Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Модель геологического строения юга Туранской плиты и прилегающих районов Северо-Афганской платформы (в связи с нефтегазоносностью)

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

Автореферат диссертации по теме "Модель геологического строения юга Туранской плиты и прилегающих районов Северо-Афганской платформы (в связи с нефтегазоносностью)"

МОСКОВСКИЙ ОРДЕНА ЛЕНИНА, ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им. М. В. ЛО,МОНОСОВА КАрр0>А Г&ЙТОГИИ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ

На правах рукописи УДК 533,982.2(575.4)

ДАВЫДОВ Алегро Николаевич

ЛЮД ЕЛ Ь ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЮГА ТУРАНСКОП ПЛИТЫ И ПРИЛЕГАЮЩИХ РАЙОНОВ С Е В Е Р О - А Ф Г А Н С КО П П Л АТ Ф О Р Л\ Ы

(в связи с нефтегазоносностьга)

Специальность 04.00.17 — геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-ыикералогических наук

МОСКВА - 1993 г.

Работа выполнена в Туркменском научно-исследозательском геолого-разведочном институте.

Официальные оппоненты — доктор геолого-минералогнческих наук, профессор, лауреат Государственной премии СССР В. Д. Ильин.

Ведущая организация Концерн «Туркменгеофизпка» Министерства нефти и газа Туркменистана (г. Ашгабат).

Специализированного совета Д.053.05^2^ по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук по специальности 04.00.17 — геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений при Московском государственном универсп/гете им. М. В. Ломоносова по адресу: 119899 ГСП-3, г. Москва, В-234, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, ауд. &

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ, 6 этаж главного здания.

доктор геолого-минералогнческих наук, профессор В. С. Мильничук.

доктор геолого-мипералогических наук, профессор А. Н. Шарданов.

Защита состоится « ¡2 »

заседании

Автореферат

Ученый секретарь Специализированного совета, кандидат геолого-минералогических наук

Н. В. ПРОНИНА

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследование. Благодаря открытии я освоении уногочисленныг газоаит месторождений, Туркменистан по добыче газа занижает четвёртое место в мире, уступят лияь России, СЙА и Канаде. Наиболее мощная сырьевая Оаза газодоАнчи (за счёт выявления групнегпих гкоплонич и в первуя очередь гиганте Дау-летаОад-Донмеза! создана п Мургабско!» впадине. Последняя,^располагаясь в пределах окраинных частей эпигертшскоя Тура'нскоП плиты и Севсро-А^гянскоЯ зпиояйкальскоя платформы, чрезвычайно своеобразна по геологическому строения, истории развития и как' следствие по характеру нефтегазоносности. За 35 лет планомерного изучения этого региона накоплен огромен? разносторонние геолого-геофизичес.киП мптериая, открыты многочисленные газовые . месторождения, установлены промияяеиине притоки нефти, создана крупне^пая газог,об1гаате;оя промшленность Туркменистана.

Для дальнейшего динамичного развития газодобыяотхяего комплекса важно научно обопщить накопленный материал к теоретически обосновать приоритетные направления Нефтегазопоисковнх работ. Предлагаемая работя является таким комплексный обобцошеи, объединяющим вопросы региональной геологии и нефтегазоносностн ' изучаемой территории.

Цель работы - разработать геологическую модель регионального нефтегазонакопления гга ТурвнскоП плиты и прилегогцих районов Северо-ЛфганскоГ» платформы и на её основе ооосновать приоритетные направления н&фтегазопоископых работ.

Задачи исследований:

1. Обобщение современного материала к развитно представления о геологическом строении юга Турвнско? плиты на основе интеграции данных о структуре и взаимоотношениях фундамента, промежуточного комплекса, анализа мо^ностеЗ к пплеогссяопгческих услови!1 накопления подразделен«*» осадочного чехла.

2. Изучение характера сочленения готюЯ окраины 7ур.И1скоР плиты с обрвклягчим адьпяРгким гсрносклпдчопгл полей к прнде-гасчеС к нему Сев^ро-Афгвнско'^ платформой.

3. Вия-нение ыясатейиости раэземной тектоники я сЗ влияния на фордароЕМио бгоково» структуры фукдеиента, промежуточного комплексе к осадочного чахла,

4. Анализ п«л"Отентсн:(ческ!«, палеогвсиорфзйотчегяге, структурны, гидродгизг'Г'чс'ск.чх л и т с н с г о -у г, ';!.-;.'!:• угяегг?,

- г -

контролирующих установленную и прогнозируемую газонефтеносность осадочного чехла и определяющих' пространственное размещение зон нефтегааонакоппения (ЗНГН).

Научная новизна.

- ' -1.-На основе анализа палеотектонических,.палеогеоморфоло-гических, структурных, литолого-фаииалъных, геохимических, гидрогеологических факторов предложена модель геологического строения и нефтегазоносносги региона, раскрывающая представления об основных нефтегазоносных комплексах (НГК), зонах генерации и аккумуляции УВ, особенностях размещения "ЗНГ!!.

2. Установлено затухание и ослабление тектонических напряжений в горноскладчатых сооружениях перед поднятыми палеозойскими структурами (Бадхнз-Карабильская ступень, Хангирен-ский и Северо-Афганский выступы) с докембрийским основанием фундамента. Эти консолидированные блоки-ступени отнесены к микроплитем, которые входят в состав древних платформ Ирана и Афганистана, ограничивая южный склон Туранской плиты.

' 3. С учётом возраста складчатого основания и геохимических исследований дана положительная оценка перспектив нефтега-зоноености палеозой-триасовкх секций разреза Ьадгыз-Карнпиль-ской ступени, Хангиренпкого и Северо-А^гпнского выступов.

4. Для юго-восточной чести Туркменистана вцделены типовые разрезы Шатлык-Учаджинский, Ангузалы-Гаркендский, Кара-кель-Нагвралинский, Ь8дхыз-Квребильский, Кялаиморский и пушкинский) и в их пределах обоснованы базисные этажи поисков и разведки скоплений УВ с определением верхнего и нижнего стратиграфического диапазона продуктивности.

5. Предложена программе сейсморазведочных и Оуровнх работ для реализации перспектив нефтегазоносности региона.

Практическое значение и реализация результатов работ.

Основные результаты проведенных исследований определяют стратегию и тактику ГРР в пределах Юго-Восточного Туркменистана.

Начинал с 1950 г., автор проводил исследования и принимал непосредственное участие в разработке годовых и перспективных планов ГРР.ПО "Туркменгеология", а о последние годы являлся ответственным исполнителем'по обоищению и анализу оуровых и. геофизических материалоч по территории Туркменистана. Практические рекомендации автора способствовали открытию Карачопско-го, Клрвоильского, Нслимского, Западно-Карагжльского, Курукбег лийского месторождений и крупнейшего в Средней Азии Даулетабад-

Донмезского (х,8 трл.м3 газа), за открытие которого автору присуждена в 1983 г. Государственная премия СССР. Многие выводы • и положения диссертации легли в основу "Количественной оценки перспектив нефтегазоносности Туркменистана по состоянию на 01.01.88 г.", где автор является ответственным исполнителен, а также в обоснование основных направлений ГРР, начиная с. IX пятилетки.

Автор является одним из инициаторов и исполнителем комплексной программы сейсмических работ и 6уре:и!я параметрических скважин на доюрский комплекс отложений в пределах Бадхыз-Кара-бильской ступени, поисков залежей нефти и гпэя, связанны* с развитием неянтиклиналышх ловушек на её склонах.

арктический материал для диссертации собрпн при проведении производственных и научно-исследовательских работ С1956-1992 гг.) под руководством и непосредственным участием автора'по территории юга Турянской плиты и прйлегагацих районов. В работе использованы многочисленные фактические данные, полученные различными производственными и научными организациями: "Турк-менНИГРИ", ПО "Туркменгеология", ПО "Туркменгазпром", ПО "Турк-меннефть", ИГиРГИ, ВНИГРИ, ГАНГ, ЕСЕГЕН, БНШИ, ЙШгаз и др. Использованы имевшиеся данные по территории Северного Афганис-" тана (В.И.Браташ, С.В.Егупов, В.В.Печников, В.И.Дроноп и др.).

Для Иургабской впадины и Пушкинского района построены структурные карты поверхности фундамента, промежуточного ворх-непалеозой-триасового комплекса, келловей-оксфордп, берриас-барремв; карты «озугостеЯ вергнепалсозой-триоса, нижней-среднеЯ юры, нелловей-оксфорда, кимеридя-тнтона (раздельно для гаур-дакской и кпрабияьской свит) и беррияе-готериво; палеогеографические карты нияне-среднесрского, нелловей-оксфордского, ки-меридж-титонского (гаурдакекпя свита) цикла осадкоиакоплешт, я также геологические и палеогеологическио профнлыше разрезы. Все карты выполнены в масштаое 1:500000. Эти графические материалы существенно дополняют представление о геологической строении и нефтегазоносное™ региона я позволгэтт обосновать конкретные вид» и объемы геолого-геофпичсских робот на генеральных направлениях. •

В диссертации использованы материалы многочисленных опубликованных работ по геологии и нофтегвзоноености Запада Средней Азии, и том числе Э.Х.Абдылляева, А.А.Аванесовэ, Р.8.А93-, Лергя, А.Ы.Акрамтодяаеэа, С.Н.Алехянп, Л.Аяявнава, К.Н.Ляяния-

язова, Г.И.Амурского, А.Г.Бабаева, ,Х*К.Бабаева, А.А.Бакирова, Э.А.Бакирова, О.В.Берташевич, А.А.Борисова, В.И.Браташа, С.П. Вальбе,' Н.В.Васильева, Г.А.Габризляниа, В.П.Гаерилова, В.В.Га-пеева, Б.М.Геймана, D.H.Година, Г.Х.Дикенатейна, В.И.Дронова, . А.А.Дуйинского, В.И.Ермолкина, В.Д.Ильина, П.И.Калугина, JI.H. Киреевой, А.К.Клещёва, В.С.Князева, Л.В.Косарева, Н.И.Копелева, В,Г.Копа, К.Н.Кравченко, Н.А.Крылова, В.И.Ларина, Н.Г.Лу-еиеиса, Н.Ч.Мавыева, А.К.КальиевоЯ, Т.Г.йередова, И.К.Нирзаха-нова, В.И.иурадова, О.А.Одекова, Ч.И.Пайтыкова, М.С.Пашаева, ,Д.Г.Сахатвелиева, В.В.Семеновича, Л.Н.Смирнова, Н.Н.Соловьёва, Э.Л.Рожкова, М.Ш.Ташлиева, К.Ы.Тегелекова, В.А.Теплиикого, В.И.Терехова, С.С.Чадо, Я.А.Ходкакулиева, З.Б.Хуснутдинова, В.С.ШеЙна, Р.Ф.Сферева, А.Л.Яншина и многих других.

, Объём раЬотц. Текст (^23 стр.) включает 4 главы, введенме И заключение, (Гтаблицы и ^рисунков; список использованной литературы - 238 наименований.

Апробация работы и публикации. Достоверность научных положений, обоснованность выводов и рекомендаций, сформулирорвнных а работе, подтверждается внедрением их в практику нефтегазопо-исковых работ ПО "Туркменгеология" и личным вкладом автора в откркч'ие газовых месторождений. Основные положения работы доложены на различных всесоюзных и республиканских совещаниях и конференциях (Ашхабад, t958, i960, i9d4, i967, i988, i99i, i993; Нукус, i964; Иосква, 1У79, i968, Ташкент, i984). Результаты работы опубликованы в 75 статьях и тезисау докладов, четырёх монографиях (в соавторстве), изложены в 53 научно- ' производственных отчетах.

Автор искренне признателен_Г.Х.Дккенштейну, В.В.Семеновичу, А.Л.Яншину за внимание к работе и научные консультации. Содействие в выполнении этой работы оказали Э.Х.Абдыллаев, А.А.Аванесов, Х.К.Бабаев, М.С.Жмуд, Л.В.Косарев, Ч.Ы.Пайтыков, Ы.и.Пяшаев, Э.Л.Рскков, U.1Ü.Тйшлиев, З.Б.Хуснутдинов, В.К.Шарапов, Р.Ф.ОДерев, Большая помощь в оформлении работы была оказана Н.Л.Титовой, Г.Д.Загородневой, С.Я.Талибовой. Автор считает своим приятным долгом выразить свою искреннюю.благодарность указаншл! учёным и -производственникам.

С0ДЕРНАШ13 PABCm;

1. Основные черти геологического строения гчноя окраин» Турпнекоfl плити, Северо-Афгпнской платформы горносклпдчатого обрамления

Ря'он исследований охяатнппет яяну» окраину Турзнекой' плиты и прилегание мяссирн доксм"ри!>скоП Северо-Афганско? плат-фор)/:!»1, представленной на территории Туркмпниггпиа воэвкпсгчос-7К.г>: Бадхнэ, Карп^иль и предгорьям;! Кукнинской зоны поднятия. .

РярсийтриЕяеыч? регион на »¡го глубоко пдг.ётг.п р Льг:»f с к о— Гималайский поле, образуя слояныЯ тектонический узе- нечду сходящимися складчатыми сооружен!:®» Копетдпга, Аладаг-Виналу-дп, Паропш/нза и Гпндукуза. По возрасту главной фазы складчатости горное обрамление подразделяется üa лоздн'зпльгзийскос -Копетдаг, рянноальпийскоо - Алздаг-Бинвлуд, Ппропгаиэ и гериин-сг;ое - Гпндукук. Платформенная область, заключенная я сяду ними, по структурна??-/ поло-емки, попросту скдядиг.тогО основания разделяется на Севсро-Афггнскув - эг.ибойквг.ьскуя и Турпнскуп -

ЗП!!ГСр!П:НГ-!Г^Т).

В соответствующих главах рассмотрена оволс^ия язглядоп на тектонику и нефтогязоносность региона. пячнняп с есновспологп-ггг.их робот E.H.Година, П.¡¡..Калугина, Д.А.Туголесоза и до низ« дно;!, Научное обобщение результатов буровых и геофизических «с-тогиплсв позволило достаточно полно разработать стратиграфии меяспо"г'У1'г и кайнозойских отло-ений, пдалнть а охарактеризовать основные структурно зленентк, регионпльныг нефтегазоносные )fOOTÄ":-fCK, пыясннть c'.'-i'c черт;.' истории разлития Тура.чскоЛ плиты, изучать строе»«« гэсторсдоиий газа, ;;; огнознр-оисть фазовое состояние .углег.одороднмх зояпяеЯ. В то :*.<; время пс неко-тср""4 ко:>:ш;ь-1 рспросан нметтсн различил, кссп»ги;сся тектоники и кефтсгсзоиссности. Анализ и обобщение геояаго-гсо'иякчсс.тах мгтгриплоа позеолил;: автору еформулироавть спои точку зрения по ряду »опросов, ¡üier.;;!:r значения дал сыпвлония закономчркзе-ти формирования и размещения скоплений УВ з пределах данной территории,

I.I. Горяосклгдчатяч ебрзилеиио

Обрамхггог^ горнкй поле на эвпидв предст-чаясн км•'»;'>-XcpacftiicW системой, состояло" из екдядчяткт ссору*««;!? Кчлл?-

- б -

дага. и Ададаг-Биналуда.

-В современной структуре Копетдага П.И.Калугин, В.Н.Кры-ыус (1965^ 1972), С.П.Вальбе (1971, 1973) выделяют область передовых дислокаций северо-з.ападного простирания (система краевого ива), Главный антиклинорий и Передовую зону Центрального н юго-эападньк виргаций Западного Копетдага. От Туранской пли* ты и наложенного на неё Предкопетдагского прогиба Копетдаг отделен Южно-Туркменским краевым швом (Семенович, 1964). Система дислокаций краевого шва на востоке выражена Ыуздеранской /флексурой (Вальбе, 1973), которая протягивается на сотни кило-ыетров-и вблизи восточного периклинального окончания (Горный Бвдхпз) меняет своё северо-западное простирание на меридиональное.

; Аладаг-Биналудский антиклинорий является сложнопостроен-ной структурой, нарупенной многочисленная разрывами. Крупные антиклинальные поднятия, соответствующие хребтам Аладаг, Со-лун, Биналуд, имеют крутопадающие северные крылья, осложненное складчатостью второго порядка. П.И.Калугин (197?) рассматривает Аладаг-Биналудскую складчатую зону как связующее звено иежду Эльбурсом л Паропамкзом,

Гср^л^й пояс, обрамляющий на юге Сёверо-Афганекую докемб-рийскую платформу, в современной структуре представляет узколинейное, глкбово-покровное сооружение,'протяженностью б 1200 км при ширине до 70 км (Дронов; 1980). В понимания В.И.Славина и др.'С 1969, 1974) - ото гершмздк северного борт_а Сарахуд-ского прогиба; В.Е.Ханн (1964) считает его выступом фундамента срединного массива в.составе проыеяуточных геоантиклиналь-ньЕ< межгорных систем, испытавших поднятие на орогенном этапе; по В.С.Перфильеву к др. (1973) - Южно-Геркрудскап система ранних альпид; з трактовке В.И.Дрснова (хУЬО) - область среднекик мерипской складчатости Среднего Афганистана.

1.2. -Северо-Афганская платформа

Крупнейшим структурнкы элементом здесь является Паропа-миз-Банди-.'Гуркестанскоё поднятие, объединяющее с юга На север блок Калачнау СЬЗх 100 кы),'Майиааинскув ступень (300x130 км), Северо-Афгвникип выступ-(250x100-км). В сослав платформы автором Екличена Бадхыз-Карлбилыжак ступень (ЗЬОх70 км) как структурный элемент, представляющий её северную краевую часть. Эти Сдокимггупени погружаются' с. юга на север и с востока на

запвд. Каждый северный блок по отношению к южному смещен к' востоку, подчеркивая угловато-ступенчатую Границу северного кроя платформы.

Паропамиз-Бонди-Турксстанскоо поднятие маркируется широким развитием на поверхности моасгрихт-полеоиеновых известняков. В современно« структуре оно выделяется как относительно ' приподнятая область высокого залегания складчатого основания и платформенного чехла. В пределах Мяйнанинской ступени фун-' дамент вскрыт па отметках С -) 65- Г) 650-750 м» Мощность осядоч» ного чехла на превгаает 900-1200 м. Из разреза г.ыпадяпт тэрскно отложения, готерив залегает но верхнем триесе и метаморфичес-"* ких породах протерозоя (Дронов, 1980).

Еадхыз-Карабильская ступень объединяет ииротно-ориентиро-ванные блоки с востока на запад: КврабильскиИ С 150x60 км), ■ БздхкэскиЯ Г 145x70 км) и ХангиренскиЯ (60x50 км). В западном, наиболее погруженном Хангиренском блоке, нижнз-среднепрские отложения залегают на протерозое. В приподнятых частях Бадхыз-ского и Кзрабильского блоков боррем лежит на триасе/ я местами на карбона (площадь Кагазлы). Кровля'верхнего триаса вскрыта на глубинах 1,5-3 км. Каи структура Древнего заложения Оадхыэ-Карабнльская ступень характеризуется отсутствием пород перин, среднего и нижнего триаса, ндаке-среднепрскнх, частично верх-непрских (кимеридж-титонских) и салаижинских отлежешт. Крупней:!« перерыв отмечен на граница.верхнего триаса и нарбона.

Характерной особенностью Сешро-ЛфганскоП платформы является формирование неглубок!« (1200-1400 м) триасовых прогибов. К ним относятся Бпнди-ТуркеСганский и МярзеваленгскиЯ, соответствующие в современном плане горним сооружениям. Триасовые прогиби характеризуется отсутствием влигсосинклинлльноЗ орогенической стадии и небольшими размерами. Наиболее крупный Банда-Туркестанский прогиб имеет- размори ¡20x20 км. Складчатый области Банди-Туриестянз и Кускинской зоны автор рассматривает как инверсионные структуры позднеальпийского орогенного птало, возникпио а.тело платформы на границах блокоп-ступеняй:

КвлаПнауского, Бадхта-Карабильенсго и Майиа}пшс!!йго.

•

1.3. Амудврьиксяря синеютзз

Лмударьиисиея синеклиза - крупнеКсиП отрнппт^льниГ? тектонический ойе:тит ТургнскОЯ плнт1Ь Сна хорохтеразуется иаг,-п!-1 оспдоч.'шу Екполлетюк (10-12 к^З в наиболее прсгкуТ'-с зо-

Hex. Тектоника синеклизы определяете^ наличием трёх структурных этаяей: палеозойского складчатого фундамента, верхнепалео-зой-триасового слао'аиетаыор^изовашюго проиеяуточного комплекса мощностью до 5 ни в грабенах и юрско-четвертичного осадочного чехла.

Большая северо-восточная часть Амуднръннской синеклизы характеризуется как область погружающихся к пго-западу ступеней: Бухарской, Чпрдаоуской, Заунгузско-БпгаджинокоЯ и Хивинской. Основным структурным элементом темой части синеклизы является Мургабская впадина, включьюцая Учадытское сводовое поднятие, Мьры-Серагску» систему дислокаций и Сайдакачилеку» зону прогибов.

• В работе на основании составленных карт и профильных разрезов приводится подробное описание основных тектонических злекелтов Амударьинской синеклизц.

1,4. Характер сочленения Туранской плиты, С«всро-Афганской платформы я обрамляющих складчатых сооружений

Непосредственное соприкосновение разновозрастна платформенных и орогеничеених областей отразилось прежде всего в пе-рер.-.оотке и вовлечении их краевых частей в глубокие депрессии (¡.¡ургьбекал впадина) и предгорные прогибы (Предкопетднгский, Каланморо-КайсорскиР, Беикентсккй). Поэтому многое в структуре региона, учитывая его особое расположение, трактуется неоднозначно.

Г.А.Петрушепский (1961) затухание складчатого узла - Ко-питдаго, Аладьг-Бинялуда и Паропамиза объясняет влиянием меридиональной системы разломов (Урало-Герирудская по Г.И.Амурекому, А. А.Борисову, 1964), которая явилась своеобразным хеотким упором. Д.А.Туголесов (1953) пго-вогточное замыкание Колетдага и кулисное расположение антиклинальных цепей Аладаг-Биналуда и Паропаыизо связывает с наличием в районе Куаки глубоко вдаще-госл в горноскладчатое сооружение выступа э1ШгёрШ1Нской шиты (i'ejирудская тектоническая полоса по Д.И.Смирнову, 1967).

И наши? интерпретации изменение простираний и затухание '•кяадчатых гооружсниЧ объясняется'наличием еиротно-ориенгиро-. знн.ге докембрийских выс-тупов-блоков СеверОлАфгалскоЯ платформы. Копетдаг при "соприкосновении" с Хингиренсккм блоком меняет своё простиршце с сеьеро-заиодного на субсаротное; дальнейшей о^о продолжение lia востоке ограничивается Бадхызским

блоком. Складчатые сооружения Паропамиза на западо образуют погнутую дугу, огибая с юга КалаЯнауский докембрийскиП Йлок. Аналогичная кп^тиня наблюдается и из востоке. Антиклинальные цепи Афгаю-Тадхикской впедииы при приближении к Ссперо-Афген-скску докембрипскону Е»к:тупу изменяют свои юго-западные простирания на гшротнне или близкие к простираниям структур выступа.

С Гуранскоя плитой Копетдаг сочленен посредство» пргдгор-ного прогиба, а с краен дскембрийскоп платформы - попноЛ зоной . глубинных разломов. С этих позиция исходи? ссоо объяснение от-« сутствие предгорного прогиба в noun сочленения Копетдяга с тектонически угтойчивкми доксмбрнйскин:! блоками-ступенями,' какими являются Хангиреискяп и Бэдхкз-Керабмльский. Даншс выводы находят своё подтверждение и в характере строения осадочного чехла. 3 той части, где сочленят Копотдага осущсствля-стся с эпнгериннсксй плитой через паяеепрогибц, тот погрум-ния и скорость накопления преимущественно морских осадков убивая? как в сторону плиты, так и к складчатым соорукошлм. Инки условия характерны для опнгсрцинской плиты и докеибрийской • платформы. Здесь .наибольпмо мощности осадочного чехла смещаются к крою более молодой плиты, образуя крупные отрииатолыгке структуры - Сандыкачинскуп зону прогибов.

1.5. Тектоническая позиция Аыудяръинской синекяизы и Нургвбской впадины

Наделение крупюк отрицательных структур а пределах Туранской плиты предпринималось кпопши исследователями. Для наиболее погруженной её частя в литературе укоренилось назипнио "Амударъинская синеклиза". Од'ш» из основные критериев её выделения считалось постоянное положение оси иаксинального про-' гибп.чяя ао времени и последовательное погружение палеозойских ступеней от ее бертоэ к центральна частя/ (Амурская, 1965). . 2отз максжал.здого накопления осадочного «lexла приурочены кишу элемент.*;:! скнеялиэ»: на западе - Хивинская ступень, Про#-кслетдягский прогиб, ив юго - Спндакачниская зона прогибов и но востоке - Бет.чентский предгор!гнй прогиб. На истории развития юга ТУранскоП плнтн аа» в палеозое, тел па мэзоэоо pesan-450 влияние оказали средишшо n&ccusu я обгаржэполя дспалео-зейской п ракнегарамнеког" консолидации (Цсотряльно-КярахумекиЯ, СузтАн-Уигдегскпа, КнзилкуяскиЯ, Бад^ыз-Карг.бяльстай я др.).

зтя струхтургая эятаентм на рзгтгт этйлзя cnoero раагя»

- ю -

чия- контролировали общие очертания -палеозойских и мезозойских депрессий..

По' геотектоническому положению Амударьинская синеклиза является краевой и относится к узловым экзогональным впадинам (Ханн, •¡954). Данный тип впадин располагается, как правило, в местах активного влияния разновозрастных геосинклинальных поя-с'йв пересекающегося направления и представляет области значительных погружений (10-15 км) фундамента. Примером являются Прикаспийская и Примекслканская синеклиаы. .. ' .Современные границы Амударышской синеклизы окончательно определялись с образованием обрамляющего её альпийского складчатого паяса: на западе и востоке соответственно различно ориентированными горными сооружения!«! Копетдага (северо-западное) и Гисспра (юго-западное). В состав Дмударьинской синеклизы нами включается Предкопетдагский предгорный прогиб, как структура аналогичная Бешкентскому прогибу,

А.Л.Яннин (1964, 1965) для районов Средней и Центральной Азии ввделяет наложенные мезозойско-каИнозойскне впадины и . впадины неотектонкческого этапа развития, выполненные молаесо-вьми формациями. К последним нами отнесена и Мургабская впадина, где мощность неоген-четвертичных моласг, как V! в Предкопет-двгскоы прогибе, достигает 1-2 км. С отих позиций она рассматривается как область новейших прогибаний, где олигоиен-неогено-вые отлояения перекрывают структурные элементы с разной историей геологического развития о мезозое (относительно, стабильную Бадхыз-Карабильску» ступень и Сандыкачинскую зону интенсивного прогибания). Таким сбразоы, Мургабская впадина как единый структурно-тектонический элемент сформировалась но окраине эпигерш'.нскбй Турвнской плиты и докембрийских срединних массивах Северо-Афганской платформы.

1.6. Строение осадочного чехла Мургабской впадины

Складчатое основание Цургабекой впадины имеет гетерогенное строение: шный борт слагают протерозойские, остальную е'ё часть - нижне-среднепалеозрйские метаморфические породи. Отло-хения верхнего палеозоя-триаса отнесены к промежуточному комплексу в пределах Туранской плиты.- • .

Наиболее древние отложения вскрыты ня таном борту впадины и представлены двумя толпами, Ншселекацвя толцо (430 м) слезе-

на черсдупщимися пластами туфов, ту^опссчаников, лев осковно-го н среднего состава. По определенно абсолютного возраста К/Ах методом образцы из вулканогенно-осадочноЯ тол5ут пмепт возраст 322-332 млн. лет, что позволяет отнести их к среднему-верхнему карбону (Давидов, Косарев, i9c33). Верхняя представлена фаунистическ:: охарактеризованными псрхнетрпасошми аргиллитами {'¿'70 н) с прослоями песчаников и углефзшировпнньк вкясчв-ннП. Эти породи, в отлична от горизонтально залегпщих прских и педотилаюцих гулкпногенннх образования, дислоцированы под углем в 45 и более градусов.

Ера, мел и палеоген широко распространены в наиболее погруженных частях ЦургабскоП впадины. Мощность их колеблется от 1-2 км до 6-7 км. Но пяном Сорту впадины (склоны Вадхиз-Кл-ргбиля) происходит значительной сокращение разреза за счёт перерывов в осадконакоплснии, выклинивания и срезания стдс'лышх секция вплоть до яр/сов. Так, отсутствие нихнв-срсдноврских и кинеридя-титонских , отлст.сниР. на Всдхыз-КаробильскоЯ ступени считается первичным; баррем местами залегает на'Породах верхнего триаса и карбона. '.

В целом врско-иетвсртичныЯ осадочный чехол разделен На два структурных эта^п: нижний - прско-палеогеновиП И верхниЯ - олнгоиен-четвертнчныЯ. В составе ниянсго этажа вндолен ряд формация: террпгснно-угленосная (1600-0 м) - нижняя-средняя юра; глинистая (40-60 м) - келлове!';- карбонатная. CG00-0 и ) -окефорд; соленосНая (120С-0 м) - кимеридя-титоп; красноивот-ная терригеинвл (500-0 м) - тнтон-готериг; карбонптно-терриген-ная (1200-300 м) - баррем-сеноман; карбонатно-глннистая (7С0-500 м) - турон-палеоцен и глинистая (6CC-!G0 м) - зопен. Оли-гопсн-четпсртичнь'Я этак слояен краенопнетными контннентальшен: отлохениями моцностм) до IOOC-2CCO н.

1.7. Рязлоунпя тектоника региона

ВажнеРшими элементами тектоники МургабокоЯ впадит,* и лри-легогпих территория являются ди.тьшктизныо нарушения различного возраста, протяженности и амплитуды. !!х роль показана D.H. Годиным, А.А.Борисова!, i.A.Арест"ез;с п 50-х годах. Волылое место этим, дислокациям уделено в ('олсе поздних работах В.В.Се-ценояича, Г. II. Ам>'р г гс ого * А.А.Ьакирозп, Р.Н.Быхова, В.П.Гапри-лова', А. ¡(.Давыдова, О.и.Панасчнко, Л.Н.Сктрнозо, K.S.Ccüshko и др.

,' С учетом материалов этих исследоьателеЯ выделено 22 глубинных разлома фундамента, разграничивающих ¡2 тектонических блоков.■ Разрывные нарушения со сиещением затрагивают породы фундамента и верхкепалеозой-триаосвый комплекс. "Сквозное" их прсникнов-нне в осадочный чехол в зонах ыекснмвльннх погрухе-ииЛ Мургабской впадины сепсмораэведкой и бурением не установлено. Разломи отражаются п осадочком чехле надразломт.з.;и и прнраяломными валами (БайрамалиПский, Иолотанский,Дчуджуклы-Шехитлингкий, Яыларскпй, КулачекнП и др.), структурно-эрозион-ньад: врезами погребенных речных долин (Цургабпки?, Репетек-Чеимг.нскиП, Ербентский и др.), протет.еитки (35—-¡С1 км) узкими (2-4 км) грабенами (Дашувкский, Гугуртлинский и др.;, выполненными неоген-четвертичными осадками и затухающими в верхнемеловых разрезах, зонами выклинивания и литофациалькьми замеще-Ш!ям;1 на границах сочленения раэновысотных блоков-ступеней (Бадхыз-Карабильский, Сандыкачикский, Калаиморский).

Амплитуды вертикальных перемещений по простиранию разломов не одинаковы. Закономерное их увеличение происходит в направлении обрамляющих впадину горноскладчаткх сооружений, приподнятого залегания фундамента и регионального сокращения осадочного чехла. Обычно амплитуды разломов не превышают ЮСО м. Наиболее значительные вертикальные перемещения (2000-4000 м) имеют место по субширотному Бадхыз-Карабильскому разлому, отделявшему Туранскую плиту от Северо-Афганской платформы.

Проведенный автором историко-геологический анализ развития региона позволил по ряду признаков провести систематизацию разломов: по времени зарождения (начальной стадии активизации) - предорогенные (догерцинские), орогенные (гериинские), пост-орогенные (раннеплатфорыенныё), платформенные (альпийские); по истории развития - испытавЕие активизацию на орогенном, посторогеннон и альпийском этапах; по 'протяженности и порядку разделяемых ими тектонических элементов - региональные и локальные. ' . ■ •

Субширотная система разломов отличается наиболее лкте'н- ■ сивными движениями в мезозойское-кайнозойское время и характеризуется раэнкм временем'зарождения, но брльшинство из них относятся к' раннеилатформеннкм Шадхыз-Карабильский, Андхой-Шатлыкский, Репетек-Чешминекий) либо к альпийским (Калаиморский, Тахтабазарски.й,.-ЧеменибидскиК). Движения по разломам отг разились в глубинах залегания фундамента, на мощностях и лито-

лого-фаииальных особенностях отложений осадочного чехла в пределах стделыгых блоков. С Еадхыз-Карабильоким и Калаиморским • разломами связано региональное гыклнннвп.чне ннтше-среднрярских отлсхснии.

Анализ относительных нисходящих движения МургпбскоИ впади нн (из расчёта накопленных суумярннх ио;цностей за прско-па-лестснопое время) позволил установить отставание Северо-Афган-сксй платформы от Туранской плиты на 82-70/! за прско-неоком-с!;ос время, 20-10? - за альб-датсксе, 12-8£ - за палеогеновое, Наиболее значительные нисходящие дрияе!31я блоков фундамента б2-54л от суммарных двиг.сний за прокос-палеогеновое время,' отразились накоплением максимальных мощностей в "доаптских" секциях разреза. Именно с орско-нсокомскими образованиями связывается освоение основного нефтегазового потенциала погруженных обла-стей рпадинн.

Для Северо-Афганской платформы нисходящие движения в интервале времени от пльба до палеогена включительно составили 90-82^. Тектоничрсияя активность зтого периода повлияло на распределение УВ залежей о разрезе осадочного чехла. ТсК 907$ нисходящих движений заальб-палеоиеновое время на Корабильском блоке оказалось достаточнш для перераспределения залежей в палеоиенове отложения. В Купкинской зоне поднятия на альб-дат-скоо время приходится 507) всех суммарных движений, что наяло отраженно в продуктивности разреза от юрских до маастрихтских отложений вклт)ч'ительно. Приведенные» факты указывает на связь диапазона продуктивности разреза и интервала времени активных движений блоков фундамента по разломам. Из этого следуот вывод: продуктивность ловушек, приуроченных к зонам разломов но всегда зависит от времени их образования,

1.0. Основные этапы истории развития юга Туранской плиты и Северо-Афгснско!! платформы

Складчатое основание, пгя ТУрпнской плиты Сформировало о геркшское время. Еергнспплеоэой-триосовк!? этап отличается еи-роким размахом вертикальных движений по зонам разломов, образованием грабенов, горстов и сводовых поднятий. Зоны накопления на1;больи$х.иощносте" этого комплекса а КургпбскоЯ впадина ине-ст субшротные простирания (Ссндыкочинскал зона прогибов) п от-личнд от сезеро-звПЕДНых линейных иягинтия виталлий, отсгкдсст-глясинх многими исслсдоаатяляхш с горцинскимк структуре::;:. Пос~

- 1-1 -

дедусщий незозойско-капнсэогчскип этня (синеклизная стадия) характеризуется устойчивым реяииои формирования осадочного чехла.

Достоверных сведений о нижне-среднепалоозойских отложениях в пределах Северо-Афганской платформ» не имеется. По представлениям П.И.Братппа, С.В.Егут.опо, В.В.Печнпкова и др. (l970), фундаментом всех разновозраст.'п-х палеозойских :: мезо-кайнозопских структур Северного Афганистана ягляетея байкальский складчатый ксиплекс, сложенный метаморфическими породами. Начиная с карбона (по их представлениям), платфсркешшй ре:;:;::.1 рыен-.-.лся геосинклпнальнкм и в верхней г.пркг. гериинско" фаэоя складчатости создано основание плиты. Однако в пределах докемб-рийских блоков нет обоснованию; данних о накоплен;:;; огромных (до- 7 кн) осадочно-вулканогенних толщ в среднем карбоне и нижней дер;.«:, отвечающих геоспнклинзлыюку режиму осадконак.'.плс-ш:я. Достоверно установлено л:аь отсутствие пермских и нижне-средкетряасовых отложений на значительной территории Северо-Аф-ганскоп платформы.

' Учитывал отсутствие последующей опигеосп.чклинальной ороге-ническоя стадии развития,отнесение дислоизтрованних трпасових отлохенкй к складчатому основанию, на ней взгляд, пало убедительно. Дисгармоничная складчатость триаса в пределах Бадхнз-Карсбнльской ступени обт.лсняется, видико, деформацией с кол ы.с-иця г. ерша. Здесь бурением установлено горизонтальное залегание вудконогенно-оегдочпих пород карбона под дислоцированными отложениями верхнего триаса. Приведенные факти позвол.яит в ие-яоы рассматривать Северо-Афганскую платформу как опибайкаль-скуп с докеморийскил! складчатым основанием.

Гериинссий отап ознаменовался восходящими двоениями, приведшими к подъёму территории, крупнейаеыу перерву в осад-конакоплении на границе карбона-верхнего триаса. Именно в ото вреая была создана разлоыно-блоковая структура Северо-Афган-ско'й платформы, которая не привела к образовании' складчатых структур. Незозойско-кайнозойский отап здесь, отличался нестабильными условия?.':! осадконакслленип, нзлячиш Ш'.сгочислрдаых перерывов, .размывов, накоплением незначительна:мощностей сса-дочного чехла (S00-230C и)'по отновенио-к-■ центральна* и севрр-иш частям иургабской-вцадики (се^п б ткс.ц). ..

Сравнительный анализ мезозаЯско-ксйкозоЯского зтапа раз-еитня пга Турснской плитп и Сезсро-Лфганской платформы покагшт веет, что в отдекьпнз геологические пзр;;а"':эг/, территории

развивались однотипно. Общность развития устанавливайте?? для альбского, сеноманского и палеаиен-г>оценового времени, отвечающего птапам максимальные трансгрессия. В другие периоды напротив, подчеркивается их автономность. Так, в Перми, шстнем-среднем триасе, шгкнеЯ-среднеЯ юре, частично в верхней юре и валенжяне Бадхыз-Карабильская ступень была выведена из зоны осадконакопления.

Анализ карт и профиле" свидетельствует, что в иелом но различным стратиграфическим уровням основные структурно-тектонические элементы Мургабской впадины прослеживается по всему . разрезу, хотя и отмечается общая тенденция выполатавания структурных планов от юрских-меловых к палеогенов!« отложениям.

П. ОбщиЯ характер и особенности нефтегазсносностп осадочного выполнения

Егс-восточная часть ТУранскоЯ плиты относится к Амударь-инскоЯ газонсфтеносноЯ провиншш, в составе которой выделяют нефтегазоносные области (НТО): Предкопетдагская,' Беурдеашк-Хивинскля, Эаунгузская, Чардчоуская, Бухарская и Иургабскпя (Нефтегазоносные провинции СССР, 1983), Бадаыз-Кпрабнльекал НТО в работе отнесена к Северо-АфганскоЯ платформе. • •

Во всех НТО продуктивность связана с двумя комплексами-доминантами: ксллогеП-оксфордскнм карбонаттк и неокомским территшкм. В нихне-срсднспреких, надш>окомск:тх и палсогено-кя отделениях открыты незначительные скопления газа. Исключение составляет уникальное Газлинскоо месторокдсние, где 500 млрд. и3 газа заключены в олт-ссноманскон разрезе. Однако Гоз-ли по сзоеЯ тектогачесхоЯ позиции совершенно отлично от остальных рпЯонов АмударьинскоП провинции и я опенке Восточного • Туркме!!нстана прямого отношения но имеет.

Суммарные начальные ресурсы (СНР) свободного газа АмударьинскоП нефтегазоносно!» провинции (ШТ) »а 0I.01.B8 г. составляют более 9,6 трлн.н3, из котоеих разведано 3,7 трлн.н3 (40%). Основной объём разведанных запасов приходится на иияио-меловыо и зерхнеюрекпе .гомллекиы. Н^ыз-среднесрсниЯ комплекс смсцает до 157 всех потенциалы:?« ресурсов ИВ пропитки?. Разведенность. 1!е прешгззет ВерхиесрсгсяЯ карбонатный НТК, как один из основных, содержит более 5С2 реех суыларнггс ресурсов УП прог-:^иг.1н; з- с.Ры заялкчены оснозныэ раэведан'пп Заппсл Зз-пэдюго Узбегяцгаю, сосрфрютявап не ряфа--

coro типа. Сукма перспективных и прогнозных ресурсов иижнемо-лового НЩ составляет 20%. В зоне отсутствия региональной со-леносной покрышки кимеридк-титона, месторождения, как правило, многопдвстовые (Ачвк, Гугуртпи и др.). С верхнемеловым нефтегазоносным комплексом связано до 10£ перспективных и прогнозных ресурсов провинции.

На современной стадии изученности Мургабская впадина является территорией преимущественного газонакопления. Здесь открыто более 20 газовых и газоконденсатных месторождений в больаом , стратиграфическом диапазоне - от никне-среднеюрских до палеоценовых отложений. Нефтяной потенциал региона не оиенен, хотя известны нефтепроявления различной интенсивности в том числе и промышленные притоки (до 50 т в сутки) на площадях Шная Иолртянь и Даулетнбад.

.В Мургабской НГО сосредоточено до 70% начальных разведанных запасов газа всей платформенной территории Туркменистана. Подавляющая часть разведанных запасов связана с нздсо-лбвым комплексом, к которому приурочены крупиеРшие месторождении Средней Азии - Даулетабад-Донмез и йатлык. На подсолевой келловей-оксфордскиЯ комплекс приходится категории Д^ и более 90% всех ресурсов' провинции.

2Л. Нефтегазоносные этажи и комплексы

С учетом установленных особенностей нефтегазоносности Амударьинской провинции, в Мургабской впадине основной интерес представляют юрские карбонатные и шшнемеловце терригенкыо отложения. Одним из факторов, влипкщих на размещение УВ скоплений, являются мощные газоупорные толщи: верхнеирскея соленос-ная и альбская алевролито-глшшстоя. Под ник» сосредоточено более 90$ всех разведанных запасов УВ. В ареале развития соле-носной толщи осадочный чехол разобцен на два этаяа: подсолевой - юрский и. кадсолевой - тктон-неокомский. Скопления нефти и газа в надсолевом атаке имеет место в периферийных частях ,со-леродного бассейна, где породы соллно-оигидритовой формации расслаиваются, опесчаниваютсл. и теряют свои экранирующие свойства. В зонах региональных рпзлойов, на активных участках их развития, за счёт трещиноватое«!-пород создаются также благоприятные условия для перераспределения углеводородов, в нидсо-левой этаж. За зоной "выклинивания нефтегазоносные компяавохг -

проких и меловых отложений объединяется в единый нефтегазоносны'1 отпл. Не случайно однсплестовыс месторождения сосредоточен ны в пределах распространения нсцных толщ "пластичных соле.'!." -наиболее надёжных экранов (Слмантепинскос, Метедданскос, С'а-рабское и др.), а многопластопые - за зоной их выклинивании (Ачякское, Наипское, Гугуртл;г• -"со, Карабильское, Курукбели Я-., сксе, Кврачопское и др.).

Доюрски'» верхнепалеозой-триасопы'! комплекс тякяе расскат-рароется как перспектившЛ (В.С.Князев, Л.К.Мальцева, Д.С. Срудчеиа, Г.И.Амурский, ,Л.Н. Давыдов и др.). Верхнетриасовые гргиллиты, обогащенные ОВ от 0,0 до 27«, отнесены О.В.Бартгае-внч к нефтематеринскнм породам.

В разделе даётся подробная характеристики НТК - степень ух изученности, особенности распространения по площади и разрезу, строение пород-коллекторов и флаидоупоров, рекпм накопления, масштабы продуктивности и другие необходимые сведения.

2.2. Допрскнй нефтегазоносный о тая

Проблема поисков залежей в доярских отложениях осложняется слабой их изученностью как бурением, так 1! геофизически)«! методами исследований. Отсутствует общая концепция перспекти? нсфтегазопоснссти этих секли'! разреза в различных структурно-фациальных зонах. В этО!! связи особы'! интерес представляет геохимические исследования УЗ флюидов из низпе-средпсюрг.ких отложения КупкинскоР зоны поднятия, где установлены пропижеп-;п:е притоки гсзокондсисата па Моргуновекой и нефтопроявленнл на Чеменибидской площадях. Специфика состава УВ флеидов (низкая концентрация арсматики и пыгская степень катагенстичесиоЯ преврпщенности 03) позволила выделить их п сгмостоятвяьнкЯ генотип и предположить ккграин» из допреких образования (4.1!. 'Пайткков, Л.Н.Длпыдов, Л.Н.Клреева, 19Э1).

Кок показывает анализ, гпзоко!!денеат1!«й скопления чист спределеннуа зональность. Независимо от состава и возраста ' гмс^асщих пород они приурочен?! к областям с приподнятым ааяс-гшмем доврекого комплекса. Ото в основном Сортовые части 'му-дярьинско? синзххпзи и Сепсро-Л^ггнскоЯ гагат£оргн. На севсра провинции (глубина- залеганая яопрского комплекса КСС-ЗССС и) содержание конденсата состаалпет 22-2* г/си3 (Ачзя, Гугуртг.!), ясгрухсптп оЗапстгг* (егкгз 5СС0 ы) 1С-М гЛ?»3 ОТптлЫ, а йгягкгзрсяс» врэгйбв я КугтаквэЯ пг.тэтйЯ (-о Р. от

140 до 2С0 г/см3 (Моргуновка, Ислим', .Кнрачол). Зависимость размещения газокоиденсатных месторождений и содержания в них конденсата от глубины залегания доюрских образований, позволяет рассматривать последние как возможный очаг гозогенерании.

2.3. Нефтегазоносные комплексы подсолевого юрского этажа

• Нижна-среднеюпский НГК вскрыт на глубинах 1500-3500 м в Пушкинской зоне поднятия, Калаиморском прогибе и на северных 'склонах Карабильского блока. Зона выклинивания шжне-среднеюр-ских отложений контролируется Еадхыз-КарабильскоЯ ступенью, которая является областью сноса терригенного материала, разделяя- палеобассейны Туранской плиты и Северо-Афганской платформы. 'К северу от Бадхыз-Карабильской ступени по данным сейсморазведки' комплекс погружен на глубины 5-6 км. Нарастание мощностей до 1400-1600 м происходит в полосе шириной 15-20 км. Максимальные мощности, имеющие протяженный линейный характер, приурочены к Бадхыз-Карабильскому, Тархан-Яиларскоыу, Андхой-Шат-лыкскому разломам. Вне зтих зон мощности резко сокращаются до 200-300 м, подчеркивая палеоводоразделы. Линейный характер накопления максимальных мощностей в приразломных зонах предполагает приуроченность к ним и древней гидрографической сети.

Никне-среднеррский комплекс лагунно-континентального генезиса по содержании 0В (до 4,25?) наиболее обогащен по откоаения ко всему разрезу осадочного чехла и рассматривается Как один из основных нефтегазогенерирующпх (В.И.Ларин, 1932; Ю.И.Корчагина, О.П.Четверикова, 1983; 0:В.Бартатевич, 1984). Распределение пластов-коллекторов по площади и разрезу крайне неравномерно: от 2 (Арнаклыч, Квлаимор, Ислим) до 11 (Чеменибид, Ыоргу-новкв); толщины пластов-коллекторов 5-24 м. Открытая пористость песчаников 9,0-15,6^; проницаемость 0,33-3,9 мд. Сложное сочетание коллекторов и покрышек позволяет рассматривать его одновременно в качестве нефтегазоматеринского и кок резервуар нефтегазонакопления.

Локальные структуры, региональные зоны выклинивания, палео-русла рек, .палеоподнятия рассматриваются квК' объекты для постановки поисково-разведочного бурения. Предпочтение'следует отдавать ловуикгм, которые связаны.с палеорусла&и и-зонами накоплений максимальных мощностей. Заслуживают екименкя докмьныг поднятия, развитые региональными разломами' - Тягям1-Яаис,;г::ва,

г.? -

Андхо*-Шатл!жским, Бадхыз-Кярабильским, Тедкенским, Иехит-линскин, Репетек-Чесмкнским. Газоносность комплекса установле-» на в Кялвимореком прогибе (Моргуновка, Чеменибид), Купкинской лоне подняти" (Ислим) и на ряде месторождений Амудэрьинской провинции (Беурдешик, Гугуртли).

Верунетоекий-келлопсч-оксфордски? НТК состоит из мсщных (60С-Б00 м) карбонатных толщ, представленных хемогеннкми и. ор^ ганогенша/и известняками с подчиненными прослоями ангидрита и" террнгонньк пород. На больвейчасти Амудорьинской провинции комплекс перекрыт эвслорнтовкми осадками кимериди-титонского возраста (гаурдокскал спита).

На 01.Cl.86 г. сОс;ая оценка УВ ресурсоп карбонатной формации Восточного Туркменистана составляет 3,8 млн. т УВ. C6iM~ но причини низкой результативности освоения комплекса относят ' за счёт слокннх горно-технических условий (большие мощности солей, глубины залегания, рапопрояплений и т.д.). Основные запасы газа, связанные с карбонатным комплексом,, подготовлен!; на территории Узбекистана. С последние годи тем -открыто крупнейшее Кокдумслакское газонефтяное месторождение, приуроченное к рифогенным образованиям келловей-оксфорда, >г в Восточном Туркменистане, где карбонатная формация имеет Еирокос распро- ' странепис, следует ожидать крупные нефтянке скопления.

Ь'п территории Мургабской вппдини с различной степенью достоверности выделена система барьерных рифов сдоль северного склона Карабильской возттнности.и далее ня соверс-зяпад, ох-ватк'вая структур» Осман, Вхнал Иолотань (Ильин, Безносов, <5ар-туиатооа, 1991). Ояидаемы? тип лоаупен - комбинированный - наложение антиклинальных складок на барьернуя рифовую систзму. В центральной части палеобассейна отими исследователями пцде-лястся Язларский> островной пельф, п пределах которого запаса УВ в аккумулятивных и ксмбкш!роаанных лоэугжах оценкааатся с 300 «лн.т УТ. По представлениям Т.Дзирова, З.Х.Абдшлаева (19Э1) в Цургабской впадине, к вгу от Репетек-ЧегмлнскоЯ ззпи разлома, преобяядяпг от.чояенил склона бассейна, предетав.те.'шма, в основноы, глиннстннн известняками, мергслпж, глхнгмт. 11с исключается развитие вккуку*ятнвт1х подгодтк поднятий п одиночник рифбв.

Проведенный автором палеогеоморфолопгчеекиЯ яналк! с учетом характера накопления ыо^ностеЧ и распространения янтс*5тцнЯ, позволял Екдеякть четыре зоны: 1) глккисто-нзяесткяяовуэ (IGO-

200 и), охватывающую ПредгсопатдпгскиЯ, КзлаиморскиЯ прогибы и Кушинскуц лону поднятий; 2) алевролитово-доломитово-известня-копуя (до 120 м), развитую и пределах Бадскз-Карабильской ступени; .3) известняково-доломитоьуп, глинисто-алевролитовуп (-120-500 и), распространенную на северных склонах Бздхнз-Кара-бияьслоЯ ступени; 4) глинисто-ангидритово-известковиотузо (свыше 600 м), охватывающую наиболее погруженные нейтральные и восточные районы впадины. Заслуживает внимания третья зона, с которой связано распространенно терригенно-карбонатных образова-, нии на' северных склонах Бздхыз-КарабильскоП ступени. По данный ГПС суммарная мощность коллекторов здесь составляет 100 и (Ар-наклыч, Санднкачи). Максимальные значения открытой пористости ,цо'20£. Перспективные участки для развития верхноврских рифо-геннпх тел, на нон взгляд, представляют палесподнятия нняне-среднеюрского рельефа. Два таких участка (50x100 км) выделяются ь центральных частях Цургабской впадины в раРоне площадеЯ •Кайская, Еиноя Иолотань, Елку:!. Зоны разломов, к которым приурочены Рысокоамплитудные складки (Кели, Шарапля, Юкная Иолотань, Шехитли, Осман и др.), рассматриваются как благоприятные участки развития трещиноватое™ и разуплотнения пород.

В келловей-оксфордском 11ГК залежи газа приурочены к верхней, средней и нижней частя разреза на многих месторождениях Амударьннской провинции (Гугуртли, Самантепе и др.). В Мургабекой впадине притоки сероводородосодержащего газа получены на площадях Чамчаклы, Чаача, Савдыкачн, Байрамали, Даулетабад. Открытие одного.из крупнейших в Средней Азии Кокдумплакского .газонефтяного месторождения даёт основание пересмотреть перспективы нефтеносности.верхнеюрского карбонатного комплекса в иелом по территории Туркменистана.

2.4. Надсолевой этак нефтегазоносное?»

В пределах Мургабекой впадины сложен тнтон-неокомекпм терри геачьш НТК, среди' которого карбонатные образования имеют подчиненное значение.■ Залегает на глубинах от 4 до 2 км и характеризуется сложным распределением коллекторов и покршек по площади и раарезу. В направлении северны*' склонов Бадхыз-Карабильского палеоподнятия последовательно'-выклиниваются га-урдакская и карабильская свиты, отложения берриас-валанжнна. В этом направлении происходит опесчянивание баррем-аптского разреза. На юго-западе в'сторону Предкопетдягского прогиба.

континентальные красноппетные отложения карабильокой свиты замещаются на глинисто-карбонатные мелководно-морские образования.

Распространение залежей в надсолевом этаже контролируется соляно-ангидритовой покрыакой. Формирование их осуществляется преимущественно за счет перераспределения УВ из подсолевого этажа по периферии солеродногэ бассейна, в связи с выклинива-. нием и опесчанипанием соляно-ангидритовой формации, о также п надрвзлеиных зонах за счет развития тектоническом трещиноватос-ти пород.

Продуктивность титон-ваяанжинского разреза установлена на площади Яшлер: притоки газа от 20 до 125 тыс.ы3/сут получены' из карабильской свиты и открытое фонтанирование до 600 тыс. мэ/сут из воланжина. Перспективы открытия УВ залежей в этих секциях.разреза могут быть связаны с прирвзломными складками в зоне развития дельтовых отложений и з комбинированных литолого-стратиграфических ловуаках на склонах Бадхыз-Карабильской ступени.

Все разведанные месторождения газа п надсолевом этаже Мургабской впадины (более 20) приурочены к готеривским отложениям. В двух - Даулетабяд-Донмезском и йатлыкском - сосредото- • чено порядка 9СЙ пеех запасов. Продуктивный "яатлыкский" гори- • зонт представлен красноиветнк.ш песчаниками (на юге присутствуют и гравелиты), обладающими открытой пористость» 20-23$, про-, ницаемостью 540-517 мд. Внешний ареал продуктивности горизонта охватывает месторождения Налай, Кели, Шпрапли (север); Дауле- • табад-Донаез (юг); ЕлКун, Бёшкызыл (восток); Иатлкс, Теджен (запад). Максимальные мощности шатлыкского горизонта (90-71 и) установлены в центральных и северных частях впадины на площадях Кели, Иарапли, БаИрамали; минимальные (15-12 и ) на востоке -Кулач, Бёшкызыл. Накопление песчаных образований готеривских отложений' на большей части Мургабской впадины происходило п условиях ее8!у;ельты. На запэдо они земещшатся прибрежно-морс-' кими, а на востоке лагунными соленоснплг образованиями, образуя протяженные зоны диалогического замещении, с которыми ио-. • гут быть связаны открытия нее.чтиклииальных залежей.

В областях отсутствия соляно-ангидритовой формации продуктивность баррем-ЁПГских кпрбонатно-терригешшх отложений доказана на локальных поднятиях Бедхыз-КарабильскоД ступени. На Ку-рукбелийском месторождении продуктивный горизонт баррема сложен

оргеногенно-обломочннми известняками, песчаниками и гравелитами. Кол лекторские свойства характеризуются открытое пористостью до проницаемостью 394 мд. Б аптских отлот.ениях коллекторами являются оолитовый известняки к разнозернистые песчаники, пористость пород-коллекторов - 11,ОЙ, проницаемость - до 380 мд.

В Пушкинская зоне поднятия основной продуктивный горизонт приурочен к верхней пачке (70-75 м) кавернозных маастрихтских известняков. Открытая пористость достигает проницаемость - 15-13 мд. Толщи коллекторов, обладающие достаточными ёмкост-по-фильтраиионннми сваРстиами в разрезе пела и юры, рассматриваются как потенциальные продуктивные горизонты. Верхней экра-нирупщей толщей являются глинисто-,'злеаролитовые образования эоцена. Очевидно, что перспективы этого относительно неглубоко залегающего продуктивного комплекса (до 900 м) в Пушкинской зоне поднятия заслуживают внимания.

Продуктивность палеоценовых известняков установлена на .месторождении Корабиль. Их газонасмценность обусловлена вертикальными перетоками из продуктшчпк горизонтов неокома.

П. Модель геологического строения Мургабекой сг.адинц и. прилегающих территорий

Кургабская впадина, имея разнопозрпстные фундамент и пе-рекрмвающий его осадочный чехол, объединила различные по истории развития тектонические элементы, характеризующиеся сложны! сочетанием конседимснташюнных и постседиментеционт« структур. В пределах впадины выделяются грабены, унаследованно развивающиеся поднятия, зоны разрывных нарушений различного времени золог.ения н связанные с ними прираз?шмные структуры, соляной диапиризм, зоны выклинивания, срезания и литофвииальных замещений, неравномерное распределение по площади и разрезу коллек-тореккх и флюидоупорных толщ и т.д.

Проведенный анализ истории развития Уургабской впадины позволил выявить следующие основные черты геологического строения: I) преобладание по площади верхнепалеозоИского складчатого основания; 2) сокр«щение мощностей мезозойских отлояеннй на докембриПском фундамента; 3) резко выраженное асимметричное строение, спяэонноо со смещением зон прогибания.к периферии опигерцинсной плптфорим; 4) доминирующая роль разяомно-блоко-воЯ тектоники, контролирующей мощности и яитофоции осадочного тзггигнкг; 5) р»Еитг:в сояероднога СьгссГиа в наиболее погру-

иенннк частях впадины. Всё ото обусловливает сложное распределение скоплений нефти и газа по площади и разрезу осадочного чехла.

3.1. Общие принципы построения модели геологического строения

Основу геологической модели составляют палеотектоничес- ' кие, структурные, палеогеографические карты, палеогеологичес-кие и геологические профильные разрезы, позволяющие представить наиболее вероятный вариант интерпретации геологического строения территории. Исходя из степени изученности и сложности строения территории с учётом установленных закономерностей распределения УВ скоплений, определяется набор основных геологических документов.

На Теологической модели Мургабской впадины", где мощность и характер строения осадочного чехля во многом зависят от блоковой структуры фундамента, построении геологической модели предшествовал выбор базисной поверхности, отражающей наиболее контрастные этапы перестройки в геологической истории региона. За такую поверхность принята кровля триасовых отлояе-ний, на которой с размывом залегают различные стратиграфические комплексы осадочного чехла. Контрастность вертикальных верхнепалеозой-триасовых движений подчеркивается возрастом перекрывающих отлояений: юг Туранской-плиты и северные склоны Бэдхыз-Карабильской ступени (ткняя-средняя ера), Северо-Аф-' ганская платформа - Бадхызский блок (келловей-оксферд), Кара-бильекий блок (келлсвей-оксфорд , баррем-готерив), Купкинский и Калаиморский блоки (нинняя-средияя юра). С учетом стратиграфической полноты и мощностей отдельных секций разреза выделяются более мелкие блоки: Чанглинский, Еланский, Учадоси-Кулач-ский, Серахский, Юлдузский, Гембарский и др.

Важным элементом геологической модели являются палеогео -логические и геологические профили. Стратиграфический диапазон на палеогеологических профилях охватывает наиболее перспективные в нефтегазоносном отношении комплексы от сптских до верхне-палеоэоЯ-триасовых отлояеш-Я. Показ на пелеогсолопщес.чих профилях литологических разностей пород, зон фшяалыпя замез;е!шЯ, выклиниваний, стратиграфических несогласий, разрывных нарушений даёт чёткое представление не -только о геологическом стро-?нии территории .в,рсгясз.'з'ьно.ч плево,' во конкретно позволяет

проследить пространственно-временные изменения разреза в пределах каждого выделенного структурно-тектонического элемента.

Важным результирующим документом модели является сводная таблица "Распределение углеводородных флвидов", где.сведены данные о нефтегазонссности региона. Месторождения и нефтегазо-проявления сгруппированы по элементам в зависимости от их принадлежности к ступеням, блокам, приразломным зонам; произведена опенка разреза по степени перспективности в различных структурно-тектонических зонах, показан диапазон газонасыщения.

На модели геологического строения Мургабской впадины нанесены все известные месторождения, газо- и нефтелроявления, контуры локальных поднятий, границы выклинивания региональных нефтегазоносных комплексов, мощности и полнота стратиграфических подразделений в отдельных блоках. В приведенных итоговых документах содержатся все необходимые сведения для прогнозирования и ввделения зон нефтегазонакопления.

3.2. Выделение зон нефтегазонакопления разных генетических типоз

Практически во всех классификациях выделение ЗНГН базируется на структурных, литслого-стратиграфических связях, объединяющих смежные и сходные по геологическому строению месторождения нефти и газа. В то ке время-в Мургабской впадине к прилегающих районах недостаточно учитывается (или вообщо'не рассматривается) сложное и своеобразное развитие приразломных зон. Принимая разломы только за линии, условно разграничивающие' блоки, ступени, теряется их генетическая сущность как специфических ЗНГН, имеющих свои пространственные закономерности. Особенность развития приразломных ЗНГН заключается в отсутствии элемента соподчнненности; они могут взаимно пересекаться, образуя сложные узлы нефтегазонакопления. По своему характеру их следует относить к транзитным структурам, объединяющим различные типы ловупск и их комбинации.

При вццелешш региональных ЗНГН МургабскоЯ впадины и прилегающих территорий использован зональный принцип в размещении скоплений УВ по площади (орсальная зональность) и разрезу (вертикальная стратиграфическая зональность). Низкий предел продуктивности разреза контролируется возрастом осадочного чзхяе, псргксгзсЕщего склодчатоз сснавашш; вертк^ - распроп*-ргножеи'продуйти;::^ горизонтов г. флвкдеупортк тсзц. На

чаемой территории выделены два ареала нижнего предела: гиг.ний палеозой - Северо-Афганскал платформа и верхний палеозой-триас - юг Туранской плиты.

В пределах впадины выделяются две группы ЗНГН: приразлом-кые (линейные) и межразломные (площадные). Приразломнке зоны по доминирующей ассоциации различных типов ловушек разделены на структурные, объединяющие локальные поднятия, соляные купола, участки тектонической трецнноватости (Репетек-Чешминская, Иургабская, Тархан-Яшларская и др.) и литолого-стратиграфичес-кие, соответствующие зонам выклинивания, литологического замещения и стратиграфических несогласий (Бадхыэ-Карабильская, Дау-летабад-Ходкагугердокская, Северо-Калаиморская).

Неодновременное развитие зон разломов во времени и пространстве отражается различны.«! комбинациями дислокаций в осадочном чехле. Так северное звено Мургабского разлома ослокнено надразломным Бп'рамалийским валом протяжонностьп 120 км при ширине 15-20 км. Южная ветвь разлома не проявляется в осадочном чехле структурными осложнениями, а выступает как разрывная зона по фундаменту, разграничивающая блоки с различной мощностью осадочного чехла. Ещё более сложные сочетания геологических факторов прояпляится в прираэлсмных■зонах, развитых на моноклиналях. Зона разломов, ограничивавшая северные склоны Бадхыз-Карабильской ступени контролирует границы выкликивания, диалогических замещений, стратиграфических несогласий. Тектонические движения по этой зоне на протяжении мезозойского отвпа создавали очертания палеосуши, палеоподнятий и контролировали распространение литофаний. -Смещение границ зон выклинивания, литофациальных замещений, стратиграфических несогласий происходило на протяжении 300 км в относительно нс-ыир'окой полосе 20-30 км.

Таким образом, линейные приразломные ЗНГН представляют слаяныо сочетания различных геологических факторов, которые тем не менее непосредственно связаны с зонами региональных нарупений, затрагивающими в основном породы фундамента. Зор;-:п-poBßiciG залежей в приразломннх зонах осуществляется за счёт вертикальных перетоков, что способствует распирению стрг.тиграг фического диапазона нефтегазомасоцения.

Границы мелразломных ЗНГН контролируются удерживающими способностями региональных флюидоупорных толщ.,На большей части Мургабской впадины, в контуре развития солей, выделяются

- ¿o -

две медразлсмные ЗНП1: Каракель-Негаралинская (келловей-окг-форд) и Шатлык-Учадаинская (готерив). Различный стратиграфический диапазон газоиасыщения обусловлен экранирующими свойствам соляно-ангид^тового флюндоупора. В пределах Каракель-Нагаралкнской ЗНГН флюидоупорная толща сложена мощными толщами (200-500 м) чистых разностей солей в отличие от Шатлык-УчадхинскоП ЗНГН, где в разрезе широко развиты ангидриты, до-лсмитизнрованные известняки с подчиненными прослоями (10-20 м) солей, содержащих значительную примесь терригенного материала. Региональной покрышкой для газовых залекеМ здесь является квр-бонатно-глинистые толщи баррема.

На южном борту МургабскоП впадины, в зоне отсутствия солей, продуктивность разреза снизу контролируется флюидоупорны-ми глинистыми толпами кчшовея, альба, эоиенз. Здесь выделены три межразломные ЗНГН: Ьадхыз-Карабильская (спт), Калаиморская (нижняя-средняя юра) и Пушкинская (Маастрихт). Нормирование залежей в мекразлоыных зонах в основном осуществляется за счёт внутриформаиионной латеральной миграции.

Выделение межразломных и приразломных ЗИП! отрекает региональные особенности нефтегазоносности территории, ¡ia "внутризо-нальном"-уровне проявляются более сложные сочетания различных геологических факторов (структурных, палеогеографических, фатальных, гидродинамических и др.). Коллектора и покрышки в шшне-среднепрском терригенном и верхнепрском карбонатном IÍTK характеризуются невыдержанностью распространения по площади и разрезу. Поэтому в таких слоднопостроенинх резервуарах контуры нефтегазоносности могут не совпадать с очертаниями новообразованных ловушек постседиментаииогаюго отспа развития.

На результирующей карте прогноза ЗИП! приведена необходи-ыал геологическая информация, раснрыващая основные особенности строения и нефтегазоносность рассматриваемого региона: стратиграфическая приуроченность различных типой яовуаек, границы выклинивания, лптслогичеекого замещения, предполагаемые участки развития рифогенннх образований и тектонической трещииова-тости, соляной диапнризм, зоны развития вознеаньгс гидродинамических ловушек, никлие и верхние пределы продуктивности разре- . ОО I! Т.Д. ■

3.3. Структурно-тектонические предпосылки кефтегазоносноетн региона

Сложное прерывистое развитие разломов фундамента создало блоковую структуру региона, предопределило условия накоплении мезозойских-кайнозоИских осадков, формирование разнотипных ло-вуаек и особенности распределения залежей УВ в разрезе осадочного чехла. Наиболее благоприятные условия для развития литоло-го-стратиграфлчегких ловуиек наблюдаются о зонах сочленения длительно развива. г^хся областей поднятия и прогибания. Лневапш место региональные наклоны, при унаследованном ралвитии осадочного чехла от структур;; фундамента, обеспечили длительность и однонаправленность миграционных потоков. Подобные геологические условия характерны прежде всего для зоны сочленения Бадхыэ-Ка-. рабнльсксй ступени с областя,;и прогибания.

Лптофацкальнш изменения разреза отмечаются но только на границах блоков-ступеней, они присущи и самим зонам региональных разломов. Наиболее ярко это проявляется для зон разломов, к которым приурочена гидрографическая сеть, характеризующаяся выполнением песчаными образованиями с высокими фильтрационными свойствами. К такому режиму осадконакопления в Мургабекой впадине относятся частично нпжне-среднеюрские-, верхнеюрские киме-ридд-титонские (карабильская свита), валанжпнские.и готерив-ские отложения. В пределах впадины многим разломам (Репетек-Четаинский, Бэдхыз-Кзрабильский, Тархан-ЯдларскнК, !,1уртб-Ка-санский, Ксшуй-Серахскийи др.) соответствуют палеодоликы различного, возраста залокеиил". Так.на связь с. разломали палеодолин миоцен-верхнеплиоценового вреглени обратили внимание многие исследователи (Амурский, 1963; Воловик, Неводчикова, 19С9; Раевский, 1971 н др.). Избирательная способность палеорусел "приспосабливаться" к разломам объясняется повьпенноЯ трещиноватос-тью и разуплотнением пород как следствие тектонической активности этих зон. Ялдикаторсмн таких тектонически напряжений п . регионе служат наличие вигоконмплктудних складок, валов, глубина врезов и возраст подстилвкдих их отлож'ени!!, места взаимных пересечений разломов, соляной диапиризи. Примером повьсеншт стратиграфического диапазона гпзонасщенности/вплоть до бухарских отлекекий) за счет развития трпщиноватости разреза является газовое месторождение Кярабнль. В его пределах сочетаются такие фактср-л, как глубок;'.'! нйоко-ски'* проз о отлеяенипх серх-1:зЯ гри к трг'.сг?., квпйч*:« ггтко».!!Ялиту",'г?" деулгздой склпггки •

(спяе 130 м), расположенной на пересечении Мургабского и Дау-летабад-Ходжзгугердскскаго разломов. Нефтег.роявления иа площа- . дях Кели, Шарапли, промкзленные притоки на Южной Иолотане, а также образование гозЪвой .залежи в патлыкском горизонте на месторождении Байрамали, связываются с участками зон трсщино-ватости, к которым приурочены глубокие врезы верхнеплноиеновж долин.

Диализ размещения газов!« месторождений в Мургабской впадине позволил установить, что из 24 месторождений 15 (или 62S) приурочены в той -:яч иной степени к пвлеодолинам, площадь которых не превышает 25% от всей перспективной, в нефтегазоносном отношении территории. С локальными поднятиями, развитыми в надразломных зонах, связано подавляющее число открытых газовых месторождений Мургабской впадины.

3.4. Роль гидродинамических факторов в формировании УВ скоплений

Залежи УВ в гидродинамических ловуяках были выявлены по существу случайно, в ходе поисков и разведки традиционных объектов - структурных и литолого-стратиграфических. Теоретическое обоснование гидродинамических ловуиек было дано U.K. Хабертом и В.П.Савченко. Дальнейшее развитие этой теории освещено в трудах А.леворсена, Н.А.Еременко, А.А.Плотникова, Э.Ч. Дальберга и многих др. Возникновение гидродинамических ловушек обусловлено динамическим состоянием'пластовой водонапорной системы, вследствие уравновешивания силы всплывоннл нефти и газа напором пластовых вод (Карцев, 1936).

Значение гидродинамического фактора в формировании газовых залежей выявлено на примере шатлыкского горизонта. Для определения энергетических потенциалов использованы методики А.И.Силнно-Бекчуринп и А.Л.Плотникова.-Зона наибольших значений энергетических потенциалов шатлыкского горизонта, оконтури-ваеызя изобарой в 50 и более Ш1Л, приурочена к Бодхыз-Кпрабиль-скоП ступени. К северу по падению моноклинали отмечается рез-поо уменьшение приведенных давлений (41-21 ША). Важно отметить, что гргшиы зон высоких энергетических потенциалов в плане совпадают с разломами фундамента, характеризующимися больший амплитудам: смещения d палеозой-триасовых секциях разреза (Бед-хызеккй, Тахтабазарский, -Цургабский).

Роль' гпдродкнктчвекого фактора наиболее ярко выражена на

примере формирования Даулетабад-Доныезского месторождения (Э.Х.Лбдыллаев, А.А.Авянесов, Г.И.Амурский, А.Н.Давидов, К.Н. Кравченко, Р.Г.Семетез, А.А.Плотников и др.).

Принятая при подсчете запасов геологическая модель месторождения исходит из предположения о тектоническом экранировании залеки (М.К.Мирэаханов и др., 1980, 1903). Результаты построения пплесструктурных карт и карт мощностей по 17 реперам (от кровли бяррема до подошвы кашянской толщи миоцена) позволили установить отсутствие влияния разрывных нарушении на распределение мощностей, фациэльнуп изменчивость разреза, образование тектонических экранов. Гидродинамически;*? анализ однозначно показывает, что в пределах месторождения Бгделяятся локальные участки и линейные зоны с повшеккыми значениями пластовых давлений. На фоне региональных напоров вод выделены ■ зоны аномальных значений, которые контролируются не гипсометрическими отметками горизонта, а приуроченностью их к региональным разломам фундамента.

Установленная гидродинамическая сообщаемость неокомских и юрских комплексов на месторождении подтверждается следующими фактами, В приразлсмных зонах минерализация вод достигает 100-173 г/л по отношению к водам регионального потока, где она не превышает 83 г/л. Здесь ке возрастает содержания Пода - 17,2 мг/л и броыа - 430 мг/л, по отношению к фоновым значениям (соответственно 9,0 мг/л и 200 мг/л). В зонах гидродинамической соойщаемости геотермический градиент пластовых тем--ператур увеличен от 3,61 до 5,38°С. Температурные аномалии, соответствует простираниям разломов.

Установленная межрозервуариая связь в прирозаонннх зонах, объясняет существование гидродинамических экранов, препятствующих движения вод по восстания слоев, и образование газовой залежи в областях разгрузки за счёт выделения юрских водораст-ворекных газов в свободную фазу. Подобные условия существуют н на Северо-Карабильсксй моноклинали, где'выявлены зоны энергетических максимумов, что необходимо учитывать при проведении геологоразведочных работ. . " ,

1У. Пути реализации нефтегазового потенциала региона -

По состоянии геолого-геофизических исследований в рассматриваемом регионе завершена стадия общего регионального изучения территории. Получены сведения о геологическом строе-

шш основных структурно-тектонических элементов, глубинах залегания складчатого основания, промежуточного верхнепалеозоЯ-триасового комплекса, мощности осадочного выполнения и полноте стратиграфических*подразделений в различных структурно-фа-ииальных зонах, доказана промшленная нсфтегазоносность ник-нс-среднеюрских, иерхнепрских, неокомск'.гх, моастр.'гхтских и палеоценовых отложений.

Еместе с тем, кок по^казпли результаты исследований, остался ряд нерешенных проблем в области нефтегазовой геологии и геофизики: строение и перспективы нефтегазоносности доюрс-ких отложений но доступных глубинах их изучения, поиски залежей нефти и газа в ловушках нсонтиклинального типа, распространение сысокоёмких корбонатньк коллекторов, изучение зон тектонической трещиновптости и структурно-эрозионных врезов.

Исходя из вышеизложенного, дальнейшие нефтегазопоисковыо работы долкны быть сосредоточены па выявлении ресурсов УВ сырья в палеозойских, триасовых, нижне-среднеюрских и верхнеюрских отложениях, нефтегазоносный потенциал которых весьма велик. Актуальными остаются дальнеРсше поиски залежей газа в отложениях готерива па прнраэлоиных складках и в зонах литофа-шальнкх замещений. Уточнение количественной прогнозной оценки перспектив нефтегазоносности этих отложений следует осуществлять с учётом наличия зон генераций УВ в палеозое и обоснования традиционных параметров различных типов ловушек п ЗКП1.

Самостоятельной проблемой первостепенного значения является оценка перспектив нефтегазоносности зон выклинивания, 1 стратиграфических несогласий, литофаииальных замещений в сиропом стратиграфическом диапазоне на .склонах Бадхыз-КерябнльскоЯ ступени, научение региональных зон литолого-стратиграфичсских ловупек, кок наиболее сложных поисковых объектов, необходимо осуществлять с учётом разработанные методических приёмов, на-педаих отражение в комплексных программах (А.Н.Давыдов, Л.В. Косарев и др., 1987, 19Э1).

Отнесение Еедхыэ-КарабильскоИ ступени и КупкинскоП зоны поднятия к опибайкальской платформа имеет научно-практическое значение, для выявления залежей УВ в палеозойских сокииях разреза. Сравнительно неглубокое их залегание (1,5-2,5 км) выдвигает данную территорию как наиболее благоприятную для постановки поисковых работ.

С иельп выяснения строения и перспектив нефтегазоносное™

доюрского комплекса программой предусмотрено проведение региональных сейсмических профилей в комплексе с бурением параметрических скважин глубиной 4-5 км. На региональной стадии целесообразно получить информацию в различных структурно-тектонических зонах. Этим требованиям отвечают локальные поднятия осадочного чехла: Моргуновка (Куикинская зона), Нурукбелп, Дузен- ' кыр, Даулетабад (Бадхызский блок), Ходжагугердок, Гельчеиме (Карабильский блок).

Перспективы нефтегсзоносности нижне-среднеюрского НГК оцениваются неоднозначно. Многие исследователи отсутствие и нем крупных скоплений УВ объясняют, с одной стороны, сложным строением коллекторов, с другой - перетрком 'УВ в келлоией-оксфорд-ский карбонатный комплекс. На ОТ.ОТ.88 г. прогнозные извлекаемые ресурсы свободного газа категории Д по нижне-среднеюрско--ну комплексу для МургабскоЙ впадины составляют 194 ылрд.м3.

Доводы в пользу более высокой оценки прогнозных ресурсов сводятся к следующему: I) комплекс наиболее обогащен ОВ (на порядок) по отношению к вышележащим отложениям; 2) залегает на глубинах 25СО-6ССО м, где термобприческио условия благоприятны для образования жидких и газообразных УВ; 3) выполняет крупную зону погружения; 4) диапазон вертикальной миграции ограничен флюидоупорнмыи толщами келловея, к'шоридх-титона и альба; 5) наличие благоприятных ловушек для аккумуляции УВ: палеоподнятий, погребенных останцоп, палеоврезов, зон выклинивания и замещения.

Прогнозная оценка ресурсов газа ийжне-ереднеюрского комплекса, выполненная лишь для склонов Бадаыз-Карабильского поднятия, составляет 1,7 трлн. м3 (Л.Н.Давыдов, Л.В.Косарев, 1991). Таким образом, принципиально важным является оценка нефтегпэо-носиости нижне-среднеюрского комплекса на технически возможных глубинах в благоприятных ловушках на всей площади его распространения. На северных склонах Бг.дхыз-Карсблльской ступени комплекс может быть вскрыт на глубинах 4000-5000 и. В центральных и северных частях Нургпбской впадины виделктся крупные палеоподнптия, характеризующиеся резким сокращением мощностей (200-600 м) и залегающие на доступных глубинах.

Проблема освоения нефтегазового потенциала келловей-окс-фордского НТК связппа с качеством подготовки локальных объектов и выделением зон распространения высокоемкнх карбонатных коллекторов. Все локальные поднятия келловеП-оксфордского НГК

представляют интерес как поисковые объекты. Предпочтение следует отдавать высокоамплитудным приразломным складкам, приуроченным к зонам максимальных накоплений иикне-среднеюрских образований, как основной нефтегазогенерирущей толци. Благоприятными для образования рнфогенннх фаций являются палеоподня-тия шкне-среднеюрского возраста, развитые в центральных частях впадины.

Региональные зоны выклинивания юрских и нижнемеловкх отложений приурочены к склонам Бадхыз-Карабильской ступени. На северных склонах, в полосе протяженностью свыае 300 км, на довольно коротком расстоянии (15-20 км) происходят резкие ли-тофашальные изменения разреза от юрских до аптеких отложений включительно. Следует подчеркнуть, что основная роль в развитии литолого-отратиграфичесшгх ловушек принадлежит ииротно-ориентировапнкм разломам: Даулетабад-Ходдагугердокскому, Бад-хыз-Карабильскому, Тахтабазарскому, Калалморскому. В зонах их влияния установлена меярезервуорная сообцаемость пластовых флюидов, что благоприятствует формированию гидродинамических залекеП УВ.

Результаты выполненных исследований показали, что в пределах рассматриваемого региона определяйся: фактором развития 2НГН различного генетического типа является прсимуцестветю структурно-тектош1ческий, предопределивший образование сводо-внх и валообразных поднятий,, крупных впадин и прогибов, зон развития литолого-етратиграфическнх и гидродинамических лову-□ек, тектонической трещиноватостн разреза, потерю зиранирую-Ц1гх-свойств региональных флвидоупоров, стратиграфическую и ареапьнуя зональность газонасцщеняя-разреза. С этих позиций приразломные 5НГН представляют си-юстоятельниз объекты комплексного изучения сейсморазведкой, параметрическим и покско-вкы бурение».

В работе для каждой выделенной ЗНГН определен объём гео-лого-геофшг.чсских исследований на региональной к поисковой стадии с-учетом выявленных н прогнозируемых различных типов ловупзк. .

. _ ЗАШШЧШЗ '

В диссертация рассиотре!гы и резаны малоизученные проблемы р-ЗГЕОНЗЙЬЛОЯ ГСОДОГКИ, ПЙС6П?14СЯ кстерки ГСОЕОГйчгСКОГО р.-с-Ейтая н структуру с.«членс»пл ¿урглсво4 плиты к Сетгро-Афтз-

ской платформы, имеющие научное и практическое значение для эффективного ведения нефтегаэопоисковых работ в этом регионе.

Огновные выводы представленной работы заключаются в следующем :

- Создана модель геологического строения и развития южной окраины Туренской плиты и прилегающих районов Северо-Аф-гакской платформы и на этой основе детализированы условия накопления осадочного чехла, процессы формирования и размещения залежей газа (и возможно нефти) в зонах нефтегазонакопления различного типа.

- Установлено, что фундамент Северо-Афганской платформы, п отличие от ТурангкоЯ эпигерцинской плиты, сложен докембрий-, скипи образованиями. Показана решающая роль в создании структуры региона систем региональных разломов, и в первую очередь ■ субкеридиональннх, являющихся звеньями Урало-Оманского линеа-ыента и губииротяых, таких как Репетек-Чешминская, отделяющая !>сно-Туркменскуп краевую зону прогибания от северной приподнятой части Турянской плиты и Бадхыз-Ккрабильская, ограничивающая юг Турангко" плиты от Соверо-Афганской платформы. Данными разломами в структуре фундамента были сформированы - "выколоты" крупные блоки, представляющие сг-новные тектонические элементы региона: Упры-Серахгкая система дислокаций, Сандыкачин-гкая зонв прогибов, Бадхыз-Карабильскпя ступень, КалаиморскиП прогиб, Пушкинская зона поднятия и т.д. Особенности развития разломно-блоковоЯ тектоники' фундамента предопределили структуру осадочного чехла, состав и мощности нефтегазоносных комплексов. •

- Показана превуалирувщая роль разломов плитного комплекса в формировании надраэломных складок, зон тектонической тре-щиноватости, структурно-эрозионгосс врезов, соляной тектоники, литофацкпльных изменений в разрезах осадочного чехла. На этой основе, исходя из выявленных закономерностей формирования и скопления углеводородов по площади и разрезу, выделено два типа зон нефтегазонакопления: прирозломшй или линейный, связанный с зонами региональных разломов и мекразлемний, имеющий площадной характер газснасыщелия отдельных комплексов отложений.

- Установлен!) в зонах нефтегазонакопления рассматриваемого региона порайонные базисные этажи поисков и разведки с верхним и ничним пределами ::х продуктивности: 1) Кяракель-Нагара-линекпя Скелловсй-оксфорд-герхниЙ палеозой), 2) Изтлык-Учаджин-

ская и Ангузолы-Гаркендская (готерив-верхний палеозой), 3) Бад-хыз-Карабильская (елт-нижний палеозой), 4) Кплеиморская (шя-няя-средняя юра, ниг.ний палеозой), 5) Пушкинская (маастрихт-шшшй палеозой). »

- Обосновано как одно из главных направлений поисков залежей нефти и газа на ближайпую перспективу зоны развития невн-тиклинальных ловушек в юрских и нижнемеловых отложений на склонах Бадхыо-Карзбильской ступени, что позволяет ориентировать поисково-разведочные работы на нетрадиционные для региона типы залежей. Самостоятельными объектами поисков являются палсорус-ла нижне-среднегарских, неокомских образований и зоны тектонической трещииоватости пород. Бадхиз-Кврабипьская ступень и Пушкинская зона поднятия с докембрийским основанием рассматриваэт-ся как области благоприятные для поисков залежей УВ в палеозойских секциях разреза на технически доступных глубинах (4-5 км).

- Выявленные закономерности геологического строения юга Турапской плиты и прилегающих районов Северо-А|зганской платформы определяют перспективы открытия крупнит. скоплений газа ц, возможно нефти, связанных с двумя комплексами-доминантами: верхн<-"рским карбонатным и нижнемсловым терригеннкм. Установленные зоны нофгегазонокОпления имеют значительные размеры, характеризуется разнообразием ловушек и широким етратиграфическш.1 диапазоном газонасыщения от нняие-среднепрских до палеоценовых отложений. Всё ото даёт основание более целенаправленно ориентировать геологоразведочные роботы, наращивать объёмы сейсморазведки, параметрического и поискового бурения в этом крупнейшем нефтегазоносном бассейне - основной базе газодобцчи в Туркменистане. .

Защищаемые положёнпя:

1.' Модель геологического строения и развития сложнопост-роенного комплекса сочленения южной окраины Туранской зпигер-цинской плиты и Северо-Лфганскай доксмбрийскоЯ платформы, сбос-нованнал интеграцией геологических и геофизических данных.

2. В основе структуры региона лежат субмеридг.ональкые и субшф.отные системы разломов фундамента, во многом определившие тектонику плитного комплекса, размещение локальных структур и условия формирования нефтегвзоносности.

3. Характер нефтогазоносности определяется Двумя главна!;! факторами: наличием регионального фяюидоуиора гоурдакской сви-тп в НургебскоМ впадине и разломали, вдоль которых.формируются

- зь -

зоны перетоков флюидов из подсолевого а надсолевой комплекс, в также создаются условия гидродинамического экранирования.

4. Несмотря на открытие уникальных и ряда меньших по запасем газовых месторождений, регион разведан недостаточно, и существуют перспективы крупных открытий, связанных с подсоле-выми карбонатами верхней юры, надсолевым титон-неокомскии комплексом по периферии солеродного бассейна и в надразломных зонах. Развитие неантиклинальных ловушек в юрских и нижнемеловых отложениях обосновывается на Бадхыз-Нарабильской ступени и её склонах. ' Самостоятельный интерес представляет крайний юг (Кушкинско-КалаиморскиИ район), где есть основание ожидать открытие здесь нефтяных месторождений.

5. Юг Туранско!) плиты и прилегающие районы Северо-Афган-ской платформы являются базой дальнейшего развития нефтегазово--го комплекса - основы экономического и социального развития Туркменистана.

Основные опубликованные работы по теме диссертации

1. Геологическое строение и перспективы газонефтеносности южной группы структур Юго-Еосточной Туркмении / Тр. ЕНИГНИ, М., 1961, вып. 35, с. 121-135 (совместно о М.М.Горманкжо'м, Г.Х.Дикенлтейном, Г.К.Комиссаровым).

2. Геологическая корта Западной части Средней Азии / Тр. ЕСЕГЕИ, Л., 1955 (в коллективе составителей).

3. Нефтегазоносные комплексы Юго-Восточнсй Туркмении // Геология и нефтегазоносность Каракалпакской ЛССР, Восточной Туркмении и Западного Узбекистана / Тр. ВКИПШ, ¡К, 1956, вып. 49, с. 195-202 (совместно С Р.Е.Лйзбергоц).

4. Геология и иефтегазоноеность расточной Туркмении / М.: Недра, 1966, 291 с. (совместно с Р.Е.Лйзбергом, В.Я.Соко-ловнм, А.А.Дубинеким).

5. Перспективы нефтегазоносное?!! Восточной Туркмении / Т.-.м же, о. 270-279 (совместно с Р.Е.Айзбаргом, В.Я.Соколов!-.;).

6. Тектоническая карта Туркменской ССР (фрагмент тектопичес- . кой карты юга СССР) // Материалы юбилейной научно-технической конференции геологической службы ТССР. Тезисы докл.

/ Тр. УГ СМ ТССР, Ашхабад, '1967, с. 20-23 (совместно с Л.И. Смирновым, А.Аллановым, <5.А.Арест).

7. Карта рельефа поверхности складчатого фундамента Туринской плиты / Узгидрозем', Ташкент, 1968 (в коллективе составителей).

В. Рекомендации по направлению геологоразведочных работ на нефть и газ в Карабиль-Бадхызской зоне нефтегазонакопления /Геология и разведка газовых и газоконденсптнкх месторок-дений. М., i960,'вып. 5, с. 24-32 (совместно с Г.А.Гэбриз-лянпем, Л.В.Косаревым).

9. Тектоническая корта Запада Средней Азии. Ыасктаб 1ССС000. / М.: ГУГК, 1963, б п.л. (совместно с И.М.Алиевым, Г.И. Амурским, О.А.Арест и др.).

10. Строение осадочного чехла и форнационные комплексы Восточной Туркмении / Изв. All ТССР. Сер. ФТХиГН, 1969, >" 3,

с. 99-104 (совместно с Л.3.Косаревым, М.С.Пазаевым).

II., Тектоника и история тектонического развития территории Туркменской ССР // Ме-дународнпя сессия редакционных комитетов тектонических карт Европы, Ближнего и Среднего Востока / Баку: ЭЛМ, 1969 (совместно с Д.Н.Смирновым, А.Алла-новым, 5.А.Арест и др.).

12. Нсфтегязоноснссть и некоторое вопросы формирования золеже"' Восточной Туркмении / Реология и разведка газовкх и газо-нонденсатннх месторождений. .'.{., 1970, вот. 2, с. 21-29 (совместно с Л.В.Косаревым, Ч.Б.Озезовмм, Н.С.Пелаевыя).

ЕЗ. Направление гсолого-гсофизг.ческих работ для поиска залежей нефти и газа нег.нгиклинальнаго типа на северных склонах . Бадхыза и Карабиля / Язв. All ТССР. Сер. ФТХнГН, 1971, р I, с. 123-125 (совместно с А.Г.Блискпвкой, С.П.Вальбе, A.A. ДзабаешА! и др.).

1<3. Геолого-тектоническаг карта Копетдягя и зоны его сочляне-•ния с Туринской плитой. Иасптеб <:iCCOCCO. Атлас керт. // Тектоника Копетдага и зоны er-о сочленения с ТурпнскоП плитой / Ростов-на-Дону: ф-ка цв. печати, 1972, 1 п.л. (совместно с С.П.Вальве, О.КЛСрррченко, B.H.Kpir/уссм и др.1.

15. Корта прогноза нефтагязоноснэстк. кпсстаб i:tOCCCCO // Там ке, I и.л. (совместно г. А.Г.БлигкявкоП, С.П.Вальбе, Э.Н.Птузшишя» v. др.).

15. Прилиты тектонического районирования Восточной Туркмении // Геология и полезшее ископаемые Туркмении / Тр. УГ СМ ТССР, Ашхабад^ 1972, вып. 7, с. 113-133 (совместно с Л,в. Коссревыи,-Л.Н.С*ирновьи, И.С.Пкаасвкм).

i7. Первоочередное напрпвяешгл региональных исследований в Сго-ВосточноЯ Туркмении / T^i. ЕСГНИ, а., 1972, пгп. 122, с« 137-155 (согьестио с В»В.Печниковьы6 В. И. Тереховым, Н.Ц.Ахлеяш к др.).

18. Тектоника. Нургабская впадина // Геология СССР. Т. XXII, Туркменская ССР. Геологическое описание. (Гл. ред. Н.П. Луппов) / П.: Недра, 1972, с. 561-593 (совместно с Д.Н. Смирновш, Г.И.Амурским, Д.Ц.Цильитейнсм).

19. О наличии верхцеюрских отлояений в пределах еосточной части Бадхыэ-Карабильской ступени и возмонной их продуктивности / Геология нефти и газа, 1975, № 12, с. 52-56 (совместно с Н.И.Копелевш, Ы.Г.Лувишисом).

20. Тектоническая карта Юга СССР. Масштаб 1:1000000/ Ы.: ГУГК, 1975, 28 п.л. (совместно с И.Ц.Алиевым, С.Б.Алферовым, В.В.Бобылевым и др.).

21. Карта нефтегазоносности СССР. Масштаб 1:2500000 / Л.: Недра, 1976 (в коллективе составителей).

22. К вопросу классификации и выделения региональных зон нефтегазонакопления (на примере Центральной и Восточной Туркмении ) / Тр. ВНИГШ, М., 1976, вып. 195, с. 89-103 (совместно с М.К.Мирзахаяовым, Л,В.Косаревым).

23. Перспективы нефтегазоносности и основные направлешш поисково-разведочных работ в Афганистане и сопредельных районах СССР // И научная конференция по проблеме: Геология и полезные ископаемые зарубежных стран. НИИЗарубежгеология. Тезисы докл. / II., 1977, с. 120-121 (совместно с Ю.П.Чапо вым, А.Г.Ибрагимовым, М.В.Весильчиковым и др.).

24. Геологическое обоснование поисков углеводородных залежей

в палеозойсшпс секциях разреза Бадхыз-Карабильского района // Туркменскому научно-исследовательскому геологоразведочному институту 40 'лет. Мат-лы юбилейной конференции / Ашхабад, 1983, с. 105-110 (совместно с Л.В.Косврев!а<|).

25. Амударьинская нефтегазоносная область // Геология СССР. Т. ХХП. Туркменская ССР. Полезные ископвемые / И.: Недра, 1984, с. 68-71 (совместно с Л.В.Косаревы.!).

26. Ачакский нефтегазоносный.район // Тем г.е, с. 71-90 (совместно с Л.В.Косаревым, В.В.Смарагдовым, А.Абдцевш). ,

27. Унгуэский нефтегазоносный район Чврдкоуский нефтегазоносный район. Бепкентский нефтегазоносный район. Карвбекауль-скиП перспективный нефтегазоносный район. Направления дальнейших поисково-разведочных рабо? // Там ко, с. 90-100 (совместно с Л.В.Косаревым, В.В.Смврвгдовым» А.Абдиевыя).

28. Нургабская нефтегазоносная область. БаЙрам!)лнЙскиЙ нефтегазоносный район.. Сандшачинскнй нефтегазоносный район // Там де, с, ! 10-130 (совместна с Л.ВЛ^осарег'^).

29. Бадхыз-Карабильский газонефтеносны1? район. Направление дальнейших поисково-разведочных работ'// Там же, с. 130-137 (совместно с М.К.Мирзахановым, И.М.Кубасовым, С.П.Халлиевым).

30. Афгано-Таджикская'нефтегазоносная область. Пушкинский нефтегазоносный район // Там же, с, 137-142.

31. К вопросам формирования Даулзтабад-Донмезского гпзоконден-сатного месторождения // Методы физического и математического моделирования при проектировании разработки месторождений природного газа / Тр. ВНИИгаза, М., 1984, с. 88-111 (совместно с Л.В.Косаревым, Б.М.Мурздовым).

32. Перспективы открытия неструктурных типов залежей нефти и /Газа в Бадхыз-Карабильском и Кушкинеком районах // Там же,

с. 112-120 (совместно с Л.В.Косаревым, Б.М.Мурадовым, Э.Х. Абдыллаевым).

33. Выбор основных направления поисковых работ на нефть в Восточной Туркмении // Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа / Тр. ВНИИгаза, П., 1985, с. 213-219 (совместно с Л.В.Касаревкм, Б.М.Мурадоиым). Методика геологоразведочных работ на нефть и гвз в ловушках неантиклинального типа платформенной части ТССР // Пути интенсификации геологических исследований в Туркменистане. Тезисы докл. научно-практической конференции, посвященной

. 70-летио Великого Октября / Ашхабад, Ылнм, 1987, с. 10-11.

35» Резерв повышения эффективности нефтегазопоисковых работ в ' пределах' восточной части Бадхыз-Карабильской ступени / Изв. АН ТССР. Сер. ОТХиГН, 1987, Р 4, с, 66-72 (совместно с Л.В.Косаревым, К.Атахаиовны).

3S. Способы геологоразведочных работ на нефть и газ на стадии поисков и оценки месторождений Восточного Туркменистана // Обзор инф-шш. / ТугжменНИИНТИ Госплана ТССР / Ашхабад, 1987, 78 с. (совместно с Л.В.Косаревым).

37» Геологические предпосылки и оценка прогнозных ресурсов нижне-среднесрских отложений юга Мургабской впадины // . Состояние и перспективы развития геологоразведочных работ В Туркменистане. Тезисы докл. научно-практической конференции, посвященной 50-летио ТуркменНИГРИ I Ашхабад, Нлым, 1991, е. 45-47 (совместно с Л.В.Косаревыч, В.А.Давкдовой).

38. Геологическая модель региона как основа выделения и прогнозирования зон нефтегазонакопяения различного типа // Там яе, с. 50-51 (совместно с Л.В.Косаревым, К.ТоЯлиевда, В.А. Давздовой).

39. Изучение неантиклинальных.ловушек в зоне выклинивания ниж-не-среднеюрских отложений юга Амударьинской газонефтеносной провинции и оценка их нефтегазоносности // Туркменскому научно-исследовательскому геологоразведочному институту - 50 лет. Сб. статей / Ашхабад, илым, 1991, с. 12-Ю (совместно с Л.В.Косаревым, В.А.Давыдовой).

40. Доюрские отложения Пушкинского газоносного района - новый объект поисков углеводородных скоплений // Там же, с. 0086 (совместно с Ч.М.Пайтыковым, Л.Н.Киреевой, Э.В.Курганской, Л.В.Косаревш).

41. Методика расчета прироста запасов С| и объёмов глубокого бурения на основе оценки ресурсов категории С3 // Там же, с. 95-100 (совместно с Л.В.Косаревым, В. А.Даввдовой).

Ззхаз te ¿3JLS

Тираж -£30

НваР»«луалъ«ее ttp€xnp**tn€ «ГЛПЛАВЛЧ». 7440J2 Ашгабат, ул. Советгкях «п>гргп1т«-някг'я,