Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Раздельный прогноз газа, газоконденсата и нефти юго-востока Туранской плиты на основе геотермобарических исследований

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

Автореферат диссертации по теме "Раздельный прогноз газа, газоконденсата и нефти юго-востока Туранской плиты на основе геотермобарических исследований"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени НМ.ГУБКИНА

РГо ОД

На прйахруког1нс1? •■> С ^ УДК (533.98(67,3)

ЛБДУЛХЛКИМ АЛИ АХМЕД АЛЬ-ХАМДИ

РАЗДЕЛЬНЫЙ ПРОГНОЗ ЗОН ГАЗА, ГАЗОКОНДЕНСАТА

И НЕФТИ ЮГО-ВОСТОКА ТУРАНСКОЙ ПЛИТЫ НА ОСНОВЕ ГЕОТЕРМОБАРИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Специальность 04.00.17 - "Геология, поиски и разведка нефтяных

и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-мннералогических наук

научный руководитель доктор г.-м. наук, профессор Ермолкин В. И.

Москва 2000

Работа выполнена в Российском государственном ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени Университете нефти и газа имени И.М.Губкина.

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор В.И.Ермолкин

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор Ю.К.Бурлин; кандидат геолого-минералогнческих наук, профессор Е.И.Тараненко.

Ведущая организация: ИГИРГИ

Защита состоится « /б1» ЦС/Я _2000 года на заседании Диссертационного Совета 0.33.27.06 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук при РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина по специальности 04.00.17 - "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений" в /У .часов в ауд.

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

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина.

Автореферат разослан

/2» ОЛреЛЗ 2000 года.

Ученый Секретарь Специализированного совета, кандидат геолого-минералогических наук

А.Н.Руднев

<03 С3 3 } у, о оО о

Общая характеристика работы.

Актуальность работы. Изучаемая Туранская плита включает Восточную Туркмению и частично Западный Узбекистан. К настоящему времени в регионе открыт целый ряд крупнейших месторождений газа и газоконденсата (Даулетабад-Донмез, Шатлык и др ), что позволяет ему занять по добыче газа ведущее место в мире. Из недр Восточной Туркмении извлечено более 1 трлн м1 газа, а текущие разведанные запасы составляют около 3 трлн.м'.

В связи с проектированием гигантских трансконтинентальных газопроводов Туркменистан-Турция-Европа и Туркменистан-Пакистан возникает необходимость дальнейшего расширения сырьевой базы газодобывающей промышленности этого региона. Вместе с тем в последние годы темпы прироста запасов газа на данной территории заметно замедлились и они значительно меньше объемов добычи, что неуклонно снижает ее обеспеченность разведанными запасами.

Разведанные запасы газа юго-восточной части Туранской плиты распределены по разрезу осадочного чехла неравномерно. Так, 80% запасов газа региона связано с неокомским комплексом нижнего мела (шатлыкский горизонт). Степень разведанности суммарных начальных ресурсов верхнеюрских отложений не превышает 15%.

На современной стадии изученности платформенная часть Туркмении отиосится к газоносной, о чем свидетельствуют многочисленные месторождения природного газа. Однако не исключена возможность открытия скоплений и жидких углеводородов, и прежде всего в верхнеюрских карбонатных отложениях, на что указывают установленные разномасштабные притоки нефти и нефтепроявления на целом ряде площадей в различных частях Амударьинской синеклизы.

Эффективность поисково-разведочных работ на газ и нефть в восточной части Туранской плиты возможно лишь на основе научно-обоснованного определения первоочередных объектов для приращения запасов газа и нефти. Поэтому одной из основных проблем на Востоке Туранской плиты является раздельное прогнозирование нефтеносности и газоносности

Цели исследований. Выявление основных закономерностей формирования вертикальной и пространственной фазовой зональности углеводородов в пределах юго-

восточной части Туранской плиты на основании комплексного изучения палеотектонических, палеогеографических и термобарических условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления, с целью дифференцированной оценки перспектив нефте- и газоносности недр региона

Задан и исследований.

1. Изучение основных черт геотектонического строения и развития юго-восточной части Туранской плиты.

2. Выявление геотермобарических факторов, влияющих на формирования вертикальной и пространственной фазовой зональности углеводородов Туранской плиты

3 Оценка перспектив открытия как газообразных, так и жидких скоплений углеводородов в недрах изучаемого региона по результатам прогноза фазовой зональности углеводородов.

Ддучная новизна.

- Изучена вертикальная и пространственная фазовая зональность углеводородов юго-восточной части Туранской плиты, с целью раздельного прогноза газа, газоконденсата и нефти.

- Представлена схема размещения в пространстве газокоиденсатных скоплений различного генетического типа.

- Проведены комплексные исследования, на основе которых дано научно-обоснованное прогнозирование газообразных и жидких углеводородов в недрах Востока Туранской плиты.

фактический материал. Диссертация написана по материалам Отраслевой геолого-геохимической лаборатории кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти н газа им. И.М.Губкина и объединения «Туркменгеологии», а также с использованием опубликованных литературных данных.

Практическая ценность работы. Реализация научно-обоснованных выводов по оценке перспектив нефте- и газоносности, целенаправленные раздельные поиски и разведка газовых, газокоиденсатных и нефтяных месторождений позволит в значительной степени

снизить финансовые затраты и повысить эффективность поисково-разведочных работ в регионе.

Открытие скоплений жидких, наряду с газообразными, углеводородов в Восточной Туркмении укрепит топливно-энергетический потенциал этой страны.

Структура и объем работ.

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем работы 149 страниц машинописного текста, 5 таблиц, 18 рисунков. Библиография включает 28 наименований.

Диссертация выполнена на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.МТубкина под научным руководством доктора г.-м. Наук профессора В.И.Ермолкина, которому автор выражает искреннюю благодарность за ценные советы и помощь, оказанную в период подготовки работы.

Автор также искренне благодарит ст.н.с. Е.И.Сорокову, у которой он постоянно консультировался.

Автор выражает свою признательность коллективу кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа, которые оказали ему поддержку.

ГЛАВА Ь ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ ГЕОТЕКТОНИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗВИТИЯ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ТУРАНСКОЙ ПЛИТЫ.

В строении Туранской плиты выделяются складчатый фундамент и платформенный покров. Территория исследований представляет собой область интенсивного прогибания, образовавшуюся на Туранской плите в результате формирования и подъема альпийского орогена Копетдага и его восточного продолжения Банди-Туркестана. В центральной части рассматриваемой территории палеозойский фундамент разбит серией меридиональных глубинных разломов древнего, вероятно догерцинского, заложения, являющихся частью планетарной Арало-Оманской рифтовой системы, важнейшей шовной зоны Туранской плиты (Ш.Д.Давлетов, НЯ Кунин, Р.В.Пак, 1985), которая разграничивает регион на две части. Восточная и западная части характеризуются различным тектоническим режимом движений в соответствующие периоды развития. Восточная часть, представляющая собой обширную

область опускания, выделяется под названием Амударьинской синеклизы (Г.И. Амурский и др., 1963) Западная занимает гипсометрически приподнятое положение относительно восточной и тектонически представляет собой Центрально-Каракумский свод, который погружается в южном направлении в сторону Предкопетдагского передового прогиба.

В герцинскую эпоху тектогенеза описываемый регион представлял собой Туранскую

I

геосинклиналь, интенсивные перикратонные опускания которой были направлены с севера на юг. По Южно-Туркменскому глубинному разлому южный склон геосинклинали сочленялся с северным выступом древней Иранской платформы.

позднем триасе земная кора заметно консолидировалась, грабенообразные прогибы и впадины были заполнены и снивелированы вулканогенно-осадочными образованиями. В пределах Туранской геосинклинали начался платформенный режим. Южнее глубинного разлома северная часть Иранской платформы в позднем триасе и ранней-средней юре была охвачена сильными тектоническими движениями, которые фиксируются быстрой сменой фаций и мощностей от нескольких сот до нескольких тысяч метров. Рассматриваемая область представляла собой существенно активизированную платформу. В.С.Шейн, Т.НКуницкая, К Н Кравченко и др. (1986) считают, что активизация тектонических движений в ранней и средней юре связана с интенсивным раздвижением материков Евразии и Африки в области океана Палеотетиса.

В ранне-среднеюрское время в области Каракумского свода и Бохардокской моноклинали господствовали условия прибрежной отшнурованной и заболоченной лагуны, в которой накапливались песчаные и глинистые фации, обогащенные органическим веществом и содержащие углистые включения. В этой области наблюдается резкое сокращение мощности, а также заметное увеличение роли песчаников в разрезе, иногда появление базальных конгломератов (Каракумский свод) Палеогеографическая обстановка Каракумского свода и Бахардокской моноклинали позволяет накопившиеся в их пределах осадки расценивать как песчано-глинистую субформацию.

Севернее Южно-Туркменского глубинного разлома в

В районе Копетдага интенсивные прогибания территории способствовали непрерывному проникновению вод Папеотетиса, благодаря чему формирование формации происходило в едином водном опресненном бассейне.

Характер распределения мощностей от 100 до 2000м свидетельствует об общем наклоне Туранской плиты и примыкающей к ней Иранской платформы на юг.

Позднеюрская эпоха. Келловей-оксфордское время. С началом позднеюрской эпохи связано дальнейшее усиление нисходящих движений в области осадконакопления, которые несколько увеличивают границы бассейна седиментации. В области сноса, напротив, наступает период спада тектонической напряженности. Денудация к началу описываемой эпохи существенно снивелировала глыбовые сооружения обрамления, а местами привела к значительным степеням их выравнивания. Подобный тектонический режим способствовал образованию карбонатной формации в условиях морского бассейна, границы которого в это время значительно расширяются.

Распределение мощностей на Туранской плите показывает на унаследованное развитие крупных геоструктурных элементов. В восточной части территории в келловей-оксфордское время формировалась обширная пологая впадина широтного простирания, приуроченная к северной части Мургабского блока, ось которой находилась вблизи Каракумского (Репетек-Келифского) глубинного разлома В связи с этим южная часть Мургабского блока была наклонена в северном направлении. Мощность келловей-оксфордских отложений в центральной части палеовпадины достигает 700м. Бадхыз-Караби^ьская ступень погружалась с меньшей скоростью и мощность келловей-оксфордских отложений ■ ее пределах не превышает 100-200м.

Западная часть изучаемой территории в келловей-оксфордское время сохраняет гипсометрически приподнятое положение. Каракумский свод и Бахардокская моноклиналь характеризуются сокращенными мощностями Зона повышенных мощностей наблюдается вдоль Южно-Туркменского глубинного разлома (600м)

Кимерндж-титонское время. Начало накопления сульфатно-галогенной формации кимеридж-титона ознаменовалось широкой регрессией вод Палеотетиса. Территория Туранской плиты и Иранской платформы испытала подъем, благодаря которому произошло резкое

обмеление и сокращение бассейна седиментации. В области сноса господствовали вялые тектонические движения, которые привели к денудации, сглаживанию и выравниванию рельефа Помимо благоприятных тектонических условий образованию этой формации способствовал жаркий аридный климат.

Характерной отличительной особенностью осадконакопления в юго-восточной и центральной частях Туранской плиты в кимеридж-титонское время является фациальная разнородность формации в этих регионах. В Мургабской палеовпадине формируется галогенная формация, в центральной части Туранской плиты - сульфатная субформация.

В описываемый отрезок времени интенсивные прогибания испытывает Мургабская палеовиадина, мульда которой тяготеет к Репетек-Келифскому разлому. Бадхыз-Карабильская ступень, напротив, была приподнята и подвергалась размыву. Размеры Мургабской палеовпадины сократились по сравнению с предыдущим веком, но скорость прогибания ее в это время была значительно выше, чем в келловей-оксфордское Мощность гаурдакских отложений кимеридж-титона достигает здесь 1000м. Зона максимального прогибания, как и раньше, находится в районе Байрамали-Кулач.

Раинемеловая эпоха, неокомское время. Начало мелового периода ознаменовалось интенсивным оживлением тектонической активности. Это привело к значительным прогибаниям в области осадконакопления и значительным поднятиям в области сноса. Начавшаяся трансгрессия расширила бассейн седиментации. Под уровень моря погрузились Каракумский свод, Бадхыз-Карабильская и Бухарская ступени.

В конце юрского периода, когда тектоническая напряженность в области сноса была весьма слабой, процессы химического выветривания проявились достаточно глубоко. Новое оживление тектонической активности в начале мелового периода вызвало поднятие и последующее разрушение областей сноса, благодаря чему в бассейн седиментации вместе с терригенным материалом поступило огромное количество железа, что привело к формированию терригеннокрасноцветных фаций. Периодические затухания активности движений в области сноса и некоторые углубления территории создавали условия для накопления карбонатных осадков Смена палеогеографических обстановок и соответственно фаций приводит к формированию карбонатно-терригенной красноиветной формации

ч

На данном этапе развития Мургабская впадина начинает отставать в прогибании и центр максимальных прогибаний перемещается в пределы Предкопегдагского прогиба, где мощность неокома достигает 1200м. Подобный тектонический режим сохраняется до новейшего времени.

Из приведенного в работе анализа следует несколько выводов: Туранская плита после палеозойского этапа в своем развитии претерпела две крупные стадии - платформенную и орогеническую. История платформенной структуры отражена последовательностью формаций в формационном ряду. Наибольшая тектоническая активность приурочена к формированию юрских формаций, несколько слабее нижнемеловых. И совсем вялые, слабодифференцированные и неустойчивые движения характерны для формаций верхнего мела н палеогена. В ранне-среднеюрское время при формировании терригенной угленосной формации начался глобальный раскол плиты и процесс интенсивного рифтогенеза, постепенно затухающего к концу байоса. В поэднеюрское время (келловей-оксфорд) зоны раскола -ступени, блоки испытывают значительное погружение. Бассейн седиментации соединяется с Палеотетисом, который к этому времени достиг максимальных размеров. В это время формируется карбонатная формация. В кимеридж-титонское время столкновение микроконтинентов привело к подъему восточных районов Средней Азии. Внутрнконтинентальное море, расположенное в пределах Туранской плиты, значительно обмелело и сократило свои размеры А изоляция его от Палеотетиса привела к засолонению и образованию сульфатно-галогенной формации. В раннемеловое 'время (неоком) Палеотетис вновь проникает на территорию Туранской плиты главным образом в районе Копетдага и Предкопетдагского прогиба и это способствует формированию карбонатно-терригенной красноцветной формации.

В позднем мелу океан Палеотетиса начинает сокращаться. Значительную роль в геотектоническом районировании Туранской плиты сыграла серия древних меридиональных глубинных разломов, которые являются частью планетарной Арало-Оманской рифтовой системы. Эта важнейшая шовная зона способствовала опусканию восточной части плиты и образованию Амударьинской синеклизы и поднятию западной, которая представляет собой Центрально-Каракумский свод

ГЛАВА а НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ОСАДОЧНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ.

Наличие промышленных углеводородных скоплений в недрах региона установлено в 1959г. В самом центре Центрально-Каракумского свода на площади Пришиих Зеагли-Дарвазинской группы поднятий был получен первый приток газа из мезозойских отложений. Это открытие дало мощный толчок для поисков скоплений углеводородов (УВ) в других районах данной территории.

В пределах юго-восточной части Туранской плиты залежи углеводородов выявлены в широком стратиграфическом диапазоне отложений мезозоя и кайнозоя - от нижне-среднеюрских до палеогеновых включительно. Однако, основная часть залежей сосредоточена в отложениях юры и нижнего мела. В верхнемеловых и палеогеновых отложениях встречаются лишь единичные скопления УВ. Наибольшее число выявленных в настоящее время залежей УВ связаны с неокомскими, верхнеюрскими надсолевыми и подсолевыми отложениями.

Нефгегазоносность региона охарактеризована в работах: А.А.Бакирова, Э.А.Бакирова, Н.А.Крылова, А.К.Мальцевой, Г.И.Амурского, А.Н.Давыдова, Л.В.Косарева, Б.М.Мурадова, В.Н.Мелихова, В.В.Семеновича В.С.Сибирева, М.А.Аширмамедова, Ш.Д.Давлятова, Н.Я.Кунина, Р.В.Пака, В.И.Ермолкина, Е.И. Сороковой и др.

Во II главе диссертации приводится история развития поисково-разведочных работ на нефть и газ. Особенности распределения залежей газа, газоконденсата и нефти в разрезе осадочных отложений. Нефтегазоносные комплексы. А также закономерности размещения месторождений в пределах крупных геоструктурных элементов.

Мургабская впадина. Здесь промышленная газоносность связана с под- и надсолевой частями юрско-мелового разреза, резко отличающимися по условиям залегания залежей, их геолого-промысловым параметрам и масштабам продуктивности.

Подавляющее количество газовых скоплений приурочено к надсолевым терригенным отложениям готерива, в котором выделяется регионально газоносный шатлыкский горизонт. Он

районах впадины, минимальные (12-15м) - в восточных, на ее южном борту происходит срезание горизонта размывом.

В пределах впадины открыто 20 месторождений с залежами в шатлыкском горизонте, причем почти треть их относится к крупным (Шатлык, Бешкизил, Сейраб и др.) и уникальным (Даулетабад-Донмез). Такая концентрация подобных скоплений «обеспечила» Мургабской впадине главенствующее место по начальным разведанным запасам газа (70%) во всей платформенной Туркмении, Месторождения связаны с ненарушенными поднятиями относительно простого строения. Газовые залежи преимущественно сводовые, водоплавающие, с бессернистым газом и небольшим содержанием конденсата отличаются высокими начальными дебитами (как правило, свыше 0,8-1 мл нм'/сут), залегают на глубинах от 2,5-2,8км до 3,5-4,0км.

Газоносность подсолевого разреза связана с трещинно-кавернозными карбонатами келловей-оксфорда очень сложного строения (Вост. Учаджи, Запад. Шатлык). Малопористые карбонатные коллектора на глубинах свыше 4 км характеризуются невысокими дебитами (не более 250-200гыс.м'/сут), содержат залежи сернистого газа На Бадхыз-Карабильской ступени в Калаиморском прогибе на Моргуновской площади открыто единичное газовое скопление с малыми запасами в нижне-среднеюрском терригенном комплексе.

Амударышская впадина. Промышленная газоносность впадины, на которую приходится почти 30% начальных разведанных запасов газа, устаирвлена в широком диапазоне отложений - от ннжие-среднеюрских до альбских включительно. Стратиграфический интервал продуктивности и крупность месторождений зависят от расположения относительно верхнеюрскогр соляного бассейна. За пределами развития эвалоритов указанный диапазон газоносности наибольший, в пределах солевого ареала - минимальный.

За пределами выклинивания соленосной толщи открыто 7 месторождений, из которых 3 относятся к крупным, включая более 100 млрд м1 запасов (Наип, Ачак, Гугуртли). Крупность их обусловлена многопластовым характером месторождений этой территории (от 7 до 18 залежей) Многочисленные скопления газов установлены в терригенных и карбонатных коллекторах нижне-средней и верхней юры, неокома и апт-альба в большом глубинном

интервале (I ЗОО-ЗОООм), что связано с вертикальной миграцией в условиях отсутствия региональных флюндоупоров, прежде всего соленосной верхнеюрской толщи

Газовые залежи сводовые, полнопластовые и водоплавающие отличаются в целом хорошими коллекторскими свойствами, что определяет устойчивые дебиты скважин. Скопления содержат преимущественно бессернистый газ и незначительное количество конденсата

В границах развития соляного бассейна Амударьинской впадины установлена региональная промышленная газоносность подсолевых келловей-оксфордских отложений. Газовые скопления приурочены к карбонатным коллекторам очень сложного строения, емкостно-фильтрационные параметры которых определяются степенью трещиноватости и кавернозности карбонатов. Поэтому из 20 выявленных месторождений с залежами в келловей-оксфорде только три являются крупными с начальными запасами 70-150млрд.м' (Кирпичли, Самантепе, Сев-Балку и). Три месторождения относятся к средним по запасам - 12-22млрдм3 (Гагаринское, Багаджа, Метеджан), остальные - к мелким (менее Юмлрд м3)

Центрально-Каракумский свод. Здесь открыто 15 месторождений, большая часть которых относится к мелким и только два - к средним (Толджульба, Коюн). На них приходится только 2,3% начальных разведанных запасов газа региона.

Газовые залежи в пределах свода выявлены в широком стратиграфическом диапазоне -от верхнеюрскнх до верхиемеловых отложений в интервале глубин от 200-400 до 1800-2200м. Месторождения приурочены к небольшим поднятиям относительно простого строения и являются многопластовыми, заключая порой до 12-15 газовых залежей. Залежи сводовые, полнопластовые и водоплавающие, небольшой высоты. Газы бессернистые, почти нацело состоят из метана, содержат малое количество конденсата в глубоко залегающих горизонтах.

НахщнЬкская моноклиналь. В последние годы здесь открыто 7 многопластовых месторождений с газовыми и нефтяными залежами в значительном стратиграфическом и глубинном интервале юрско-мелового разреза. На этот район пока приходится всего 0,5% запасов газа, разведанных в пределах платформенной части Туркмении.

В восточной части моноклинали, где развита верхнеюрская соленосная толща, промышленные скопления газа выявлены как в надсолевом (тнтон-валанжин), так и подсолевом

(оксфорд) разрезе Кумбет-Караджаулакской зоны поднятий. Залежи связаны преимущественно с низкопористыми трещинно-кавернозными карбонатами, залегающими на значительных глубинах (более 4км) Дебиты скважин колеблются от 130 до 480тысм3/сут

В западной части этого района, где эвапорнты отсутствуют, открыты многопластовые месторождения в отложениях оксфорда, тнтона и неокома (Сабур, Кырк и др.). В отличие от восточной части моноклинали здесь кроме газовых открыты и нефтяные скопления промышленного значения. Открытые залежи залегают на меньших глубинах (2,6-3,9км). Продуктивные горизонты сложены преимущественно низкопористыми порово-кавернозными и трещинными карбонатными породами с невысокими коллекторскими свойствами. Дебиты скважин значительно колеблются по площади: газа - 60-250гыс м'/сут , нефти 6,5-42т/сут.

Эгтплатформенная орагеническая область. Здесь установлена ограниченная промышленная газоносность только двух месторождений Кушкинской зоны поднятий с суммарными запасами 9млрд,м3. Сводовые залежи выявлены в карбонатно-терригенных коллекторах верхнего мела (Карачоп), турона, апт-неокома и верхней юры (Ислим) на глубинах 0,7-2,4км.

Анализируя в целом особенности размещения месторождений на юго-востоке Туркмении и общий характер их газонефтеносности, можно констатировать следующее:

1 Для региона характерна значительная концентрация крупных месторождений, составляющих 25% от общего числа открытий. На них приходится 90% начальных разведанных запасов (НРЗ) газа и только 10% - на мелкие и средние, которые составляют численно три четверти известных скоплений

2 Около 97% всех запасов газа сосредоточено в Мургабской и АмударьинскоН впадинах, где открыта половина из известных газовых залежей региона, причем все крупные.

3. Почти 85% запасов газа связано с ннжнемеловыми отложениями На верхнеюрские комплексы приходится 15% запасов. Однако это не отвечает их истинному газонефтяному потенциалу, поскольку на юру (особенно на подсолевую) приходится подавляющая часть еще не освоенных прогнозных газовых ресурсов.

4. Более 85% запасов газа приурочено к терригенным коллекторам, где главенствующая роль принадлежит высокоемким песчаникам шатлыкского горизонта готерива Мургабской

впадины. Значительная доля запасов приходится на трещинно-каверноэные карбонаты, с которыми, в свою очередь, связано примерно 30% запасов с сероводородосодержащими газами

5 Наибольшие запасы приурочены к интервалам глубин 2-Зкм (73%) и 3-4км (18%). Перспективы газонефтеносности глубин свыше 4км еще не изучены бурением.

ГЛАВА III. ФАЗОВАЯ ЗОНАЛЬНОСТЬ УГЛЕВОДОРОДОВ ТУРАНСКОЙ ПЛИТЫ

В работе дается анализ вертикальной и пространственной фазовой зональности углеводородов с целью выделения и раздельного прогнозирования зон нефти, газа и газоконденсата

Исходя из этого был юбран метод раздельного прогноза, разработанный В.И Ермолкиным и Е.И.Сороковой (1986-1998), которые считают, что закономерности фазового состояния углеводородной системы в недрах, фазовые равновесия и фазовые переходы зависят, в первую очередь, от термобарнческих условий.

Туранская плита является молодой платформой, благодаря чему отличается высокой прогретостью недр. Это объясняется тем. что фундамент плиты имеет герцинский возраст, отличается поздней консолидацией и залегает на сравнительно умеренных глубинах. Максимальные современные пластовые температуры осадочного чехла на глубине 2км составляют 95°С, Зкм - 130°С, а на глубине 4км - достигают 150°С. На одном срезе глубин колебания температур значительные, не менее 40-50"С. Вниз по вёртикали также наблюдается неравномерное нарастание температур. Как правило, геотермические градиенты с глубиной уменьшаются

Пластовые давления на Туранской плите в разрезе мезозойско-кайнозойских отложений закономерно линейно изменяются с глубиной и соответствуют нормальным гидростатическим давлениям. Но с некоторых глубин давления в разрезе начинают постепенно возрастать и превышать нормальные гидростатические давления в 1,4-1,5 раза, а иногда в 2 раза

Нарастания сверхгидростатическнх давлений в пределах каждого геоструктурного элемента Туранской плиты начинаются на определенном гипсометрическом уровне и зависят от

геотектонического развития этого геоструктурного элемента. Так, сверхгидростатические пластовые давления в отдельных регионах плиты наблюдаются уже на уровне 2, 2,5 и 3,5км. Определяются они коэффициентом сверхгидростатичности К« (отношение фактического пластового давления к гидростатическому, вычесленному для той же глубины). Сверхгидростатические пластовые давления возникают на определенных глубинах благодаря силам гравитационного сжатия пород под воздействием возрастающего веса вышележащей толщи пород.

Начало нарастания сверхгидростатичности пластовых давлений в разрезе и величина К« зависят главным образом от геотектонического развития региона в новейшее время. Изучаемая плита в неоген-антропогеновый отрезок временн подверглась сильной активизации, которая в разных ее частях проявилась в различной степени. Основную роль в активизации Туранской плиты сыграла сопряженная с ней на востоке Афгано-Таджикская депрессия, которая относится к эпнплатформенной орогенной области, возникшей в постплатформенный этап неоген-антропогена. Волны неотектонических движений распространялись с востока на запад и в значительной мере охватили Бешкектский про(иб, юго-восточную часть Чарджоукской ступени и Мургабскую впадину. Несколько слабее эти движения фиксируются на Бадхыз-Карабильской ступени.

Изменения пластовых давлений в разрезе осадочных отложений Туранской плиты от нормально-гидростатических к аномально-сверхгидростатическич позволяет считать, что размещение углеводородных скоплений в пределах изучаемой территории происходит в двух различных термобарических ме газонах Основной отличительной особенностью являются нормальные гидростатические пластовые давления для верхней термобарической мегазоны и сверхгидростатнческие пластовые давления для нижней термобарической мегазоны. Граница мегазон в разрезе проходит на рубеже между К, 1,0 и Кс - 1,1.

Пластовые температуры нижней мегазоны более высокие, чем верхней, но четкого температурного рубежа между ними не существует.

Прогноз фазовой зональности углеводородов в нижней термобарической мегазоне производился по палеотемпературам (Т°С) и коэффициентам сверхгидростатичности (К<); Для верхней термобарической мегазоны в условиях нормальных гидростатических давлений, где К« •

равны 1,0, наряду с палеотемпературами использовалось геологическое время нарастания температур. Палеотемпературы реконструировались по методике Ю.А.Висковского. Для глубоких горизонтов в области высоких температур прогноз фазовой зональности УВ производится с помощью современных температур, т.к. здесь они близки к палеотемпературам.

Согласно принятой методихе изучение фазовой зональности УВ производится отдельно для верхней и нижней термобарических мегазон. Устанавливается положение границы термобарических мегазон как в разрезе, так и на территории Туранской плиты. В разрезе граница проходит на разных гипсометрических уровнях. А на картах скользит в пространстве и во времени. Для изучения положения границы верхней и нижней термобарических мегазон в разрезе выбраны несколько крупных геосгруктурных элементов Туранской плит.

Раздельное пространственное прогнозирование зон нефти, газа и газоконденсата производилось по нефтегазоносным комплексам (верхнеюрский н нижнемеловой). По имеющимся данным составлены схематические карты в изолиниях температур и коэффициентов сверхгидростатичности по каждому комплексу. На картах проведены гипсометрические границы между мегазонамн. Изолиния со значениями Кс равными 1,0, характеризует положение этой границы в плане.

Нерхнеюрскцй нефтегазоносный комплекс включает в себя карбонатную и сульфатно-галогенную формации Карбонатная формация келловей-оксфорда относится к нефтегазоносной. Она обладает высоким нефтегазопроизводящим потенциалом и установленной промышленной нефтегазоносностью. Сульфатно-галогенная формация кимеридж-титона, за исключением верхней части разреза, является надежной покрышкой. Верхняя часть титона, сложенная доломитами и известняками, содержит продуктивные беурдешнкский и мургабский горизонты, отделенные от неокомской карбонатно-терригенной красноцветной формации глинами валанжинского яруса.

К верхней термобарической мегазоне тяготеет Центрально-Каракумский свод, Беурдешикская ступень, северная часть Чарджоуской ступени и Заунгузский прогиб, примыкающий с запада к Багаджинской ступени.

Нижняя термобарическая мегаэона включает Мургабскую впадину,Бахардокскую моноклиналь, Предкопетдагский прогиб и Бадхыз-Карабильскую ступень.

Температуры в верхней термо'барической мегазоне не превышают 100"С. В нижней колеблются от 110 до |70°С.

Нарастание сверхгидростатнческих пластовых давлений также как и температур в юрском нефтегазоносном комплексе происходит с севера на юг. Изолинии Кс Багаджинской ступени составляют 1,2 на глубинах 3,0-3,2км. Исключение составляют южная часть Чарджоуской ступени и Бешкентский прогиб, где Кс на аналогичном гипсометрическом уровне (Зкм) достигают 1,7-1,9.

В восточной части Бахардокского склона изолинии Кс свидетельствуют о низких сверхгидростатических давлениях 1,1-1,3 на глубинах 4,3-4,7км. В восточной части Мургабской впадины Кс на тех же глубинах значительно выше и составляют 1,35-1,5 Возрастания их происходит от Бадхыэ-Карабильской ступени к центру впадины.

В отложениях верхней юры как в верхней, так и в нижней термобарических мегазонах среди выявленных углеводородных скоплений преимущественным развитием пользуются газоконденсатные залежи Залежи нефти выявлены в западной части Бахардокской моноклинали (Сабур, Северный Кырк). Притоки нефти и нефтепроявления а верхнеюрских отложениях установлены в Мургабской впадине (Кели, Шарапли, Майская, Юж. Иолотань, Сандыкачи, Лшлар)

По сочетанию температур и коэффициентов сверхгидростатичности пластовых давлений (Т°С - Кс) с помощью модели генетической фазовой зональности углеводородов установленные в верхнеюрских отложениях газоконденсатные залежи могут быть дифференцированы на ряд зон: газокоиденсатная, газоконденсатногазовая и газоконденсатнонефтяная.

Газокоиденсатная зона приурочена к северо-восточной части изучаемого региона и сосредоточена в верхней термобарической мегазоне (Беурдешикская, Чарджоуская, Багаджинская ступени) и в нижней термобарической мегазоне на Бадхыз-Карабильской ступени, расположенной в южной части региона.

Газоконденсатногазовая зона тяготеет к Бахардокской моноклинали и западной части Мургабской впадины, а газоконденсатнонефтяная - к восточной части этой впадины.

Газоконденсатногаэовая и газоконденсатнонефтхная зоны приурочены к нижней термобарической мегазоне.

Нижнемеловой нефтегазоносный комплекс (неоком) представлен преимущественно терригенными серо- и красноцветными фациями карбонатно-терригенной красноцветной формации. В нем сосредоточены главным образом газоконденсатные и газовые скопления, составляющие третью часть от общих выявленных газовых ресурсов Туранской плиты.

Также как и в верхнеюрских, в неокомских отложениях выделяются в пространстве верхняя и нижняя термобарические мегазоны, с той лишь разницей, что граница раздела их проходит значительно южнее. Формирование и размещение углеводородных скоплений в нижнемеловых отложениях происходило в основном в верхней термобарической мегазоне. Нижняя термобарическая мегазона включает восточную часть Бахардокской моноклинали, зону со членения Предкопетдагекого прогиба с западной частью Сандыкачинского прогиба, южную часть Мургабской впадины и Бадхыз-Карабнльскую ступень.

В верхней термобарической мегазоне в районе Центрально-Каракумского свода, Беурдешикской и Чарджоуской ступеней, где глубина погружения нижнемеловых отложений не превышает 2км, температуры небольшие и колеблются в пределах 60-90°С. В этой же термобарической мегазоне на глубине 3,0км (западная часть Бахардокской моноклинали) температуры поднимаются до 110°С. А в центральной части Мургабской впадины на глубине 3,5км при Кс= 1,0 составляют 134°С (площадь Яшлар).

В нижней термобарической мегазоне тепловое поле оконтуривается термоизолнниями 120-140"С, причем это отдельные очаги, условно названные Предкопетдагско-Мургабский и Бадхыэ-Карабильский.

В нижнемеловом нефтегазоносном комплексе развитием пользуются преимущественно газоконденсатные и газовые зоны как верхней, так и нижней термобарических мегазон Наблюдаются отдельные скопления нефти.

ГЛАВА IV. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ И РАЗМЕЩЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКОПЛЕНИЙ НА ВОСТОКЕ ТУРАНСКОЙ ПЛИТЫ

Исследования фазовой зональности УВ свидетельствуют о том, что на востоке Туранской плиты преимущественным развитием пользуются газоконденсатные скопления. Залежи газоконденсатов наблюдаются в юрских и меловых отложениях и распределены более или менее равномерно по всей изучаемой территории. Они приурочены как к верхней, так и к нижней термобарической мегазоиам. В разрезе они встречаются в интервале глубин от 0,9км (Центрально-Каракумский свод) до 4,7км (Мургабская впадина). Соответственно этому образование и размещение газоконденсатов происходит в широком диапазоне температур и давлений

Природа образования и размещения газоконденсатных скоплений интересовала многих исследователей: И С.Старобинец, З А.Табасаранский, А Г.Дурмишьян, В.И.Ермолкин, Е И.Сорокова, А Д Бобылева, В.С.Саркисьян и др Исследования, проводимые на протяжении ряда лет в геолого-геохимнческой лаборатории РГУ нефти и газа методами газожидкостной хроматографии позволили создать геолого-геохимическую модель генетических типов газоконденсатов (В.И Ермолкин, Е.ИСорокова, А.А.Бобылева, 1989).

Первичные газоконденсаты - это самостоятельный продукт, они образуются в нефтегазоматеринских свитах и являются результатом ката генетической преобразованное™ исходного органического вещества (ОВ). Вторичные гаюконденсаты - это растворение нефти в сжатых газах. Первичные и вторичные газоконденсаты подразделяются на генетические типы, разнообразие которых определяется формированием и размещением их в двух различных термобарических мегазонах: верхней и нижней.

Критериями выделения газоконденсатных типов являются определенные сочетания температур (палео) и геологического времени их нарастания, а также температур и коэффициентов сверхгидростатичности пластовых давлений (Кс).

По термобармческнм параметрам первичные газоконденсаты дифференцируются на два типа Первый тип газоконденсатов генерируется в условиях нормальных пластовых давлений а пределах температур 120-!50°С и скорости их нарастания 50-100илн.лет. Второй тип

первичных газоконденсатов образуется при более высоких температурах (120-180"С), но I условиях повышенных пластовых давлений, где К* составляют 1,1-1,5.

Первичные газоконденсаты подразделяются на три группы: А - слабо превращенные, Б - превращенные и В - резко превращенные. Жесткость геотермических условии последовательно возрастает от группы А к Б и В.

Вторичные газоконденсаты образуются в газонефтяных залежах благодаря испарению или растворению нефти.

Первый тип (I) вторичных газоконденсатов (верхняя термобарическая мегазона) образуется за счет прямого испарения нефти, в связи с падением в газонефтяной генетической зоне коэффициентов сверхгидростатичности пластовых давлений от 1,0-1,3 до 0,75, что обусловлено значительным тектоническим подъемом территории и низкими скоростями осадконакопления Температуры также уменьшаются и обычно они ниже палеотемператур газонефтяной зоны, составляющих 65-110°С.

Второй тип (11) вторичных газоконденсатов (нижняя термобарическая мегазона) образуется за счет растворения нефти в сжатом газе в обстановке быстрого нарастания в газонефтяной зоне высокой сверхгидростатичности пластовых давлений от 1,2 до 2,2 благодаря интенсивному прогибанию территории и высокой скорости осадконакопления. Температуры в этом случае либо уменьшаются, либо увеличиваются. Но для растворения нефти в сжатом тазе они не должны превышать 150"С.

Геохимическая характеристика выделенных генетических типов газоконденсатов произведена по данным А.А.Бобылевой (1989).

Первичные газоконденсаты верхней термобарической мегаюны характеризуются углеводородным составом, в котором выделяются ряд общих признаков: резкое увеличение содержания метановых углеводородов с ростом числа углеводородных атомов; среди алканов (фракции н.к.-150"С, н.к. - 200°С) нормальных углеводородов в 0,9-1,5 раза больше, чем изомеров, циклогексановых в 3-8 раз больше, чем циклопентановых. Больше половины циклогексановых углеводородов составляет метилциклогексан. Основная часть изопреноидных углеводородов приходится на низкомолекулярные соединения. Соотношение между пристаном и фитаном колеблется в пределах 2,4-3,0. Среди ароматических (фракция н.к.-200°С) в

наибольшем количестве присутствуют углеводороды состава Се - С9. Содержание этилбензола

. , этилбензол

незначительно, а коэффициент —- принимает значения 0,05-0,15.

/ксилолов

П первичных галжонденсатах нижней термоСарической мегазоны по мере роста сверхгидростатичности пластовых давлений утяжеляется фракционный состав, содержание

УЖ

ароматических углеводородов приближается к содержанию нафтеновых, соотношение ~

¿—I

принимает щачекне 1,6-2,4.

Вторичные газоконденсаты I типа (верхняя термобари ческая мегазона) отличаются исключительно легким фракционным составом, что подтверждает возможность их образования за счет прямого испарения нефти в газ. Эти газоконденсаты практически полностью выкипают до 155°С, а фракция и. к. - 125°С составляет 65-70%. Необычен групповой состав: полностью отсутствуют ароматические углеводороды, преобладают метановые - 8082%, на долю нафтеновых приходится 18-20%. Характер распределения метановых углеводородов по числу углеродных атомов носит явно нефтяной характер. Нормальные алканы преобладают над изомерами и соотношение между ними составляет' 1,21-1.25. Характерно полное отсутствие изопреноидных углеводородов. Содержание циклогехсановых и циклопентановых углеводородов во фракции и к. - 150°С и н.к. - 200°С очень близко и составляет 1,01-1,17. При этом соотношение ЦГ7МЦП принимает низкие значения 0,70-1,12, что является одним из характерных признаков нефтяного характера флюида.

Вторичные газоконденсаты И типа (нижняя термобарическая мегазона) по углеводородному составу также близки к исходным нефтям. Однако более жесткие термобарические условия способствуют более полному переходу в газовую фазу не только разветвленных алканов, циклопентанов, но и ароматических углеводородов. Этот тип гаэоконденсатов отличается тяжелым фракционным составом, высоким содержанием ароматических и изопреноидных углеводородов, наличием твердого парафина и смолистых вешеств На генетическую общность с нефтями указывают близкое содержание метановых УВ

состава С6, С?, С» и С», низкие значения показателей , увеличение количества

2 ЦП МЦП

высококипящих ароматических УВ состава С9 и Сю и этилбензола, повышенные значения

этилбензоп _

показателя =-. Среди метановых возрастает содержание изоструктур, что отражает

У ксилолов

способность изоалканов лучше растворяться в сжатых газах. В связи с этим уменьшается V« - алканов

соотношение - н несколько увеличивается соотношение между иэопрсноидами и

У I- алканов

нормальными алканами.

На Туранской плите наблюдаются гаэоконденсатные скопления всех четырех генетических типов

Первичные газоконденсаты верхней термобарической мегазоны (1-П) размещаются в северо-восточной части изучаемого региона и приурочены к Чарджоуской и Беурдешикской ступеням, а также к Зяунгуэскому прогибу, разделяющему Беурдешикскую и Багаджинскую ступени. Залежи газоконденсата здесь сосредоточены в нижне-среднеюрских, верхнеюрских и нижнемеловых отложениях.

В пределах Беурдешикской ступени и Заунгуэского прогиба гаэоконденсатные скопления в терригенных нижне-среднеюрских отложениях приурочены к глубинам 2600-2800м, в верхнеюрских карбонатных отложениях они залегают на глубинах 1900-3000м, а в терригенных нижнемеловых глубина залегания их не более 1900м.

На Чарджоуской ступени газоконденсатныс скопления в нижне-среднеюрских отложениях залегают на глубине 2500-3000м, в верхнеюрских отложениях они приурочены к интервалу глубин 1800-2800м, а в нижнемеловых отложениях не опускаются ниже 1600м.

В Бердешнк-Заунгузской зоне палеотектонический режим региона с частой сменой знака движений и максимальной глубиной погружения нижне-среднеюрских отложений до 3,2км способствовал нарастанию температур до |20-130°С в течение 50-70млн.лет. Это условия образования первичных газоконденсатов.

В северо-западной части Чарджоуской ступени палеотемпературы в нижне-среднеюрских отложениях, погруженных на глубину 2,5-3,0км составляют 130-140"С, при длительности их нарастания 60-80млн лет Подобные условия также обеспечили образование первичных газоконденсатов

2.1

Газоконденсаты верхнеюрских отложет-й северной части Заунгузского прогиба, испытавшего устойчивые погружения, генерировались при палеотемпературах 120-130°С, а воздействие этих температур на ОВ продолжалось 50-60млн.лет. По своим геохронотермнческим параметрам они соответствуют первичным газоконденсатам

Образование газоконденсатов верхнеюрских отложений Беурдешикской ступени, погружение которой было менее интенсивным, чем прогиба, происходило при температурах, не превышающих 120"С, и времени их воздействия 45-50млн.лет. Это граница раздела нефтяной и газоконденсатной генетических зон. Благодаря этому в Беурдешикском месторождении в верхнеюрских отложениях наблюдаются скопления нефти и газоконденсата.

Чарджоуская ступень, по сравнению с Заунгузским прогибом, отличается более жесткими геохронотермическими условиями - (Тпш«, - 130-140°С; геологическое время 60-80 млн лет). Здесь наблюдаются более превращенные первичные газоконденсаты.

В нижнемеловых отложениях Беурдешик-Заунгузская зона располагается за пределами выклинивания соленосной верхнеюрской покрышки. В этом районе нижнемеловые нефтегазоматеринские отложения испытали воздействие нарастающих температур до 70-90°С, при длительности их воздействия на ОВ 60-70млн.лег. В данных геохронотермнческих условиях генерация гаэоконденсатов происходить не могла. Температуры близки к генерационной зоне низкотемпературного газа, а временные пределы характерны для газоконденсатной зоны. Скопления гаэоконденсатов в данной зоре (м-ния Наип, Ачак, Сев. Ачак и др) - это результат вертикальной миграции УВ из юрских отложений благодаря выклиниванию здесь верхнеюрской соленосной покрышки.

В северо-западной части Чарджоуской ступени формирование газоконденсатных залежей в нижнемеловом комплексе произошло также за счет процессов вертикальной и латеральной миграции (м-ння Гугуртли, Учкыр)

Небольшая зона первичных гаэоконденсатов верхней термобарической мегазоны (1-П) наблюдается в западной части Мургабскон впадины в нижиемеловых отложениях (шатлыкский горизонт) (м-ния Шатлык, Моллокер, Шоркель). Залежи гаэоконденсатов залегают на глубинах 3,3-2,8км, современные пластовые температуры составляют 137-145^, Кс=1,0.

Палеотемпературы несколько выше и составляют 140-150°С, геологическое время их нарастания 80-100млн лет.

Первичные гаюконденсаты нижней термобарической мегазоны (11-П) широко распространены на Туранской плите. Они сосредоточены в южной части Мургабской впадины, в районе сочленения ее с Предкопетдагским прогибом и в восточной части самого прогиба, а также на Бадхыз-Карабильской ступени и в южной половине Багаджинской ступени

В разрезе они наблюдаются в диапазоне глубин 2,8-4,7км и приурочены к большому числу стратиграфических подразделений (готерив, вапаижин, баррем, титон, келловей, оксфорд, нижняя и средняя юра).

Глубина залегания продуктивного шатлыкского горизонта здесь составляет 3,6-4,1км. Температуры пластовые составляют 147°С, коэффициенты сверхгидростатичности (Кс) возрастают от 1,1 до 1,2. Это условия образования и размещения первичных газоконденсатов нижней термобарической мегазоны.

На северо-восточном борту Предкопетдагского прогиба наблюдаются аналогичные термобарические условия распределения газоконденсатных залежей. На месторождении Вост. Кумбет залежи газоконденсата выявлены в валанжинских отложениях нижнего мела и титонских отложениях верхней юры. Глубина залегания их составляет соответственно - 4,2; 4,3км, Т°С - 13$, 136, а Кс - 1,1; 1,15. Это безусловно термобарические параметры первичных газоконденсатов нижней термобарической мегазоны.

Несколько иная термобарическая обстановка образования и размещения первичных газоконденсатов нижней термобарической мегазоны господствует на Бадхыз-Карабильской ступени Продуктивные горизонты нижнего мела находятся на более высоком гипсометрическом уровне, чем в Мургабской впадине и Предкопетдагском прогибе. На месторождении Карабиль глубина погружения готеривских отложений нижнего мела не превышает 2,2км. На южном блоке Даулетабада, на Шоргеле и Арнаклыче они опущены на глубины 3,0-3,3км. Температуры пластовые также ниже, чем в Мургабской впадине и не превышают 128°С. Напротив, коэффициенты сверхгидростатичности пластовых давлений несколько выше и достигают значений 1,2-1.3. В связи с этим Первичные газоконденсаты здесь менее превращенные, в залежах возможны нефтяные оторочки.

Газоконденсаты южной части Бадхыэ-Карабильской ступени (Чеменибцд, Моргуновское) наблюдаются также в нижне-среднеюрских отложениях на глубинах 2,8-3,Окм. Пластовые температуры составляют 136-137°С, а Кс не превышают 1,1-1,2. Это типичные первичные превращенные газоконденсаты нижней термобарической мегаэоны. Тоже самое можно сказать о газоконденсатах южной части Багаджинской ступени.

Вторичные газоконденсаты верхней термобарическов мегаэоны (Ш) тяготеют к Центрально-Каракумскому своду.

Развитие Центрально-Каракумского свода происходило на фоне восходящих движений. Мощность осадочного чехла в пределах свода не превышает 2000м. Максимальные темпы прогибания приходятся на меловой цикл. С апт-альбскими отложениями связаны концентрации УВ, главным образом гаэоконденсатные, которые оцениваются как средние.

Для апт-альбских отложений характерны благоприятные условия генерации УВ. Нефтегазоматеринские свиты апт-альбского возраста в центральной части свода были погружены всего лишь на 1,2км и максимально прогреты до 65°С. Длительность прогрева составила не более 15мли.лет.

Газоконденсатные залежи выявленные в аптеки* и альбеких отложениях в пределах Центральной части Каракумского свода связаны с прямым испарением нефти в газ при низких пластовых давлениях, которые здесь зачастую ниже гидростатических. Кс колеблются от 0,71 до 0,99.

Конденсаты Центрально-Каракумского свода на 97%' выкипают до 200°С. По групповому составу фракции и к. - 150°С конденсаты можно отнести к метановому или нафтено-метановому типу с малым содержанием ароматики - не более 2-8У«. Содержание ароматики во фракции и к. - 200°С еще ниже - 2-3%. Групповой состав, низкое содержание ароматики, соотношение между н алканами и изоалканами (0,8-1,2), позволяют отнести газовые конденсаты этого региона к группе вторичных газоконденсатов верхней термобарической мегаэоны.

Вторичные газоконденсаты нижней термобарической мегаэоны (11В), возникшие благодаря растворению нефти в сжатом газе, размещаются в пределах Бешкентского прогиба и юго-восточной части Чарджоуской ступени.

Они приурочены к верхнеюрскому карбонатному рифогенному комплексу и залегают на глубинах 3,0-3,5км и 3,5-4,5км.

Характерной особенностью данной зоны являются высокие сверхгидростатические пластовые давления, которые появляются на глубинах 2,5км, а в интервале 3,0-4,0км К„ достигают значений 1,65-2,0. При этом пластовые температуры относительно невелики 108-135°С. Появление высоких сверхгидростатнческих давлений связано с повышенной неотектонической активностью прогиба.

Сочетание относительно небольших температур и сверхгидростатических высоких пластовых давлений приводит к растворению жидких УВ в сжатом газе и образованию газоконденсатных залежей - вторичных, часто с нефтяной оторочкой. Причем, чем ниже температуры и выше коэффициенты сверхгидросгатичностн, тем меньше вероятность обнаружения газоконденсатных залежей с нефтяной оторочкой (м-ния Кулгак, Заварды, Аланское и др.)

ГЛАВА V. ПЕРСПЕКТИВЫ ВЫЯВЛЕНИЯ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЮГО, ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ТУРАНСКОЙ ПЛИТЫ Изученная часть Туранской плиты представлена главным образом гаэоконденсатными и газовыми скоплениями. Однако существует мнение (В.И Ермолкин, Е.И.Сорокова, 1998), что в пределах плиты могут быть выявлены скопления жидких углеводородов. Об этом свидетельствуют многочисленные притоки нефти и нефтепроявления на целом ряде площадей, а также результаты раздельного прогноза нефтеносности и газоносности, проведенные а верхнеюрских и нижнемеловых отложениях указанной территории.

Карта перспектив нефтеносности мезозойских отложений юго-восточной части Туранской плиты позволяет нам выделить две прогнозные зоны нефти: I - Мургабская-верхнеюрская и II - Бахардокская - верхнеюрская-нижнемеловая

Мургабская прогнозная зона нефти (1) приурочена к восточной наиболее погруженной части Мургабской впадины, в пределах которой фундамент залегает на глубине до 10км. Восточная часть Мургабской впадины на протяжении всей своей истории развития, включая неотектонический этап, претерпела устойчивые, интенсивные прогибания. Благодаря этому

подошва карбонатных верхнеюрских отложений залегает здесь на глубинах 4.0-6,5км. Прогнозируемые температуры на данных глубинах достигают 150-200°С. Однако сверхгидростатические пластовые давления, в связи с активизацией впадины в новейшее время, начинают фиксироваться на глубинах 3,5-4,0км, а на глубине 6.5км Кс достигают 1,8-1,9. Кровля верхнеюрских отложений в данном регионе предполагается на гипсометрическом уровне 3,5-4,5км, где прогнозируемые температуры составляют 105-135°С, а Ке - 1,2-1,4.

В ортогональной системе Репетек-Келифского и Мургабского разломов (структуры Кели, Шарапли, Байрамали, Майская, Ю Иолотань, Сандыкачи) продуктивными могут бьггь надсолевые кимеридж-титонские и подсолевые келловей-оксфордские отложения. Сочетание современных температур 120-145°С н коэффициентов сверхгидросгатичности 1,3-1,5 предопределили оптимальные условия образования и сохранения нефти.

В титонских отложениях, распространенных в районе Репетек-Келифского и Мургабского разломов, нефтяные скопления могут быть приурочены к глубине 3,5-4,0км (Т -120-145°С, Кс - 1,3-1,5). В келловей-оксфордских отложениях на глубинах 4-5км прогнозируются как нефтяные, так и газоконденсатные скопления (Т- 140-165°С, К0- 1,35-1,62). На площади Майская жидкие УВ можно ожидать в более глубоких горизонтах. К востоку от Мургабского разлома на южном погружении Учаджинского поднятия на месторождении Яшлар в карбонатном комплексе верхней юры на глубине 4300м выявлена залежь газоконденсата, наблюдаются также притоки нефти. Термобарические параметры составляют: Т - 140°С, К« -1,45. Согласно разработанным критериям нижней термобарической мегазоны - это граница . раздела и возможности сосуществования первичных газоконденсатов и нефти.

Граничное положение газовых конденсатов Яшларского месторождения определяет и их углеводородный состав. Состав и характер распределения легких метановых углеводородов аналогичен газоконденсатам Даулетабадского месторождения, а соотношение в группах нафтеновых и изопреноидных углеводородов делают его похожим на нефть. Таким образом, в конденсатах Яшларского месторождения сочетаются свойства, как первичных газоконденсатов, так и нефтей нижней термобарической мегазоны

В восточной части Мургабской впадины Туранской плиты, на границе ее с ЮжноТаджикской межгорной впадиной, относимой к эпиплатформенной орогенической области

новейших контрастных движений, в районе структур Гишкуи, Гамбар, Шахмалы на глубинах 4,5-5,5км в верхнеюрских карбонатных отложениях предполагаются нефтяные скопления. Прогнозные температуры здесь на указанных глубинах составляют 135-165°С. Коэффициенты сверхгидростатичности Кс в соответствии с глубинами изменяются от 1,6 до 1,8. Таким образом, благоприятные сочетания Т„ и Кс способны обеспечить в этом районе существование нефтяных углеводородов.

Бахардокская прогнозная зона нефти fill приурочена к западной части Бахардокской моноклинали и Предкопетдатского прогиба. В этой зоне отмечены значительные притоки и нефтепроявления, и что не менее важно, наблюдается большой стратиграфический интервал нефтегазоносных комплексов (верхняя юра-нижний мел). Именно здесь расположено Модарское нефтяное месторождение, залежи которого приурочены к валанжинским, готеривскнм, барремским отложениям. На площади Северный Кырк в скв.5 получен промышленный приток нефти дебитом 42т/сут.

В погруженной части Предкопетдагского прогиба, кроме неокомских отложений предполагаются нефтеносными также апт-альбские На площади Куртли из этих отложений на глубине 4330-4344м получен приток легкой нефти.

Таким образом, перспективы выявления жидких углеводородов в юго-восточной части Туранской плиты достаточно высокие.

Основные выводы.

В результате проведенных исследований автором установлено:

- Туранская плита после полеозойского этапа в своем развитии претерпела две крупные стадии - платформенную и орогеннческую.

- История платформенной структуры, изученная формационным анализом, свидетельствует о том, что наибольшая тектоническая активность приурочена к формированию юрских формаций, несколько слабее нижнемеловых. И совсем вялые, слабоднфференцированные н неустойчивые движения,характерны для формаций верхнего мела и палеогена.

- Этот вывод подтверждается геодинамической моделью строения Туранской плиты. В ранне-среднеюрское время при формировании терригенно-угленосной формации начался

глобальный раскол плиты и процесс интенсивного рифтогенеза, постепенно затухающего к концу байоса В поэднеюрское время (келловей-оксфорд) зоны раскола - ступени, блоки испытывают значительное погружение Бассейн седиментации соединяется с Палеотегисом, который к этому времени достиг максимальных размеров, что способствовало формированию карбонатной формации. В кимеридж-титонское время столкновение микроконтинентов привело к подъему восточных районов Средней Азии. Внутриконтинентальное море, расположенное в пределах Туранской плиты, значительно обмелело и сократило свои размеры. А изоляция его от Палеотетиса привела к засолонению и образованию сульфатно-галогенной формации.

В раннемеловое время (неоком) Палеотетис вновь проникает на территорию Туранской плиты главным образом в районе Копетдага и Предкопетдагского прогиба, благодаря чему формируется карбонатно-терригенная красноцветная формация. В позднем мелу океан Палеотетиса начинает сокращаться.

- Значительную роль в геотектоническом районировании Туранской плиты сыграли древние меридиональные глубинные разломы, которые являются частью планетарной Арало-Оманской рифтовой системы. Эта важнейшая шовная зона способствовала опусканию восточной части плиты и образованию Амударьинской сннеклизы, и поднятию западной, которая представляет собой Центрально-Каракумский свод

- Для юго-восточной части Туранской плиты характерна значительная концентрация крупных месторождений, составляющих 25% от общего числа открытий. На них приходится 90% начальных разведанных запасов газа. Около 97% всех запасов газа сосредоточено в Мургабской и Амударьинской впадинах.

- Почти 85% запасов газа связано с нижнемеловыми отложениями. На верхнеюрские комплексы приходится 15% запасов. Однако это не отвечает их истинному газонефтяному потенциалу, т к. глубокие горизонты подсолевой юры еще не изучены бурением

- Формирование н размещение углеводородных скоплений в пределах изучаемой территории происходит в двух термобарических мегазонах: верхней и нижней. Для верхней термобарической мегаэоны характерны нормальные пластовые давления (Кс=1,0). Температуры колеблются от 60 до 110"С. Нижняя термобарнческая мегазона характеризуется

сверхгндростатическимн пластовыми давлениями, которые возрастают от 1,1 до 2,0. Температуры составляют |20-170"С.

- Граница термобарическнх мегазон в разрезе проходит на различных гипсометрических уровнях в пределах отдельных геоструктурных элементов^ что неразрывно связано с различной степенью активизации их в неоген-антропогеновый отрезок времени.

- Пространственная и вертикальная фазовая зональность УВ юго-востока Туранской плиты во многом зависит от того в какой термобарической мегазоне, верхней или нижней, происходило образование и размещение залежей нефти, газа и газоконденсата.

- В верхнеюрском нефтегазоносном комплексе выделяются газококденсатная зона верхней и нижней термобарических мегазон; газоконденсатногазовая и газоконденсатнонефтяная зоны нижней термобарической мегазоны.

- В нижнемеловом нефтегазоносном комплексе развитием пользуются преимущественно газоконденсатные и газовые зоны как верхней, так и нижней термобарических мегазон.

- В пределах изучаемой территории преимущественным развитием пользуются газоконденсатные скопления, которые залегают в интервале глубин от 0,9 до 4,7 км и приурочены к большому числу стратиграфических подразделений от нижне-средней юры до апт-альба включительно. Соответственно этому образование и размещение газоконденсатов происходит в широком диапазоне температур и давлений.

- Термобарическое моделирование позволяет выявить ряд генетических типов газоконденсатов Различают первичные и вторичные газоконденсаты. Первичные газоконденсаты - это самостоятельный продукт преобразования органического вещества. Вторичные газоконденсаты образуются в газонефтяной зоне благодаря воздействию вторичных факторов.

- Первичные и вторичные газоконденсаты подразделяются на генетические типы, разнообразие которых определяется формированием и размещением их в двух различных термобарическнх мегазонах: верхней и нижней.

- Первичные газоконденсаты верхней термобарической мегазоны генерируются в условиях нормальных пластовых давлений н температур, пороговые значения которых составляют 120-150°С. Первичные газоконденсаты нижней термобарической мегазоны генерируются

при более высоких температурах (120-|80"С), но в условиях нарастающих сверхгидростатических давлений, где Кс составляют 1,1-1,5.

- Вторичные газоконденсаты верхней термобарической мегаэоны образуются благодаря испарению нефти в газ, в связи с резким падением в газонефтяной зоне температур и давлений, которые зачастую ниже гидростатических, благодаря постоянному воздыманию территории.

Вторичные газоконденсаты нижней термобарической ме газоны образуются за счет растворения нефти в сжатом газе в условиях быстрого нарастания в газонефтяной зоне сверхгидростатических пластовых давлений от 1,2 до 2,0, благодаря неотектонической активности региона. При этом температуры остаются относительно низкие - не более 135°С.

- В пространстве первичные газоконденсаты ! типа (верхняя термобарическая мегаэона) размещаются главным образом в северной части изучаемой плиты (Чарджоуская, Беурдешикская, Бахардокская ступень, Зангузский прогиб).

Первичные газоконденсаты второго типа (нижняя термобарическая мегаэона) распространены преимущественно в южной части плиты - в Предкопетдагском прогибе и на стыке его с Мургабской впадиной, а также на Бадхыэ-Карабильской ступени. В Предкопетдагском прогибе и Мургабской впадине они залегают на больших глубинах (3,4-4,7км) и отличаются жесткими термобарическими параметрами (Т°С - 135-170; Кс - 1,1-1,3)

- Вторичные гаэоконденсаты верхней термобарической мегазо^ы (I тип) сосредоточены в пределах Центрально-Каракумского свода Вторичные ' газоконденсаты нижней термобарической мегазоны (II тип) приурочены к Бешкекскому прогибу и юго-восточной части ЧарджоускоЙ ступени Для них характерны высокие сверхгидростатические пластовые давления (К« - 1,5-2,0) и относительно низкие пластовые температуры (Тм - 108-135°С).

- Раздельное прогнозирование нефти, газа и газоконденсата позволяет предполагать, что перспективы выявления жидких углеводородов в юго-восточной части Туранской плиты достаточно высокие. По термобарическим параметрам прогнозируются две зоны нефтенакопления:

I - Мургабская (верхнеюрская), которая охватывает восточную часть одноименной впадины и сопредельные территории.

II - Бахардокская (верхнеюрская-нижнемеловая), приуроченная к западным частям Бахардокской моноклинали и Предкопетдагского прогиба.

В диссертационной работе защищаются следующие основные положения:

I. Модель геологического строения, истории палеогектонического развития Юго-Востока Туранской плиты.

2 Вертикальная и пространственная фазовая зональность углеводородов платформенного комплекса плиты.

3 Закономерности образования и размещения газоконденсатных скоплений. Перспективы выявления жидких углеводородов в юго-восточной части Туранской плиты.