Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Перспективы нефтегазоносности верхнеюрских отложений юго-восточной части Туркменистана

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

Автореферат диссертации по теме "Перспективы нефтегазоносности верхнеюрских отложений юго-восточной части Туркменистана"

РГо од ? ^

I, .. • ■*"

ГОСУДАРСТВЕННАЯ ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М.ГУБКИНА

на нравах рукописи УДК. 553.98 (575.4)

АЛЕКСАНДРОВА СВЕТЛАНА РОСТИСЛАВОВНА

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ТУРКМЕНИСТАНА

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соисканле ученой степени кандидата геолого-минсралогических наук

Москва - 1998

Работа выполнена в Московской ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени Академии нефти и газа им. И.М. Губкина

Научные руководители : Член-корреспондент Российской Академии Естественных наук, Заслуженный деятель науки и техники, доктор геолого-минералогических наук, профессор В.И.Ермолкин, Лауреат Государственной премии СССР, доктор геолого-минералогичсских паук А.Н.Давыдов

Официальные оппоненты : доктор геолого-минералогичсских наук, ст.научцый сотрудник Д.С.Оруджева, кандидат геолого-минералогичесхих наук, ст.иаучный сотрудник М.И.Тарханов Ведущее предприятие : Концерн "Туркысигеология" Защита диссертации состоится »2,8 " амрещ 1998 года на заседании Специализированного Совет Д 0.53.27.06 но защите диссертаций на соискание ученой степени доктора геолого-миисраяогачесхих наук при ГАНГ имени И.М. Губкина по специальности 04.00.17-Теология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений" в /Г часов в аудитории

Ваши отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью, просим присылать по адресу : 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ им.И.М.Губкина. Автореферат разослан "«2-7* " МО^УТФ^ 993 Года

Ученый Секретарь Специализированного совета, Кандидат геолого-минералошчесхих на;

А.Н. Руднев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность проблемы. Благодаря открытию и освоению уникального газового месторождения Даулетабад-Донмез и еше ряда крупных газовых месторождений, Туркменистан по добыче газа прочно занимает четвертое место в мире, уступая лишь России, США и Канаде. Наиболее мощная сырьевая база газодобычи приурочена к Мургабской впадине, а стратиграфически - к меловым отложениям.

Проектирование гигантских трансконтинентальных газопроводов Туркмепистан-Турция-Европа и Туркменистан-Пакистан определяет необходимость значительного прироста разведанных запасов газа. Прогнозные ресурсы газа в Туркменистане различными авторами определяются в широком диапазоне от 10 до 30 трл.м3. Однако, при с голь значительных вариациях оценки газовых ресурсов, все авторы единодушно связывают львиную долю ожидаемого прироста с карбонатными отложениями верхней юры Восточной Туркмении. Верхнеюрский карбонатный нефтегазоносный комплекс (НГК) содержит 67% категории Д, и более 90% категории Д; всех ресурсов углеводородов (УВ) провинции. Отметим, что основные разведанные запасы прилегающих территорий Западного Узбекистана сосредоточены в данном комплексе.

Очевидно, что разработка научно-обоснованной стратегии проведения поисково-разведочных работ, направленных на освоение ресурсов, сосредоточенных в отложениях карбонатной юры Туркменистана, является актуальной, приоритетной задачей.

Цель исследований: Выявление основных закономерностей формирования и размещения скоплений УВ в карбонатных отложениях верхней юры и обоснование основных направ-лепий геологоразведочных работ с целью приращения запасов нефти и газа.

Задачи исследований:

1. Комплексное обобщение проведенных исследований, с учетом последних работ, и материалов глубоких скважин, разработка оценочных критериев нефтегазоносности подсолевых юрских отложений.

2. Анализ палеотектонических, геоморфологически, структурных, литолого-фациальных, гидродинамических и термодинамических условий, контролирующих установленную и прогнозируемую газопсфтеносность подсолевых юрских отложений.

3. Выяснение масштабов влияния разломной тектоники на диапазон нефтегазо-гюсноетл осадочного чехла.

4. Анализ структур выведенных из глубокого бурения вследствие отрицательных результатов по подсолевым юрским отложениям.

5. Обоснование приоритетных направлений и первоочередных задач геолого-разведочных работ на верхнеюрские отложения с целью реализации потенциала вефтегазо-носности региона.

Научная новизна:

1. На основе анализа пал «¡тектонических, геоморфологических, структурных, литолого-фациальных, геохимических, гидрогеологических, термодинамических факторов выделены зоны генерации и аккумуляции УВ в подсолевых юрских отложениях.

2. Обосновано широкое развитие на южном борту Мургабской впадины неаптикли-налъных ловушек, связанных с зонами дитологических замещений, стратиграфических несогласий, гидродинамических экранов.

3. Предложена программа дальнейших геологоразведочных работ по доразведке структур, выведенных из глубокого бурения вследствие отрицательных результатов.

Практическая ценность работы заключается в обосновании приоритетных направлений и первоочередных задач геологоразведочных работ путем прогнозировании зон нефтегазонахопления различных генетических типов, как основных объектов геологоразведочных работ, направленных на освоение газонефтяного потенциала региона, а также в том, что возврат на площади, необоснованно выведенные из глубокого бурения, позволит существенно увеличить фонд месторождений нефти и газа, при минимальных затратах.

Реализация результатов работы. Практические рекомендации переданы в концерн "Туркменгеология" и Институт нефти и газа Туркменистана.

Публикации и апробация работы. По теме диссертации опубликовано шесть статей. Отдельные результаты исследований доложены автором на конференции молодых специалистов в Туркменском политехническом институте (1991).

Исходные материалы. В основу диссертации положены аналитические исследования первичного геолого-петрографического материала, проведенные автором за время работы в составе лаборатории "Проблем нефти и газа" (ГАНГ им. И.М. Губкина), и геолого-геохцми-ческих данных "Геолого-геохимической лаборатории" (ГАНГ им. И.М. Губкина), а также тематические исследования по договорным темам с ДО "Туркменгазпром" и "Союзгазтсхно-логия". Использован материал на заложения и ликвидащш скважин, комплексная обработка ГИС, петрографическое изучение керна, гидрогеолошческие исследования. Всего проанализировано свыше 150 скважин, вскрывших подсолевьтс юрские отложения на глубинах более 4000м. Для исследуемого региона построены структурные карты по кровле келловей-оксфорда, выполнены палеострутурные построения для кровли келловей-

оксфорда, а также составлены карта прогноза фазовой зональности УВ верхнеюрского комплекса, схемы размещения залежей и очагов генерации УВ, схема вертикальной фазовой зональности залежей УВ мезозойских комплексов, таблицы сходимости данных, полученных по результатам глубокого бурения и интерпретации сейсморазвсдочных работ для локальных площадей и т.д. Карты и схемы выполнены в масштабе 1:15000000, 1:10000000; локальные объекты в масштабе 1:50000. Приведенный комплект графических материалов существенно дополняет представление о теологическом строении и нефгегазоносности подсолевого верхнеюрского карбонатного комплекса юго-восточной части Туркменистана.

В диссертации использованы материалы из опубликованных работ по геологии и нефтегазоносное™ Запада Средней Азии, в том числе: A.A. Аванесова, С.Н. Алехина, К.Н.Амманиязова, Г.И. Амурского, А.Г. Бабаева, A.A. Бакирова, Э.А. Бакирова, Р.И. Быкова, В.И.Браташа, Г.А. Габриэлянца, В.Г1. Гаврилова, А.Н. Давыдова, Г.Х. Дикенштейна, В.И.Ермолкипа, В.Д. Ильина, B.C. Князева, Н.И. Кошелева, К.Н. Кравченко, H.A. Крылова,

B.И.Ларина, А.И Летавина, А.К. Мальцевой, Д.С. Оруджевой, М.С. Пашаева, Б.К.Прошлякова, В.В. Семеновича, В.Я. Соколова, ЗА. Табасаранского, M.III. Ташлиева, Н.К. Фортунатовой, Я.А. Ходжакулиева, Т.И. Шиловской, В.А.Шевякова, A.M. Чарыгина и Др.

Структура и объем работы.

Диссертация объемом 13 К страннц машинописного текста состоит из введения, четырех глав, включающих 15 разделов и заключения. Текст иллюстрируется 24 рисунками, включает 5 таблиц. Список литературы состоит из 68 наименований.

Автор выражает признательность члену-корреспонденту Российской Академии Естественных наук, заслуженному деятелю науки и техники ТССР, доктору геолого-минералопических наук, профессору В.И.Ермолкину и Лауреату Государственной премии СССР, локтору геолого-минералогических наук Института нефти и газа Туркменистана А.Н.Давыдову, осуществившим научное руководство. В процессе работы автор пользовался консультациями доктора геолого-минералошческих наук, профессора С. Б. Вагина, доктора геолого-минералогических наук, профессора В.И. Ларина, кандидата геолого-минералогических наук Л.В. Милосердовой, кандидата геолого-минералогических наук

C.Г.Рябухиной (ГАНГ им. И.М. Губкина), особую благодарность за содействие в выполнении работы автор адресует кандидату геолого-минералогических наук Т.И.Шиловской и считает своим приятным долгом выразить искреннюю признательность

указанным ученым, а также К.А.Малец-Лариной за помощь, оказанную при выполнении графических работ.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава I. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ ВЗГЛЯДОВ НА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ТУРКМЕНИСТАНА.

Первые сведения о наличии легкой нефти в верхнеюрских отложениях южной перекликали Гаурдакской площади приведены в работе П.И.Калушна (1934). Позже (1946) здесь же в скважине №2 из отложений кимеридж-титона был получен газовый фонтан, а из скважины №2/4 - легкая нефть.

С 1958 года трестом "Туркменгазр&зведка" было начато глубокое разведочное бурение на Фарабской, Наразымской, Байрамалийской и Репетекской площадях частично подтвердивших (на Байрамалийской и Фарабской) перспективы нефтегазоносности верхнеюрской карбонатной формации.

Важным событием в истории геологических исследований карбонатной юры Восточной Туркмении является открытие в 1964 году Самантешшского месторождения. Признаки газо- и нефтеносности нодсолевых отложений были также получены и в Байрамалийском газоносном районе. Ка площадях Байрамали (1962), Шарапли (1963), Кели (1965), Ю. Иолотань (1967). В 1965 году было открыто Гугуртлинское многопластовое месторождение приуроченное к известнякам келловей-оксфорда (УШ-1Х промысловые горизонты), т.о. перспективность келловей-оксфордской толщи на газ подтверждалась бурением в окраинных частях позднеюрского бассейна па доступных для того времени глубинах. В 1966 году опубликованы 2 работы, касающиеся распределения мощностей юрских отложений Туркменистана в связи с перспективами их нефтегазоносности (Г.Б.Худайназаров,1966) и коллекторских свойств верхнеюрских отложений Байрамалий-ского месторождения (А.Ярджанов,1966).

К 1967 году было открыто 12 месторождений , из них 10 затежей связаны с известняками верхней юры. Самыми крупными являются Самаптепе, Гугуртли, Сакар, Ачак.

Юрский карбонатный комплекс становится основным объектом поиска новых зон нефтегазонакопления (В.АТалдай и др., 1981). В связи с открытием Кирпичлинского, Гагаринского и Малайского (1981) месторождений интервал газоносности карбонатов значительно расширился, и возросли потенциальные возможности открытия новых месторождений на других площадях (Бабаарап, Юж.Мерген, Джилликум).

Все исследователи (К.Н.Аманиязов, Г.И. Амурский, С.Р.Александрова, Х.Бабаев, А.Н.Давыдов, В.И.Ермолкнн, В.Д.Илыш и др.), занимающиеся изучением карбонагаых отложений верхней юры юго-вссточлой части Туркменистана, высоко оденнвают перспективы нефтегазопооюети. Вместе с тем, степень изученности этих отложений остается явно не достаточной. Амударышская нефтегазоносная тгровинция, в целом, относится к землям низкой степени буровой изученности. Следует подчеркнуть, что число скважнн глубиной более 4 км в последние года проектировалось и забуривалось в количестве достаточном для изучения разреза. Однако многие из них не были доведены до проектных глубин, что смзаио со сложными горно-геологическими условиями, нарушением технологического режима, а также с неоправданным геологаческим прогнозом глубин залегания продуктивных горизонтов по данным сейсморазведки. Устранение названных причин позволит повысить эффективность глубокого бурения на подсолевой карбонатный комплекс.

В подобной екгуащш, когда резко увеличивается стоимость каждой скважины, неизмеримо возрастает роль научной обоснованности выбора наиболее приоритетных направлений и конкретных объектов поисковых работ в регионе.

Проблема освоения подсолсвон юры на протяжении многих лет отпосится к актуальнейшей в регионе, но до сих пор все еще далека от подобающего практического решения, соответствующего истинному потенциалу газопосности этих отложений.

Глава II. ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ИСТОРИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ.

2.1 Строение осадочного чехла. Рассматриваемый регион охватывает большую часть Амударышскон сштекднзы и располагается в пределах южной окраины Туранской плиты. Амударышская синекллза характеризуется мощным осадочным выполнением (10-12км) в наиболее прогнутых зонах. Большая сегеро-восточная часть Амударьинской сииехлизы представляет область погружающихся к юго-западу ступеней : Бухарской, Чарджоуской, Заунгузской, Хивинской и т.д. В южной части скнеклизы располагается крупнейший отрицательный элемент - Мургабская впадина.

Складчатое основание егшеклязы имеет гетерогенное строение: южный борт слагают протерозойские, а остальную большую часть - ннжне-среднепалеозойекие метаморфические породы. Верхнепалеозой-трчасовый комплекс отнесен х промежуточному в пределах юга Ту-раясксй плиты. Наиболее древние отложения вскрыты единичными скважинами на южном зорту Мургабской впадины в пределах Бадхиз-Карабильской ступени. Нижняя толща (430м) сложена пластами туфов, туфопссчаннков, лав основного и среднего состава. Определения

абсолютного возраста К/Аг методом показало, что вулканогенные породы имеют возраст 322-332 миллионов лет и могут быть отнесены к среднему-верхнему карбону (А.Н.Давыдов, Л.В.Косарев, 1983). Верхняя толща (270м) представлена аргиллитами и фаунистически охарактеризована верхнетриасовой фауной.

В юрско-четвертичном осадочном чехле картируется стратиграфическое несогласие разделяющее юрско-палеоценовые и олигоцен-чствертичные отложения, слагающие соответствующие струкгурно-формационные комплексы. В разделе предлагается описание стратиграфического разреза, основанное на материалах бурения, геолого-съемочных работ, с учетом существующих стратиграфических схем.

Юра, мел и палеоген широко распространены в наиболее погруженных частях Аму-дарьинской синеклизы. Мощность их изменяется от 1-2 км до 6-7 км. На юге в пределах северных склонов Бадхыз-Карабильской ступени происходит сокращение разреза за счет перерывов, выклинивания и срезания отдельных подразделений осадочного чехла вплоть до ярусов. Отсутствие шокпе-среднеюрских и кимеридж-титонских отложений на южном борту Мургабской впадины (Бадхыз-Карабильская ступеней Кушкинскаязона поднятий) считается первичным.

Отметим что, накопление карбонатной формации верхней юры юго-восточной части Туркменистана происходило в условиях мелководного морского бассейна с нормальной, иногда повышенной соленостью, когда накапливались органогенно-детритовые и микрокомковатые известняки. В дальнейшем в результате аридности климата и нестабильности уровня седиментации шло обмеление бассейна осадконакоплешы, его заеолонснис, результатом чего явилось накопление осадков лагушю-морского происхождения.

Таким образом, основной характерной чертой исследуемого региона является, сложное строение связанное, в частности, с наличием глубокопогруженной, значительной по мощности соленосной толщей, являющейся региональной покрышкой.

2.2 Тектоника региона В тектоническом отношении основная, большая часть территории Юго-Восточного Туркменистана принадлежит к южной окраине Туранской плиты, заключенной между сходящимися складчатыми сооружениями Восточного Ирана и Северо-Западного Афганистана.

В качестве крупных структурных элементов на платформе принято вьщелять зоны поднятий и погрузксниЕ, а также моноклинальные и ступенчато-моноклинальные области. На тектонических картах и схемах, составленных под редакцией Г.Х.Дикенпггейна, в качестве крупных структурно-тектонических элементов для платформенной части юго-восточного

Туркменистана выделяются Заунгузская и Мургабская впадины, Бадхыз-Карабильская и Кушкинская зопы поднятий, Бухарская и Чарджоуская ступени. Г.И.Амурский объединяет Заунгузскую и Мургабскую впадины в качестве крупного тектонического элемента -Амударьипской сипсклизы.

1'азломная тектоника в решающей степени определила историю развития, современное строение и нефтегазоносность региона. Её роль показана Ю.Н.Годиным, Л.А.Борисовым, Ф.А. Арестом еще в 50-х годах. В дальнейшем большое внимание этому вопросу уделепо в работах Г.А.Амурского, А^А.Бакирова, Н.К.Булина, Р.И.Быкова, Г.А.Габрнэлянца, В.П. Гаврилова, Г.Х-Дихенштейна, А.Н.Давыдова, В.А. Давыдовой, В.Г.Коца, В.Н.Крымус, Л.В.Косарева, М.СЛашаева, В.В.Семеновича, ЛЛ.Смирнова, М.Е. Старо бинца, К.Е.Фомепко, С.С.Чамо и др.

С учетом материалов этих исследований выделены 22 глубинных разлома, которые расчленяют фундамент на 12 блоков различных размеров, занимавших разное гипсометрическое положение в течение всей геологической потеряй их развития. Многие исследователи (А.Н.Давыдов, Л.В.Косарев, В.А.Давыдова и др.) считают, что в зонах устойчивого прогибания разрывные нарушения со смещением затрагивают лишь породы фундамента и верхне-палеозой-триасовый кпшттгекс. Сквозное их прош!кновение в осадочный чехол в пределах Мургабской впадины п ее южных склонов (Бадхыз-Карабильская стунень, Кушкинская зона поднятий) сейсморазведкой и бурением не установлено.

Палеотектонический анализ позволил В.А. Давыдовой (1992) классифицировать выделенные разломы по ряду пргонаков : по времени зарождешы - предорогешше (догер-динские), орогепные (герципские), посторогенные (раннеплатформеншле), платформенные [альпийские); по истории развития - активизированные на орогенлом, посторогенном и альпийском этапах; по протяженности и "порядку" осложняемых ими тектонически элементов - региональные и локальные.

Наиболее древней (догерцинской) являются субмеридиональная зона, состоящая из сулисообразно-смещенных разломов - Чаача-Беудсршикского, Кошуй-Серахского, Ислим-Сусипюрского, Кашан-Мургабского (выделяется, как часть Теджен-Питнякской полосы по Ш. Гаврилозу, Г.И. Амурскому).

Среди многообразия простираний разломов выделяются меридиональные, субширот-[ые и диагональные (северо-восточное и северо-западное). Наиболее четко выражены убширотные и диагональные северо-западные простирания.

Субширотные простирания преобладают в южной части Мургабскон впадины в пределах Бадхыз-Карабильской и Кушкинской ступеней (Бадхыз-Карабильский, Калаимор-ский, Чеменибидский, Даулетабад-Ходжагугердокский, Тахтабазарский, Андхой-Шатлык-ский, Репетек-Чешминский).

В центральной части в основном развиты диагональные разломы, которые имеют преимущественно северо-западное простирание и по времени зарождения относятся к герцинскому этапу развития (Амударьинский, Япдаклы-Шахмолинский, Тархан-Яшларсшй, Еланы-Дашуюкский и др.).

Разломы отражаются в осадочном чехле надразломными и приразломнъыи протяженными валами, состоящими из серии разноамшштудных локальных складок (Байрамалийский, Иолотанский, Джуджуклы-Шсхитлинский, Яшларскнй, Кулачский и др.), структурно-эрозионными врезами погребенных речных долин (Мургабский, Репетек-Чешминский, Ербентский и др.), протяженными узкими (2-4км) грабенами (Амударышская горст-грабеновая зона, протягивающаяся над глубинными разломами фундамента на сотни километров, Дашуюкская - протяженностью 35-40км,).

Следует отметить, что блоки фундамента ограниченные разно-ориентированными глубинными разломами отличаются между собой полнотой разреза, литофациалыюй характеристикой отдельных комплексов, что в частности и определило разнообразные условия формирования и сохранения УВ залежей.

В заключении необходимо подчеркнуть, что современный структурно-тектонический план рассматриваемой территории создан многократно повторяющимися движениями по разломам различного времени зарождения, что в конечном итоге привело к сложному блоковому строению фундамента и не менее сложном}' отражешда разломкой тектоники в осадочном чехле.

2.3 Особенности палеотектонического развития и тектонического строения подсоле-вых отложений верхней юры. В истории развития рассматриваемой территории (область прогибания юга Туринской плиты) в течение мезозой-кайнозоя выделяется два крупных этапа: юрско-палеоцеповый и олигоцен-четвертичный, отличающихся по интенсивности тектонических движений, имеющих место в юрско-меловых отложениях, а следовательно, и процессов нефгегазообразования, развитию в них очагов нефтегазообразования (ОНГО).

В мезозойскую эру восточная часть территории формировалась как глубокая впадина широтного простирания, зона наибольшего прогибания которой находилась в северной части Мургабского блока, вблизи Каракумского глубинного разлома. Западная часть занимала

гипсометрически приподнятое положение относительно восточной и тектонически представляла собой южный склон Центрально-Каракумского свода, погружающийся в южном направлении в сторону Копетдагского горноскладчатого сооружения.

На ранних этапах платформенного развития (ранняя юра - аален-байос), изученных тока очень слабо, тектонические движения были, вероятно, унаследованы от пермо-триасо-вого времени. Территория в это время была резко дифференцирована в отдельных прогибах, прилегающих к зонам глубинных разломов, накапливались терригенные угленосные отложения большой мощности.

В келловей-оксфордское время осадконакоплепие происходило в обширном слабо-дифференцировапном бассейне. В восточной части территории формировалась очень пологая палеовпадина широтного простирании, в которой накапливались преимущественно карбонатные породы. В зоне наибольшего прогибания, приуроченной к северной части Мургабского блока мощность карбопатных отложений келловсй-оксфорда достигает 500м. На бортах палеовпадины в северном и южном направлениях мощности келловей-оксфорда медленно убывают. На южном борту, вблизи Бадхыз-Карабильской ступени они составляют 320м. Резкое изменение мощностей келловей-оксфордских отложений (от 0 до 300м) в пределах самой ступени связано, вероятней всего, с размывом их перед накоплением верхней пачки гаурдака в преднекомское время.

В разделе приводятся тектонические перспективы нефтегазоносностп юго-восточной части Туркменистана.

Глава П1. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕГИОНА.

3.1. Распределение ресурсов УВ в осадочном чехле. Юго-восточная часть Туркменистана, согласно нефтегазогеологнческому районированию (Нефтегазоносные провинции СССР, 1983), относится к Амударьинскон газонефтепосной провинции, в составе которой выделяют следующие нефтегазоносные области (НГО): Беурдешик-Хивинская, Заунгузская, Чарджоуская, Бухарская, Мургабекая, Бадхыз-Карабильская.

Основная предуктквпость во всех выделенных областях связана с двумя комплексами: келловей-оксфордским карбонатным и неокомским терригенным. В нижне-среднеюр-ских и надбарремских отложениях присутствуют незначительные скопления нефти и газа.

Суммарные начальные ресурсы (СИР) свободного газа Амударышской нефтегазоносной провинции (НПТ) на 01.01.96 составляют 9,6 трл.м3, из которых разведано 3,7 трл.м3 (40%). Основные разведанные запасы приходятся на нижнемеловые (гогерив) и верхнеюрские (келловей-оксфорд) комплексы.

Нижне-среднеюрский комплекс вмещает до 15% всех потенциальных ресурсов провинции. Разведанность его не превышает 2%.Верхяеюрский карбонатный НТК содержит более 50% всех суммарных ресурсов УВ провинции. Отметим, что основные разведанные запасы прилегающих территорий Западного Узбекистана сосредоточены на месторождениях рифогенного типа в дапном комплексе. Сумма перспективных и прогнозных ресурсов нижнемелового НТК составляет 20%. В зоне отсутствия региональной соленосной покрышки кимеридж-титона, месторождения многопластовые (Ачак, Гугуртли, и др.) Перспективные и прогнозные ресурсы верхнемелового комплекса оцениваются до 10% от суммарных ресурсов провинции.

В Мургабской НТО сосредоточено до 70% начальных разведанных запасов газа всей Амударьинской провинции. Подавляющая часть этах запасов - в надсолевом комплексе (готерив), к которому приурочены крупнейшие месторождения Средней Азии - Даудстабад-Донмез и Шатлык. Подсолевой келловей-оксфордский комплекс содержит 67% категории Д, и более 90% Д, всех ресурсов провинции.

3.2.Нефтегазоносные этажи и комплексы. Анализ материалов бурения показывает, что выделяются три этажа нефтегазоносности - верхнепалеозой-триасовый, юрский и меловой. С учетом установленных особенностей, к Амударьинской нефтегазоносной провинции на современной стадии изученности относятся три региональных нефтегазоносных комплекса (РНГК): - нижне-среднеюрский, терригенный; келловей-оксфордский карбонатный - в под-солсвом и неокомский терригенный - в надсолевом этаже газонефтеносности.

Верхнепалеозой-триасовый комплекс, многие исследователи (Г.И. Амурский, А.Н.Давыдов, B.C. Князев, А.К. Мальцева, Д.С. Оруджева), рассматривают как перспективный. Верхаетриасовые аргиллиты, обогащенные органическим веществом (ОВ) от 0,6 до 2%, отнесены О.В. Барташевич к нефтематсринским породам.

Келловей-оксфордский нефтегазоносный комплекс представлен мощной толщей карбонатных пород (400-800м); сложен хемогенными и органогенными известняками с подчиненными прослоями ангидритов и терригенных образований. На большей части Амударьинской провинции комплекс перекрыт соленосной формацией кимеридж-титопского возраста

На территории рассматриваемого региона с различной степенью достоверности выделяется система барьерных рифов вдоль северного склона Карабильской возвышенности, и далее па северо-запад, охватывая структуры Осман, Южная Иолотань (В.Д. Ильин, Н.В.Безносов, Н.К. Фортунатова, 1991). Предполагается комбинированный тин ловушек этой

зоне наложение антитошнальных складок на барьерную рифовую систему. В центральной, наиболее глубокой части карбонатного разреза эти же исследователи выделяют Яшларский островной шельф в пределах которого запасы УВ оцениваются в 300 миллионов тога условного топлива (УТ). Г1о представлениям других исследователей (Т.Аширов, Э.Х. Абдулаев, 1991) к югу от Репетск-Чепшинской зоны разлома на месте выделяемой зоны барьерных рифов преобладают отложения склона бассейна, представленные, в основном, глинистыми известняками, мергелями, глинами. Не исключается развитие аккумулятивных подводных поднятий и одиночных рифов. Выделение рифогенных структур в пределах туркменской части Амударьинской провинции находится, к сожалению, лишь в стадии неоднозначного прогноза.

Палеогеоморфологический анализ, проведенный специалистами Института нефти и газа Туркменистана и ГАНГ им. И.М.Губкина, ¡¡шноллсг выделить четыре зоны: 1. глинисто-известняковую (150-300м); 2. алевролито-доломито-известняковую (до 120м); 3. Известня-ково-доломитовую, глинисто-алсвролитовую (120-500м); 4. глккксто-алеврито-кзвестня-ковую (свыше 600м). Заслуживает внимание третья зона, с которой связано распространение терригенно-карбонатных образований на северных склонах Бадхыз-Карабнльской ступени. Но данным ГИС суммарная мощность коллекторов составляет 100м, открытая пористости до 20% (Арнаклыч, Сандыкачи). Данные палеогеографических исследований (А.Н. Давыдов, 1993) представляют палеоподнятия нижяесреднеюрского рельефа, как перспективные участки для развития верхнеюрских, рифогенных тел. Два таких участка (50x100км) выделяются в центральных частях Мургабской впадины, охватывая площади Майская, Юж. Иологань, Елтсуи. В пределах этих палеоподнятий мощности нижне-среднеюрских отложений не превышают 200 - 400м по отношению к смежным участкам, где они составляют 600 - 800м.

Залежи газа в кеяловей-оксфордском НТК, как показали результаты поисково-разведочных работ, приурочены к верхней, средней и нижней части разреза на многих месторождениях Амударьинской провинции (Гутуртли, Самантене и др.). В Мургабской впадине притоки сероводородосодержащего газа получены на площадях Чамчаклы, Чаача, Саядыкачи, Байрамали, Даулетабад. Благоприятным показателем является и то, что площадь распространения карбонатной формации на территории Туркменистана, в три раза больше по отношению к Западному Узбекистану, где расположено крупнейшее Кокдумулакское газонефтяное месторождение. Оптимистический прогноз открытия здесь крутшейпшх скоплений УВ вполне закономерен.

Продуктивность баррем-аптских карбонатно-терригенных отложений доказана на Курукбелинском, Карабильском и Западно-Карабильском месторождениях. По запасам они отнесены к разряду крупных (Курукбели, Зап. Карабиль) и средних (Карабиль) месторождений. Перспективность этих относительно неглубоко залегающих комплексов (900-1000м) на Бадхыз-Карабильской ступени и в Кушкинской зоне поднятий заслуживают внимания.

В отличие от региональных нефтегазоносных комплексов, распространенных на больших территориях, зональные НПС имеют меньшее площадное распространение. К зональным НГК (по ЭА. Бакирову, 1970) отнесены апт-сеноманский и турон-палеоценовый, продуктивность которых установлена на единичных месторождениях в северных и южных районах провинции.

Одним из основных факторов, влияющих на размещение УВ скоплений являются мощные газоупорные толщи : верхнеюрская соленосная, альбская алевролито-пшниега» и зоценовая глинистая. Под верхнеюрскимн и альбсхими экранами сосредоточено более 90% всех разведанных запасов УВ. Наличие скоплений нефти и газа в надсолевом этаже имеет место в периферийных частях солеродного бассейна, где породы соляно-ангидритовой формации теряют свои экранирующие свойства. На активных участках зон региональных разломов за счет трещиноватосги пород создаются также благоприятные условия дач перераспределения углеводородов в надсолевой этаж (месторождение Байрамали).

За пределами распространения галогенной формации юрские и меловые комплексы объединяются в единый нефтегазоносный этаж. Это также подтверждает приуроченность многопластовых залежей к меловым отложениям на месторождениях Ачак, Гугуртли, Карабиль, Курукбели, Карачон и др.

Предложенная информация представляет общую картину нефтегазоносности района и определяет необходимость исследования именно верхнеюрских отложений.

3.3 Роль соленоснон Формации в распределении залежей УВ. В разделе рассматриваются взгляды исследователей на экранирующий характер этого флювдоупора и механизм образования залежей в надсолевом комплексе (Г.И. Амурский, В.И. Терехов, В.Я. Соколов, ГА. Габриэлянц, Л.Н.Давыдов, В.А. Давыдова, Л.Г.Гаврияьчева н др.). Как показала практика геологоразведочных рабог, распространение залежей в надсолевом этаже определяется экранирующими свойствами соляно-ангидритовой покрышки, а формирование их осуществляется, преимущественно, за счет перераспределения УВ из подсолевого этажа по периферии солеродного бассейна, в связи с выклинивапием и опесчаниванием соляно-ангидритовой формации, а также в приразломных зонах за счет тектонической трещинова-

тоста пород. Деформации (как следствие тектонических напряжений) существенно нарушают непроницаемый характер лвапоритов и приводят к развитию зон трещиноватости, через которые осуществляются вертикальные перетоки пластовых флюидов "сквозь" этот экрап. В зонах таких замещений н за пределами распространения соленоспой толщи перспективен значительный интервал мезозойского разреза. Данные выводы не являются новыми, но их упоминание автор считает полезным при ведении геологоразведочных работ на нефть и газ, как для подсолевого так и для надсолевого этажей нефтегазоносности.

3.4 Анализ гидродинамической обстановки исследуемого разреза. На формирование нефтегазоносности осадочных бассейнов в значительной степени влияют геофлюидо-динамнческие процессы, поскольку литолого-фациальные комплексы осадочных пород бассейна (ОПБ) находятся в активпом взаимодействии с насыщающими их флюидами. Флюидодинамически!I фактор играет активную роль во всех звеш>ях различных процессов в нефтегазоносном бассейне (НГБ) : преобразовании органических и минеральных составляющих нефтегазопроизводящих пород, реализации их генерационного потенциала, процессах миграции и аккумуляции, образовании и разрушении залежей различного типа. Изучение динамики флюидообмениых процессов является необходимым условием выявления объективных закономерностей размещения залежей нефти и газа в осадочных бассейнах.

Исследуемый район характеризуется сложной флюидодинамической обстановкой, обусловленной гидродинамической неоднородностью осадочного чехла, выражающейся в латеральной гидродинамической разобщенности одновозрастных и вертикальной проникаемости разновозрастных водоносных комплексов.

Латеральная гидродинамическая разобщенность региона обусловлена в первую очередь развитием зон тектонических нарушений и, возможно, зон литолого-фациальиых замещений. Одновремешю разломы играют роль проводящих каналов, определяющих сообщаемость разновозрастных горизонтов.

В условиях латеральной гидравлической разобщенности и вертикальной проницаемости осадочного чехла региона процессы перераспределения флюидов будут протекать, главным образом, б пределах отдельных гидродинамически автономных участков. На площадях развития перекрывающего флюидоупора доминирует латеральная компонента течения. В зонах развития трещиноватости различного генезиса (преимущественно при-разломных), эрозионных окнах и прочих участках ухудшения экранирующих свойств покрышек преобладает вертикальная компонента.

3.5 Условия Формирования очагов нефтегазообразования. В основу современной теории нефтегазообразования, разработанной Н.Б. Вассоевичем, И.В. Высоцким, Б.А.Соколовым, Ю.И.Корчагиной и др., положены представления о нефтегазообразовавии как о стадийном процессе, протекающем в конкретных термобарических пространственно-временных условиях, характеризующих развитие осадочного бассейна, то есть фактор генерацяи углеводородов в оценке нефтегазоносности цедр поставлен на первое место. В осадочном бассейне на определенном этапе его развития по мере погружения нефтематеринских пород (НМЛ) в интервалы глубин с высокими температурами, отвечающими главной зоне нефтеобразования (ГЗН), происходит процесс преобразования этих пород в нефтепроизводящне, что приводит к появлению в осадочном бассейне очага нефтегазообразования (ОНГО).

Анализ истории развития процессов нефтегазообразования и пространственного положения ОНГО (по материалам геолого-геохимической лаборатории ГАНГ им. И.М. Губкина) показал, что верхпеюрские отложения, начиная с мелового и но настоящее время, находились в главной зоне нефтеобразования и являются перспективными для поисков залежей жидких и газообразных УВ на большей части рассматриваемой территории. Высоко оценивая перспективы «сфтсгазоноскости карбонатных всрхнсюрсхих отложении в целом, наиболее благоприятными для поисков залежей УВ в первую очередь являются локальные ловушки в пределах крупных резко выраженных валообразпых поднятий и структуры, приуроченные к зонам глубинных разломов или расположенные поблизости от них. Возможно тектонические разломы служили проводниками тепловых потоков, усиливающих генерацию жидких флюидов и степень катагенной превращешюсти УВ и тем самым обусловили много-этапность процессов нефтегазообразования.

Проведенный комплексный геохимический анализ в системе ОВ пород - нефть -конденсат - показал, что крупные очаги эмиграции нефтяных углеводородов существовали в Предкопетдагском прогибе и Мургабской впадине. Несколько меньшего масштаба генерация УВ осуществлялась в Меанинской зоне и Калаиморском прогибе.

Анализ термобарических условий и изучение современного фазового состояния залежей УВ свидетельствует о том, что ¡жидкие УВ, в частности нефть, локализованы в довольно узком термобаричсском интервале (Тпл =5(М-100 "С; Рпл =5*20 Мпа) с небольшими отклонениями в ту или иную сторону в разных РНГК. Изотермическая поверхность 140° С (встречены единичные залежи) является границей зоны исчезновения нефтяных залежей, а газовые залежи распространены по всему возможному термобарическому

интервалу : от 20°С до 160"С и от единиц Мпа до 65Мпа; максимальное количество залежей газа сосредоточено в двух интервалах : Т,=50н-60 "Си Т,=100ч-110 ° С.

Газоконденсатные залежи приурочены практически к тем же интервалам, что и нефтя-пые, но большая их часть находиться в более жестких термобарических условиях. Так максимум встречаемости газоконденсатных залежей смещен на 20°С в сторону больших температур и на 1 ОМпа в сторону больших давлений.

В целом, можно говорить о последовательной смене газовых залежей нефтяными, а нефтяных - газоконяепсатными и вновь газовыми по мере изменения геотермобарических условий недр, а также о преобладании на больших глубинах газа и газоконденсата над нефтью. г

3.6 Влияние разрывных нарушепий на формирование месторождений нефти и газа. В работах многих исследователей отмечалось что, в южной части Туркменистана распределение скоплений нефти и газа находится в прямой зависимости от времени и характера проявления разрывов па различных этапах развития земной коры. Влияние разрывных нарушений может быть как благоприятным, так' и способствующим разрушению уже имеющихся скоплений УВ.

Сложное прерывистое развитие разломов фундамента создало блоковую структуру региона, предопределило условия накопления с мезозойских-кайнозойских осадков, формирование разнотипных ловушек и особенности распределения залежей УВ в разрезе осадочного чехла.

Отметим нефтегазопоисковое значение разломов в связи с тем, что с ними сопряжены межблоковые зоны с неравномерным развитием трещшюватостп, при этом взаимосвязь порово-трещинных и хаверновых коллекторов и приуроченных к ним скоплений УВ с участками повышенной тектонической трещиноватости наиболее очевидна. Кроме того, с опущенными по разлому блоками связывается и образование структурно-рифовых ловушек: на фоне опускания блока и образования конседиментационной флексуры.

Лптофациальные изменения разреза отметаются не только в пределах блоков-ступеней, они присущи и самим зонам региональных разломов. Ярким подтверждением является приуроченность современной гидрографической сети к зонам разломов. Структурно-эрозионное выполнение таких долин представлено песчаными образованиями с высокими фильтрационными свойствами. К такому режиму накопления, как показали исследования В.А. Давыдовой (1992), относятся частично шгжне-среднеюрские, верхнеюрские кимеридж-титоцекие (карабильская свита) и готеривские отложения. Избирательная

способность палеорусел ."приспосабливаться" к разломам объясняется повышенной трещиноватостью и разуплотнением пород.

Примером повышения стратиграфического" диапазона газонасыщения вплоть до бухарских слоев является газовое месторождение Карабиль. В его пределах сочетаются такие факторы как глубокий неокомский врез вплоть до триасовых отложений, приуроченность площади к пересечению Мургабского и Даулегабад-Ходжагугердокского разломов. Многие исследователи нефтепроявления на площадях Кели, Шарапли, Байрамали, Юж. Иолотань связывают с участками зон трещиноватости, к которым приурочены глубокие врезы верхне-плиоцеповых долш!.

Анализ относительных движений блоков фундамента Мургабской впадины из расчета накопленных суммарных мощностей за юрехо-палеогеновое время позволил А.Н. Давыдову (1993) установить отставание Бадхыз-Карабильской ступени от Сандыкачиской зоны прогибов на 70-82% за юрско-нсокомское время, 10-20% - альб-датское время, 12-18% за палеогеновое. Наиболее нисходящие движения блоков фундамента 54 - 62% отразились накоплением максимальных мощностей в Мургабской впадине в до аптских секциях разреза. Именно это обстоятельство позволило связывать основные ресурсы газа в глубокопогружен-ных областях с юрско-неокомскими образованиями.

Для отдельных блоков Бадхыз-Карабильской ступени нисходящие движения в интервале времени от альба до палеоцена включительно составило 82 - 90%. Тектоническая активность этого периода позлияла на распределение УВ в разрезе осадочного чехла. Так 90% нисходящих движений за альб-палеоценовое время на Карабильском блоке оказалось достаточным для перераспределения залежей в палеоценовые отложения. Для Кушкипской зоны поднятия на альб-датское время приходится 30% всех суммарных движений, что нашло отражение в продуктивности разреза от юрских до маастрихскых отложений включительно. Приведенные факты указывают на связь диапазона продуктивности разреза от интервала времени активных нисходящих движений блоков фундамента по разломам.

Глава IV. ПРОГНОЗ ПОИСКА НОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА КАРБОНАТНОЙ ФОРМАЦИИ ВЕРХНЕЙ ЮРЫ.

4.1 Комплексная оценка перспектив нефтегазоносности. Анатиз истории развития процессов яефтегазообразования и пространственного положения ОНГО (по материалам геолого-геохимнческой лаборатории ГАНГ им. И.М. Губкина) показал, что верхнеюрские отложения, начиная с мелового по настоящее время, находятся в главной зоне

пефтеобразовапия (ГШ) и являются перспективными для поисков залежей жидких и газообразных УВ на большей части рассматриваемой территории.

Выделено два самостоятельных источника генерации углеводородов: 1) нижне-среднеюрские 2) верхнеюрскне (келловей-оксфорд) отложения. Углеводородные скопления падсолевого комплекса формировались также за счет двух источников генерации УВ: 1)верхнеюрских (кимеридж-титон) и 2) нижнемеловых отложений.

Высоко оценивая перспективы нефтегазопосности карбонатных верхнеюрских отложений в целом, наиболее благоприятными для поисков залежей УВ в первую очередь являются локальные ловушки в пределах крупных резко выраженных валообразных поднятий и структуры, приуроченные к зонам глубинных разломов или расположенные поблизости от них.

Как показала практика геологоразведочных работ, по периферии солероднош бассейна, в связи с выклиниванием и опесчаниванием соляио-ангндритовой формации, а также в нриразломных зонах, за счет тектонической трещнноватости пород, возможно перераспределение УВ из подсолевого этажа в вышележащие.

На территории рассматриваемого региона с различной степенью достоверности выделается система барьерных рифов вдоль северного склона Карабильской возвышенности, и далее на северо-запад, охватывая струкгуры Осман, Южная Иолотань (В.Д.Ильин, Н.В. Безиосов, Н.К.Фортунатова, 1991). Предполагается комбинированный тип ловушек и этой зоне наложение антиклинальных складок на барьерную рифовую систему. В центральной, наиболее глубокой части карбонатного разреза эти же исследователи выделяют Яшларский островной шельф в пределах которого запасы УВ оцепиваются в 300 миллионов тонн условного топлива (УТ).

По представлениям других исследователей (Т. Аширов, Э.Х. Абдулаев, 1991) к югу от Репетек-Чешминской зоны разлома па месте выделяемой зоны барьерных рифов преобладают отложения склона бассейна, представленные, в основном, глинистыми известняками, мергелями, глинами. Не исключается развитие аккумулятивных подводных поднятий и одиночных рифов. Выделение рифогенных структур в пределах туркменской части Амударьинской провинции находится, к сожалению, лишь в стадии неоднозначного прогноза.

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают чистые разности органогенных известняков с интенсивно проявленной трещиноватостью и метасоматической доломитизацией. Вторичными коллекторами в описываемом разрезе являются известняки доломитизи-

рованные. Доломитизация органогенных известняков происходит в результате метасоматоза магпия, особенно интенсивно развивающегося в наиболее чистых, лишенных глинистых примесей, разностях известняков. Пустотность вторично доломитизированных разностей приурочена к кавернам выщелачивания. Для этого типа коллекторов характерна относительно более высокая проницаемость.

Таким образом, по мнению автора, высокие перспективы нефтегазоносности юго-восточной части Туркменистана связаны с рядом благоприятных факторов:

1. Наличие в геологическом разрезе регионально нефтегазоносного верхнеюрского и нижне-среднсюрского нефтегазогенерирующего комплексов, характеризующихся благоприятными тектоническими, геохимическими, термобарическими, литологическими условиями генерации и аккумуляции углеводородов.

2. Присутствие природных резервуаров в разрезе келловей-оксфордской карбонатной толщи, перекрытой региональной покрышкой мощностью 500-600 м., литологически представленной галог енными отложениями гаурдакской свиты.

3. Природными резервуарами имеющимися в разрезе отложений карабильской свиты, перекрытой надежной глинистой покрышкой верхнего готерива, имеющей региональное

раСЦрОСТраНСНИС.

4. Преобладание устойчивого прогибания территории на протяжении длительного геологического этапа. За этот период отложились мощные осадочные толщи терригенных, карбонатных и гидрохимических осадков различного генезиса, которые создали природные резервуары в юрском разрезе благоприятные не только для процессов образования, но и для скопления жидких и газообразных углеводородов,

5. Значительная глубина погружения создала, необходимые термобарические условия для глубокого катагеиегического преобразования органического вещества.

6. Получение промышленных притоков, неоднократные нефтегазопроявлепия, наличие промышленных месторождений газа на ряде площадей является прямым признаком нефтегазоносности верхнсюрского комплекса.

7. Конеедиментациоипыи характер развитияг&нтиклинальпых складок, формироааи-шихся в течение юрского, мелового, палеогенового и неоген-четвертичного времени, о чем свидетельствует увеличение углов падения крыльев структур с глубиной,

5. Наличие крупных валов и валоподобных поднятий, осложненных антиклинальными локальными структурами,.

9. Существование структурных ловушек различных размеров, форм и амплитуд, Злагоприятных для скопления углеводородов.

10. Отсутствие внутри карбонатной толщи надежных регионально выдержанных юкрышек создают благоприятные условия для формирования залежей углеводородов пассивного типа приуроченных к антиклинальным складкам простого строения.

11. Развитие лнтолого-стратиграфических ловушек в зоне регионального выклинива-шя верхнеюрских отложений приуроченных к склонам Бадхыз-Карабильской ступени.

12. Наличие перспскгивпых участков для развития верхнеюрских рифогенных тел, триуроченных к палеоподнятиям нижнесредвеюрского рельефа и развитых в центральных частях впадины.

Также следует отметить, что рассмотренные выше тектонические, гидродинамические, гидрогеологические, термобарические условия благоприятны для генерации и формирования в верхнеюрских отложениях месторождений нефти и газа

4.2 Региональные зоны выклинивания и стратиграфических несогласий. Развитие неструктурных типов ловушек (юрско-неокомские секции разреза), в основном, предопределялось режимом тектонических движений. Основные структурно-тектонические элементы, такие, как Центрально-Каракумский свод, Бадхыз-Карабильская и Чарджоуская ступени, Предкопетдагский и Бешкентскнй прогибы, Хивинский грабен, Заунгузская и Мургабской впадина, характеризуются общей унаследовшшостью развития от структуры фундамента Наибольшая мощность и полнота разреза приурочены к погруженным участкам фундамента. В пределах поднятых ступеней и сводовых поднятой отмечается сокращение мощностей осадочного чехла и выпадение из разреза отдельных стратиграфических подразделений.

Наиболее благоприятпые условия развития литолого-стратиграфических ловушек наблюла;отся в зонах сочленения длительно развивающихся областей прогибания и поднятий. Региональные наклоны в гроцессе унаследованного развития обусловили длительность и однонаправленность миграции углеводородов, а также надежную их консервацию в ловушках неструктурного типа.

Исходя из особенностей геологического строения и степени изученности территории, выделены три эталонных участка развития региональных зон ловушек литолого-стратиграфического типа : Бадхызский, Карабильский и Калаиморский. Первые два участка связаны с широким диапазоном юрско-неокомских отложений в полосе сочлспенпя Бадхыз-Карабильской ступени с Сандыкачинской зоной прогибов. Здесь же установлена межрезервуарная сообщаемосгь пластопых флюидов по глубинным разломам, что

благоприятствует формированию в этих комплексах гидродинамических залежей газа (А-Н.Давыдов, и др.). Примером сложнопостроенной гидродинамической ловушки является уникальное газоконденсатное месторождение Даулетабад-Донмез.

К Калаиморскому участку приурочена зона ловушек связанная с региональным выклиниванием нижнесреднеюрских образований.

Наиболее перспективная для открытия крупных скоплений УВ является Бадхыз-Карабильская ступил.. На северных склонах этой ступени в полосе протяженностью более 300км и шириной 15-20км происходит изменение мощностей келловей-оксфорда от 25 до 500м, карабнльской и гаурдакской свит кимерндж-титона от нуля до 200-600м. Для этой зоны характерны литофациальпые изменения разреза - опесчанивание карбонатных отложений оксфорда, баррема, замещение гаурдакских соленосных отложений на карбонатно-сульфатно-терригенные.

Выявление и опенку зон выклинивания и фациальных замещений целесообразно осуществлять сейсморазведкой и бурением глубоких скважин. По своему целевому назначению глубокие скважины, помимо получения геолого-геофизических параметров для литоло-го-стратиграфичсской привязки горизонтов, в основном будут нацелены на выявление продуктивных горизонтов, выделение прямых и косвенных признаков иефтегазопосностн в юрско-неокомских секциях разреза.

4.3 Прогноз фазового состояния углеводородов карбонатной формации и выделение зон их концентрации. Изучение термобарических условий на отдельных объектах позволило установить (по данным геолого-геохимической лаборатории, ГАНГ им. И.М. Губкина), что градиенты изменения температур и давлений даже в пределах одной зоны нефтегазопакоп-ления могут быть относительно большими. Граница верхней и нижней термобарических мсгазон проходит па разных гипсометрических уровнях. Одни и те же температуры (Т) приурочены к разным глубинам. Аналогичная картина наблюдается с коэффициентами аномальности пластовых давлений (Ка). В соответствии с этими параметрами выделяются и прогнозируются в разрезе каждого локального объекта продуктивные интервалы и их фазовое состояния. Выделенным зонам присущи определенные значения пластовых температур и давлений, конденсатного фактора (Кф), соотношения запасов жидких (С>ж) и газообразных (Qr) углеводородов (Q>k / Qr).

Таким образом, особенности размещения скоплений УВ в мезозойских комплексах восточной части Туранской плиты, их фазовое состояние обусловлено специфическими

чертами тектонического развития региона и контролируются геологическими, геохимическими и термодинамическими условиями. Проведенное исследования показали, что:

- преимущественная газоносность района обусловлена фациальными особенностями основных генераторов УВ, а следовательно, и составом исходного органического вещества;

- дня юрских отложений в пределах ареала солснакопления размещение залежей УВ подчиняется гравитационному принципу, что выражается в параллельном уменьшении значения Кф и (2ж / (}г вверх по региональному наклону продуктивных отложений. В окраинных районах Амударьинской синеклизы по отдельным цепочкам структур проявляется дифференциальный принцип в размещении нефти и газа;

- жидкие УВ концентрируются в непосредственной близости от очагов пефтеобра-зования (как в свободном виде, так и в газорастворенном). Наличие оторочек жидких УВ в залежах периферийных районов объясняется, в ряде случаев их ретроградной конденсацией;

- фазовое состояние залежей УВ существенно зависит от современного термодинамического режима недр. Так, верхняя граница распространения газоковденсашых залежей в зависимости от возраста вмещающих отложений контролируется давлением от 10 до 17МПа.

4,4 Анализ структур, выведенных из глубокого поискового бурения вследствие отрицательных результатов. Выполненные исследования представляют заключения по 10 площадям (Сандыкаи, Леккер, Джапар, Юж. Мерген, Шархи, Кулач, Юж. Унгуз, Шаназар, Месетли, Мазарли), расположенным в различных структурно-тектонических зонах юго-восточного Туркменистана. В данном разделе проведен анализ, расшифровывающий причины вывода структур с отрицательными результатами, а также предложения о целесообразности проведения дальнейших геологоразведочных работ.

Как показала практика, основными причинами отрицательных результатов глубокого бурения на перспективных по ряду признаков площадях являются низкое качество подготовленных сейсморазведкой объектов, технологии вскрытия и опробования перспективных горизонтов, неточность геофизического и геологического прогноза относительно глубин залегания продуктивных горизонтов и оценка их ресурсов, а также ввод в бурение неподготовленных структур. В процессе анализа были использованы материалы паспортов и информационных карт подготовленных структур, дела скважин, а также тематические отчеты. Анализ площадей базировался на палеоструктурных построениях по ограниченному (3-4) количеству скважин. Данная методика, разработана А.Н. Давыдовым, Д.В. Косаревым, В.А. Давыдовой (1987) позволила проследить историю развития локальных поднятий, выявить основные структурообразующие этапы и по распределению ипформа-

тивных мощностей сделать заключения о соответствии структурных планов по данным геофизики и бурения. Проведенные исследования показали повсеместное расхождение в глубинах залегания целевых горизонтов по данным сейсморазведки и бурения. Эти расхождения составляют от 100 до 300м в пределах площади структур.

Анализ разбурявания и опробования продуктивных горизонтов показывает, что в большинстве случаев целевые горизонты вскрывались на утяжеленных буровых растворах, величина репрессии на пласт при вскрытии бурением на отдельных площадях превышала 100-150 атмосфер. Эти негативные явления естественно повлияли на результаты поисковых работ, что отразилось на планах прироста УВ. Для каждой площади проанализированы графики роста структур, карты смещения свода по информативным площадям, таблицы сходимости данных, полученных по результатам глубокою бурения и интерпретации сейсморазведочных работ, с учётом технологии вскрытия и опробования проду ктивной части разреза, а также графические приложения включающие структурные и палеоструктурные карты, схемы опробования и т.д.

В результате проведенных исследований произведена ранжировка структур по степени обоснованности вывода их из глубокого бурения : 1) необоснованно выведенные из даисково-разведочного бурения; 2) выведенные из поисково-разведочного бурения без достаточного обоснования (или с неопределенными результатами); 3) обоснованно выведенные из глубокого бурения. К первой категории относятся площади Сандыкачн, Леккер, Юж.Мерген, Шархи; ко второй - Кулач, Юж. Унгуз, Шаназар; к третьей - Мссетли, Мазарли. Таким образом из 10 структур лишь две площади обосновано выведены из поискового бурения.

Реализация выполненных исследований позволит существенно увеличить фонд месторождений нефти и газа при минимальных затратах, по отношению к площадям вводимым в поисково-разведочное бурение.

4.5. Основные направления и первоочередные задачи поисково-разведочных работ на верхнеюрские отложения. Важно подчеркнуть, что все известные нефтепроявления Аму-дарьинской провинции приурочены или к боргам впадины, в пределах которых развиты литолого-стратиграфические зоны выклинивания и трансгрессивного срезания горизонтов, или к зонам глубинных разломов фундамента, где существуют благоприятные условия для развития тектонических барьеров.

Высоко оценивая перспективы нефтегазоносности карбонатных верхнеюрских отложений в целом, по заключению автора, предпочтение следует отдавать высохоамнли-

гудным складкам, приуроченным к зонам максимальных накоплений нижне-среднеюрских эбразовашш, как основной нефтегазогенерерукяцей толщи. Благоприятными для эбразования рифогенных фаций являются палеоподнятия нижне-среднегорского возраста, развитые в центральных частях впадины, в пределах которые выделены перспективные участки. Два таких участка (50х100ям) охватывают площади Майская, Юж. Иолотань, Елкуи. Также к первоочередным относятся и структуры, приуроченные к зонам глубинных разломов шш расположенные поблизости от них. В таких структурных ловушках (приуроченных к зонам глубинных разломов) с большей вероятностью можно ожидать развитие трещиноватых и трещиновато-кавернозных коллекторов в толще карбонатных отложений верхней юры. В связи с этим наиболее перспегпшшмн являются:

- локальные ловушки Яшларского вала (Пионерская, Япшарская, Молодежная, В.Учаджннская, Каритлинская и др.);

- приразломные структуры - Майская, Иолотаньская, Юж.Иолотаньская, Османская, возможно Марыйская и Чешмпнская;

- структуры Бешкызыл-Кулачского вала;

- локальпые ловушки в пределах Учаджинского вала (Сенраб, Учаджи) и на его южном склоне (Елкуи, Чамчаклы и др.).

Первоочередными объектами для постановки работ на нефть и газ для региональных зон выклинивания юрских и неокомских отложений должны являться склоны Бадхыз-Карабильской ступени, а также зоны региональных разломов, такие как Репетек-Чешмин-ская, Аыударышская, Серахс-Кошуйская и др.

Леккер-Дервеэхемская система антиклинальных поднятий должна рассматриваться в качестве первоочередного базового объекта при проведении посково-разведочных работ, гарантирующего с высокой степенью вероятности получения прироста запасов УВ сырья промышленных категорий.

Анализ геолого-гсофизических материалов и предыдущих исследований, проведенных по рассматрпв!1емому региону, позволяет сделать вывод, что на моноклинали Бадхызского блока и северном склоне Дузенгырыйского вала вряд ли следует ожидать существование сколь-нибудь значительных залежей нефти и газа, приуроченных к неантиклинальным ловушкам (НАЛ), ввиду дренирования и перетока УВ флюидов из верхнеюрских в вышележащие готеривские терригенные отложения, о чем свидетельствует наличие сереводородосодержащего газа в шатлыкском горизонте в юго-восточной части Даулетабад-Донмезского месторождения.

В связи с вышеизложенным, перспектияы нефтегазоносное™ келловей-оксфордско-го комплекса на северном склоне Карабильской возвышенности связаны с антиклинальными поднятиями Каракельской и Ходжакульской линиями складок и комплексом приуроченных к ним ловушек (структурных, тектоиичееки-экранированных и, возможно, слруиурно-арашграфических), также с гидродинамическим экранированием и с зонами региональных разломов, таких как Рснетек-Чешминская, Амударьинская, Серахс-Кошуйская и др.

Гидрогеологические исследования показывают, что вертикальные перетоки являются причиной формирования многозалежлых месторождений с большим стратиграфическим диапазоном нефтегазоносносги (Карабиль, Карачоп, Ислим). Латеральные перетоки приводят к формированию одпозалежных месторождений как с литолошческим, так и с гидродинамическим характером экранирования (Даулетабад-Донмез).

Возврат к поисковым объектам, выведенным из глубокого бурения вследствие отрицательных результатов Сандыкачи, Леккер, Джапар, Юж.Мерген, Шархи представляет наибольший интерес пи потенциальной экономичности в скорости получения результата. Анализ уже проведенных работ дает возможность продолжить глубокое бурения (без дополнительных геового-геофизических исследований) для обнаружения промышленных У«.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом по результатам проведенных исследований доказало:

- Проблема освоения нефтегазового потенциала кслловей-оксфордского НТК связана с качеством подготовки локальных объектов и выделением зон распространения высокоёмхих карбонатных коллекторов. Все локальные поднятия кслловей-оксфордского НТК представляют интерес как поисковые объекты. Предпочтение следует отдавать высокоамплитудным приразломным складкам, приурочешнш к зонам максимальных накоплений нижпе-среднеюрских образований, как основной нефтегазогенерерующей толщи. Благоприятными для образовании рифогенных фаций являются палеоподнятия нижне-срсднеюрского возрасти, развитые в центральных частях впадины.

- Региональные зеиы выклинаилт«; юрских к 1п:-.:с::емсловых отлпжпний приурочены к склонам Бадхыз-Кграбильской ступснл. На северных склонах в полосе протяженностью свыше 300км на довольно коротком расстоянии (15-20км) происходят резкие лптофациальные изменения разреза от юрских до аптских отложений включительно. Следует подчеркнуть, что основная роль в развитии литолого-стратиграфических ловушек принадлежит шнрэтпоориентировапньш разломам : Дауяетабад-Ходжагугердокскому,

>адхыз-Карабильскому, Тахтабазарскому, Калаиморскому. В зонах их влияния установлена гежрезервуарная сообщаемость пластовых флюидов, что благоприятствует формированию идродинамических залежей УВ (А.Н. Давыдов, JI.BКосарев, A.M. Мурадов).

- В пределах рассматриваемого региона для различных генетических типов ЗГНГ, шределяющим фактором развития является, преимущественно, структурно-тектонический, гредопределивший образование сводовых и валообразных поднятий, крупных впадин и 1рогибов, зон развития литолого-стратиграфических и гидродинамических ловушек, тектонической трещнноватости разреза, потерю экрапируюших свойств региональных [июидоупоров, стратиграфическую и ареальную зональность газонасыщения разреза. С этих юзиций нриразломные ЗГНГ представляют самостоятельные объекты комплексного «учения сейсморазведкой, параметрическим и поисковым бурением.

- Намечены основные направления и первоочередные задачи поисково-разведочных забот на верхнеюрские от ложения.

Защищаемые положения:

1. Характер нефтегазоносностя подсолевого комплекса определяется наличием эегионадьного флюндоупора гаурдакской свиты, тектонической активностью зон разломов, вдоль которых формируются очаги перетоков флюидов из подсолевого в надсолсвой комплекс и создаются условия для гидродинамического экранирования УВ.

2. Нефтегазопосность верхнеюрских карбонатных отложений исследованного региона эбусловлена их длительным (начиная с мела) нахождением в условиях главной зоны нефтеобразования, при этом выделены два самостоятельных источника генерации УВ: 1.Нижне-среднеюрсюшй; 2. Всрхнеюрсхий (келловей-оксфордский).

3. Наиболее благоприятными условиями для развития нестуктурных ловушек в регионе обладают зоны сочленения областей прогибаний и поднятий (Карабнльская, Бадхызская, Калаиморская и др.). Историко-геологический анализ показал, что Бадхыз-Карабильская ступень является первоочередным объектом.

4. Отрицательные результаты глубокого бурения на подсолевые отложения в регионе обусловлены, как правило, нарушением технологии разведки (Сандыкачи, Леккер и др.). В связи с этим необходима переоценка перспектив пефтегазоносностн верхнсюрских отложении этих площадей.

5. Рациональный комплекс геолого-геофизичсских работ необходимый для выяснения перспектив нефтегазоносности верхнегорских отложепий региона.

По теме диссертации опубликованы работы: '

1. Прогноз развития высокодебитных ловушек углеводородов в карбонатных отложениях верхней юры юго-востока Туркменистана // Москва, ВНИОЭНГ. -1995. - №7. -стр. 15-16.

2. Возможности выявления потенциальных ловушек углеводородов в всрхнеюрских карбонатных отложениях Восточной Туркмении сочетанием литолого-петрографическях исследований, комплекса ГИС и гравиметрического метода разведки структур // Москва, ВНИОЭНГ. - 1996. - №2. -стр. 17-19.

3. К вопросу выделения рифогенных структур в юго-восточной части Туркменистана (келловей-оксфордский нефтегазоносный комплекс) // Москва, ВНИОЭНГ. - 1997. - №2. -стр. 16-17.

4. Влияние разрывных нарушешш на стратиграфический диапазон продуктивности разреза юго-восточной части Туркменистана // Москва, ВНИОЭНГ. -1997. - №7. - стр.23-24.

5. Роль соленосной формация в распределении залежей углеводородов в юго-восточной части Туркменистана // Москва, ВНИОЭНГ. -1997. -№10.-стр.31-32.

6. Региональные зоны выклинивания и стратиграфических несогласий юго-восточной часты Туркменистана как объекты исследований поисково-разведочлыми работами на нефть и газ. //Москва, ВНИОЭНГ. - 1998. -№1.-стр.21-22.