы Кейиккырской моноклинально-разрывной зоны по транзитным приразломным гребням-цепочкам малоамплитудных структур. Суммарные ресурсы газа всего спектра ловушек Кей-иккырского блока оцениваются около 200 млрд.м3. Получение притоков нефти из

готеривских отложений Кейиккырского блока, позволяет связывать с его антиклинальными и комбинированными ловушками определенные перспективы нефтеносности. Для Кейиккырского блока разработана программа детализационных сейсмических работ МОГГ и бурения серии поисковых скважин для подготовки и разведки поднятий, комбинирующихся с боковыми и фронтальными дизъюнктива-ми, литологическими и стратиграфическими экранами.

Из других поисковых объектов Бадхыз-Карабильской области наибольший интерес на газоносность и нефтеносность имеют крупные Дузенкырская, Ходжа гу-гирдобская, Торешихская и другие высокоподнятые структуры. На двух последних корпорацией «Туркменгеология» уже установлены промышленные залежи нефти и газа.

Ввиду значительной освоенности юрско-нижнемелового направления весьма важное значение для Бадхыз-Карабильской области приобретает реализация нового направления регионально-поисковых работ на карбон-пермо-триасовый промежуточный этаж, сулящая новые крупные открытия месторождений УВ на доступных глубинах 3-5 км. Базисным комплексом разведки этого этажа является каменноугольный карбонатно-терригенный, предположительно выделяемый в виде сейсмического комплекса выдержанных отражений мощностью около 500 м. Первоочередными объектами заложения параметрических скважин на промежуточный этаж являются структуры Дузенкыр, Курукбейли, Карачоп и Тореших.

Казанджикский перспективный район охватывает одноименный предгорный грабен, Сакаргядынский выступ Туранской плиты и сочленяющую их Чипьма-медкумскую моноклиналь. Практически весь объем сейсмических работ МОГТ и бурения сосредоточен здесь в пограничной зоне грабена и моноклинали, Сакаргядынский выступ изучен лишь единичными скважинами. Перспективы нефтегазо-носности района связаны с юрско-нижнемеловыми комплексами, а также с альб-сеноманским в Казанджикском грабене, в кровле которого на Заладно-Искандер-ском поднятии выявпена мелкая газовая залежь.

Общая оценка потенциала нефтегазоносности Казанджикского района не высока по причине неудач выпопненных буровых работ. Вместе с тем необходимо отметить, что из-за низкой плотности и слабой выраженности антиклинальных объектов, недостоверности их подготовки, безрезультативности параметрического бурения на сомнительных рифовых аномалиях большинство глубоких скважин пробурено вне антиклинальных ловушек и оказались пустыми.

Выполненные здесь геофизические и буровые работы показали, что расчет на быстрое открытие месторождений нефти и газа в высокоемких антиклинальных и рифовых ловушках оказался ошибочным. Реализация перспектив нефтегазонос-ности района видится, прежде всего, в выявлении, подготовке и разведке сложно-экранированных ловушек и их комбинаций с антиклинальными формами.

Условия для образования литологических ловушек благоприятны в толщах и горизонтах с подчиненным содержанием и с сильной изменчивостью карбонатно-терригенных коллекторов. Рифовые и рифово-литологические ловушки наиболее вероятны в оксфордской и нижнебарремской толщах, отличающихся максимальным содержанием карбонатных пород. Дизъюнктивно экранированные ловушки предпопагаются на северном борту Казанджинского грабена и в поднадвиге Ко-петдага, где они могут комбинироваться с поднятиями с моноклинальными блоками. Структурно-стратиграфические ловушки вероятны в подраэмывной кимеридж-титонской клиноформе на юго-восточном обрамлении Сакаргядынского выступа, собственно-стратиграфические клиновидные - на Чильмамедкумской моноклинали.

Следует отметить, что пределы и градиенты изменения толшин юрских и не-окомских отложений Казанджикского района (суммарно от 2,7 км на юге до 0,7 км на севере на расстоянии 50 км) являются максимальными для платформенной части Туркменистана и весьма благоприятными для образования литолого-стратиграфических ловушек.

Резкое воздымание платформенного чехла на север способствовало массо-' вому транзиту газообразных УВ в вершинную часть Сакаргядынского выступа и их рассеиванию. Жидкие и небольшая часть газообразных УВ могли «застрять» в древних сложноэкранированных ловушках. В новейший период, характеризующийся максимальным импульсом прогибания платформенного чехла, генерации и миграции УВ, новообразованный Казанджикский грабен был отсечен от платформы разрывами и превратился в самостоятельную зону нефтегазонаколления. В пределы Сакаргядынского выступа УВ стали поступать со стороны Ашхабадской депрессии. Перспективными на нефть и газ остались древние нераскрывшиеся поднятия и сложноэкранированные ловушки Сакаргядынского выступа и Чильмамедкумской моноклинапи, для разведки которых разработана программа сейсмо-разведочных работ МОП" и бурения серии скважин.

Карабогазская газонефтеносная область. Карабогазский свод (КБС) вследствие длительного подъема и глубокой денудации папеозойских образований име-

ет сглаженную и еыположенную структуру поверхности фундамента с глубиной от 1 км в своде до 3-4 км на погружениях. По периметру он окантован глубинными разломами и депрессионными зонами преимущественно рифтового характера -поставщиками и каналами миграции УВ в пределы свода.

Высокоперспективными для нефтегазонакопления в рассматриваемом регионе являются внешние приразломные полосы разнотипных ловушек сочленения КБС с депрессиями и внутренние группы ловушек свода, связанные с внешними лриразломными полосами достаточно выраженными структурными гребнями. Из внешних приразломных зон общепризнанный приоритет принадлежит юго-западным и западным, сочленяющимся с самыми глубокими Кусаро-Келькорским и Се-веро-Апшеронским прогибами и где нефтегазонакопление вероятно не только в мезозойских, но и в кайнозойских отложениях. Наиболее близкой к ним является группа поднятий Западной Морской вершины КБС, которая характеризуется резким подъемом поверхности фундамента и низов платформенного чехла (на 2-3 км относительно приразломных зон) выпадением юрских отложений за счет конседи-ментационного выклинивания и срезания предмеловым размывом, сокращением неоком-алтских отложений. Антиклинальные ловушки Морской вершины КБС, стратиграфические и литологические ловушки ее склонов в совокупности образуют Западно-Карабогазскую высокоперспективную зону нефтегазонакопления, которая должна первая перехватить миграционные потоки УВ со стороны морских приразломных зон.

Удаленная от главных источников нефтегазообразования Южного и Среднего Каспия и Предкопетдагского бассейна Восточная вершина КБС, составленная несколькими группами поднятий (Омчалинской, Кемальской и др.), оценивается сейчас как территория с невысоким потенциалом нефтегазоносности ввиду ее окраинного положения вблизи раскрытого по юре и мелу Туаркырского поднятия и отрицательных результатов бурения единичных скважин. Имея, однако, примеры первоначально низкой оценки продуктивности окраинных высокоподнятых районов НГБ, в которых после проведения поисково-разведочных работ были открыты значительные месторождения УВ (как, например, крупное месторождение тяжелой нефти Каражанбас на Бузачинском своде) необходимо сейчас ставить вопрос лишь о дополнительном изучении Омчалинской и Кемальской групп поднятий сейсморазведкой и глубоким бурением. В скважинах западной периклинали Ом-чалинского поднятия, неизученная часть которого уходит в Карабогазский залив, ранее фиксировались нефтегазопроявления.

Северное пологое погружение КБС и ограничивающая его зона Карааудан-Туаркырского рифта к настоящему времени удовлетворительно изучены сейсморазведкой и бурением на сопредепьных территориях Туркменистана и Казахстана (за исключением акватории Карабогазского залива). Масштабы месторождений, открытых в юрско-нижнемеловых и триасовых отложениях этого района невелики, что связано с большими сложностями поисков скоппений УВ в триасовых отложениях и неопределенностью зон литолого-стратиграфических ловушек в ппатфор-менном чехле.

По мнению исследователей Южного Мангышлака коллекторы, резервуары, ловушки и залежи УВ низкопроницаемого доюрского комплекса образовались за счет вертикальной, преимущественно новейшей миграции высоконапорных флюидов по проводящим разрывам, сопровождаемой избирательным метасоматозом (например, доломитизацией и выщелачиванием карбонатов среднего триаса) и гидроразрывом пластов. Во всех случаях продуктивность доюрского комплекса связана с локальными участками разуппотнения дизъюнктивно нарушенных структур, корами выветривания и коллекторами трещинной группы. Сказанное обуславливает сверхсложность строения, разведки и разработки доюрских нефтегазовых залежей, в которых обычно отсутствуют полные контуры нефтегаэоносности, а УВ насыщение имеет смешанный пластоао-жильный характер. Вместе с тем отдельные скважины Южного Мангышлака, вскрывшие доюрские залежи УВ в оптимальных точках концентрации трещино-поровых коллекторов высокого качества, дали мощные притоки нефти при аномально высоких, устойчивых во времени пластовых давлениях.

Такие же доюрские объекты вероятны в Северо-Карабогазском районе и в других районах Туркменистана с доступным залеганием промежуточного этажа. Подготовку подобных антиклинально-блоковых объектов нужно производить совместно с подготовкой локальных, сопутствующих зон разуплотнения, в апикальных частях последних должны закладываться первоочередные скважины.

Целенаправленные поиски сложноэкранированных ловушек и скоппений УВ в юрско-нижнемеловых отложениях района еще не велись. Основные залежи газа на месторождениях Тазедепе, Кендырли и др. закономерно концентрируются под кепловейской региональной глинистой покрышкой или в ее низах, расслоенных песчаниками. В юре высокоперспективны также нижнесреднегарские терригенные отложения, в которых возможно образуются стратиграфические ловушки под пред-меловым размывом и над поверхностью лредъюрского несогласия. Нижнеюрские

и оксфорд-титонские отложения выпадают из разреза на бортах Жазгурлинской и Учкудукской депрессий, келлоеейские и среднеюрские срезаются лредмеловым размывом в привершинной части Карабогазского свода (в основном в акватории Карабогазского залива и на море).

Важными уровнями разведки антиклинальных, литологических и стратиграфических ловушек над поверхностью лредмелового размыва остаются неокомские и аптские отложения, последние характеризуются частичным выклиниванием терригенных коллекторов нижнего-среднего апта и относительной сохранностью глинистых покрышек в верхнем апте, под которыми могут накапливаться залежи УВ.

Заключение

В результате выполненного исследования решена крупная научная проблема нового понимания глубинного строения, механизма и потенциала нефтегазоносно-сти Юга Туранской плиты. На ее основе разработаны новые направления поисков скоплений газа и нефти, реализация которых будет способствовать решению важнейшей народохозяйственной задачи - укреплению сырьевой базы топливно-энергетического комплекса Туркменистана.

На основании комплексного анализа тектонических, литологических и нефте-газогеологических критериев Юга Туранской плиты достигнуты следующие основные результаты диссертации.

1. Для крупнейшей территории Юга Туранской плиты площадью около 500 тыс.км2 впервые составлена серия детальных карт структуры, продуктивности, литологических и палеотектонических особенностей юрско-нижнемеловых нефтегазоносных комплексов, серия региональных геолого-геофизических разрезов, карт районов и зон нефтегазонакопления и другие итоговые документы, образующие в совокупности новую нефтегазогеологическую модель региона.

2. Выявлена обширная сеть грабен-рифтовых структур фундамента, снивелированная образованиями промежуточного этажа и низов платформенного чехла, изучены особенности их строения и характер прямого или опосредованного влияния на газонефтеносность юрско-нижнемеловых отложений. Интересными на собственную газонефтеносность признаны отдепьные бортовые, поперечные и прилежащие эрозионно-тектонические выступы грабен-рифтовых структур, залегающие на доступных глубинах 3-5 км и рекомендованные для проведения высокотехнологичных сейсморазведочных работ 20-30 и параметрического бурения.

3. Выработана новая унифицированная схема питостратиграфического и нефте-газогеологического расчленения разреза платформенного чехла. Детализированы и переработаны схемы тектонического и нефтегазогеологического районирования Юга Туранской плиты. Анализом этих схем и результатов комплексных литолого-тектонических исследований определены высокоперспективные районы и зоны нефтегазонакопления, их потенциалы, закономерности размещения и формирования. Определены районы, высокоперспективные для поисков нефтяных залежей.

4. Произведена типизация сложноэкранированных ловушек Юга Туранской плиты, прогноз стратиграфических, литологических, рифовых, рифово-литологи-ческих и дизъюнктивно-экранированных ловушек по районам и высокоперспективным зонам. Предложена методика разведки литолого-стратиграфических ловушек.

5. По ряду газонефтеносных областей и районов Юга Туранской плиты обоснованы приоритетные направления, зоны и объекты первоочередных поисково-разведочных геофизических и буровых работ, предложены новые методики и рациональные комплексы геолого-геофизических исследований, по наиболее перспективным зонам разработаны программы разведки нефтегазовых ресурсов. Эти итоговые исследования станут основой планирования работ на газ и нефть в средней и дальней перспективе и будут способствовать повышению их результативности.

Защищаемые положения

1. Разработанные нефтегазогеологические модели Юга Туранской плиты являются базовыми для ориентации и повышения эффективности геологоразведочных работ на газ и нефть.

2. Грабен-рифтовые структуры промежуточного этажа обладают крупным потенциалом газонефтеносности, прямо или опосредованно обусловили продуктивность низов платформенного чехла.

3. Новые схемы нефтегазогеологического расчленения и районирования платформенного чехла, результаты анализа его тектонических и литологических особенностей выявляют закономерности размещения и формирования юрско-нижнемеловых зон нефтегазонакопления.

4. Разнотипные сложноэкранированные и комбинированные ловушки являются наиболее важными нефтегазоносными объектами.

5. Обоснованы приоритетные направления работ на газ и нефть, их программы методики и рациональные комплексы.

Список

работ опубликованных по теме диссертации

1. Анализ состояния и выбор приоритетных направлений геолого разведочных работ на газ и нефть в Бадхыз-Карабильской облает! Мелихов В.Н., Бабаев Х.К.. Абдыллаев Э., Сибирев Вл.С., Блискавка А. I Нефть и газ Туркменистана. - 1997 - №3 - с.2-10.

2. Геологическая основа изучения и реализация потенциал: нефтегазоносности центральной части Предкопетдагского бассейн: Бабаев Х.К., Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Гельдыназаров А., Жмуд М. С. / Нефть и газ Туркменистана. -2000 - N92.

3. Геологическая основа и пути реализации перспектив газонефтеносносп Ба-хардокского склона и Предкопетдагского бассейна Мелихов В.Н. Сибирев Вл.С., Аширмамедов М.А., Атаев A.A., Пешков О.Н., Рожков Э Л. J Нефтегазовая геология и геофизика. Обз.инф. ВНИИОЭНГ, М.,1987 вып.14(21), 50с.

4. Геязлинская титонская стратиграфическая ловушка - важнейший o6beir лри-роста запасов нефти и газа в Западно-Бахардокском районе Мелихо! В.Н., Сибирев Вл.С., Бабаев Х.К., Гельдыназаров А.// Нефть и газ Туркме нистана. -1996 - №1 - с.9-20.

5. Достоверность прогноза локальных структур Центрально-Каракумскоп свода Мелихов В Н., Атаев A.A., Кравченко Ю.К., Гольдштейн Л.И.// Неф тегазовая геология и геофизика - №12 - 1977 - с.25-27.

6. Жмуд М.С., Мелихов В.Н. Тектонические особенности Предкопетдагского про гиба в модели встречного движения складчатой и платформенной областей «Проблемы нефтегазогеологической науки и перспективы развития топливно энергетического комплекса Туркменистана». Материалы Международной на учно-лрактической конференции к 60-летию Я.А.Ходжакулиева (тезисы докла дов). Ашхабад, 1996, с.62-63.

7. Модель и продуктивность Теэримгаинского каменноугольного эрозион ного карбонатного выступа Бабаев Х.К, Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С. //Tat же, с.81-82.

8. Западный Гараджаовлак - крупнейшее газоконденсатное месторождение Предкопетдагского бассейна Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Бабаев Х.К., Гельдыназаров А. Там же, с.78-79.

9. Совмещение доразведки юрско-нижнемеловых отложений Султам-Санджарского вала с началом нефтегазопоисковых работ в доюрских образованиях Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Бабаев Х.К., Курбанов А.К. //Там же, с.79-80.

Ю.Еевридешикское палеозойское поднятие - первоочередной объект разведки доюрских отложений Бевридешикской ступени Бабаев, Х.К., Мелихов В.Н, Сибирев Вл.С., Сликин В.А. //Там же, с.80-81.

И.Жмуд М.С., Мелихов В.Н. Структура и нефтегазоносность Предкопетдагского прогиба - результат взаимодействия разноориентированных блоков Туранской плиты и краевой части Копетдага. II Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения недр. XV Губкинские чтения, М., 1999, с.48-49.

12.Жмуд М.С., Мелихов В.Н. Обновленная концепция региональной структуры и нефтегазоносности Предкопетдагского прогиба. //Нефть и газ Туркменистана -2000 - №2.

13. Западная часть Бахардокского склона - новый нефтегазоносный район Турк-менистана Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Аширмамедов М.А., Пешков О.Н., Реджепов А., Клычев Ё.Р., Гельдыназаров А. //Геология нефти и газа г 1992-№11 - с. 15-19.

14.Карбонатные постройки оксфордских отложений - новый перспективный объект поисков скоплений нефти и газа в Западно-Бахардокском районе Центральной Туркмении Мелихов В Н., Сибирев Вл.С., Кравченко Ю.К., Рожков Э.Л. //Нефтегазовая геология, геофизика и бурение, НТИС ВНИИОЭНГ, М„ 1985, с.9-12.

15. Крючков В.Е. Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С. Особенности осадконакопления и постседиментационные изменения верхнеюрско-неокомских отложений Юга Туркменистана а связи с перспективами нефтегазоносности. Состояние и перспективы развития геологоразведочных работ в Туркменистане. // Материалы научно-практической конференции, посвященной 50-летию ТуркменНИГРИ (тезисы докладов). Ашхабад, Ылым, 1991, с.61-63.

16. Курганская Э.В., Мелихов В.Н. Фазовая зональность нефтегазонаколления в юрско-нижнемеловых отложениях Бахардокского склона и сопредельных территорий. //Нефть и газ Туркменистана - Ашхабад - 1999 - №2.

17. Литологические особенности нижнемеловых отложений юга Центральной Туркмении Ташлиев М.Ш., Пурлиев Ч., Мелихов В Н. и др. //Известия АН ТССР. сер. ФТХиГН, Ашхабад. 1979, №3, с. 96-102.

18.Мелихов В.Н., Хуснутдинов З.Б., Сибирев Вл.С. Поиски сложно-экранированных ловушек и скоплений газа и нефти в платформенной части Туркменской ССР. //Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Обз. инф. ВНИИЭгазпром, М., 1988, вып.4, 40с.

19. Результаты разведки, оценка запасов и ресурсов и перспективы освоения Кумбет-Караджаулакской группы газоконденсатных месторождений Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Гельдыназаров А.// Нефть и газ Туркменистана - 1996 - №2 - с.3-34.

' 20. Мелихов В.Н., Бабаев Х.К. Перспективы газонефтеносности погребенных и обращенных рифов Туркменистана. //Международная научно-практическая конференция по развитию нефтегазового комплекса Туркменистана (тезисы докладов). Ашхабад, Туркменский политехнический институт, 1997.

21. Мелихов В.Н. Рифтогенные структуры и перспективы газонефтеносности доюрских образований юга Туранской плиты. II Нефть и газ Туркменистана -1998 - Ne5 - с.4-24.

22. Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С. Региональные структурно-тектонические и лито-лого-фациальные критерии газоносности Гараджаовлакского блока. II Нефть и газ Туркменистана - 1999 - №1.

23. Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С. Модифицированные модели строения и продуктивность крупных комбинированных залежей газа Гараджаовлакского блока. II Нефть и газ Туркменистана - 1999 - №1.

24. Мелихов В.Н. Особенности строения и перспективы разведки на газ и нефть Карабогазского свода и его разломно-рифтовых обрамлений. // Нефть и газ Туркменистана - 2000 - №3.

25. Новые данные о геологическом строении Предкопетдагского прогиба в связи с направлениями поисково-разведочных работ на нефть и газа Мелихов В.Н., Кравченко Ю.К., Аширмамедов М. и др. II Нефтегазовая геология и геофизика - 1979 - №4 - с.3-8.

26. Обоснование новых направлений, зон и объектов поисково-разведочных работ на газ в юго-восточной части Предкопетдагского краевого прогиба Мелихов В.Н., Бабаев Х.К., Жмуд М.С., Сибирев Вл.С. // Нефть и газ Туркменистана - 1997 - №2 - 60с.

27. Обоснование поисков и разведки новых скоплений газа и нефти в Бадхыз-Карабильской области Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Бабаев Х.К., Блискавка А.Г., Хуснутдинов З.Б. // Министерство нефти и газа Туркменистана. Обз.инф , Ашхабад, 1994, 108с.

28. Особенности и оценка новых объектов буровых и сейсморазведочных работ в Казанджикском перспективно-нефтегазоносном районе Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Бабаев Х.К. и др. // Ашхабад:Обзор инф.ТуркменНИНТИ. 1992, 79с.

29. Перспективы и объекты юрско-палеозойского направления работ на газ и нефть в Северном Туркменистане Мелихов В.Н., Бабаев Х.К., Сибирев Вл.С., Хуснутдинов З.Б. // Министерство нефти и газа Туркменистана. Обз.инф., Ашхабад, 1994,47с.

30. Перспективы и рекомендации разведки на нефть Карашор-Мыдарской приразломной зоны поднятий Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С.. Гельдыназаров

A., Бабаев Х.К. // Нефть и газ Туркменистана - 2000 - №2.

31. Перспективы поисков неантиклинальных залежей нефти и газа на юго-восточном склоне Каракумского свода в Центральной Туркмении Мелихоа,

B.Н., Атаев A.A., Кравченко, Ю.К., Гольдштейн Л.И. // БНИИЭгазпром. Реф.Сб. «Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений», 1978, №4,с. 15-23.

32. Поиски и разведка сложноэкранированных ловушек и залежей газа на Даулетабад-Донмезском месторождении Мелихов В.Н., Сибирев Вл.с.. Клычев Ё.Р., Мамедов Б.М. - Ашхабад: Обз.Инф. ТуркменНИНТИ, 1990, 81с.

33. Потенциал нефтегазоносности и перспективы разведки и освоения Предкопетдагского рифтогенно-коллизионного бассейна Бабаев Х.К., Мелихов В.Н., Каджаров С.Б.. Гельдыназаров А., Жмуд М.С. // Нефть и газ Туркменистана - 1998 - №5 - с.33-41.

34. Результаты исследования Гараджаовлакского блока специалистами «Шелл» и Туркменистана и рекомендации на доразведку блока Мелихов В Н., Сибирев Вл.С., Гельдыназаров А. и др. // Нефть и газ Туркменистана -1999-№1.

35. Состав нефтей и конденсатов верхнеюрских и нижнемеловых отложений Западно-Бахардокского района Кирееаа Л.Н., Клименко Н.В., Мелихов В Н., Сибирев Вл.С. II Нефть и газ Туркменистана -1998 - №5 - с.25-32.

36. Состояние и перспективы геофизических и буровых работ на нефть и газ в Западно-Бахардокском районе Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Спикин В.А., Гелдыназаров А. // Нефть и газ Туркменистана - 1996 - №1 - с.3-8.

37.Ташлиев М.Ш., Сапаров Ч., Мелихов В.Н. О волновых движениях а конседи-ментационных процессах в мезозое на юге Центральной Туркмении. II Известия АН ТСС Р. сер. ФТХиГН, 1978, №4, с. 110-114.

38. Цикличность и нефтегазогеологическое расчленение разреза верхней юры и нижнего мела Центрального Туркменистана Ташлиев М.Ш., Раги-мова Д.С. Мелихов В Н., Сибирев Вл.С. // Нефть и газ Туркменистана - 1999 -Na2.

39.30 лет промышленной газоносности платформенной Туркмении -результаты, проблемы, перспективы Ермолкин В.И., Мелихов В.Н., Рожков Э.Л., Хуснутдинов З.Б., Бабаев Х.К., Пайтыкоа Ч.М., Сибирев Вл.С., Шарапов В.К. //ВНИИЭгазпром. 1990, 37с.

40. Ускорить разведку и освоение ресурсов газа и нефти Дузенкырского и Кейикырского блоков Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Бпискавка А.Г., Бабаев Х.К., Курбанов А.К. // Нефть и газ Туркменистана - Ашхабад - 2000 - №2.

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Мелихов, Владислав Николаевич

Введение 1

Глава 1. Особенности строения и потенциал нефтегазоносности промежуточного структурного этажа, его участие в продуктивности плитных отложений 8

1.1. Распространение, состав, коллекторские свойства и продуктивность структурно-формационных комплексов промежуточного этажа 21

1.2. Структурно-тектонические ососбенности и районирование разновозрастной поверхности фундамента 30

1.3. Рифтогенные структуры доюрских образований - обоснование и реализация потенциала нефтегазоносности 40

Глава 2. Нефтегазогеологическое расчленение и бассейновое районирование платформенного чехла 67

2.1. Расчленение платформенного чехла и промежуточного этажа на лито-лого-стратиграфические и нефтегазоносные комплексы, толщи и горизонты 67

2.2. Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование Юга Туранской плиты 75

Глава 3. Комплексный анализ структуры, распределения, палеотектоники, литоло-гической изменчивости и продуктивности плитных нефтегазоносных комплексов, прогноз ареалов разнотипных месторождений нефти и газа и новых зон нефтегазонакопления 88

3.1. Нижне-среднеюрский терригенный комплекс 92

3.2. Келловей-оксфордский карбонатно-терригенный комплекс 97

3.3. Кимеридж-титонский эвапоритово-карбонатный комплекс 110

3.4. Неокомский карбонатно-терригенный комплекс 114

3.5. Аптский и вышележащие терригенно-карбонатные комплексы 123

Глава 4. Прогноз, типизация и методика разведки сложноэкранированных и комбинированных ловушек нефти и газа 132

Глава 5. Обоснование и разработка приоритетных направлений поисково-разведочных работ по нефтегазоносным районам платформенной части

Туркменистана 142

5.1. Беурдешикский газоносный район 144

5.2. Западно-Бахардокский нефтегазоносный район 152

5.3. Гараджаовлакский газоносный район 166

5.4. Меанинский и Каахкинский газоносные районы 187

5.5. Бадхыз-Карабильская газонефтеносная область 200

5.6. Казанджикский перспективный нефтегазоносный район 213

5.7. Карабогазская перспективная нефтегазоносная область 220

Введение Диссертация по геологии, на тему "Геологическая основа и пути реализации потенциала газонефтеносности юга Туранской плиты"

Актуальность проблемы. В платформенной части Туркменистана создана мощная сырьевая база газовой промышленности, позволившая нарастить добычу газа до 85 млрд.м3 (1987 г.) и извлечь из недр почти 1,5 трлн.м3 газа. Гигантский рост запасов и добычи газа, выведший Туркменистан в десятку мировых лидеров, был обеспечен освоением ряда крупнейших газоносных областей, районов и месторождений на Юге Туранской плиты, приуроченных к крупным и неглубоко залегающим (до 3-3,5 км) юрско-нижнемеловым поднятиям (Ачак, Наип, Гугуртли, Кир-пичли, Шатлык, Малай, Учаджинская группа, Самантепе и др.) и сложноэкраниро-ванным ловушкам (Даулетабад-Донмез).

К настоящему времени запасы легких для освоения месторождений уже в значительной мере исчерпаны и в газовом потенциале Туркменистана начинают преобладать сложные погребенные поднятия, экранированные ловушки и доюр-ские выступы, залегающие на глубинах 4-5 км. В связи с резким усложнением объектов и недостаточной геолого-геофизической информацией по глубокозале-гающим зонам газонефтенакопления, сосредоточенным, в основном, в пределах Мургаб-Предкопетдагского пояса прогибов, наблюдается определенное снижение эффективности поисково-разведочных работ. В этих условиях особую актуальность приобретает возобновление крупномасштабных исследований юрско-ниж-немеловых и доюрских отложений Юга Туранской плиты, реализуемых в русле комплексного научного анализа литолого-тектонических особенностей и характера продуктивности газонефтеносных комплексов территории. Весьма актуальными представляются также целенаправленные поиски районов и зон концентрации месторождений нефти.

В связи с сокращением фонда локальных поднятий и их объемов огромное значение приобретает научный прогноз и выработка направлений разведки более обширных и разнообразных сложноэкранированных ловушек. Такие целенаправленные исследования становятся определяющими для районов моноклинального залегания нефтегазоносных комплексов (Бахардокский, Беурдешикский, Кара-бильский склоны, платформенный борт Предкопетдагского прогиба), составляющих около половины нефтегазоперспективной территории Юга Туранской плиты.

Согласно «Нефтегазовой концепции Президента Туркменистана С.А.Ниязо-ва» в главном газодобывающем регионе государства, каковым является Юг Туранской плиты, в ближайшие годы предстоит наращивание поисково-разведочных работ на газ и нефть (ПРР) с привлечением крупных инвестиций и новейших технологий для обеспечения сырьевой базы ряда крупнейших экспортных газопроводов. Для решения этих грандиозных задач научный прогноз новых зон газонефте-накопления и обоснование их разведки являются краеугольным камнем последующих научно-исследовательских, геофизических и буровых работ.

Цель и задачи диссертации - комплексный научный анализ тектонических и литологических предпосылок газонефтеносности Юга Туранской плиты как основы выявления закономерностей размещения и формирования месторождений УВ, прогнозирования новых зон нефтегазонакопления, обоснования и реализации приоритетных направлений ПРР.

Конкретные задачи исследований формулируются следующим образом.

1. На обновленной базе геолого-геофизических данных изучение структуры поверхности фундамента, строения переходного комплекса - промежуточного структурного этажа, характера отражения доюрских структур в низах платформенного чехла. Выяснение потенциала нефтегазоносности переходного комплекса и его связей с продуктивностью юрско-нижнемеловых отложений.

2. Расчленение разреза платформенного чехла и промежуточного этажа на лито-стратиграфические и нефтегазоносные комплексы, толщи и горизонты, унификация объемов и номенклатуры этих элементов, пригодная для массовой компьютерной обработки материалов по регионам, зонам и инвестиционным блокам.

3. Выявление закономерностей формирования и распределения скоплений УВ, прогноз новых зон нефтегазонакопления разных типов, детализация и частичная переработка схем тектонического и нефтегазогеологического районирования Юга Туранской плиты.

4. Исследование сложноэкранированных ловушек и залежей газа и нефти - их типизация, распространение и обусловленность группирования в определенных структурно-фациальных зонах, выработка рациональных методик подготовки и разведки.

5. Научное обоснование приоритетных направлений и методик геологоразведочных работ на новые разнотипные зоны нефтегазонакопления, определение потенциала нефтегазоносности и разработка программ их разведки.

Научная новизна. Определены важнейшие закономерности строения и нефтегазоносности доплитных и плитных образований Юга Туранской платформы, представленные новыми нефтегазогеологическими моделями территории и ее областей, районов и зон, приоритетных для разведки крупнейших ресурсов газа и нефти. Выявлена обширная сеть грабен-рифтовых структур фундамента и промежуточного этажа, влияющая на продуктивность низов платформенного чехла и обладающая собственным потенциалом нефтегазоносности. Выработаны новые схемы литостратиграфического и нефтегазогеологического расчленения платформенного чехла, тектонического и нефтегазогеологического районирования Юга Туранской плиты. Проанализированы тектонические и литологические предпосылки продуктивности юрско-нижнемеловых нефтегазоносных комплексов с обоснованием ареалов максимальной концентрации ресурсов УВ и приоритетных поисковых зон. Выделены районы, где, наряду с газовыми, предполагается открытие и нефтяных месторождений. По районам платформенной части Туркменистана осуществлены прогноз и типизация сложноэкранированных ловушек, как основных объектов зрелой стадии разведки региона.

Практическая значимость работы. Обоснованы высокоэффективные направления, зоны и объекты геологоразведочных работ на газ и нефть. Предложены новые методики и рациональные комплексы разведки зон сложноэкранированных ловушек. По наиболее перспективным районам и зонам разработаны программы сейсмических исследований и бурения для разведки нефтегазовых ресурсов.

Практическим вкладом автора является: разработка многочисленных рекомендаций по ориентированию геофизических и буровых работ, принятых производственными подразделениями «Туркменнефти», «Туркменгаза» и «Туркменгео-логии»; участие в комплексных проектах и долгосрочных программах геологоразведочных работ по Центральному, Северному и Восточному Туркменистану с 1975 по 2010 гг. Использование этих рекомендаций способствовало открытию нефтегазовых месторождений Бахардокского склона и платформенного борта Предкопетдагского прогиба, Беурдешикского склона, подшатлыкских и надшат-лыкских залежей Даулетабад-Донмезского месторождения.

Апробация работы, публикации. Основные положения работы поэтапно докладывались в концернах «Туркменгаз», Туркменнефть», корпорации «Туркмен-геология», в институтах ИГиРГИ, РГУ, ВНИГНИ, ТуркменНИПИнефть, Туркмен-НИГРИ, Туркменском институте нефти и газа, Туркменском филиале института «Союзгазтехнология», Туркменском политехническом институте, на Международных научно-практических конференциях, посвященных развитию нефтегазового комплекса Туркменистана (Ашхабад, 1994, 1996, 1999). По теме диссертации опубликованы 49 статей и, в том числе, 8 крупных обзоров монографического характера. Результаты исследований детально изложены в 12 научно-практических отчетах, выполненных по заказу концернов «Туркменнефть», «Туркменгаз».

Фактическими материалами, положенными в основу диссертации, явились личные исследования автора в период с 1980 по 2000 гг., работавшего начальником геологического отдела и начальником тематических партий Каракумского Управления разведочного бурения и Управления промыслово-геофизических работ концернов «Туркменнефть», «Туркменгаз». Для геологических исследований были использованы материалы бурения более 1000 скважин, результирующие материалы сейсмических работ МОГТ, КМПВ, MOB по всей платформенной части Туркменистана, большое количество публикаций Советского Союза, Туркменистана, Российской Федерации, Узбекистана и Казахстана.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 234 страницах, включает 48 рисунков, 5 таблиц. Список использованной литературы содержит 212 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Мелихов, Владислав Николаевич

Выводы

1. Грабен-рифтовые структуры являются важнейшими тектоническими элементами герцинско-раннекиммерийского промежуточного этажа и поверхности байкальско-каледонского фундамента Туранской плиты, заложенными вдоль зон глубинных разломов. Фундамент и низы ПК омоложены до среднего и верхнего палеозоя на приподнятых массивах и в краевых частях платформы, переобработанных каледонским, герцинским и раннекиммерийским тектоно-магматизмом.

2. Суммарная площадь выявленных и предполагаемых систем доюрских ГРС достигает 30% площади Туранской плиты, однако объем выполняющих их па-леозойско-триасовых толщ резко превышает объем их возрастных аналогов, плащеобразно залегающих на приподнятых массивах фундамента и в меж-рифтовых зонах. В наиболее прогнутых грабен-рифтах происходит расширение возрастного диапазона промежуточного этажа за счет каменноугольных и девонских отложений, менее метаморфизованных и обогащенных вулканитами и увеличивающих этаж сингенетичной нефтегазоносности промежуточного этажа.

3. Учитывая максимальную концентрацию осадочно-породного и органического вещества в системах ГРС (причем не только в доплитных образованиях, но и в плитных комплексах унаследованных синекпиз и прогибов), их аномальную прогретость и инъецированность мантийными эманациями по глубинным раз- 1 ломам, нефтегазогенерационный потенциал промежуточного этажа и низов платформенного чехла должен, главным образом, реализовываться в глубоких грабен-рифтах. Разрядка же аккумуляционно-эмиграционного потенциала промежуточного этажа осуществляется преимущественно на структурно дифференцированных бортах и плечах грабен-рифтов, а также поперечных поднятиях, наиболее проницаемых для вертикального перераспределения УВ (особенно по реактивированным приразломным зонам трещиноватости) и задерживающих часть углеводородов в «головах» моноклинальных блоков ПК. Далее вертикально-боковая миграция углеводородов распространяется на прилежащие к рифтам выступы и структуры облекания фундамента и на межриф-товые зоны.

4. Еще больший эффект нефтегазонакопления в низах платформенного чехла и в секциях ПК, затронутых контрастными перерывами и размывами и содержащих довольно протяженные подразмывные резервуары (предъюрский, пред-верхнепермский и др.), создается при частичной инверсии грабен-рифтов до-юрского основания или их поперечных поднятий платформенного чехла. Однако при «передозировке» инверсионных процессов происходит раскрытие ГРС или их элементов на поверхность или на небольшой глубине, и превалирует разрушение нефтегазовых залежей вследствие сильной тектонической нарушенное™ новообразованных антиклинальных структур (Султансанджарский вал).

5. В пределах наиболее контрастных и глубоких систем грабен-рифтов Туранской плиты отмечена максимальная концентрация крупных месторождений и запасов нефти и газа в юрско-нижнемеловых отложениях, что отнюдь не является случайным и отражает прямые и опосредованные связи нефтегазоносности доюрских образований и низов платформенного чехла. Уникальной газоносностью отличается здесь Приамударьинская и Арало-Мургабская системы ГРС, уникальной нефтеносностью - прибортовая Жетыбай-Узеньская ступень Цен-трально-Мангышлакского рифта. Крупнейшей нефтегазоносной территорией

Центральной Азии, по-видимому, станет слабоизученный Предкопетдагский грабен-рифт Южно-Туркменской межконтинентальной системы ГРС, на платформенном борту которого уже открыты первые нефтяные и газовые месторождения. Однако основные запасы нефти и газа ожидаются на пригеосинкли-нальном борту Предкопетдагского прогиба, частично перекрытом надвигами Копетдага.

6. В отдельных рифтах и пририфтовых поднятиях Туранской плиты уже установлены месторождения и проявления нефти и газа в различных секциях промежуточного этажа (триас, пермь, карбон), в корах выветривания и внутренних зонах фундамента. Естественно, запасы и ресурсы УВ первых доюрских месторождений совершенно не сопоставимы с огромным потенциалом нефтега-зоносности низов платформенного чехла, хотя и в значительной мере исчерпанным, как по причине незначительной освоенности триас-палеозойского направления ГРР, так, вероятно, и по причине изначально меньшего потенциала нефтегазоносности промежуточного этажа и фундамента. Несмотря на сверхсложность и низкую текущую эффективность триас-палеозойского направления ГРР, находящегося на регионально-поисковой стадии, разумной альтернативы его реализации не существует, особенно на землях с нулевыми или незначительными остаточными запасами и ресурсами УВ юрско-мелового направления.

7. В работе обоснованы первоочередные зоны и объекты для постановки высокотехнологичных сейсморазведочных работ и параметрического бурения на до-юрские комплексы грабен-рифтовых структур, бортовых, поперечных и прилежащих выступов, залегающих на доступных глубинах 2,5-5 км. Поскольку ГРС и их обрамления обладают специфическими особенностями строения и нефтегазоносности зональных и локальных объектов, к ним следует применять и особые методические приемы выявления, подготовки и разведки. В частности, в комплекс подготовки объекта должно обязательно входить параметрическое бурение, поскольку без него невозможны определения возраста литофаций и резервуаров доюрских образований и правильная ориентация высокотехнологичных сейсмических работ 20-ЗР. При проведении регионально-поисковых и детальных сейсморазведочных исследований основное внимание должно быть уделено сейсмостратиграфическому анализу доюрских образований с целью локализации сейсмофаций и неоднородностей, благоприятных в нефтегазоносном отношении.

В отдельных регионах геологически и экономически целесообразно совмещение поисково-разведочных работ на юрско-нижнемеловые отложения и регионально-поисковых работ на доюрские образования посредством увеличения проектных глубин отдельных скважин и усложнения задач сейсморазведки. К таким регионам в первую очередь относятся Западно-Бахардокский и Бадхыз-Кара-бильский, разведка юрско-нижнемеловых отложений которых продолжается.

Глава 2. Нефтегазогеологическое расчленение и бассейновое районирование платформенного чехла

2.1 Расчленение платформенного чехла и промежуточного этажа на литологостратиграфические и нефтегазоносные комплексы, толщи и горизонты

Вопросы литологостратиграфического расчленения и сопоставления разрезов мезокайнозойского осадочного чехла платформенной части Туркменистана рассматривались многими исследователями в огромном числе отчетов и публикаций. Высокий региональный уровень районирования и сопоставления крупных секций мезокайнозойского разреза в объеме отделов юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой систем был зафиксирован в капитальном исследовании большого коллектива авторов «Геологии СССР. Том XXII. Туркменская ССР, 1972г.» под редакцией Н.П.Луппова , В.В.Семеновича, Л.Н. Смирнова.

В связи с разворотом геологоразведочных работ на нефть и газ и лавинным наращиванием в последующие годы буровой и геофизической информации расчленение и корреляция разрезов осадочного чехла все более усложнялись и детализировались. Это усложнение особенно коснулось юрско-нижнемеловых нефтегазоносных комплексов и толщ, на которые было направлено подавляющее число исследований.

Актуальность подобных детальных исследований резко возрастает при региональных обобщениях и анализах геолого-геофизических материалов на территориях, вступивших в зрелую стадию геологоразведочных работ на нефть и газ, в потенциале нефтегазоносности которых начинают превалировать наиболее сложные и скрытые (обычно не картируемые традиционной сейсморазведкой) ли-толого-стратиграфические и рифовые ловушки и скопления УВ.

По регионам платформенной части Туркменистана и Западного Узбекистана выделение нефтегазоносных комплексов, толщ и горизонтов и их литолого-стра-тиграфических аналогов зафиксировано в ряде региональных схем корреляции и индексации этих элементов, разработанных коллективами авторов в 1960-1980 гг. и успешно используемых по настоящее время. Однако, при обобщениях геолого-геофизических материалов по всей территории Юга Туранской плиты выявляются нестыковки и недостаточная степень детальности тех или иных элементов региональных схем.

Для дробного изучения, региональной и зональной корреляции литологиче-ских особенностей и параметров продуктивности, платформенный чехол Юга Туранской плиты расчленен нами на литолого-стратиграфические комплексы (ЛСК), толщи и горизонты и идентифицируемые с ними нефтегазоносные комплексы (НГК), толщи и горизонты. Стратиграфические объемы ЛСК и НГК отвечают отделам, надъярусам и, редко, ярусам, толщ - ярусам и подъярусам, горизонтов -подъярусам и их элементам. Для кайнозойских отложений, наиболее мощные и высокопродуктивные стратотипы которых располагаются в приграничных с платформой межгорных впадинах и краевых прогибах, при выделении и индексации комплексов и толщ используются такие единицы как свиты, серии, слои. Корреляция ЛСК, НГК и их составных элементов производится, главным образом, промы-слово-геофизическим и сейсмостратиграфическим методами без существенных корректировок их хроностратиграфических объемов.

Исходя из научно-практических задач анализа нефтегазоносных бассейнов, районов, зон и месторождений, нами в 1988 г. разработана и внедрена в производство новая схема литостратиграфического и нефтегазогеологического расчленения верхнеюрско-нижнемелового разреза и соответствующей буквенно-цифровой индексации толщ, горизонтов и пластов, учитывающая рациональные особенности существующих региональных и местных схем платформенной части Туркменистана и Узбекистана.

Так, толщи и горизонты апт-альбских отложений индексируются следующим образом: от А1 до АЗ - альб; от А4 до А6 - верхний апт; от А7 до А10 - нижний-средний апт.

В неокомском нефтегазоносном комплексе сверху вниз по разрезу выделяются следующие толщи и горизонты: Б1 - верхний баррем, Б2, БЗ, Б4-нижний

Заключение

В результате выполненного исследования решена крупная научная проблема нового понимания глубинного строения, механизма и потенциала нефтегазоносности Юга Туранской плиты. На ее основе разработаны новые направления поисков скоплений газа и нефти, реализация которых будет способствовать ре

232 шению важнейшей народнохозяйственной задачи - укреплению сырьевой базы топливно-энергетического комплекса Туркменистана.

На основании комплексного анализа тектонических, литологических и нефте-газогеологических критериев Юга Туранской плиты достигнуты следующие основные результаты диссертации.

1. Для крупнейшей территории Юга Туранской плиты площадью около 500 тыс.км2 впервые составлена серия детальных карт структуры, распределения, продуктивности, литологических и палеотектонических особенностей юрско-нижнемеловых нефтегазоносных комплексов, серия региональных геолого-геофизических раз-резов, карт районов и зон нефтегазонакопления и другие итоговые документы, образующие в совокупности новую нефтегазогеологиче-скую модель региона.

2. Выявлена обширная сеть грабен-рифтовых структур фундамента, снивелированная образованиями промежуточного этажа и низов платформенного чехла, изучены особенности их строения и характер прямого или опосредованного влияния на газонефтеносность юрско-нижнемеловых отложений. Интересными на собственную газонефтеносность признаны отдельные бортовые, поперечные и прилежащие эрозионно-тектонические выступы грабен-рифтовых структур, залегающие на доступных глубинах 3-5 км и рекомендованные для проведения высокотехнологичных сейсморазведочных работ 20-30 и параметрического бурения.

3. Выработана новая унифицированная схема литостратиграфического и нефте-газогеологического расчленения разреза платформенного чехла. Детализированы и переработаны схемы тектонического и нефтегазогеологического районирования Юга Туранской плиты. Анализом этих схем и результатов комплексных литолого-тектонических исследований определены высокоперспективные районы и зоны нефтегазонакопления, их потенциалы, закономерности размещения и формирования скоплений УВ. Определены районы, где наряду с газовыми, ожидаются и нефтегазовые месторождения.

4. Произведена типизация сложноэкранированных ловушек Юга Туранской плиты, прогноз стратиграфических, литологических, рифовых, рифово-литологи-ческих и дизъюнктивно-экранированных ловушек по районам и высокоперспективным зонам. Предложена методика подготовки и разведки литолого-стратиграфических ловушек.

5. По ряду газонефтеносных областей и районов Юга Туранской плиты обоснованы приоритетные направления, зоны и объекты первоочередных поисково-разведочных геофизических и буровых работ, предложены новые методики и рациональные комплексы геолого-геофизических исследований, по наиболее перспективным зонам разработаны программы разведки нефтегазовых ресурсов. Эти итоговые исследования станут основой планирования работ на газ и нефть в средней и дальней перспективе и будут способствовать повышению их результативности.

Защищаемые положения

1. Разработанные нефтегазогеологические модели Юга Туранской плиты являются базовыми для ориентации и повышения эффективности геологоразведочных работ на газ и нефть.

2. Грабен-рифтовые структуры промежуточного этажа обладают крупным потенциалом газонефтеносности, прямо или опосредованно обусловили продуктивность низов платформенного чехла.

3. Новые схемы нефтегазогеологического расчленения и районирования платформенного чехла, результаты анализа его тектонических и литологических особенностей выявляют закономерности размещения и формирования юрско-нижнемеловых зон нефтегазонакопления.

4. Разнотипные сложноэкранированные и комбинированные ловушки являются наиболее важными нефтегазопоисковыми объектами Юга Туранской плиты.

5. Реализация разработанных направлений, программ, методик и рациональных комплексов геологоразведочных работ на газ и нефть обеспечит расширение сырьевой базы топливно-энергетического комплекса Туркменистана.

Библиография Диссертация по геологии, доктора геолого-минералогических наук, Мелихов, Владислав Николаевич, Москва

1.Х., Алланов А.К., Аширов Т. Геологическое строение и особенности газонакопления Меанинского прогиба. - Ашхабад: Сборник трудов ТПИ, 1988, С.176-187.

2. Абдыллаев Э.Х. Связь строения природных резервуаров с распределением пластового давления и условиями формирования газовых месторождений (на примере Даулетабад-Донмезского месторождения). Ашхабад: Обзор Туркмен-НИНТИ, 1991

3. Абдыллаев Э.Х., Алланов А.К., Пайтыков Ч.М. Седиментационная модель строения верхнеюрской карбонатной формации Восточного Туркменистана //Советская геология. 1991. - №12. -С.48-52.

4. Абидов A.A., Долгополов Ф.Г. Некоторые аспекты геодинамического районирования нефтегазоносных регионов Узбекистана // Узбекский журнал нефти и газа. -1998. -№1.-С.4-7.

5. Абросимова О.О. О проблеме нефтегазоносности эрозионно-тектоничес-ких выступов палеозойского юго-востока Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1995. - №5. - С.4-6.

6. Аксенов A.A. Новиков A.A. Прогноз, поиски разведка погребенных нефтегазоносных структур М.:Недра, 1983.

7. Аманниязов К.Н. Невмирич Л.Е. Рифогенные комплексы верхней юры Восточного Туркменистана и перспективы их нефтегазоносности. Ашхабад: Ылым, 1985.

8. Амурский Г.И. Тектоника Туркмении и сопредельных территорий / В кн.: Тектоника Туркмении и сопредельных территорий. М.:Наука, 1966. - С.6-32.

9. Амурский Г.И., Бондарева М.С., Соловьев В.Н. Особенности сочленения Копетдага с предгорным прогибом / В кн.: Тектоническое строение и нефтегазоно-сность краевых прогибов. М.:Недра, 1980.

10. Анализ состояния и выбор направлений геологоразведочных работ на газ и нефть в Бадхыз-Карабильской области / Мелихов В Н., Бабаев Х.К., Абдыллаев Э., Сибирев Вл.С., Блискавка А. // Нефть и газ Туркменистана. 1997. - №3. - С.2-10.

11. Аширмамедов М.А., Павлик С.Ф., Гельдыев Э. Перспективы нефтегазоносности Западного Копетдага // Геология нефти и газа. 1978. - №12. - С. 15-18.

12. Аширмамедов М.А. Научное прогнозирование перспектив нефтегазоносности Западно-Туркменской впадины и сопредельных территорий // Диссертация на соискание ученой степени докт. геол.-мин. наук в форме научного доклада. -Ашхабад:АН Туркменистана, 1996.

13. Бабаджанов Т.П., Абетов А.Е., Рубо В.В. Новые данные о глубинном строении и перспективах нефтегазоносности Ассакеауданского прогиба // Узбекский журнал нефти и газа. -1998. №1. - С.13-17.

14. Бабаджанов Т.П., Черкашина Л.Г., Рубо В.В. Новые данные о перспективах газоносности терригенных юрских отложений Западного Узбекистана // Геология нефти и газа. 1988. - №2. - С.21-24.

15. Бабаев А.Г. О геологических моделях месторождений, в контуре которых залежи размещаются в карбонатной формации / В кн.: Состав, строение и нефтегазовая продуктивность карбонатной формации верхней юры Западного Узбекистана. Ташкенг.ФАН, 1975. - С.3-19.

16. Бабаев А.Г., Гаврильян P.A., Салямова С.К. Терригенная формация юрского возраста Бухаро-Хивинского региона и Юго-Западного Гиссара и ее нефте-газоносность М.:Недра, 1977.

17. Бабаев А.Г. Карбонатная формация юрского возраста платформенной части Узбекистана и ее нефтегазоносность. Ташкент:ФАН, 1983.

18. Бабаев А.Г., Гаврильчева Л.Г. Соляно-ангидритовая формация верхней юры и нефтегазоносность нижележащей карбонатной толщи Средней Азии. -Ташкент.ФАН, 1986.

19. Бакиров Э.А. Нефтегазоносные этажи Скифско-Туранской плиты // Нефтегазовая геология и геофизика. 1970. - №6.

20. Бакиров Э.А. Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран. М.:Недра, 1971.

21. Бакиров A.A. Геологические основы прогнозирования нефтегазонос-ности недр. Л.Недра, 1977.

22. Блискавка А.Г., Шичкин Ю.В., Кузовкина Т.Н. Палеозойское направление регионально-поисковых работ на газ и нефть в Бадхыз-Карабильской области // Нефть и газ Туркменистана. 1997. - №3. - С. 17-29.

23. Борзасеков В.Ф. Гидрогеологические критерии прогноза нефтегазо-носности карбонатной формации верхней юры Восточного Туркменистана // Нефть и газ Туркменистана. 1998. - №4. - С.13-17.

24. Буш Д.А. Стратиграфические ловушки в песчаниках / Перевод с англ. Под ред. Еременко H.A. М.:Мир, 1977.

25. Вальбе С.П. Тектоника и прогноз диапазонов нефтегазоносности предгорных бассейнов // Советская геология. 1969. - №1.

26. Вальбе С.П. Тектоника Копетдага и зоны его сочленения с Туранской плитой (атлас карт) // Под общей ред. Муратова М.В., Смирнова J1.H. Ростов-на-Дону, 1972.

27. Вальбе С.П., Смирнов Л.Н., Мирзаханов М.К. Предкопетдагский краевой прогиб // Геология СССР. Туркменская ССР. Т.22. М.:Недра,1988, - С. 648-655.

28. Валяев Б.М. Углеводородная дегазация Земли: масштабы и роль в неф-тегазонакоплении // Геология нефти и газа. 1995. - №4. - С.38-42.

29. Варенцов М.И., Алешина З.И. Предкопетдагский прогиб. // В кн.: Проблемы тектоники и нефтегазоносности краевых прогибов. М.:Недра, 1973, С. 115150.

30. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Дефлюидизация Земли и нефтега-зоносность недр // Геология нефти и газа. 1990. - №5. - С.2-5.

31. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере // Геология нефти и газа. 1988. - №10. - С. 1-8.

32. Газовые и газоконденсатные месторождения СССР // Справочник под ред. Васильева В.Г. М.:Недра,1975.

33. Геологическая карта Туркменской ССР Масштаб 1 : 500000 // Под ред. Мирзаханова М.К., Крымуса В.Н. Ашхабад, 1989.

34. Геологическая основа, изучения и реализация потенциала нефтегазоносности центральной части Предкопетдагского бассейна // Бабаев X К , Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Гельдыназаров А., Жмуд М.С. // Нефть и газ Туркменистана. -2000. №2.

35. Геологические предпосылки перспектив газоносности Восточной Туркмении // Под ред. Амурского Г.И., Жабрева И.П. М.:Недра, 1976.

36. Геологические предпосылки нефтегазоносности зоны сочленения Туранской плиты и Юго-Западного Гиссара // Амурский Г.И., Аманниязов К Н., Цейслер В.М. и др. Ашхабад:Ылым, 1991.

37. Геология и нефтегазоносность Северного Афганистана // Браташ В.И., Егупов C.B., Печников В.В., Шеломенцев А.И. М.:Недра, 1970.

38. Геология и нефтеносность фундамента шельфа Южного Вьетнама // Гаврилов В.П., Дзюбко А.Д., Поспелов В.В., Шнип O.A. // Геология нефти и газа. -1995. №4. - С.25-29.

39. Геология и перспективы газонефтеносности Северной Туркмении и прилежащих районов Узбекистана // Кузьмина O.A., Пантелеев Г.Ф., Кувшинова И.В., Исаенко В.Н. М.:Недра, 1970.

40. Г еология СССР, том XXII, Туркменская ССР М: Недра, 1972

41. Геолого-геофизическая модель Большого Яшлара // Кпещев К.А., Славкин B.C., Бабаев Х.К., Таганов Ю.А. // Геология нефти и газа. 1991. - №2. -С.16-20.

42. Геолого-геофизическое обоснование поисков сложноэкраниро-ванных ловушек и залежей УВ в зоне Ербентского глубинного разлома и на Годинской площади // Блискавка А.Г., Кузовкина T.H ., Шичкин Ю.В. // Нефть и газ Туркменистана. 1996. - №4. - С.3-25.

43. Геолого-геохимическая оценка газонефтеносности Беурдешикской моноклинали // Атаев A.A., Мелихов В.Н., Солодков В.К., Сибирев Вл.С. -М.:Нефтегазовая геология и геофизика, 1982, №10, С.19-20.

44. Геолого-тектоническая схема Южнокаспийской впадины и ее обрамления. Масштаб 1:500000 // Вальбе С.П., Одеков O.A., Жукоборский Ф.Я. и др. -Ашхабад, 1979.

45. Геязлинская титонская стратиграфическая ловушка важнейший объект прироста запасов нефти и газа в Западно-Бахардокском районе //

46. Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Бабаев Х.К., Гельдыназаров А. // Нефть и газ Туркменистана. 1996. - №1. - С. 9-20.

47. Гиршгорн Л.Ш., Соседков B.C. Условия формирования песчаных толщ в склоновых отложениях неокомской клиноформной толщи севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1990. - №3. - С.26-29.

48. Горюнов Е.И., Ильин В.Д. Использование особенностей строения верхнеюрской эвапоритовой толщи для прогнозирования рифовых комплексов Западного Узбекистана // Геология нефти и газа. -1994. №5. - С.20-29.

49. Давлятов Ш.Д. Пак Р.В. Рифтовые структуры и перспективы нефтегазоносное™ средней части Туранской плиты // Геология нефти и газа. -1987. -№9. С.41-44.

50. Давыдов А.Н. Модель геологического строения Юга Туранской плиты и прилегающих районов Северо-Афганской платформы // Автореферат дисс. на соискание уч. степ. докт. геол-мин. наук. М.:МГУ,1993.

51. Демина З.К. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности территории Прикарабогазья // Нефть и газ Туркменистана. -1999. №

52. Дистанционные методы изучения тектонической трещиноватости пород нефтегазоносных территорий //Амурский Г.И., Абраменок Г.А., Бондарева М.С., Соловьев H.H. М.:Недра, 1988.

53. Достоверность прогноза локальных структур Центрально-Каракумского свода // Мелихов В.Н., Атаев A.A., Кравченко Ю.К., Гольдштейн Л.И. // Нефтегазовая геология и геофизика. 1977. - №12. - С.25-27.

54. Еременко H.A., Клубов В.А. Геологическое строение и нефтегазо-носность краевых прогибов // В кн.:Геологическое строение и нефтегазо-носность краевых прогибов. М.:Недра, 1980, С.3-9.

55. Еременко H.A. Развитие принципов теории формирования залежей углеводородов // Геология нефти и газа. 1984. - №12. - С. 18-24.

56. Еременко H.A. Направление научных исследований в ГРР // Геология нефти и газа. 1991. - №4. - С.5-8.

57. Ермолкин В.И. Особенности размещения региональных скоплений нефти и газа в пределах платформ. М.: Обзор ВНИИОЭНГ, 1975.

58. Ермолкин В.И., Сорокова Е.С., Голованова С.И. Раздельный прогноз нефте- и газоносности в глубокопогруженных пластах Юго-Восточной Туркмении // Геология нефти и газа. 1991. - №4. - С.5-10.

59. Жабрев И.П. Концепция геологоразведочных работ на нефть и газ на современном этапе // Геология нефти и газа. 1994. - №2. - С.4-8.

60. Жмуд М.С., Мелихов В.Н. Обновленная концепция региональной структуры и нефтегазоносное™ Предкопетдагского прогиба // Нефть и газ Туркменистана. 2000. - № 2.

61. Закономерность размещения нефти и газа эпигерцинской платформы юга СССР // Под общей ред. Бакирова A.A. М.:Гостоптехиздат, 1963, т.1, Средняя Азия.

62. Залежи нефти и газа в ловушках неантиклинального типа (альбом-справочник) / Ратнер В.Я., Булатов H.H., Зубова М.А., Польстер Л.А. под ред. Семеновича В.В. М.:Недра,1982.

63. Западная часть Бахардокского склона новый нефтегазоносный район Туркменистана / Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Аширмамедов М.А., Пешков О.Н., Реджепов А., Клычев Ё.Р., Гельдыназаров А. // Геология нефти и газа. -1992. - №11. -С. 15-19.

64. Захидов А.У. Глубинная структура и геофизические поля нефтегазоносных областей юго-запада Туранской плиты иприлегающих складчатых зон

65. Автореферат дисо. на соискание уч. степ. докт. геол.-мин. наук. Баку:ИГ АН Азербайджанской республики, 1992.

66. Захидов А.У. Глубинное строение и нефтегазоносность Северо-Западной Туркмении. М.:Недра, 1974.

67. Золотое А.Н. Нефть и газ основа развития базовых отраслей промышленности // Советская геология. - 1992. - №3.

68. Изучение клиноформ Майкопа в Восточном Предкавказье / Кунин Н.Я., Косова С.С., Медведев E.H., Пустовойт О.Ю. // Геология нефти и газа.1987. №10. - С.18-24.

69. Ильин В.Д., Каеш Ю.В., Алимухамедов Н.Х. Геология и нефтегазоносность рифовых комплексов Средней Азии. М.:Обзор ВИЭМС, 1974.

70. Каахкинская депрессия новый перспективный газоносный район Туркменистана / Бабаев Х.К., Колатов Д.А., Мелихов В Н., Сибирев Вл.С. // Нефть и газ Туркменистана. - 1996. - №3. - С.4-6.

71. Кабулов X., Чуриков В.А., Курбанов А. Перспективы нефтегазоносности верхнепалеозойско-триасового осадочно-вулканогенного комплекса Северного Туркменистана // Нефть и газ Туркменистана. 1998. - №2. - С.5-16.

72. Кабышев Б.П. Закономерности строения, размещения и формирования стратиграфических залежей нефти и газа // Геология нефти и газа. -1995. №2. -С.10-13.

73. Калинко М.К. Подтверждаемость прогнозов нефтегазоносности в разных странах мира в последние годы // Геология нефти и газа. 1990. - №5. -С.40-43.

74. Карагодин Ю.Н., Нежданов A.A. Неокомский продуктивный комплекс Западной Сибири и актуальные задачи его изучения // Геология нефти и газа.1988. №10. - С.9-14.

75. Кинг P.E. Стратиграфические и литологические залежи нефти и газа / Перевод с анл. Под ред. Максимова С.П. М.:Недра,1975.

76. Киреева Л.Н. Нефтегазообразование в терригенных толщах, обедненных органическим веществом // Автореферат дисс. на соискание уч. степ. докт. геол-мин. наук. М.:МГУ,1994.

77. Копетдагское складчатое поднятие / Калугин П.И., Крымус ВН., Езиашвили А.Г. и др. / В кн.: Геология СССР, т.XXII, Туркменская ССР. М.:Недра, 1988.

78. Корчагин В.И. Глобальный пояс юрско-меловых нефтегазоносных бассейнов // Геология нефти и газа. -1997. №1. - С. 18-22.

79. Кравченко К.Н. Структурная основа бассейновой системы нафтидного районирования. Автореферат докторской диссертации. М.:ВНИГНИ, 1994.

80. Кравченко К.Н. Роль региональной структуры нафтидных бассейнов в размещении скоплений нефти, газа и твердых битумов на их склонах. М.Обзор ВИЭМС,1984

81. Кравченко К.Н. О генетической общности газовых месторождений Дау-летабад-Донмез и Хьюготон-Панхэндл // Советская геология. 1983. - №9. - С.25-30.

82. Кравченко К.Н., Иванова О.В. Перспективы поисков нефти и газа на площади Ходжагугирдоб (Майманинская ступень) // Нефть и газ Туркменистана. -1997. №3. - С.30-58.

83. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии / Под ред. Вяхирева Р.И., Гриценко А.И., Крылова H.A. М.:Изд-во Академии горных наук, 1998.

84. Крылов H.A., Мальцева А.К. Юрские отложения запада Средней Азии и их нефтегазоносность. М.:Наука, 1967.

85. Крылов H.A., Васильев Е.П., Глумаков П.В. Закономерности размещения и поиски залежей нефти и газа в Средней Азии и Казахстане. -М.:Наука, 1973.

86. Крылов H.A. Типы и перспективы нефтегазоносности переходных комплексов молодых платформ // Советская геология. -1974. №9. - С. 14-24.

87. Крылов H.A., Летавин А.И. Стадийность развития молодых платформ и нефтегазоносность подчехольных отложений. / В кн.Тектоника молодых платформ. М.Наука, 1984, С.103-114.

88. Крымус В.Н., Лыков В.И. Тектоника Копетдага и некоторые закономерности размещения полезных ископаемых. -Ашхабад:Труды УГ СМ ТССР, вып.7, 1972, С.96-113.

89. Кузнецов В.Г. Геология рифов и их нефтегазоносность. М.Недра, 1973.

90. Кузовкина Т.Н., Спикин В.А. Строение палеозойского фундамента Центрального Туркменистана. Ашхабад:Труды Управления геологии ТССР, вып.1, 1968.

91. Кунин Н.Я. Подготовка структур к глубинному бурению для поисков залежей нефти и газа. М.:Недра, 1981.

92. Куприн П.Н, Левин А.И. Карабогазский свод / В кн.:Геология СССР, т.XXII, Туркменская ССР. -М.:Недра, 1972, С538-544.

93. Куприн П.Н. Оценка нефтегазоносности палеозойских отложений За-каспия // Геология нефти и газа. -1978. С.6-12.

94. Курбанниязов К.К., Борисов О.М., Ахмоджанов М.А. Геология до-юрских образований Каракалпакии. Ташкент:ФАН, 1976.

95. Курганская Э.В., Мелихов В.Н. Фазовая зональность нефтегазона-копления в юрско-нижнемеловых отложениях Бахардокского склона и сопредельных территорий // Нефть и газ Туркменистана. -1999. №2

96. Кучерук Е.В. Особенности поисков скоплений УВ в породах фундамента // Геология нефти и газа. -1990. №10. - С.8-9.

97. Кучерук Е.В., Алиева Е.Р. Рифтогенные бассейны и месторождения -гиганты // Геология нефти и газа. 1991. - №3. - С.45-46.

98. Кушниров В.В., Убайходжаев Т.И., Соколов В.И. Использование различных параметров углеводородных газожидкостных систем для оптимизации нефтегазопоисковых работ в карбонатных продуктивных комплексах // Геология нефти и газа. -1993. №9. - С.13-17.

99. Лапинская Т.А., Попова Л.П., Постников A.B. Соотношение внутренней структуры фундамента и строения осадочного чехла платформенных нефтегазоносных территорий // Геология нефти и газа. -1996. №10. - С.4-12.

100. Летавин А.И. Тафрогенный комплекс молодой платформы Юга СССР. -М.:Наука, 1978.

101. Литологические особенности нижнемеловых отложений юга Центральной Туркмении / Ташлиев М.Ш., Пурлиев Ч., Мелихов В.Н., и др. Ашха-бад:Известия АН ТССР, сер. ФТХиГН. - 19799. - №3. - С.96-102.

102. Ловушки углеводородов неантиклинального типа / Сборник научных трудов под ред. Алексина А.Г. М.:ИГиРГИ,1982.

103. Мавыев Н.Ч. Катагенез и его влияние на формирование емкостно-фильтрационных свойств нефтегазоносных толщ в различных геологических условиях (на примере юга Туранской плиты) //Автореферат на соискание уч. степ, докт. геол.-мин. наук. М.:ГАНГ, 1991.

104. Макарова З.И., Бакун H.H. Характерные особенности и классификация гравийсодержащих пород Даулетабад-Донмезского месторождения // Геология нефти и газа. -1987. №2.

105. Мальцева А.К., Крылов H.A. Формационный анализ в нефтяной геологии. М.:Наука,1986.

106. Маслов К.С. Научные основы поисков литологических и стратиграфических залежей нефти и газа в терригенных толщах. М.:Недра, 1968.

107. Махутов К. Нефтегазоносность зон разуплотнения доюрских пород Южного Мангышлака // Геология нефти и газа. -1987. №1. - С. 16-19.

108. Мелихов В.Н. Особенности геологического строения и нефтегазо-носности Юго-Восточного склона Туркменской антиклизы и направления нефте-газопоисковых работ//Автореферат на соискание уч. степ. канд. геол.-мин. наук. -М.:МИНХиГП, 1980.

109. Мелихов B.H., Сибирев Вл.С., Гельдыназаров А. Результаты разведки, оценка запасов и ресурсов и перспективы освоения Кумбет-Гараджаовлакского группы газоконденсатных месторождений II Нефть и газ Туркменистана. -1996. -№2. С.3-34.

110. Мелихов В.Н. Рифтогенные структуры и перспективы газонефтеносности доюрских образований юга Туранской плиты // Нефть и газ Туркменистана. 1998. - №5. - С.4-24.

111. Мелихов B.H., Сибирев Вл.С. Региональные структурно-тектонические и литолого-фациальные критерии газоносности Гараджаовлакского блока // Нефть и газ Туркменистана. -1999. №1

112. Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С. Модифицированные модели строения и продуктивность крупных комбинированных залежей газа Гараджаовлакского блока // Нефть и газ Туркменистана. -1999. №1

113. Мелихов В.Н. Особенности старения и перспективы разведки на газ и нефть Карабогазского свода и его разломно-рифтовых обрамлений // Нефть и газ Туркменистана. 2000. - №3

114. Мурадян В.М., Ледовская Г.И. Взаимосвязь скоплений углеводородов с разломными зонами (на примере акватории Среднего Каспия) // Геология нефти и газа. 1995. - №11. - С.4-8.

115. Мургабская впадина / Смирнов Л.Н., Амурский Г.И., Давыдов А.Н., Мильштейн Д.М. / В кн.:Геология СССР, т.XXII, Туркменская ССР. М.:Недра, 1972, С.581-593.

116. Мурзагалиев Д.М. Рифтовые структуры обрамления Прикаспийской синеклизы // Геология нефти и газа. -1993. №10. - С.10-13.

117. Мурзагалиев Д.М. Рифтогенез и нефтегазоносность Мангышлака // Геология нефти и газа. -1996. №5. - С.36-39.

118. Направление геологоразведочных работ на нефть и газ на Бадхыз-Майманинском поднятии / Смирнов Л.Н., Кравченко К.Н., Кошелев Н.И. и др. / В кн.Теологическое строение и критерии прогноза нефтегазоносности Средней Азии. М.Труды ВНИГНИ, вып.220, 1980.

119. Нефтяные и газовые месторождения Средней Азии / Дикенштейн Г.Х., Аржевский Г.А., Габриэлянц Г.А. и др. М.:Недра, 1965.

120. Новые данные о геологическом строении Предкопетдагского прогиба в связи с направлениями поисково-разведочных работ на нефть и газ / Мелихов В.Н., Кравченко Ю.К., Аширмамедов М. и др. // Нефтегазовая геология и геофизика. 1979. - №4. - С.3-8.

121. Новые направления поисков месторождений нефти и газа в Западной Сибири / Кирда Н.П., Некрасов С.Ю., Ветошкин Г.Н., Репин В.И., Нестеров В.Н. / Геология нефти и газа. -1995. №6. - С.9-18.

122. Обоснование новых направлений, зон и объектов поисково-разведочных работ на газ в юго-восточной части Предкопетдагского краевого прогиба / Мелихов В.Н., Бабаев Х.К., Жмуд М.С., Сибирев Вл.С. // Нефть и газ Туркменистана. -1997. №2. -60с.

123. Обоснование поисков и разведки новых скоплений газа и нефти в Бадхыз-Карабильской области / Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Бабаев Х.К.,

124. Блискавка А.Г., Хуснутдинов З.Б. Ашхабад:Министерство нефти и газа Туркменистана, Обзор, 1994, 108с.

125. Оводов Н.Е. Условия формирования газовых месторождений в платформенной части запада Средней Азии. М.Обзор ВНИИЭгазпром, 1976.

126. О геологической природе доюрского структурного комплекса в связи с перспективами его нефтегазоносности на юго-востоке Западной Сибири / Бененсон В.А., Ефимов A.C., Карапузов Н.И., Сибгатулин В.Г. // Геология нефти и газа. -1994. №6. - С.50-54.

127. Одеков O.A., Тулаева C.B., Мельник Н.М. Структура поверхности Пред-копетдагского прогиба в связи с нефтегазоносностью осадочного чехла. Ашха-бад:Известия АН ТССР, сер. ФТХ ГН, №5, 1981, С.89-96.

128. Особенности и новые направления поисково-разведочных исследований на газ и нефть на Правобережье Амударьи / Курбанов А., Шелепова О.П., Меттиев Р., Белова О.В. // Нефть и газ Туркменистана. -1997. №4. - С.25-33.

129. Особенности и оценка новых объектов буровых и сейсмораз-ведочных работ в Казанджикском перспективно-нефтегазоносном районе /

130. Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Бабаев Х.К. и др. Ашхабад:ТуркменНИНТИ, 1992, 78с.

131. Оруджева Д.С. Основные принципы нефтегазогеологического районирования. М.:Обзор ВНИИЭгазпром, 1979, вып.2.

132. Пайтыков Ч.М. Нефтегазовый потенциал недр Туркменистана и геолого-экономические аспекты его освоения // Автореферат на соискание уч. степ. докт. геол.-мин. наук. М.:ГАНГ, 1991.

133. Пак Р.В. Южное Приаралье перспективный нефтегазоносный район // Геология нефти и газа. -1988. -№2. - С. 17-21.

134. Панасенко О.М. Древние рифтовые зоны юго-западной окраины Туран-ской плиты и проблема ее границы с альпидами / В кн.Тектоника Тянь-Шаня и Памира. М., 1983, С.184-189.

135. Пашаев М.С., Гаврильчева J1.Г. Строение верхнеюрских формаций и оценка перспективных ресурсов углеводородов в юго-восточной части Приаму-дарьиского региона // Нефть и газ Туркменистана. -1998. №2 С.17-34.

136. Перспективы и объекты юрско-палеозойского направления работ на газ и нефть в Северном Туркменистане / Мелихов В Н., Бабаев Х.К., Сиби-рев Вл.С., Хуснутдинов З.Б. Ашхабад:Министерство нефти и газа Туркменистана, обзор, 1994, 47с.

137. Перспективы и рекомендации разведки на нефть Карашор-Мы-дарской приразломной зоны поднятий / Мелихов В Н., Сибирев Вл.С , Гельдыназаров А., Бабаев Х.К. // Нефть и газ Туркменистана. -2000. -№2

138. Перспективы открытия месторождений нефти и газа в Предко-петдагской нефтегазоносной области / Кравченко К.Н., Смирнов Л.Н., Кошелев H.H. и др. / В кн.Теологическое строение и нефтегазоносность краевых прогибов. М.:Недра. - 1980. - С.199-203.

139. Перспективы нефтегазоносности доюрских отложений молодых платформ / Крылов H.A., Летавин А.И., Оруджева Д.С. и др. М.:Наука, 1981.

140. Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Восточного Устюрта / Убайходжаев Т.И., Талипов С.Т., Авазходжаев Х.Х. и др. // Геология нефти и газа. -1993. №1. - С.5-9.

141. Перспективы поисков углеводородных скоплений в антиклинально-гидродинамических ловушках на юго-востоке Карабогазского свода и Туаркырского вала / Кравченко К.Н., Дидура В.И., Сергеев Е.В., Семенцов А.Ф. // Геология нефти и газа. -1985. -№7.

142. Петреченко И.И., Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С. Уточнение структуры Южно-Кыркского нефтегазоконденсатного месторождения для наращивания запасов нефти и газа // Нефть и газ Туркменистана. -2000. №2

143. Поиски залежей нефти и газа в ловушках неантиклинального типа / Алексин А.Г., Хромов В.Т., Мелик-Пашаева Н.В. и др. -М.:Недра, 1985.

144. Поиски и разведка сложноэкранированных ловушек и залежей газа на Даулетабад-Донмезском месторождении / Мелихов В Н., Сибирев Вл.С., Клычев Ё.Р., Мамедов Б.М. Ашхабад:Обзор ТуркменНИНТИ, 1990, 81с.

145. Попков В.И. Роль горизонтального сжатия в формировании платформенных антиклиналей Мангышлака и Устюрта // Геология нефти и газа. -1991. -№7.-С.2-6.

146. Попков В.И., Рабинович A.A., Туров Н.И. Модель резервуара нефтяной залежи в гранитном массиве // Геология нефти и газа. -1986. №8. - С.27-31.

147. Потенциал нефтегазоносности и перспективы разведки и освоения Предкопетдагского рифтогенно-коллоизионного бассейна / Бабаев Х.К., Мелихов В.Н., Каджаров С.Б., Гельдыназаров А., Жмуд М.С. // Нефть и газ Туркменистана. -1998. №5. - С.33-41.

148. Проничева M.B., Семенович В.В. Распространение генетические типы и методы выявления неантиклинальных ловушек нефти и газа. М.:Обзор ВИЭМС,1975.

149. Проблема нефтегазоносности зон региональных надвигов / Максимов С.П., Капустин И.Н., Кирюхин J1.Г., Соловьев Б.А., Шеин B.C., Кучерук Е.В. // Геология нефти и газа. -1987. №7. - С.1-8.

150. Прогнозирование геологического разреза и поиски сложноэкранированных ловушек / Под ред. Алексина А.Г. М.:Наука, 1986.

151. Региональная структура и перспективы нефтегазоносности нео-комско-верхнеюрских отложений Юго-Западного Туркменистана / Кравченко К.Н., Дидура В.И., Дороднов В.А., Краснова Г.М. // Нефть и газ Туркменистана. -1998. №1. - С.6-14.

152. Результаты исследования Гараджаовлакского блока специалистами «Шелл» и Туркменистана и рекомендации на доразведку блока / Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Гельдыназаров А. и др. // Нефть и газ Туркменистана. -1999. №1.

153. Роль гидротермальной дегазации в процессах углеводородо-образования / Дмитриевский А.Н., Сагалевич A.M., Баланюк И.Е., Матвеенков

154. B.В. // Геология нефти и газа. -1999. №8. - С4-13.

155. Рябухин Г.Е., Судариков Ю.А. Промышленная нефтегазоносность погребенных кор выветривания и трещиноватых зон магматических и метаморфических пород // Геология нефти и газа. -1993. №4. - С.6-9.

156. Салманов Ф.К., Золотов А.Н. Топливно-энергетический комплекс России в период реформ (итоги и прогнозы) // Геология нефти и газа. -1996. №1.1. C.4-13.

157. Седлецкий В.И., Бойко Н.И., Деревягин B.C. О взаимосвязи галогенного и биогермного осадкообразования // Советская геология. 1977. - №12. - С.8-20.

158. Семенович В.В. Стратегия стабилизации добычи нефти и газа. 1994. -№3. - С.11-15.

159. Силич A.M. Позднепалеозойско-раннемезозойский диастрофизм и его влияние на нефтегазоносность Туранской плиты // Автореферат дисс. на соискание уч. степ. докт. геол.-мин. наук. М.:НГиРГИ, 1992.

160. Складчатый фундамент и промежуточный комплекс Туранской плиты / Князев B.C., Флоренский П.И., Чарыгин A.M., Шнип O.A. / В кн.: Фунда-мент и основные разломы Туранской плиты в связи с ее нефте-газоносностью. -М.:Недра, 1970,С.16-21.

161. Соборнов К.О. Строение Восточно-Кавказского нефтегазоносного пояса надвигов // Геология нефти и газа. -1995. №10. - С.16-21.

162. Соловьев H.H., Кузьминов В.А., Салина Л.С. Перспективы поисков скоплений газа в южных районах Туранской плиты // Геология нефти и газа. -1996. №9. - С. 17-23.

163. Солодков В.К., Михалева Б.М., Ахмедова С.Н. Геохимические особенности углеводородных флюидов Предкопетдагского прогиба. Ашхабад: Известия АН ТССР, сер. ФТХ и ГН, 1988, №1, С.67-72.

164. Соколов Б.А. Роль раздвиговых движений при формировании структуры и нефтегазоносности платформ. / В кн.Тектоника молодых платформ. М.:Наука, 1984.

165. Соколов В.Я. О совершенствовании регламентации геологоразведочного процесса // Геология нефти и газа. 1990. - №7.

166. Состав нефтей и конденсатов верхнеюрских и нижнемеловых отложений Западно-Бахардокского района / Киреева Л.Н., Клименко Н.В., Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С. // Нефть и газ Туркменистана. 1998. -№5. - С.25-32.

167. Состояние и перспективы геофизических и буровых работ на нефть и газ в Западно-Бахардокском районе / Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Спикин В.А., Гельдыназаров А. // Нефть и газ Туркменистана. 1996. - №1. - С.3-8.

168. Строганов В.П. Условия формирования нефтяных залежей в юрских и нижнемеловых отложениях на территории платформенной части запада Средней Азии // Геология нефти и газа. 1976. - №4.

169. Структура поверхности фундамента нефтегазоносных районов Узбекистана / Кунин Н.Я., Бабаджанов Т.Л., Рзаева В.А., Рубо В.В., Шейх-Заде Э.Р. // Советская геология. 1992. - №1. - С.57- 62.

170. Структурные и формационные особенности краевых прогибов и их нефтегазоносность / Королюк И.К., Крылов H.A., Куренков Н.Т. и др. М.:Наука, 1983.

171. Сырьевая база развития газовой промышленности Средней Азии /

172. Васильев В.Г., Амурский Г.И., Анналиев A.A., Аширмамедов М. и др. М.Недра, 1970.

173. Ташлиев М.Ш., Сапаров Ч., Мелихов В.Н. О волновых движениях в конседиментационных процессах в мезозое на юге Центральной Туркмении. -Ашхабад:Известия АН ТССР, сер. ФТХиГН, 1978, №4, С.110-114.

174. Ташлиев М.Ш. Седиментационная цикличность и распределение залежей углеводородов // Советская геология. 1991. - №12. - С. 13-20.

175. Тектоника и нефтегазоносность областей юга СССР / Кравченко К Н., Муратов М.В., Вонгаз Л.В. и др. М.Труды ВНИГНИ, 1973, вып.141.

176. Тектоника и нефтегазоносность поднадвиговых зон / Сборник научных трудов. Под ред. Хаина В.Е., Соколова Б.А., Марасанова Н.В. М.:Наука, 1990.

177. Тектоническое строение и нефтегазоносность Туркменского сектора Каспийского моря / Аширмамедов М., Хаджинуров Н., Гайнуллин М.В., Гума-ров К.С., Гельдыев Э. // Нефть и газ Туркменистана. -1999. -№4

178. Туртуков Г.Я. Триасовый вулканизм в Восточном Предкавказье и его влияние на формирование локальных структур // Геология нефти и газа. -1991. -№3. С.26-28.

179. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории. М.:Недра,1980.

180. Ускорить разведку и освоение ресурсов газа и нефти Кейиккырско-го и Дузенкырского блоков / Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Блискавка А.Г., Бабаев Х.К., Атагельдыев О.Б., Курбанов А.К. // Нефть и газ Туркменистана. -2000. -№2.

181. Флоренский П.В. Комплекс геолого-геофизических и дистанционных методов для изучения нефтегазоносных областей. М.:Недра, 1987.

182. Формации, палеотектоника и нефтегазоносность палеозоя и мезозоя Туркменистана / Алланов А.Б., Жмуд М.С., Панасенко О.М., Пашаев М.С., Ташлиев М.Ш. -М.,1976, 132с.

183. Формирование Даулетабад-Донмезского газового месторождения (тектонодинамическая модель геологической основы разработки) / Амур-скийГ.И., Жабрев И.П., Соловьев H.H., Хуснутдинов З.Б. // Советская геология. -1984. №3. - С.11-21.

184. Фундамент, основные разломы Туранской плиты в связи с её неф-тегазоносностью / Бакиров A.A., Быков Р.И., Гаврилов В.П. и др. М.Недра, 1970.

185. Халилов М., Тимонин А.Н. К вопросу раздельного прогнозирования нефтеносности и газоносности подсолевых верхнеюрских карбонатных отложений Амударьинской синеклизы (Приамударьинский регион) // Нефть и газ Туркменистана. -1998. №4. - С.6-12.

186. Ханин A.A. Породы коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. - М.:Недра, 1973.

187. Ханин A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М.:Недра, 1976.

188. Ходжакулиев Я.Н. Гидрогеологические закономерности формирования и размещения скоплений газа и нефти. М.:Недра, 1976.

189. Худайкулиев X. Основные особенности строения верхнеюрской карбонатной толщи в районе среднего течения Амударьи и перспективы поисков месторождений нефти и газа // Нефть и газ Туркменистана. -2000

190. Хуснутдинов З.Б. Геологические условия формирования и закономерности размещения газовых залежей Центральной Туркмении. Ашхабад:Институт геологии УГТССР, 1970.

191. Хуснутдинов З.Б. Вопросы поисков литолого-стратиграфических ловушек газа в Центральной Туркмении / В кн.:Проблемы геологии и формирования комплексных методов исследований Ашхабад:Ылым, 1972.

192. Хуснутдинов З.Б., Зелинский И.А. Классификация нефтегазоносного разреза и газонефтеносные комплексы Каракумской провинции / В сб.Теология и нефтегазоносность Туркменистана. Ашхабад:Ылым, 1977, вып.З.

193. Хуснутдинов З.Б., Осипова И.Г., Реджепова А.О. Стратиграфически экранированные залежи нефти и газа юрских отложений Давлетабадского месторождения и площади Шоркел, их перспективные запасы // Нефть и газ Туркменистана. -1999. -№3

194. Цикличность и нефтегазогеологическое расчленение разреза верхней юры и нижнего мела Центрального Туркменистана Ташлиев М.Ш., Раги-мова Д.С., Мелихов В.Н., Сибирев Вл.Н. // Нефть и газ Туркменистана. -1999. -№2

195. Шарапов В.К., Назаров К.Н. Особенности геологического строения и размещения газоконденсатных месторождений Правобережья Амударьи // Нефть и газ Туркменистана. -1997. №4. - С.4-13.

196. Шахновский И.М. О роли некоторых геологических факторов в формировании месторождений нефти и газа // Геология нефти и газа. -1997. №1. -С.26-31.

197. Шахновский И.М. Строение и нефтегазоносность рифтогенных структур // Геология нефти и газа. -1996. №4. - С. 19-25.

198. Шеин B.C. Изучение геологии и геодинамики нефтегазоносных бассейнов // Геология нефти и газа. -1993. №7. - С. 17-26.

199. Шустер В.Л. Кристаллические породы фундамента перспективный объект для прироста запасов нефти и газа в России // Геология нефти и газа. -1994. - №9. - С.35-37. 1997. - №3. - С. 17-29.

200. Юдин Г.Т. Зоны нефтегазонакопления Предкавказья. М.:Наука, 1977.