СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИАМУДАРЬИНСКОЙ ОБЛАСТИ ТУРКМЕНИСТАНА
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)
Кафедра региональной и морской геологии
ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ В ГЭК
Заведующий кафедрой
д-р геол.-мин. наук, профессор
В.И. Попков
(подпись)
2015г.
ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИАМУДАРЬИНСКОЙ ОБЛАСТИ ТУРКМЕНИСТАНА
Работу выполнил Ч. Батыров
(подпись, дата)
Факультет Геологический
Направление 05.03.01 Геология
Научный руководитель,
канд. геол.-мин. наук, доцент Т.Н. Пинчук
(подпись, дата)
Нормоконтролер,
канд. геогр. наук, доцент О.Л. Донцова
(подпись, дата)
Краснодар 2015
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)
Геологический факультет
Кафедра региональной и морской геологии
ЗАДАНИЕ
На выполнение выпускной квалификационной работы бакалавра
Студент Батыров Чары
Тема работы: Сравнительный анализ газовых месторождений Приамударьинской области Туркменистана
Утверждена на заседании кафедры от протокол №
Срок защиты работы
Краткая аннотация задания: Рассмотрены геологическое, тектоническое строение, нефтегазоносность газовых месторождений Приамударьинской области Туркменистана
Научный руководитель
канд. геол.-мин. наук, доцент Т.Н. Пинчук
Заведующий кафедрой
д-р геол.-мин. наук, профессор В.И. Попков
Задание принял к исполнению Ч. Батыров
Дата
РЕФЕРАТ
БАТЫРОВ Ч. (выпускная квалификационная работа бакалавра) Сравнительный анализ газовых месторождений Приамударьинской области Туркменистана, 76 стр. текста, 19 рис., 9 табл., 25 источников, 2 прил.
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ, МЕСТОРОЖДЕНИЕ, АЧАК, ГУГУРТЛИ, НАИП, ФАРАБ, САКАР, САМАНТЕПЕ, ПРОДУКТИВНЫЕ ГОРИЗОНТЫ.
Выпускная квалификационная работа бакалавра включает в себя введение, основную часть, состоящую из 4-х глав, заключение, список используемых источников.
В работе рассмотрена история изученности, дана характеристика геологического, тектонического строения Приамударьинской области, нефтегазоносность месторождений по продуктивным горизонтам и проведен анализ формирования прогнозных коллекторов углеводородов в рамках Амударьинского бассейна.
СОДЕРЖАНИЕ
|
Введение…....…………………………………………………………………...5
|
|
1 Общие сведения о районе исследования ………………..………………….7
|
|
1.1 Физико-географический очерк ………………………………….............7
|
|
2 Геологическая характеристика……………………………………………...10
|
|
2.1 Геолого-геофизическая изученность ……………………………..........10
|
|
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика………………………....14
|
|
2.3 Тектоническое строение…………………………………………............28
|
|
3 Нефтегазоносность……...…………………………………………………....38
|
|
3.1 Краткая характеристика залежей ……………………………………….38
|
|
3.2 Сравнительная характеристика газовых месторождений
по стратиграфическим комплексам и условия формирования
залежей УВ………………..…………………………………………………..54
|
|
4 Анализ прогнозных ресурсов углеводородов………. ……………………..56
|
|
4.1 Прогнозные коллекторы по горизонтам месторождений
Приамударьинского района………………………………………….………56
|
|
Заключение……………………………………………………………………...70
|
|
Список использованных источников …………………………………………72
|
|
Приложение А1 Сравнительная характеристика газовых месторождений
по отложениям нижнего мела………………………………..………………..75
Приложение А2 Сравнительная характеристика газовых месторождений
по отложениям верхней и средней юры…………………………………........76
CD – Текст выпускной квалификационной работы
с иллюстрациями (1 диск)
|
|
|
|
|
|
ВВЕДЕНИЕ
|
Приамударьинская область является одной из основных нефтегазоносных областей страны, в пределах которой бурением установлена промышленная продуктивность средне-верхнеюрских и нижнемеловых отложений. Структурно-тектонические особенности и характер строения разреза этого крупного геотектонического элемента обеспечивают все необходимые условия для генерации, миграции, аккумуляции и консервации УВ. Выявленные глубоким бурением залежи нефти и газа связаны как со структурными ловушками, так и с природными резервуарами неантиклинального и смешанного типа.
Объектом исследований является нефтегазоносные комплексы Приамударьинской области верхнеюрского (среднеюрского) и нижнемелового возраста. Бассейн Аму-Дарья занимает полупустынных и пустынных районах юго-восточной Туркмении, Узбекистана, юго-западной и северо-западной Афганистане; небольшая часть бассейна находится в Иране. Площадь бассейна превышает 400 000 км2, из которых 360000 км2 в Туркменистане и Узбекистане.
Цель работы - оценка перспектив нефтегазоносности Приамударьинской области на основе изучения условий формирования и структурно-фациальной зональности, палеогеографического обоснования, прогноза распространения коллекторов на перспективных в нефтегазоносном отношении площадях .
Задачи:
-анализ состояния и достоверности геолого-геофизического материала с целью получения информации о нефтегазоносности изучаемой территории;
-изучение геологического строения;
-проведения сопоставления нефтегазовых месторождений Приамударьинской области;
-уточнение перспективных в нефтегазоносном отношении зон, участков и объектов.
Актуальность выбора данной темы дипломной работы обусловлена доразведкой юрских отложений, связанных с перспективами Приамударьинской области. На сегодняшний день основным объектом для поисков залежей нефти и газа являются юрские и меловые отложения. Другие объекты Приамударьинской области несмотря на свою перспективность остаются в ожидании бурения и открытия месторождений нефти и газа в кайнозойских отложениях. Второй этап открытия будущих месторождений углеводородов, связан с карбонатными коллекторами, в которых промышленные скопления нефти и газа, приурочены к отложениям палеогена. Коллекторы отличаются сложным характером распространения, как по площади, так и по разрезу.
- ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
1.1 Физико-географический очерк
Приамударьинская область (район) занимает северо-восточную часть Туркменистана(рис.1).
Рельеф. На равнинах Туркмении наблюдаются два общих уклона поверхности: один – с востока на запад, от современной долины реки Амударьи в сторону Каспийского моря, другой – с юга на север, от Копетдага к Хорезмско-Сарыкамышской низменности. Наличие этих уклонов определило основное направление древней и современной гидрографии. В целом абсолютные высоты в пределах данной территории падают от +250 м на востоке до -20 м на западе.
Современные формы рельефа песчаной пустыни обязаны своим происхождением и развитием эоловым процессам. Расчлененность поверхности песчаной пустыни в древней дельте Амударьи колеблется в пределах 5-6 м. характерными формами рельефа пустынных равнин являются также такыры и солончаки. Вне Каракумов обширные такыры развиты на севере страны, в Хорезмско-Сарыкамыщской низменности, где они образовались на аллювиально-дельтовой равнине Присарыкамыщской дельты Амударьи.
В пределах территории Приамударьинского района развиты и солончаки (шоры). Наиболее крупные из них: Казахлышор и Сарыкамыщские.
На правобережье Амударьи основными элементами рельефа являются грядообразные холмы и останцы, разделенные широкими понижениями и в значительной мере перекрытые эоловыми песками Сундукли. Этот район является продолжением пустыни Кызылкумы.
Гидрография. Амударья – самая большая река страны и всей средней Азии, протекает по северо-восточной окраине Туркмении. Площадь его бассейна 465 000 км2, длина 2540 км. Основным источником питания Амударьи являются ледники и сезонные снега Памира и Гиссаро - Алтайской горной системы. Режим Амударьи характеризуется весенне-летним половодьем, начало которого приходится на конец марта и апрель, а максимальные расходы на июнь – август. Амударья относится к числу блуждающих рек. За свою историю она несколько раз меняла русло. Река несет огромное количество наносов: 1 м3 содержит 4 кг взвешенных частиц.
Климат. Территория располагается в зоне внетропических пустынь, характеризуется резко континентальным сухим климатом. Его типичными чертами являются значительные суточные и годовые колебания температуры, сухость воздуха, малая облачность, большая продолжительность солнечного сияния и ничтожное количество атмосферных осадков. Континентальность и аридность климата обусловлены удаленностью территории от океана, южным внутриматериковым положением, а также характером рельефа и особенностями циркуляции атмосферы. Средние температуры января -4°С , июля +28-35°С.
Почвы. На древнедельтовых равнинах Амударьи широко распространены такыровидные почвы, характеризующиеся засоленностью нижнего слоя и полигональной трещиноватостью поверхности.
От поливного земледелия почвенный покров изменен хозяйственной деятельностью человека. Для орошаемых почв характерен мощный агроирригационный горизонт, достигающий 2 м и более.
Растительность. Разнообразно растительность речных долин, представленная влаголюбивыми видами. В долинах Амударьи встречаются густые заросли тополя, лоха, ивы белой, гребенщика, называемые тугаями.
Экономика. Административным центром Приамударьинская области является г. Чарджоу (Туркменабат). В Туркменабаде действует машиностроительный завод, авторемонтный завод, хлопкоочистительный завод, кожевенный завод, домостроительный комбинат, комбинат строительных материалов, химический завод, нефтеперерабатывающий завод. В городе функционируют шерстомойная, прядильно-ткацкая, швейная, ковровая, кондитерская и мебельная фабрики, пивоваренный и молочный заводы. Месторождения полезных ископаемых связаны с разработкой осадочных пород верхнего отдела меловой системы, практическое употребление находят известняки, перерабатываемые на щебенку. Горизонты фосфоритов, имеющие широкое распространение, но малую мощность и низкое содержание полезного компонента, не представляют интереса в промышленном отношении. В Приамударьинском районе приурочены крупные месторождения палеогеновых глин (Дарганатинское и Даниширское), пригодных для производства керамзита и использование их в качестве адсорбентов. К эоцену этого района приурочено также проявление фосфоритов. Исследуемый район является главным центром газовой промышленности страны.
Рисунок 1 – Физико-географическая карта Туркмении (квадратом выделена Приамударьинская область) [1]
2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
2.1 Геолого-геофизическая изученность
В истории геолого-геофизической изученности Приамударьинской области можно выделить четыре периода. Первый период, начавшийся в ХVIII столетии, продолжался до конца 60-х годов XIX в., второй охватывает конец XIX и первые два десятилетия XX в., третий – с начала 20-х годов до середины 50-х гг., четвертый – 1956 г – до нашего времени.
Начавшиеся с 1873 г. исследования позволили получить первые геологические данные по северо-восточным районам Туркмении. В частности А. Э. Гедройц (1882) обстоятельно описал четвертичные отложения Амударьинской дельты. В эти же годы Н. П. Барборт де Марни (1875) схематично охарактеризовал геологические особенности района низовьев Амударьи, И. В. Мушкетов (1886) сделал беглые наблюдения по долине этой реки [1].
В 1913 – 1916 гг. геологические особенности обширной территории, прилегающей к низовьям Амударьи, освещены А. Д. Архангельским, а некоторые сведения о геологии Гаурдак-Кугитанского района на востоке Туркмении опубликованы С. Н. Михайловским. Труды этих геологов легли в основу изучения стратиграфии меловых отложений Туркмении [2].
В послевоенные годы геологические исследования в Туркмении значительно расширились. Характерной особенностью первого послевоенного десятилетия было проведения разнообразных исследований, связанных с проектированием крупных гидротехнических сооружений.
В области геологической съемки наибольшая роль принадлежала Всесоюзному аэрогелогическому тресту (ВАГТ), работы которого проводились с широким применением авиации. В 1946 г. этими работами, выполнявшимися совместно с ВСЕГЕИ, были охвачены приамударьинская часть Туркмении и смежные районы Узбекистана (П. П. Чуенко,
А. И. Смолко, А. А. Ямнов, М. К. Граве). В 1951 – 1953 гг. эти работы распространились на обширную территорию от низовьев Амударьи до северо-западного окончания Копетдага. В результате этих
исследований, а также одновременно проводившихся геоморфологических
и археологических работ экспедиции АН СССР собран обширный материал,
характеризующий геоморфологию и новейшую геологическую историю равнинных областей, и в частности внесены важные коррективы в представления о последних этапах развития речных долин Амударьи, Сарыкамыша и Узбоя. Вопросы происхождения и формирования рельефа песков обстоятельно освещены Б. А. Федоровичем. Некоторые особенности геохимических процессов в Каракумской пустыне и генезис слагающих ее песчаных толщ рассматриваются в статьях А. В. Сидоренко [3].
Наиболее значительные геологосъемочные работы проводились Управлением геологии Совета Министров Туркменской ССР на равнинах восточной части Туркмении, где большим коллективом геологов (Р. Е. Айзберг, А. Н. Давыдов, Н. Н. Камышев, В. Х. Капцан, С. П. Кривохатский, Н. И. Лупарев, А. А. Николаев, В. Б. Окушко, М. И. Раевский, Ю. В. Тимофеев, А. В. Яхно и др.) заснята обширная территория, расположенная между восточным окончанием Копетдага, Унгузом и Амударьей. [1]
Проводилось изучения горных пород, слагающих фундамент платформенной области. Изучение палеозойских магматических и
осадочных пород, вскрытых буровыми скважинами, проводили ряд геологов, из которых в первую очередь необходимо указать В. С. Князева, обработавшего и систематизировавшего обширный материал по палеозою Каракумов, Приамударьинского района и Прикарабогазья [4].
Из полезных ископаемых наиболее важные практические результаты получены по горючим газам. Начиная с 1962 г. открыт ряд газовых месторождений в Юго-Восточных Каракумах и на побережье Амударьи (Фараб, Наип, Гугуртли, Кабаклы). На севере и северо-востоке в 1966 г. открыты Ачакское газовое месторождение [5].
В настоящее время проводится сейсмическая георазведка Приамударьинского района с целью поисков углеводоров.
Присутствие верхнемеловых отложений в низовьях Амударьи было установлено исследованиями Н.П. Барбота де Марни (1875) и Г.Д. Романовского (1878 – 1890). А.Д. Архангельским (1915, 1916, 1931) была разработана первая схема стратиграфического расчленения этих отложений [1].
Вопросы стратиграфии и литологии верхнемеловых отложений Приамударьинского района освещены в работах Е.Г. Винокуровой
и Е.А. Жуковой (1959), В.Д. Илина (1959), Р.Е. Айзберга (1961), Л.Г. Амурской, Л.А. Соколовской и др. (Амурская и др., 1964; Соколовская, 1968; «Типовые разрезы», 1966). Изучение остатков аммонитов, двустворок, брахиопод и фораминифер из этих отложений проводилось Н.П. Лупповым (1952), В.Д. Ильиным (1959), Г.М. Беляковой (1954, 1958, 1959), Е.В. Гречишниковой (1965), Л.Г. Амурской. Вещественный состав отложений изучался А.Г. Бабаевым (1957), Л.А. Соколовской (1964, 1966) [1].
Впервые континентальные неогеновые отложения были обнаружены в долине Амударьи И.В. Мушкетовым (1886). Более детальные исследования А.Д. Архангельского (1914) в низовьях Амударьи позволили установить фаунистические охарактеризованные конкские, нижне и среднесарматские отложения. В 1962 г. А.И. Айнемер, В.В. Житинева, Н.В. Житинева, Н.М. Радюкевич, А.И. Смолко, Ю.Р. Ткачев (1968) выполнили стратиграфическое и литологическое исследования плиоценовых континентальных отложений в долине среднего течения р.Амударьи [6].
Ачакское месторождение было открыто и введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1966 г [3].
Из Ачакского газоконденсатного месторождения в 1972 г. было получено более 60 % всей добычи природного газа Туркмении.
|
По уровню извлекаемых запасов и добыче газа Туркменистан занимает одно из ведущих мест в мире и второе после России среди бывших республик СССР. Становление газовой промышленности в качестве самостоятельной отрасли началось во второй половине 60-х годов, с вводом в эксплуатацию Ачакского месторождения. В последующие годы отрасль стремительно развивалась по мере разработки новых месторождений, расположенных преимущественно на востоке республики. Текущие извлекаемые запасы газа Туркменистана приближаются к 3 трлн. кубометров (включая около 70 млрд. кубометров растворенного газа), сконцентрированных в почти 100 месторождениях (газовых, газоконденсатных, нефтегазовых). Более 80% запасов и добычи газа приходится на долю единственного уникального месторождения Довлетабад-Донмез (открыто в 1982 году).
|
|
|
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика
Палеозойская эратема (PZ)
Палеозойские отложения в Приамударьинской области образуют складчатый фундамент. В районе г. Чарджоу скважинами вскрыты палеозойские осадочные и метаморфические породы.
Средний палеозой (PZ2)
Палеозойские отложения были вскрыты буровыми скважинами в районе среднего течения реки Амударьи между поселками Дарганата и Кабаклы, а также на площади Гугуртли. Они представлены углистыми и кремнисто-известковистыми сланцами и рассланцованными алевролитами. Принадлежность этих пород к среднему палеозою устанавливается по определению абсолютного возраста эффузивных пород, с которыми они переслаиваются. Мощность изменяется от 230 до 1000 м.
Верхний палеозой (PZ3)
Пермская система (P)
Верхнепалеозойские отложения в Приамударьинском районе были вскрыты скважинами. На правом берегу Амударьи в районе Чарджоу скв. 2, 5 и 8 у Фараба и скв. 3 у Алата под юрскими отложениями вскрыта толща конгломератов. В скв.8 конгломераты залегают на амфиболитах и габбро-диоритах, другие скважины из конгломератов не вышли. Наибольшая вскрытая мощность конгломератов достигает 265 м. В составе толщи, помимо конгломератов, присутствуют маломощные и сравнительно редко встречающиеся прослои полимиктовых разнозернистых песчаников, глинисто-хлорито-серицито-кремнистых аргиллитов и кристаллолитоло- кластических туфов
Конгломераты представляют собой крепко сцементированную очень плотную породу зеленого и темно-серового цвета. В составе галек преобладает магматические породы – кварцевые порфириты, порфириты, спиллиты, ожелезненные и хлоритизированные эффузивы и осадочные образования – кварциты, яшмы, туфогенные песчаники, туфы, глинисто-серицитово-кварцевые и серицитовые сланцы. Кроме того, конгломераты в значительном количестве содержат обломки и гальки кварца и обломки полевого шпата. Цемент конгломератов поровый и базальный, по составу опаловый, халцедоно-серицитовый и кварц-хлорит-серицитовый.
Возраст конгломератов разными исследователями трактуется по-разному. В.С. Князев, И.Б. Кононова и др. считают, что накопление конгломератов могло происходить в позднепалеозойское время или в триасовый период, вплоть до наступления юрской трансгресси, и что возраст толщи может быть позднекарбоновым, пермо-триасовым и просто триасовым. Л.М. Левин конгломератовую толщу Фараба сопоставляет со среднеюрским туфогенно-осадочным комплексом Западного Узбекистана [7]
Общая мощность пермских отложений около 2500 м.
На пермские отложения со стратиграфическим перерывом залегают юрские образования, в триасовый период территория была сушей, ее поверхность подвергалась денудации.
Мезозойская эратема (Mz)
Юрская система (J)
В Приамударьинском районе вскрыты скважинами верхнеюрские, в меньшей степени среднеюрские, а местами, возможно, и нижнеюрские отложения, разрезы которых на основании изучения керна и данных каротажа могут быть сопоставлены между собой и с разрезами обнаженных районов.
Нижний отдел (J1)
В Гугуртлинской скважине вскрыты предположительно нижнеюрские отложения, по разрезу в основании отмечаются нерасчлененной нижне-среднеюрской терригенной толщи (Пашаев, 1968). У Фараба нижняя граница юры проводится отдельными исследователями на различных уровнях.
Нижний отдел представлен черными глинами и серыми песчаниками с линзами угля и растительными остатками. Мощность нижней юры здесь достигает 300 м.
Средний отдел (J2)
Предположительно к средней юре относится толща, внизу сложенная конгломератами с линзами песчаников (до 100 м), сменяющимися кверху песчаниками, алевролитами и глинами (20 м). Мощность до 200 м.
Верхний отдел (J3)
Верхнеюрские отложения пользуются довольно широким распространением в Приамударьинском районе. В связи, со слабой охарактеризованностью органическими остатками они не поддаются отчетливому подразделению на ярусы. Однако благодаря резким литологическим различиям, по аналогии с юго-западными отрогами Гиссарского хребта, келловейские и оксфордские терригенно-карбонатные образования хорошо отделяются от вышележащих эвапоритов киммериджа и титона.
В Приамударьинском районе (Фараб, Наразым, Самантепе, Кабаклы) в терригенно-карбонатной нижней половине верхней юры отчетливо выделяется терригенная часть разреза (глины с прослоями алевролитов и песчаников).
На карбонатных келловейско-оксфордских отложениях в Приамударьинском районе залегают согласно лагунно-континентальные отложения. Нижняя половина этих отложений, соответствующая гаурдакской свите, представлена эвапоритовой лагунной толщей. Верхняя часть, сопоставляемая с карабильской свитой, является красноцветной глинистой, и, очевидно, имеет континентальное происхождение.
В среднем течении р. Амударьи (Кабаклы, Наразым, Фараб) гаурдакская свита широка распространена и характеризуется чередованием ангидритов и галитов, которые Б.И. Бараш, Г.И. Грачев и В.Я. Соколов (1961) подразделяют на пять пачек. Мощность отдельных пачек и свиты в целом увеличивается с северо-запада на юго-восток со 190 м (Кабаклы) до 600 м (Наразым).
Вышележащие отложения, сопоставляемые с карабильской свитой, в среднем течении Амударьи представлены глинами, алевролитами и песчаниками. На отдельных участках последние переходят в мелкогалечные конгломераты. В Приамударьинском районе мощность этих отложений увеличивается с северо-запада на юго-восток от 50 м в районе поселка Кабаклы до 300 м в урочище Наразым и в гряде Керкидаг.
Надо отметить, что юрские отложения рассматриваемой территории являются газоносными.
Меловая система (К)
Нижний мел (К1)
К северо-западу от отрогов Гиссарского хребта, на прилегающей к долине Амударьи территории естественные выходы пород нижнего мела отсутствуют и их изучение возможно лишь по материалам бурения. Наиболее полные разрезы вскрыты скважинами на складках Фараб, Наразым, Кабаклы, Джилликумы, Султан-Санджар, Кошабулак.
В нижнемеловых отложениях Приамударьинского района устанавливается наличие нерасчлененной толщи берриаса – готерива, барремского, аптского и альбского ярусов, но степень палеонтологической обоснованности их выделения и детальность расчленения отложений различны.
Положение нижней границы меловых отложений на рассматриваемой территории в течение длительного времени вызывает большие разногласия. Трудность установления этой границы объясняется отсутствуем руководящих органических остатков в пограничных частях разреза. Некоторые материалы для решения этого вопроса дают результаты палинологических исследований. В разрезе Фарабской структуры из глинистой пачки, лежащей на верхнеюрских соленосных отложениях и сопоставляемой с нижней частью карабильской свиты Гаурдак-Кугитангского района, И.Н. Бархатной выделен спорово-пыльцевой комплекс, характерный для верхней юры, тогда как комплекс, встреченный в вышележащей песчаной пачке, сопоставляемой с верхней частью карабильской свиты, имеет, по ее мнению, неокомский облик. Это обстоятельство и мнение некоторых исследователей о залегании песчаной пачки на подстилающих слоях с размывом дают известное основание проводить границу юры и мела между двумя названными пачками (Алиев, Бараш, Дикенштейн и др., 1963).
Берриас – готерив. Нерасчлененные берриас-готеривские отложения представлены буровато-красными и темно-серыми загипсованными аргиллитоподобными глинами с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. Общая мощность 110 – 130 м.
Баррем. Отложения этого яруса залегают на подстилающих слоях без признаков размыва. Представлены они известняками и терригенными породами. По литологическим признакам их можно расчленить на две пачки. Нижняя сложена серыми известняками с прослоями темно-серых песчаников, глин и алевролитов. Верхняя пачка образована темно-серыми, почти черными глинами. Общей мощность около 80 м
Апт. Отложения аптского яруса в Приамударьинском районе залегают на подстилающих без видимых следов размыва и представлены известняками, доломитами, сероцветными песчаниками, алевролитами и плотными глинами. В низах разреза преобладает известняки, выше – песчаники с прослоями известняков, разделенные в средней части и небольшой пачкой темно-серых глин. Общая мощность отложений 60 – 80 м.
Альб. Альбские отложения по литологическим признакам делятся на пять пачек. В основании залегает пачка грубообломочных пород – гравелитов, грубозернистых песчаников и песчанистых глин мощностью 26 м. Эта часть разреза сопоставляется с отложениями нижней зоны – клансейского горизонта, выделяемого в юго-западных отрогах Гиссара. Вторая пачка сложена темно-серыми известковистыми глинами мощностью 100-110 м. Эта пачка соответствует верхней зоне клансейского горизонта. Третья пачка образована алевролитами и глинами мощностью около 60м. Четвертая пачка, представленная в нижней части алевролитами, в верхней – песчаниками, известняками и глинами, имеет мощность около 94 м. Пятая пачка (60 м) сложена в нижней части песчаниками и известняками, в верхней – глинами с прослоями алевролитов. Остатки фауны в альбских отложениях Приамударьинского района встречается редко. Общая мощность альба около 360 м.
Верхний мел (К2)
В Приамударьинском районе отложения верхнего мела развиты повсеместно, но на большей части территории скрыты под более молодыми отложениями. На земной поверхности породы верхнего мела обнажены на антиклиналях Питянкского поднятия (Султансанджар, Тюямуюн, Кошабулак и др) и на поднятии Кабаклы. Полные разрезы отложений вскрыты скважинами, пробуренными с целью поисков залежей нефти и газа.
Верхнемеловые отложения Приамударьинского района залегают согласно, без следов перерыва на верхнеальбских и представлены толщей морских осадков. В литологическом отношении верхнемеловые отложения рассматриваемого района довольно однообразны; они сложены преимущественно сероцветными песками, песчаниками, алевролитами и глинами. Известняки присутствуют в верхнем маастрихте, реже в сантоне, коньяке и сеномане. Песчано-глинистый тип разреза в общем выдерживается по всей площади района, но для северных участков (Питняк) характерно при сокращении мощности значительное увеличение роли песчаников по сравнению с южными участками (Кабаклы, Наразым и др). Мощность их меняется от 400 – 450 м в пределах Питнякского поднятия, до 1000 – 1300 м в зонах тектонического погружения (например Кабаклы).
В толще верхнего мела выделяются все ярусы. Большинство из них подразделяются на подъярусы. Положение нижней границы верхнемеловых отложений в Приамударьинском районе до настоящего времени не получило окончательное разрешения. Наиболее обоснованной представляется точка зрения В.Д. Ильина (1961), предложившего проводить границу между альбом и сеноманом [1].
Сеноман. Сеноманские отложения сложены переслаиванием песчаников серых, зеленовато-серых, мелко и среднезернистых, кварц-палевошпатовых глауконитов, с серыми глинами, иногда известковистыми, и алевролитами. Редко наблюдается прослои известняков-ракушняков. В этих отложениях встречаются и фораминиферы, характерные для сеномана Мангышлака. Мощность их меняется в пределах 170 – 300 м.
Турон. Туронские отложения подразделяются на нижний и верхний подъярусы. В разрезе нижнетуронской зоны преобладают серые с зеленоватым оттенком глины, иногда алевритовые и оскольчатые, с редкими прослоями светло-серых алевролитов и серых глинистых песчаников. Общая мощность подъяруса до 135 м.
Верхнетуронская зона сложена в основном песками и песчаниками светло и желтовато-серыми, мелко- и среднезернистыми, с подчиненными прослоями глин и алевролитов серых, светло-серых. Наблюдаются редкие прослои известняков-ракушняков и устричников. Мощность подъяруса
80 -122 м. Общая мощность турона до 247 м,
Коньяк. В юго-восточной части этот ярус из-за отсутствия палеонтологических данных выделяется условно. В пределах описываемого района коньякские отложения представлены песчано-глинистыми породами с редкими прослоями известняков и ракушечников. С юга на север увеличивается содержание в разрезе песков и песчаников. Пески и песчаники серые, зеленовато- и желтовато-серые, мелко- и среднезернистые, в различной степени сцементированные, иногда ожелезненные. Глины серые, зеленоватые, мелко- и крупнооскольчатые, редко листоватые. Известняки зеленовато-серые, желтоватые. Мощность яруса уменьшается с юга на север от 164 до 45 – 53 м.
Сантон. Сантонские отложения представлены частым переслаиванием светло-серых и зеленовато-серых глин с серыми, зеленоватыми, реже коричневота-бурыми песчаниками, известняками и алевролитами. В северных районах в разрезе яруса преобладают глинистые породы. Мощность яруса меняется от 58 до 155 м.
Кампан. Кампанские отложения подразделяются на нижний и верхний подъярусы. В нижнем подъярусе выделяются две биостратиграфические зоны. Первая зона представлена в основании песками темно-серыми, зеленовато-бурыми, с мелкими и крупными желваками фосфоритов. Выше залегают глины зеленовато-серые, реже серые, мелко- и крупнооскольчатые, известковистые, мощностью до 30 м. Вторая зона сложена зеленовато серыми, иногда буроватыми ожелезненными глинами, прослоями известковистыми и с примесью гипса, мощностью до 20 м.
Верхний кампан сложен глинами зеленовато-серыми, плотными, оскольчатыми, в основном известковистыми, иногда с примесью песчаного и алевритового материала, имеет мощность 42 – 111 м.
Маастрихт. На большей территории Приамударьинского района отложения маастрихта согласно залегают на верхнекампанских.
Нижний маастрихт представлен в основном песками, песчаниками зеленовато-серыми, железовато-зелеными, мелкозернистыми, иногда ожелезненными, имеет мощность 14 – 46 м.
Верхний маастрихт представлен песчаниками и известняками светлыми, участками с кремоватым оттенком. Общая мощность 10 – 25 м.
Нижний палеогеновый датский ярус в Приамударьинском районе отсутствует, и маастрихтские отложения покрываются непосредственно отложениями палеоцена.
Кайнозойская группа (KZ)
Палеогеновая система (Pg)
Отложения палеогеновой системы в Приамударьинском районе развиты почти повсеместно. Обнажены они в юго-западных отрогах Гиссара, у Наразыма и вдоль обоих берегов р.Амударьи ниже г.Чарджоу. Многочисленными скважинами палеоген вскрыт под неогеновыми и четвертичными породами. Палеогеновые отложения Приамударьинского района расчленяются на отделы и подотделы общей шкалы. (рис)
Палеоцен (Pg1)
В северо-западной части района представлен зеленовато-серыми, иногда известковистыми глинами и мергелями мощностью до 25 м. В центральной части развиты преимущественно гипсоносные известняки, с прослоями песчаников, отражающиеся на каротажных диаграммах высокими значениями КС и отрицательными – ПС. Мощность их достигает 100 м. На юго-востоке района палеоцен представлен толщей доломитов и гипсов, которые венчаются маломощной (3 – 7 м) пачкой алевритистых глин. В центральных, и юго-восточных разрезах палеоцена присутствует богатая фауна моллюсков, обитавшие как в нормально морских (каратагский комплекс), так и в лагунных (капланбекский комплекс) условиях. В северо-западной части Приамударьинского района глины, относящиеся к палеоцену, содержат раковины фораминифер.
Общая мощность палеоцена достигает 110 м.
Эоцен (Pg2)
Эоценовые отложения представлены преимущественно глинами, и по содержащимся в них комплексам фораминифер расчленяются на нижне, средне и верхнеэоценовые. Нижний эоцен обычно согласно залегает на палеоцене. В разрезах отдельных скважин (Фараб, Карабекаул) отмечаются признаки размыва верхних горизонтов палеоцена. У пос. Кабаклы, где палеоцен отсутствует, нижнеэоценовые отложения залегают на маастрихтских. Повсеместно нижний эоцен сложен толщей зеленовато-серых, серых и темно-серых, местами известковистых глин, которые на электрокаротажных диаграммах характеризуется очень низкими значениями КС (2 – 3 ом•м) и недифференцированной кривой ПС. В юго-восточной части Приамударьинского района в низах разреза залегает пласт темно-серой сланцеватой глины, переходящей местами в черный горючий сланец мощностью 0,2 – 0,4 м. Мощность нижнего эоцена изменяется от 35 до 67 м.
Средний эоцен представлен светло-серыми мергелями и известковистыми глинами, которые на электрокаротажных диаграммах характеризуется повышенными значениями КС (до 10 -15 ом•м) и небольшой депрессией кривой. Мощность среднего эоцена достигает 36 м.
Верхнеэоценовые отложения согласно лежат на среднеэоценовых. Представлены они толщей серо-зеленых и серых глин, в подошве которых юго-восточнее пос. Кабаклы присутствует пачка известковистых глин с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. Электрокаротажная диаграмма разрезов верхнего эоцена характеризуется низкими значениями КС (2 – 5 ом•м) с зонами повышенного значениями (до 5 – 10 ом•м), отражающими положение прослоев песчаников и алевролитов. Кривая ПС в нижней части разреза сглаженная, в верхней – несколько расчленена. Верхняя граница верхнеэоценовых отложений на большей части площади совпадает с поверхностью размыва. Полная мощность верхнего эоцена в тех местах, где он согласно покрывается нижним олигоценом, достигает 200 м. В остальных районах видимая мощность не превышает 160 м.
Олигоцен (Pg3)
Олигоценовые отложения залегают с размывом на различных горизонтах эоцена. Они представлены пестроцветными породами, весьма изменчивыми по площади. В районе Питняка, по данным Б.З. Выменца и М.И. Епифанова, разрез олигоцена в своей нижней части сложен серо-зелеными глинами (аналоги дауданской свиты Северной Туркмении) мощностью 57 – 78 м [8].
Отложения, вскрытые скважинами в урочище Эльджик и к северо-востоку от Фарабской антиклинали, представлены пестроцветными глинами мощностью в несколько десятков метров. Они содержат комплекс фораминифер и остракод, характерный для олигоцена Средней Азии.
Олигоценовые отложения несогласно со стратиграфическим перерывом перекрывается плиоценовыми осадками, в миоценовое время территория была сушей и подвергалась выветриванию.
Неогеновая система (N)
Плиоцен (N2)
Акчагыльский ярус вскрыт скважинами под четвертичным аллювием в Приаральской дельте Амударьи. Он залегает, видимо, изолированными пятнами в наиболее пониженных участках погребенного денудационного рельефа и по данным М.Н. Грамма (1958), представлен зеленовато-серыми алевритистыми карбонатными глинами с характерными раковинами моллюсков. Мощность до 20 м [9].
Четвертичная система (Q)
На северо-восточной окраине Туркмении в долине р. Амударьи и части ее правобережья четвертичные отложения пользуются широким распространением. Они целиком выполняют долину крупнейшей реки Средней Азии и слагают на ее правобережье обширную предгорную равнину отрогов Гиссарского и Зеравшанского хребтов на юго-востоке и древнюю дельту Зеравшана – на северо-западе.
Плейстоцен (Q1-3)
Нижне-средний плейстоцен (Q1-2)
В северо-западной части правобережья Амударьи развиты нижне-среднечетвертичные отложения. Северо-западнее урочища Эльджик они обнажаются в уступах коренных берегов Амударьи. Представлены отложения однородной толщей, сложенной преимущественно зеленовато-серым, местами с голубоватым и серым оттенком тонкозернистым песком крутокосослойчатой текстуры. Имеются прослои и линзы средне-крупнозернистого песка и гравия, состоящего из обломков темноцветных метаморфических и изверженных пород. Среди песков присутствуют линзовидные прослои мощностью 0,5 – 1 м алевритовых глин и алевритов голубовато-зеленовато-серой и светло-желтовато-серой окраски, содержащих растительные остатки (отпечатки листьев и обломки стеблей тростника) и ходу илоедов. В верхних горизонтах описанных отложений часто встречаются обломки и целые раковины, характеризующие пресноводные условия осадконакопления, но не позволяющие судить о возрасте вмещающих отложений точнее, чем поздний плиоцен-четвертичный. Ранне-среднечетвертичный возраст рассматриваемых отложений основывается на том, что они к юго-западу замещаются каракумской свитой, образуя с ней единую аккумулятивную поверхность. Мощность древнедельтовых отложений Зеравшана колеблется от первых метров по периферии останцов заунгузской свиты до 15 -25 м в удалении от них.
Верхний плейстоцен (Q3)
Преимущественно аллювиальные верхнечетвертичные отложения занимают обширные понижения рельефа в равнинной части правобережья Амударьи. Здесь различаются аллювиальные отложения Кашкадарьи и Амударьи и аллювиально-дельтовые накопления Зеравшана.
На участке правобережья от Наразыма до Фараба амударьинский аллювий сменяется аллювиально-дельтовыми отложениями Зеравшана. Последние представления желто-бурыми песками с прослоями светло-серых глин, содержащими раковины пресноводных остракод.
Позднечетвертичный возраст аллювия второй надпойменный террасы Амударьи подтверждается налеганием его на каракумскую свиту и вложением в него аллювия современной долины Амударьи. Возраст других образований устанавливается по их переслаиванию с верхнечетвертичным аллювием Амударьи и приуроченности их к единой аккумулятивной поверхности, синхронной второй надпойменной террасе этой реки, мощностью несколько метров.
Голоцен (Q4)
Отложения пойм мелких речек и временных водотоков в горных и предгорных участках правобережья Амударьи представлены преимущественно песками, а соответствующие им конуса выноса на предгорной равнине сложены песчано-глинистыми осадками. Мощность этих отложений не превышает 10 м.
Условные обозначения
Рисунок 2 – Литолого-стратиграфический разрез Приамударьинской области [5]
Современные эоловые накопления, развитые на поверхности верхнечетвертичных отложений Амударьи и Зеравшана, представлены серовато-буровато-желтыми мелкозернистыми песками. Мощность эоловых песков редко превышает 3 м.
2.3 Тектоническое строение
Территория Туркмении входит в состав Альпийско – Гималайского складчатого пояса и занимает часть 3 крупных тектонических элеменотов: эпигерцинской платформы (южнее окончание Туранской плиты), альпийской складчатой области (Западно-Туркменская впадина, горно-складчатые поднятия Больших Балхан и Копетдаг, Предкопетдагский краевой прогиб) и эпиплатформенного орогена (Гаурдак – Кугитанская область поднятий).
Рисунок 3 – Схема тектонического районирования Туркмении [6]
Приамударьинская ступенчато-моноклинальная область
Приамударьинская ступенчато-моноклинальная область на северо-востоке граничит с Кызылкумской областью поднятий, а на юго-востоке – с Бешкентским прогибом. Западную окраину области составляет Амударьинская зона дислокаций, образованная над региональным Амударьинским разломам.
1 – изогипсы поверхности меловых отложений; 2 – участки, где меловые отложения подвергались значительному размыву в неоген-четвертичное время; 3 – разрывные нарушения в осадочном чехле; 4 – граница Туранской плиты с эпиплатформенной орогенической областью; 5 – граница структурных элементов: а – первого порядка (границы областей и зон), б – второго порядка, в – третьего порядка; 6 – структурные элементы Туранской плиты: А – Приамударьинская ступенчато-моноклинальная область: А-I – Бухарская ступень, А-II – Чарджоуская ступень, А-III- Приамударьинская зона дислокаций;
Рисунок 4 – Тектоническая схема Приамударьинской части Туранской плиты в пределах Туркмении [1]
Как показывает результаты геолого-геофизических исследований, в Приамударьинской области поверхности фундамента имеет ступенчатое строение. Бухарский региональный разлом делит область на две основные ступени – Бухарскую и Чарджоускую, которые в свою очередь более мелкими зонами разрывных нарушений делятся на ряд опущенных и приподнятых блоков (рис.4).
В пределах ступеней складки и разрывы имеют запад-северо-западное и широтное простирание.
Фундамент в пределах Бухарской ступени в наиболее приподнятых участках залегает на глубине 1 – 1,5 км, а в наиболее опущенных – не ниже
2 – 2,5 км. Чарджоуская ступень характеризуется большей глубиной залегания поверхности фундамента, которая меняется, по-видимому, от 3 до 4 – 5 км. В связи со ступенчатым погружением фундамента мощность покрывающих его осадочных комплексов увеличивается в юго-западном направлении. При переходе от Бухарской ступени к Чарджоуской в верхней части юры появляется мощная соляно-гипсовая толща – гаурдакская свита. Западнее Чарджоуской ступени значительно возрастает мощность нижней и средней юры. Возможно, здесь же особенно резко увеличивается мощность верхнепалеозойско-триасовых образований, которая, судя по геофизическим данным, достигает 2 – 3 км.
Чарджоуская ступень
Чарджоуская ступень более погружена, чем Бухарская. В ее пределах отмечены более значительная, чем на Бухарской ступени, мощность меловых и юрских отложений и повсеместное развитие верхнеюрской соляно-гипсовой свиты (гаурдакской). Мощность последней увеличивается в юго-западном и юго-восточном направлениях от первых десятков метров до 600 – 700 м.
Северо-восточная и северная границы ступени совпадают с линией выклинивания солей гаурдакской свиты. На северо-востоке граница с Бухарской ступенью проходит по системе крупных разломов. Северная граница несколько условна и намечена на широте урочища Дая-Хатын южнее Гугуртли-Учкырского вала, который, как предполагается по геофизическим данным, с юга ограничен крупным разрывом фундамента. Западной границей ступени является Амударьинская зона дислокаций. На юго-востоке Чарджоуская ступень граничит с Бешкентским прогибом, в пределах которога складки имеют не широтное или запад-северо-западное, как на ступени, а северо-восточное простирание. Смена простираний происходит, вероятно, в зоне регионального разлома фундамента и сопровождается увеличением мощности осадочной толщи в юго-восточном направлении.
В пределах туркменской части Чарджоуской ступени под слабо дислоцированными неоген-четвертичными отложениями выделяются следующие структурные элементы – Чарджоуская и Сундуклинское поднятие и Денгизкульский вал.
Чарджоуское поднятие расположено на правобережье Амударьи. Поднятие имеет запад-северо-западное простирание и размеры около 7040 км. Почти повсеместно на поверхности развиты четвертичные отложения и только в северо-западной части поднятия в виде отдельных останцов обнажаются породы неогена. Буровые и геофизические работы показали, что в центре поднятия фундамент залегает под осадочным чехлом на глубине 2800 – 3000 м. Глубины залегания поверхности юрских отложений составляют 1800 – 1900 м, меловых 300 – 400 м. К центру поднятия мощности меловых и юрских отложений заметно сокращаются.
В пределах поднятия сейсморазведкой и бурением установлено несколько локальных складок, из которых детально изучены Алатская и Гадынская. С юго-запада поднятие ограничено Амударьинской зоной дислокаций. Здесь в осадочном чехле установлен крупный грабен, который в свою очередь разделен на блоки, ограниченные мелкими поперечными нарушениями. Максимальная глубина грабена по поверхности юры составляет 500 м.
Неглубоким понижением Чарджоуское поднятие отделяется от Денгизкульского вала. Последний имеет широтное простирание и протягивается на расстояние около 100 км. Совпадение вала с полосой положительных магнитных и гравитационных аномалий позволяет предполагать, что он связан с древним структурным элементом. Денгизкульский вал состоит из несколько антиклинальных складок, располагающихся то на одной линии, то кулисообразно. Складки эти детально изучены по данным сейсморазведки и частично по материалом структурного и глубокого разведочного бурения. К западной части вала относятся Самантепинская и частично Денгизкульская антиклинали. Мощность меловых и верхнеюрских отложений к осевой части вала сокращается примерно на 300 – 350 м.
Глубина залегания поверхности меловых отложений в западной части вала меняется от 100 – 150 м. на востоке, до 250 м на западе, глубина залегания юрских отложений равна 1700 – 1800 м. соляно-гипсовая свита имеет наименьшую (450 м) мощность в своде Самантепинской складки. К востоку ее мощность постепенно увеличивается до 650 м (Уртабулакская антиклиналь).
Самантепинская брахиантиклиналь отделена от примыкающей с запада Сакарской складки разрывом. Амплитуда этого разреза в осадочном чехле, по данным сейсморазведки, измеряется первыми десятками метров. Размеры Самантепинской складки 2015 км, углы падения юрских слоев на южном крыле 4 – 5, на северном 3 - 4. В меловых отложениях она имеет симметричные крылья с углами падения около 2. Складка простирается в субширотном направлении, а ее западная периклиналь повернута к северо-западу, что объясняется влиянием подвижек по Амударьинскому разлому.
Северо-восточнее Самантепинской брахиантиклинали кулисообразно к ней расположено Денгизкульская антиклиналь. Она имеет запад-северо-западное простирание и размеры порядка 2012 км. В строении этой складки наблюдается некоторая асимметрия: ее южное крыло имеет наклон в меловых породах 3-4, увеличивающийся с глубиной до 6-7, северное крыло имеет углы падения от 2 до 4.
Юго-восточнее Денгизкульского вала, отделяясь от него неглубоким прогибом амплитудой 200 – 300 м, располагается Сундуклинское поднятие. Площадь поднятия равна 5040 км. В его пределах сейсморазведкой выделен ряд складок.
Складки Сундуклинского поднятия, в отличие от других складок Чарджоуской ступени, имеют отчетливое двухэтажное строение и различную ориентировку в каждом этаже. Эти особенности обусловлены тем, что Сундуклинское поднятие в неоген-четвертичное время испытывало влияние тектонических движений по Амударьинскому разлому северо-западного простирания и движений, формировавших Бешкентский прогиб и поднятие юго-западных отрогов Гиссарского хребта – крупные структурные элементы юго-западного простирания. До неогенового времени Сундуклинское поднятие развивалось унаследованно по древнему структурному плану. Последний, судя по данным магнитометрии, резко отличался от современного и характеризовался преимущественно широтными и северо-западными простираниями, частично сохранившимися, несмотря на неогеновую переработку, в нижней части осадочного чехла.
Амударьинская зона дислокаций
Приамударьинская ступенчато-моноклинальная область ограничена с юго-запада Амударьинским региональным разломом фундамента, над которым развиты своеобразные пликативные и дизъюнктивные дислокации осадочного чехла. Наличие разлома отчетливо доказывается совокупностью геолого-геофизических данных. Ему соответствует полоса повышенных градиентов силы тяжести (аномалий типа «гравитационной ступени»), имеющая северо-западное простирание. Эта полоса разделяет различные по своему характеру области гравитационного поля. К востоку от нее в пределах Бухарской и Чарджоуской ступеней расположены максимусы силы тяжести северо-западного и субширотного простираний, а в юго-восточной части Чарджоуской ступени – мозаичные и северо-восточные аномалии силы тяжести. К западу от нее выделяются линейные аномалии северо-западного и меридионального направлений. Гравитационная ступень на всем протяжении совпадает с полосой отрицательных аномалий магнитного поля. В осадочном чехле ей соответствуют складки, флексуры и разрывы. Ширина Амударьинской зоны дислокаций в северо-восточной части составляет 15 – 20 км, а в юго-восточной части постопенно увеличивается до 20 – 30 км (рис 5)
Амплитуда структурного уступа, связанного с Амударьинским уступом, по данным сейсморазведки, составляет по поверхности мела 400 – 600 м, а по поверхности юры – 600-1000 м. наиболее резкий перепад глубин наблюдается там, где Амударьинский разлом ограничивают с юго-запада крупные поднятия Чарджоуской ступени – Чарджоуское, Денгизкульское и Сундуклинское.
Разрывы в осадочном чехле, прослеженные по данным сейсморазведки и бурения, в пределах отдельных складок, по-видимому, можно объединить в единую систему, протягивающуюся вдоль всей Амударьинской зоны. Как правило, они хорошо сопоставляются с магнитными аномалиями. Над некоторыми разрывами в рельефе образованы четкие уступы: полоса таких уступов протягивается, например, через районы Фарабской, Наразымкой и Сундуклинской антиклиналей. Местами разрывы образуют узкие и длинные грабены шириной до 2 – 3 км (Кабаклы, Фараб). В ряде участков (Фараб, Питняк) бурением установлено, что смещение поверхности фундамента по разрывам превышает 1000 м. Перепад глубин магнитовозмущающих масс более значителен и составляет 2 – 3 км. Направление разрывных нарушений в осадочном чехле и простирание складок, в пределах которых они прослеживаются, как правило, не согласуются: антиклинальные складки располагаются под некоторым углом к общему направлению зоны разрывов.
1 – гравитационная ступень; 2 – отрицательные магнитные аномалии;
3 – локальные складки; 4 – локальные складки унаследованного развития; 5 – флексуры в осадочном чехле; 6 – разрывные нарушения в осадочном чехле; 7 – номера локальных складок
Рисунок 5 – схема Амударьинской зоны дислокаций [5]
По особенностям строения и развития складки Амударьинской зоны можно разделить на две группы – северо-западную (складки Султансанджарского вала) и юго-восточную (Кабаклинская, Зауркакская, Испазская, Фарабская, Наразымская, Сундуклинская и другие складки). В юго-восточной части зоны тектонические движения были менее интенсивными, чем в северо-западной. Поэтому юго-восточные складки имеют более пологие крылья и отличаются меньшей удлиненностью. Все складки Амударьинской зоны, как правило, асимметричны: юго-западные крылья, обращенные к погруженным районам левобережья, более крутые и на них отчетливо устанавливается увеличение мощности осадочного чехла; северо-восточные крылья короткие и пологие, осложненные разрывами. Большой асимметричностью отличаются юго-восточные складки. Нередко структурные планы антиклиналей по различным горизонтам не совпадают. У некоторых складок (Наразымская) особенно значительно различаются структурные планы меловых и подсолевых юрских отложений.
Некоторые складки Амударьинской зоны хорошо изучены по данным геологической съемки и бурения, но большинство выявлено и исследовано только геофизическими методами.
Современный структурный план Амударьинской зоны дислокаций сформировался в неогеновые и четвертичные время. Образование складок было обусловлено главным главным образом движениями блоков фундамента. в течение мезозойского и палеогенового времени блоки испытывали дифференцированное погружение разной амплитуды, что отразилось в накоплении осадков разной мощности. В начале неогенового времени отдельные погруженные ранее блоки испытали резкое воздымание, что привело к выходу на поверхность отложений мела (складки Султансанджарского вала и Кабаклинская) и палеогена (Наразымская складка), к образованию складок и многочисленных разрывов в осадочном чехле. Мощность неогеновых отложений в разных блоках меняется от 0 до 700 м, что указывает на значительную интенсивность тектонических движений на завершающих этапах альпийского тектоногенеза.
Кроме складок, формирование которых непосредственно связано с тектоническими подвижками по Амударьинскому разлому, к Амударьинской зоне дислокаций тесно примыкают западные окончания валов и поднятий Чарджоуской и Бухарской ступеней. Они развивались непрерывно в процессе осадконакопления и выражены по всем структурным поверхностям, в том числе и в рельефе фундамента, что подтверждается совпадением их положения с крупными и интенсивными максимумами силы тяжести. Тектонические движения вдоль зоны Амударьинского разлома заметно сказались на их облике, обусловив, в частности, некоторые поворот осей. Так, например, Гугуртлинская складка, принадлежащая субширотному Гугуртли-Учкырскому валу, и Сакарская складка, расположенная на западном продолжении Денгизкульского вала, в зоне разлома разворачиваются в северо-западном направлении. В связи с этим в плане они имеют серповидную форму.
Тектонически нарушенная территория Приамударьинской области,
благоприятно повлияла на формирование залежей углеводородов в полосе сочленения разных тектонических элементов.
3 Нефтегазоносность
В Приамударьинской области разрабатываются газоконденсатные месторождения: Ачакское, Гугуртли и Наип. Восточный район области объединяет три группы газовых месторождений, открытых в районе г. Чарджоу: Фараб, Сакар, Самантепе.
3.1 Краткая характеристика залежей
Ачакское месторождение
Ачакское газоконденсатное месторождение расположено в 60 км от г. Ургенича. В геологическом строении месторождение принимает участие средне и верхнеюрские отложения, меловые, палеогеновые и неогеновые отложения. Структура представляет собой крупную антиклиналь, простирающуюся с юго-запада на северо-восток. Размеры складки 258 км. Северо-западное крыло структуры осложнено тектоническими нарушениями. Ачакское месторождение многопластовое. Промышленные залежи газа выявлены в отложениях нижнего мела, верхней и средней юры. Меловые и юрские отложения представлены песчаниками с прослоями глин-алевролитов.
Газоносные горизонты залегают в интервале глубин 1450 – 2200 м. Общая мощность отдельных горизонтов от 15 до 75 м. Начальное пластовое давление изменялось по глубине от 166 до 231 кгс/см2, температура от 74 до 92 С. Газ продуктивных пластов Ачакского месторождения можно характеризовать как углеводородно-метановый с небольшим содержанием двуокиси углерода и азота (таб. 1). Содержание этих компонентов растет с глубиной продуктивных пластов. Наибольшее количество азота до 3 – 4% и двуокиси углерода до 0,6% содержится в IX и X горизонтах верхней юры.
С глубиной увеличивается и содержание гомологов метана. Сероводород в газах отсутствует. Содержание стабильного конденсата в газах Ачакского месторождения колеблется от 14 до 30 см3/м3.
Таблица – Составы газов (%) продуктивных пластов Ачакского месторождения [4]
Средний состав газов нижнемеловых и юрских отложений показаны в таблице № 2.
Таблица – Характеристика газов меловых и юрских отложений Ачакского месторождения [4]
На месторождении Ачак газ обрабатывают на установках низкотемпературной сепарации и осушки газа диэтиленгликолем.
Товарный газ, поступающий с промыслов в газопровод, имеет следующий состав: %
Рисунок 6. Гистограмма 1 – Показатели товарного газа по Ачакскому месторождению
Природные газы месторождения Ачак могут характеризоваться двумя средними составами: один состав объединяет газы II, III, IV и V горизонтов нижнемеловых отложений; а другой – IX и X горизонтов юрских отложений.
Плотность газа по воздуху 0,600, теплота сгорания, ккал/м3; низшая – 8360, высшая – 9260, число Боббе, ккал/м3, 11955. [4]
Рисунок 7а – Геологический разрез Ачакского месторождения [11]
Условные знаки: 1 – скважины; 2 – изогипсы в м; контуры газоносности: 3 – внешний, 4 – внутренний; 5 – линия тектонического нарушения; 6 – газовые залежи; 7 – непроницаемые прослои.
Рисунок 7б – Структурная карта Ачакского месторождения по кровле V горизонта [10].
Месторождение Гугуртли
Газоконденсатное месторождение Гугуртли расположено в 165 км к северо-западу от г. Чарджоу. Гугуртлинское поднятие имеет северо-западное простирание и сложено осадочными породами палеогена, мела и юры.
Верхняя юра мощностью до 360 м представлена карбонатными отложениями, нижнемеловые отложения мощностью до 500 м – глинистыми образованиями с пластами песчаников и прослои известняков. Верхнемеловые отложения мощностью 920 м в основном сложены песчаниками и алевролитами.
Промышленная газоносность месторождения Гугуртли связана с большим стратиграфическим комплексом отложений и прослеживаются от средней части верхней юры до нижней части альбского яруса нижнего мела (Рис. 8б). В этой толще сверху вниз выделяются продуктивные горизонты (табл. 3) [5].
Таблица – Характеристика продуктивных горизонтов Гугуртлинского месторождения [7]
Наибольшая по объему газоконденсатная залежь приурочена к XV – XVI горизонтам, залегающим на глубине 1910 – 2256 м и сложенным преимущественно известняками.
Газы продуктивных пластов меловых отложений однородны по углеводородному составу, содержат небольшое количество двуокиси углерода и азота, в них отсутствует сероводород.
Составы газов в отложениях юры отличаются от состава газов меловых отложений несколько большим содержанием двуокиси углерода (до 1,5%), наличием сероводорода (до 0,2%) и неоднородностью углеводородного состава, содержание гомологов метана возрастает с глубиной залегания залежей. Наибольшее их количество (до 12 – 12,5%) содержится в газах III горизонта.
В газах VII и VIII горизонтов содержится и больше азота – до 5%. С глубиной увеличивается и содержание конденсата, наибольшее количество которого (до 20 см3/м3) обнаружено в газах нижнемелового XVIII горизонта (таб 4).
Таблица 4 – Характеристика газов продуктивных пластов месторождения Гугуртли [10]
Рисунок 8а – Структурная карта по кровле XV горизонта [2]
Условные знаки: 1 – контур газоносности; 2 – газ
Рисунок 8б – Геологический разрез месторождения Гугуртли
(по данным треста «Туркменнефтеразведка»)
Месторождение Наип
Месторождение Наип расположено в 50 км к югу-востоку от месторождения Ачак, приурочено к поднятию, имеющему вид антиклинальной складки северо – северо-восточного.
Газоносность на этом месторождении установлена в отложениях верхней юры и нижнего мела, в которых выделено 13 продуктивных горизонтов. Горизонты IIa, IIб, III приурочены к песчаникам апта; горизонты IVв, V, Va – к неокому, VI, VII, VIII, IX и X – к карбонатным коллекторам верхней юры.
Характеристика продуктивных горизонтов приведена ниже(табл.5). Состав газов месторождения Наип приведен в табл.6.
Таблица 5 – Характеристика продуктивных горизонтов месторождения
Наип [4]
|
Отложения
|
Аптские
|
Неоком
|
Юрские
|
|
Глубина залег., м
|
1758-1860
|
1930-2210
|
2275-2490
|
|
Пластовое давл.,
кгс/см2
|
200-211
|
227-245
|
250-265
|
|
Температура, С
|
84-87
|
92-99
|
Более 100
|
Таблица 6 – Состав пластового газа (%) месторождения Наип [4]
Восточный район объединяет три группы газовых месторождений, открытых в районе г. Чарджоу: Фараб, Сакар, Самантепе. В районе г. Кушка – Ислим: Карачоп и в районе Мары – Байрамалы: Майское, Шарапли, Шатлык, Кели, Еланское.
Промышленно газоносны в рассматриваемой группе месторождений терригенные коллекторы карабильской свиты нижнего мела и подсолевые карбонатные отложения верхней юры.
Залежи газа установлены также в верхнемеловых и нижнеюрских отложениях.
1 – изогипсы в м; 2 – внутренний контур газоносности; 3 – внешний контур газоносности
Рисунок 9 – Структурная карта по кровле Va горизонта месторождения Наип (по данным объединение Туркменгазпром)
Месторождение Фараб
Месторождение газоконденсатное, расположено в непосредственной близости от г. Чарджоу, приурочено к брахиантиклинальной складке с амплитудой более 500 м.
Газоносными на месторождении являются подсолевые отложения верхней юры, сложенные трещиноватыми известняками келловея – оксфорда и характеризуются низкой проницаемостью. Выявление газовые залежи расположены на большой глубине 2345 – 2381 м. Пластовое давление в залежи 241 кгс/см2, температура 94С.
На этом месторождении из подсолевых отложений в интервале глубин 2542 – 2623 получен слабый приток нефти.
Газы газоконденсатной залежи месторождения Фараб имеют следующий состав (%):
СН4 С2Н6 С3Н8 i-C4H10 n-C4H10
90,3 4,5 1,0 0,2 0,22
i-C5H12 n-C5H12 C6H14+высшие N2 CO2
0,1 0,12 0,3 1,0 2,3
Рисунок 10. Гистограмма 2 – Показатели товарного газа по месторождению Фараб
Месторождение Сакар
Месторождение Сакар расположено в 20 км к югу-востоку от г. Чарджоу, приурочено к брахиантиклинальной складке размером 20х18 км. Газовая залежь выявлена в известняках, верхнеюрских отложениях. При опробовании интервале 2640 – 2690 м получен промышленный приток газа, в котором высокое содержание сероводорода до 1%, двуокиси углерода до 2%, низкое содержание азота 0,5% (табл.7).
В газах ниже залегающих горизонтов значительно большое содержание гомологов метана и азота (табл.7).
Таблица 7 – Состав газа месторождения Сакар (%) [11]
|
Компоненты
|
Глубина опробованного интервала, м
|
|
|
2680
|
2645-2683
|
2634-2690
|
2673-2755
(скв.2)
|
2790-2814 (скв.2)
|
3142-3201 (скв.2)
|
|
Метан
|
94,3
|
92,8
|
93,5
|
81,6
|
69,3
|
76,6
|
|
Этан
|
2,8
|
3,3
|
3
|
8,7
|
13,1
|
10,5
|
|
Пропан
|
0,62
|
0,78
|
0,69
|
4,5
|
9,0
|
6,4
|
|
изо-Бутан
|
0,13
|
0,18
|
0,15
|
1,0
|
1,5
|
0,8
|
|
н-Бутан
|
0,13
|
0,24
|
0,17
|
0,4
|
2,1
|
1,1
|
|
изо-Пентан
|
0,08
|
0,11
|
0,08
|
0,8
|
0,8
|
0,4
|
|
н-Пентан
|
0,08
|
0,12
|
0,07
|
0,25
|
0,6
|
0,3
|
|
Гексан+высшие
|
0,1
|
0,1
|
0,09
|
0,15
|
0,4
|
0,3
|
|
Азот
|
0,8
|
0,4
|
0,5
|
1,6
|
1,6
|
2,0
|
|
Двуокись угл.
|
1,0
|
2,0
|
1,8
|
1,0
|
1,6
|
1,6
|
Рисунок 11. Гистограмма 3 – Составы газов месторождения Сакар
Месторождение Самантепе
Месторождение расположено в 70 км юго-восточнее г. Чарджоу. Самантепенская структура приурочена к западной части Денгизкульского вала и представляет собой крупное пологое овальное поднятие западно – северо-восточного простирания. Разрез осадочного чехла представлен юрскими, меловыми, палеогеновыми и неоген четвертичными отложениями.
Промышленная газоносность обнаружена в подсолевых карбонатных отложениях верхней юры. Газовая залежь XV горизонта сводовая, массивная приурочена к трещиноватым известнякам келловея – оксфорда. Полная мощность продуктивной толщи известняков 395 м. Глубина залегания продуктивного горизонта 2300 – 2500 м, пластовое давление 276 кгс/см2, температура 98С. В XV горизонте отмечено наличие признаков нефти как в газовой, так и водонасыщенной частях залежи.
Газ месторождения Самантепе метановый, концентрация других углеводородных компонентов в газе резко снижена по мере увеличение их молекулярной массы; так, содержание пропана не превышает 0,5%, бутана 0,2%, пентана 0,1%.
Характерной особенностью газов месторождения Самантепе является высокое содержание сероводорода – 3,2% и двуокиси углерода – до 6%. Содержание азота не превышает 1%, конденсата около 10 см3/м3.
Составы газов верхнеюрских отложений (XV) горизонт однородный в пределах всей мощности продуктивной толщи (табл.8), концентрации компонентов смеси мало изменяются в пределах залежи и их можно характеризовать средним составом (%) приведенным ниже.
СН4 С2Н6 С3Н8 i-C4H10 n-C4H10
88,3 2,3 0,38 0,08 0,07
i-C5H12 n-C5H12 C6H14+выше N2 CO2 Н2S
0,05 0,04 0,1 0,5 5 3,2
Плотность по воздуху – 0,649, теплота сгорания, ккал/м3: низшая – 7740, высшая – 8580.
Таблица 8 – Состав газов (%) месторождения Самантепе
|
Ном.
скв.
|
Интер.
перф.,
м
|
СО2
|
CH4
|
C2H6
|
C3H8
|
i-C4H10
|
n-C4H10
|
i-C5H12
|
n-C5H12
|
C6+
выше
|
N2
|
|
5
|
2410-2413
|
2,8
|
93,9
|
1,7
|
0,30
|
0,09
|
0,07
|
0,01
|
0,01
|
-
|
1,1
|
|
5
|
2467-2473
|
2,7
|
94,5
|
1,7
|
0,30
|
0,08
|
0,06
|
0,01
|
0,01
|
0,1
|
0,6
|
|
8
|
2498-2505
|
3,0
|
93,9
|
2,4
|
0,33
|
0,06
|
0,07
|
0,03
|
0,02
|
0,1
|
0,2
|
|
11
|
2463-2469
|
4,0
|
92,5
|
2,7
|
0,36
|
0,06
|
0,08
|
0,03
|
0,02
|
0,2
|
0,2
|
|
10
|
2472-2478
|
4,0
|
93,7
|
1,5
|
0,39
|
0,06
|
0,06
|
0,03
|
0,02
|
0,2
|
0,2
|
|
9
|
2495-2510
|
4,3
|
92,3
|
2,6
|
0,35
|
0,06
|
0,08
|
0,04
|
0,03
|
0,3
|
0,2
|
|
22
|
2511-2517
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2517-2523
|
1,7
|
93,9
|
3,4
|
0,50
|
0,10
|
0,13
|
0,05
|
0,04
|
0,3
|
0,2
|
|
5
|
2413-2420
|
3,0
|
94,5
|
1,6
|
0,41
|
0,07
|
0,06
|
0,03
|
0,02
|
0,1
|
0,3
|
|
5
|
2467-2473
|
2,1
|
95,2
|
1,8
|
0,36
|
0,07
|
0,06
|
0,02
|
0,01
|
0,1
|
0,4
|
|
5
|
2494-2531
|
2,1
|
94,0
|
2,2
|
0,38
|
0,06
|
0,07
|
0,04
|
0,03
|
0,2
|
1,0
|
|
5
|
2385-2391
|
5,6
|
91,9
|
1,6
|
0,37
|
0,06
|
0,08
|
0,02
|
0,01
|
0,1
|
0,2
|
|
5
|
2352-2358
|
5,6
|
91,7
|
1,6
|
0,38
|
0,06
|
0,08
|
0,02
|
0,01
|
0,1
|
0,2
|
|
5
|
2494-2531
|
1,2
|
95,7
|
1,8
|
0,30
|
0,08
|
0,06
|
0,02
|
0,01
|
0,2
|
0,8
|
|
5
|
2352-2358
|
3,8
|
93,6
|
1,9
|
0,34
|
0,08
|
0,06
|
0,02
|
0,01
|
0,1
|
0,2
|
|
3
|
2446-2550
|
3,3
|
90,4
|
2,2
|
0,37
|
0,08
|
0,07
|
0,04
|
0,02
|
0,2
|
0,3
|
|
3
|
2368-2375
|
1,9
|
94,5
|
2,8
|
0,59
|
0,10
|
0,10
|
0,05
|
0,03
|
0,2
|
0,3
|
|
2
|
2399-2707
|
6,5
|
90,2
|
1,8
|
0,39
|
0,11
|
0,11
|
0,06
|
0,03
|
0,2
|
1,0
|
|
14
|
2440-2450
|
4,8
|
90,5
|
3,2
|
0,42
|
0,09
|
0,10
|
0,03
|
0,02
|
0,1
|
0,8
|
По товарным характеристикам эти газы являются высококалорийными типично углеродными. Использование газа для газоснабжения возможно лишь при извлечении из них сероводорода (как продукта для получения товарной серы) осушки их для надежного транспорта газа без выделения балластной примеси двуокиси углерода.
Рисунок 12. Гистограмма 4 – По составу газов месторождения Самантепе.
Рисунок 13 – Схема расположения месторождений (месторождения выделены красным треугольником внутри контура) [12].
Рисунок 14 – Нефтяная система и оценка единиц Аму -Дарьинского бассейна [12]
3.2 Сравнительная характеристика газовых месторождений по стратиграфическим комплексам и условия формирования залежей УВ
Промышленные залежи газа Ачакского месторождения выявлены в отложениях нижнего мела, верхней и средней юры. Меловые и юрские отложения представлены песчаниками с прослоями глин-алевролитов (Приложение А и Б).
Газоносные горизонты залегают в интервале глубин 1450 – 2200 м. Общая мощность отдельных горизонтов от 15 до 75 м.
Промышленная газоносность месторождения Гугуртли связана с большим стратиграфическим комплексом отложений и прослеживаются от средней части верхней юры до нижней части альбского яруса нижнего мела (Приложение А и Б). В этой толще сверху вниз выделяются продуктивные горизонты.
Верхняя юра мощностью до 360 м представлена карбонатными отложениями, нижнемеловые отложения мощностью до 500 м – глинистыми образованиями с пластами песчаников и прослои известняков. Верхнемеловые отложения мощностью 920 м в основном сложены песчаниками и алевролитами.
Газоносность на месторождении Наип установлена в отложениях верхней юры и нижнего мела, в которых выделено 13 продуктивных горизонтов (Приложение А и Б). Горизонты IIa, IIб, III приурочены к песчаникам апта; горизонты IVв, V, Va – к неокому, VI, VII, VIII, IX и X – к карбонатным коллекторам верхней юры.
Газоносными на месторождении Фараб являются подсолевые отложения верхней юры, сложенные трещиноватыми известняками келловея – оксфорда (Приложение А и Б) и характеризуются низкой проницаемостью. Выявление газовые залежи расположены на большой глубине 2345 – 2381 м.
Газовая залежь на месторождении Сакар выявлена в известняках верхнеюрских отложений (Приложение А1 и А2).
Промышленная газоносность месторождения Самантепе обнаружена в подсолевых карбонатных отложениях верхней юры. Газовая залежь XV горизонта сводовая, массивная приурочена к трещиноватым известнякам келловея – оксфорда (Приложение А и Б). Полная мощность продуктивной толщи известняков 395 м. Глубина залегания продуктивного горизонта 2300 – 2500 м. В XV горизонте отмечено наличие признаков нефти как в газовой, так и водонасыщенной частях залежи.
Таблица 9 – Составы газов месторождений (%)
|
Показатели
|
Ачакское
|
Гугурт
(XI)
|
Наип
|
Фараб
|
Сакар
(2680 м)
|
Самант
(2500)
|
|
СН4
|
93,4
|
92,2
|
91,1
|
90,3
|
94,3
|
93,9
|
|
С2Н6
|
4,2
|
4,0
|
4,36
|
4,5
|
2,8
|
2,4
|
|
С3Н8
|
0,8
|
1,1
|
1,32
|
1,0
|
0,62
|
0,33
|
|
i-C4H10
|
0,14
|
0,22
|
0,15
|
0,2
|
0,13
|
0,06
|
|
n-C4H10
|
0,15
|
0,23
|
0,15
|
0,22
|
0,13
|
0,07
|
|
i-C5H12
|
0,06
|
0,09
|
0,7
|
0,1
|
0,08
|
0,03
|
|
n-C5H12
|
0,04
|
0,07
|
0,06
|
0,12
|
0,08
|
0,02
|
|
C6H14+высшие
|
0,02
|
0,1
|
0,2
|
0,3
|
0,1
|
0,1
|
|
N2
|
0,9
|
1,5
|
0,9
|
1,0
|
0,8
|
0,2
|
|
CO2
|
0,3
|
0,5
|
1,5
|
2,3
|
1,0
|
3,0
|
Сравнительная характеристика состава газов месторождений показала близкий метановый состав по всем залежам от 91 до 94%.По содержанию С2Н6 в месторождениях Сакар и Самантепе наблюдается снижение от 4,3 до 2,4%. Остальные показатели газовых составляющих близки и колеблются в незначительных пределах 1-2%.
4 АНАЛИЗ ПРОГНОЗНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ УГЛЕВОДОРОДОВ
4.1 Прогнозные коллекторы по горизонтам месторождений Приамударьинского района
Бассейн Аму-Дарья является богатой нефтегазоносной провинцией бывшего Советского Союза, уступая только Западной Сибири по запасам и добыче природного газа. Большая часть провинции находится в Туркменистане и Узбекистане, и его краевых частях проходят в Афганистане и Иране (рис.13) [14].
Обнаруженные объемы нефтепродуктов перечислены 40,3 млрд баррелей нефтяного эквивалента (БНЭ) по данным «Petroconsultants» в 1996 году, из которых только 2 млрд баррелей нефти и конденсата, а остальное газа. Котловина Аму-Дарья занимает 15-ое место на основе своих первоначальных запасов нефти среди 102 провинций, предназначенных для оценки неразведанных ресурсов нефти и газа по данным Геологической службы США (2000). Бассейн содержит несколько гигантских полей газ и газовый конденсат, крупнейшим из которых является Даулетабад (Даулетабад-Донмез) поле с оригинальными запасов газа около 60 триллионов кубических футов (18,28 триллионов кубических метров) [14].
Основные запасы газа были обнаружены в верхнеюрских рифах и шельфовых карбонатах, перекрытые толстыми пластами эвапоритов свиты Гаурдакского (кимеридж). Другие части осадочной толщи, из средней юры до верхнего мела, являются продуктивными в бассейне, где формирование эвапоритов отсутствуют. Источники газа плохо определяются геохимическими методами. Геологические данные показывают, что вероятный источник углеводородов – это нижняя-средняя юра, содержащее углистые обломочные и угли в верхнеюрских морских осадках, также черные сланцы и мергели, лежащих в основе формирования Гаурдакского комплекса эвапаритов. Доминирование газа связано с газовой составляющей в средней юре, из исходных пород и на больших глубинах захоронения и с высокой степенью созревания верхнеюрских пород.
Цифрами обозначены месторождения: 1. Хангиран; 2.Даулетабад; 3. Карабиль; 4. Ислим; 5. Шатлык; 6. Майское; 7. Яшлар; 8.Ходжа-Гугердаг; 9. Анго; 10. Байрам-Али; 11.Учаджы; 12. Малайский; 13.Aчак; 14. Газли; 15. Кокдумалак; 16. Уртабулак; 17. Самантепе; 18.Шуртан.
Рисунок 15 – Структурная карта Аму-Дарьинского бассейна, с показателями нефтяных и газовых месторождений
Первый газ был открыт в 1953 году в Самантепе в северо-восточной окраине бассейна (рис.10), что дало дополнительный стимул для активных геологоразведочных работ в смежных областях и на других месторождениях Аму-Дарьинского бассейна. Несколько относительно небольшие газовые скопления были обнаружены до открытия в бассейне в 1956 году гигантского месторождения газа Газли (рис. 10) с прогнозными запасами около 7,5 триллионов кубических метров. Другие крупные газовые открытия месторождений были в основном в 1960-х и 1970-х годах. Тем не менее, некоторые крупные и гигантские месторождения были открыты в последние годы, в частности, месторождение Кокдумалак с нефтяными и газовыми запасами около 2 млрд баррелей нефтяного эквивалента (БНЭ) и месторождение Яшлар с запасами газа, как полагают, находится в диапазоне от 4,5 да 10 триллионов кубических метров (рис. 10). К 1980 году, в бассейне было добыто газа в размере более 3,5 триллионов кубометров в год.
Рисунок 16 – Сопоставление продуктивных горизонтов верхней юры и нижнего мела по месторождениям Приамударьинской области
Бассейн Аму-Дарья ограничен на юго-западе Копет-Дагским складчатым поясом (рис. 9, 10), который состоит из деформированного юрского и мелового карбонатного комплекса и обломочных пород, в юго-западной части складчатого пояса в Иране, несогласно залегают триас и палеозой. Граница идет вдоль Копет-Дага, которая имеет существенное правый сдвиг, при столкновении иранского блока с южной окраины Евразии [14].
Южная граница бассейна вдоль северного склона Туркестанского складчатого пояса Банде, где горный хребет достигает высоты более 3000 м. Несколько километров мощности перми и триаса сложенных обломочными, карбонатыми и вулканическими породами складчатого пояса залегают на палеозойские метаморфические породы и несогласно перекрыты малой мощности деформированными породами юры и палеогена. Осадконакопление триаса, особенно верхнего, вероятно, была сформирована в рифтовом бассейне, на евразийской континентальной окраине за магматической дугой Гиндукуша и Парапамира. Складчатые структуры и поднятия сформировались в течение позднетриасового времени, после чего накопление юрских-палеогеновых пород проходило на стабильной пассивной окраине. Неотектонические деформации, связаны со столкновением Евразии с индийском субконтинентом, которое началось в позднеолигоценовое время и продолжается по настоящее время [15].
На востоке бассейн Аму-Дарья примыкает к афгано-таджикскому (Южнотаджикский) бассейну (рис. 9). Два бассейна формируют единый бассейн до миоцена, от юрского периода-до олигоцена. Начиная с миоцена территория подвергается поднятию до настоящего времени, Афгано-Таджикский блок деформируется на север от выступа Памир. В результате сжатия с востока на запад, сформировалась серия антиклинорий и синклинорий, которые подстилаются надвигами с вдоль юрского соленосного комплекса [16]. Синклинали были заполнены неоген-четвертичными орогенными молассовыми обломочными породами, толщиной в несколько километров.
По тренду северо-южные структуры Афгано-Таджикской депрессии делятся на две части, одна из которых отделяется от северного афганского поднятия. Граница между Аму-Дарьи и афгано-таджикского бассейна простирается вдоль западного склона в юго-западной части отрогах Гиссарского хребта (южная часть Тянь-Шаня), который отделен на западе антиклиналями из афгано-таджикского бассейна (рис. 9, 10) [17].
На севере бассейн Аму-Дарья ограничен палеозойскими метаморфическими и магматическими породами Кызылкумского поднятия, в некоторых местах, срезан на поверхности, но в большей части территории перекрыт тонким слоем мезо-третичных отложений. Палеозойские образования простираются от Кызылкумского поднятия до неотектонических поднятий Тянь-Шаня, где они были изучены ранними исследователями. Основное горообразование и вторжение гранитных плутонических масс происходило в начале перми [18].
К северо-западу граница бассейна Аму-Дарьи пересекает Каракумское поднятие, на гребне которого выходы палеозойского фундамента на малой глубине от 1600м до 2200 м. Нефтяные месторождения присутствуют только на гребне поднятия, ее южных и восточных склонах; это самые продуктивные участки бассейна. Месторождения, и нефтяные и газовые залежи были найдены на северных и западных склонах поднятия.
Нижне-среднеюрский терригенный комплекс имеет мощности от 500
до 2000 м, залегает на глубинах до 3км в восточной части, погружение подошвы прослеживается в западной и юго-западной части бассейна до 5 км. (рис. 16). Нижне-средний юрский разрез состоит из темно-серых, тонко- и
среднезернистых, битуминозных, глинистых известняков. Газовые залежи
нижней – средней юры приурочены к западной и северо-западной части бассейна.
Верхнеюрский карбонатный комплекс достигает мощности 500-600 м в зоне рифовых фаций, из которых около половины состоит из рифовых известняков. Толщина уменьшается с 100 до 150 м, в прибрежной зоне, и выклинивается по краям бассейна.
Келловей-оксфордский карбонатный комплекс состоит из различных мелководных фаций с формированием оолитовых обломочных водорослевых и доломитовых известняков. Небольшие прибрежные фации келловея содержат карбонатные прослои, глинистые известняки и мергели, и ангидриты в оксфордским разрезе в его средней и верхней части. Терригенный материал присутствует, локально и доминирует по северной окраине бассейна [18].
Рисунок 17 – Карта изопахит нижней и средней юры Аму-Дарьинского бассейна [14]
Глубоководные фации плохо известны, потому что это глубоко захоронены и вскрыты только несколькими скважинами, расположенными в основном в восточной зоне бассейна. Нижне-средний оксфордский разрез состоит из темно-серых, тонко- и среднезернистых, битуминозных, глинистых известняков.
Рисунок 18 – Палеофациальная схема оксфорда Аму-Дарьинского бассейна [18]
Верхнеоксфордский разрез состоит из черных пелитоморфных, богатых органическим веществом, глинистых известняков и известковистых сланцев и алевролитов с примесью вулканического пепла. Эти породы содержат породы, которые характеризуются высокими показаниями на гамма-каротаже, и известны, как радиоактивные репера. Общая мощность карбонатного комплекса верхней юры в глубоководных фациях составляет около 200-250 м.
Предрифовые фации состоят из различных мелководных карбонатных пород с прослоями ангидрита. Карбонатный разрез прибрежной части включает терригенный материал, который был получен из прилегающей суши, расположенной на юге (рисунок 9).
Рифы и связанные с ними залежи УВ известны на месторождениях северо-восточной части бассейна Аму-Дарьи, прежде всего, в структурах Чарджоуской ступени, где они содержат большую часть запасов газа (рис.10). Верхнеюрские отложения, в том числе рифовые фации, известны на юго-восточных отрогах Гиссарского хребта к востоку от границы бассейна, которые обеспечивают стратиграфическую корреляцию изучаемого района. Толща мощностью 50-100 м в разрезе рифовых фаций (средний келловей), состоят из тонко- и среднезернистых, темно-серых, глинистых известняков, которые формируют XVI продуктивный горизонт по местной номенклатуре продуктивных отложений. Отложение этих слоев предшествует росту рифов [19]. Рифовые фации в основном состоят из обломочных известняков, мощностью от 120 до 160 м. В продуктивном рарезе XV продуктивный горизонт относится к келловею-среднему оксфорду. Разрез включает в себя водоросле-мшанковые рифы мощности от 30 до 50 м. Основной рост рифов состоялся в конце оксфорда и, вероятно, в начале кимериджа, когда бассейна был отделен от глубоководной впадины, полосой рифов и лагун. Основными строителями рифов были кораллы и водоросли. Барьерный риф расположен полукругом, который отделен от шельфа глубоководного бассейна (рис. 10) и разбит на сегменте от 4 до 8 км в длину, от приливных каналов глубиной от 50 до 100 м и [20]. Каналы между рифами протягивается от нескольких сотен метров до 1,5 км в ширину; они заполнены обломочным материалом, и перекрыты более молодыми эвапоритами. Каналы играют важную роль в формировании углеводородных ловушек в барьерных рифовых комплексах. Рифовый разрез верхнего оксфорда-нижнего кимериджа достигает 250 м в мощности, он включает в себя XVа и XVб продуктивные горизонты по местной номенклатуре. Рифовый-карбонатный разрез перекрывают черные сланцы, содержащие большое количество органического вещества (на которые указывает радиоактивный каротаж). Битуминозные сланцы покрывают полностью бассейн и перекрывают некоторые рифы, которые, по-видимому, погрузились во время трансгресии и максимального подъема уровня моря [21].
Рисунок 19 – Среднее распределение общего содержания органического углерода в нижней-средней юре бассейна Аму-Дарьи [14]
Нефтематеринскими породами, поставляющими УВ в карбонатные рифовые коллекторы являются породы нижней-средней юры. Накопление среднего содержания органического углерода в нижний-среднеюрских породах бассейна Аму-Дарьи распределено от центра >1% к периферии бассейна до 0,3% (рис.18).
Чарджоуский барьерный риф простирается на запад и юго-запад, где он отделяет обширную мелководную северную полосу от глубоководной котловины (рис.9). Точное местоположение рифа не известно, потому что несколько скважин вскрыли соли ниже верхней юры в этой области. Рифы внутри бассейновых фаций достоверно не определены, вероятно, из-за больших глубин, но их присутствие было доказано на основе бурения и сейсмических данных. Далее к юго-западу, барьерный риф погружается на глубины, превышающие 5 км, и его расположение так же остается не известным [14].
Палеогеновые породы (палеоцен-олигоцен) известны только в верхней части осадочного чехла бассейна Аму-Дарьи. Нижнепалеоценовые (датский ярус) обломочные и карбонатные породы залегают только в западных и южных районах бассейна и были срезаны эрозией до среднего палеоцена. Породы среднего и верхнего палеоцена (Бухарская ступень) состоят в основном из мелководных карбонатных пород, содержащих частицы обломочных пород и ангидрита. Доля обломочных пород увеличивается к северу и северо-западу, в то же время породы с включениями ангидритов присутствуют и в южных районах бассейна [22].
Разрез среднего эоцена-олигоцена состоит в основном из серых и серо – пестрых сланцев и алевролитов, а так же из среднезернистых песчаников, которые обычно присутствуют в южной части бассейна. Известняки и мергели присутствуют на всем протяжении, в основном в западных районах. Остатки базальтового андезита, туфов были вскрыты скважинами в верхней части эоцена, в районе поднятия Бадхыз-Маймане.
Структурные элементы в бассейне Аму-Дарьи, развитие которых происходило в юрском периоде, характеризуются тектоническими движениями блочного типа. Структурные элементы, такие как Каракумское поднятие, поднятия Бадхыз-Маймане, северо-афганское и более мелкие поднятия испытали медленное опускание и иногда с активными сдвигами, которые привели к тектоническим нарушениям и отсутствию осадочного чехла. Максимальное опускание происходило в центральной части бассейна (в Мургабской депрессии и северных районах).
Альпийские орогенные движения в горных массивах, граничащих с бассейном Аму-Дарья, начались в конце олигоцена в результате столкновения индийского и арабского континентальных плит с Евразийской окраиной. Тектоника постепенно развивалась от плиоцена до настоящего времени. В западной части бассейна складчатый пояс Копет-Дага погружался в сторону бассейна Аму-Дарьи, в результате чего формировался прогиб. Однако, большинство деформаций с юга было характеризовано правосторонним скольжением вдоль фронтальной зоны Копет-Дагского прогиба. Мощность обломочных пород орогенного происхождения в пределах прогиба обычно не превышает 2 км [23].
Выступ Памирского блока надвигался на север от миоцена до четвертичного времени, в результате надвига образовалась складчатое Афгано-Таджикской поднятие мезо-палеогеновых пород. Хотя надвиг с востока не распространяется на бассейне Аму-Дарьи, в результате сжатия привело к активным тектоническим движениям. Востоно-западный тренд выделен в основном, с правосторонним скольжением, сформированным в северном Афганистане [14]. Репетекский сдвиг (к северу от Репетек-Келифской зоны) унаследован с юрского периода или в старой зоне нарушенной депрессии Мургаб, граничащей со структурными элементами: бухарские и Чарджоу , которые были сформированы в это время. Все местные структурные поднятия вдоль восточных и южных окраин бассейна были образованы во время этой стадии тектонических деформаций.
Начало Альпийской складчатости в бассейне Аму-Дарьи отмечено, предварительно в конце олигоцена стратиграфическим несогласием, отсутствием раннего олигоцена. Верхний олигоцен-нижний миоцен отложения формировались в морской, и лагунной обстановках. Представлены в основном мелкозернистыми обломочными породами с прослоями гипса и ракушечника. Обломочный материал был получен в основном с платформенного сноса, а не с орогенных поднятий. Средний миоцен и нижняя часть верхнего миоцена в Копет-Дагском прогибе и на склоне поднятия Каракумы состоят из морских и лагунных обломочных прослоев известняков. Породы изменяются в восточном направлении, от грубых континентальных фаций, отсортированных озерных и эоловых отложений, полученных от поднятий гор на юге и юго-востоке. Верхнемиоценовые и четвертичные слои бассейна сложены озерно-аллювиальными отложениями обломочных пород.
Максимальная толщина верхнего олигоцена-четвертичных отложений достигает около 2 км в прогибе Копет-Дага. От 1 до 1,5 км мощность в депрессии Мургаб и смежных областях. К востоку от бассейна Аму-Дарьи, общая толщина от 5 до 7 км в синклинориев Афгано-Таджикского бассейна.
Современная Структура
По структуре юрских отложений бассейн Аму-Дарья является большим структурным элементом, окруженным горными хребтами на западе. Самые глубокие части бассейна являются прогиб Копет-Даг и депрессия Мургаб (рис. 7), где глубина юрских пород достигает 6 – 8 км. К северу от прогиба Копет-Даг мощность осадочных отложений уменьшается в сторону Каракумского поднятия до 2 км, по разрезу которого триасовые породы отсутствуют. Аналогичной мощностью отложения прослежены на восток к Хива-Заунгузской депрессии, где глубина до подошвы юры 4-5 км. По сейсмическим данным, депрессия залегает вблизи северо-южного грабена, который заполнен более чем на 3 км триасовыми породами.
Северо-восточная часть бассейна Аму-Дарьи занимают два крупных структур, Бухарская и Чарджоуская ступень, ограниченные глубинными разломами. Структуры опущены от Кызылкумского поднятия в бассейне. Чарджоуская ступень сокращается на юго-востоке Бешкентской впадины, где основание юры вскрыта на глубине более 5 км. Северная граница депрессии Мургаб является вал Репетек, крупнейший в бассейне Аму-Дарьи (рис.14). В восточном сегменте разлом сопровождается цепью верхнеюрских соляных куполов с амплитудами, высотой до 1000 м; эта цепь представляет собой зону Репетек-Келиф. Западнее, галогены выклиниваются и соляные купола исчезают [24].
Мургабская депрессия содержит три относительно приподнятых структур-Мари и Учаджи в Туркменистане и поднятия Андхоу в Афганистане. Андхоу содержит основные газовые месторождения Афганистана, в погруженном западном отроге Северного афганского поднятия.
К югу от депрессии Мургаб располагается поднятие Бадхыз-Маймане, которое срезается на востоке, по северной границе складчатого пояса Туркестанского Банде (рис.10). Ниже-среднюрские и частично верхнеюрские породы отсутствует на поднятия. Тем не менее, в третичное время поднятия участвовал в активном погружении, были покрыты молассовыми осадками. В кровле доюрских пород поднятия прогибались на севере до глубины 800 до 3000 м.
Южным структурным подразделением бассейна Аму-Дарьи является зона складок Кушка. Эта зона, является западным погружением складчатого пояса Туркестанского Банде, сложенного в основном меловыми и мощными палеогеновые породами. На севере, зона отделена от поднятия Бадхыз-Маймане узким трогом Калаймор [26].
Фундамент бассейна Аму-Дарьи характеризуется четко выраженной дроблением блока структуры. В дополнение к основным региональным разломам, показанным на рисунке 7, большое количество других нарушений были определены, которые граничат со структурными единицами бассейна и обычно разделены на более мелкие поднятия и опущенные блоки.Нарушения прослежены вверху осадочного чехла или выражены там изгибами. Большинство нарушений были сформированы во время неоген-четвертичной тектоники. Однако, некоторые из них активируются по старым разломам. Например, региональный разлом, что пересекает депрессию Хива-Заунгузских возобновлен по триасовому грабена-расколу. Большинство известных местных антиклинальных структур бассейна Аму-Дарьи молоды, и они были сформированы неогеновое время тектонических деформаций. Многие из структур имеют амплитуды в диапазоне от 200 до 400 м, расположены в линейных зонах антиклиналей по разломам. Местные антиклинали сформированы до неогена. Древние антиклинали были выявлены в некоторых областях, например, на подножиях Бухарской и Чарджоуской ступеней, на поднятии Бадхыз-Маймане, и в прогибе Копет-Даг и в прилегающих районах к востоку и северу . Некоторые антиклинальные структуры юры и мела испытывали непрерывное поднятие в неогеновое время, и другие были погребены под более молодыми породами. Различные местные структуры присутствуют на Каракумском поднятии и на моноклинали Бахардок. Эти изометрические структуры, по площади небольшие поднятия, с диаметром меньше 50 м. Судя по всему, они присутствовали в неогеновое время, так как многие из структур на моноклинали Бахардок наклонены и открыты на севере [25].
В пределах Приамударьинской области по истории осадконакопления Аму-Дарьинского бассейна продуктивные коллекторы прогнозируются в интервале верхнеюрских и нижнемеловых отложениях [8].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной работе были рассмотрены история изученности, геологическое, тектоническое строение, нефтегазоносность месторождений Приамударьинской области, а также дана сравнительная характеристика по продуктивным горизонтам и проведен анализ прогнозных коллекторов газовых месторождений.
Проведена оценка перспектив нефтегазоносности Приамударьинской области на основе изучения условий формирования и структурно-фациальной зональности, палеогеографического обоснования, прогноза распространения коллекторов на перспективных в нефтегазоносном отношении площадях Аму-Дарьинского бассейна в разрезе верхней юры и нижнего мела.
Выполнен анализ состояния и достоверности геолого-геофизического материала по месторождениям:
– Ачакское;
– Гугуртли;
– Наип;
– Сакар;
– Фараб;
– Самантепе:
Изучено геологическое строение и палеофациальные условия осадконакопления верхнеюрских отложений Аму-Дарьинского бассейна с сопоставлением пограничных районов: Афгана-Таджикский бассейна; Предкопетдагского краевого прогиба; ТяньШаньского и Карабогаз-Каракумского поднятий.
Выяснены области накопления рифогенных известняков, являющихся коллекторами верхней юры и перекрывающих толщ галогенов, слагающих перспективные залежи УВ.
В результате исследования было выяснено, что перспективными районами в нефтегазовом отношении являются краевая северо-восточная часть Аму-Дарьинского бассейна, в состав которого входит Приамударьинская область. Разведка УВ возможна в близких рифовых поднятиях, в которых развиты трещинно-кавернозные коллекторы.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
- Сидоренко А.В., Луппов Н.П.. Геология СССР. Том XII.
Туркменская ССР// Геологическое описание, 1972, Москва, Издательство «Недра». 730 с.
2. Васильев В.Г., Жабрев И.П.. Газовые и газоконденсатные месторождения./ Москва, Издательство «Недра». 1975, 250 с.
3. Бакиров А.А, Бакиров Э.А., Пашаев В.С., Музыченко Н.М., Фомкин К.В., Юдин Г.Т. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. // Москва, Издательство «Высшая школа». 1968, 350с.
4. Карпов А.К., Раабен В.Н.. Природные газы месторождений советского союза.,// Москва, Издательство «Недра». 1978, 200 с.
5. Старобинец И.С.. Геохимия нефтей и газов Средней Азии, /М. 1966. 300 с.
6. Алехин С. И., Гидродинамические особенности газовых месторождений Восточной Туркмении// Геология нефти и газа, №. 8, 1984, с. 9-14.
7. Алехин, С. И., Мельник Н.М., Халилов М., Прогноз стратиграфического диапазона производительности в юрских породах Восточного Туркменистана //Геология нефти и газа, №3, 1982, с. 7-13.
8. Александрова С.Р., Государственная изучения верхнеюрских пород юго-восточной Туркмении по глубокому бурению: геология, геофизика // Разработка нефтяных и газовых месторождений, № 5, 1998, с. 28-29.
9. Бакиров, А. А., Нефтегазоносные провинции и регионы СССР./ Москва, Недра, 1979. 456 с.
10. Безносов Н.В., Гурари Ф., Ильин В.Д., Месежников M.С., Липатова В.В., Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. /Москва, Недра, 1987,336 с.
11. Фортунатова Н.К. Генетические типы и модели седиментологических карбонатных отложений: //Советская геология, №1, 1985, с. 32-45.
12. Габриелянц Г.A., Дикенштейн Г.Х., Капустин В.Н., Кирюхин Л.Г., Размышляев А.А., Региональная геология нефтегазоносных провинций СССР, /Москва, Недра, 1991,284 с.
13. Гаврильчева Л.Г. Геологическое строение верхней юры и расширения сейсмических отражателей в бассейне Аму-Дарьи: //Геология нефти и газа, М., №11, 1993, с. 15-20.
14. Ибрагимов А.Г., Иванов Е. В., Бытие аномально высоким пластовым давлением в верхнеюрских карбонатных породах северного бассейна Аму-Дарьи// Геология нефти и газа, № 1, 1984, с. 15-19.
15.Ильин В. Д. Фортунатова Н.К., Методы прогнозирования и разведки углеводородов в продуктивных комплексах рифов. /Москва, Недра, 1988, 201 с.
16. Ломако, Т.Ч., Худайназаров Г.Б, Особенности распределения водородного сульфида в углеводородных газах и в подсолевых породах восточной Туркмении: //Геология нефти и газа, №9, 1983, с. 42-46.
17. Максимов И.П., Осадочный чехол Центральной Азии и Южного Казахстана:/ Москва, Недра, 1992, 148 с.
18. Максимов И.П., Панкина Р., Смахтина М., Условия формирования углеводородных скоплений в мезозойских породах нефтегазоносной провинции Аму-Дарьи: //Геология нефти и газа, №5, 1987,с. 20-27.
19. Недиров К.А., Литология и коллекторские свойства нефтегазоносных нижнемеловых отложений юго-западного склона Туркменской антеклизы / Ашгабат, Туркменистан, Илим.1992, 132с.
20. Невмирич Л., Алехин С.Н., Батыров С.С., Киреева Л.Н., Фациальные и геохимические характеристики карбонатных пород бассейновых фаций на востоке Туркменистана: //Известия Академии наук, т. 5, 1996,с. 63-71.
21 Пашаев М., Гаврилшева Л.Г., Реджепов К. Состав и фациальная зональность нижнемеловых соленых пород и формирования неантиклинальных ловушек в юго-восточной Туркмении: //Геология нефти и газа, № 5, 1993,с. 15-18.
22. Майманев Н.И., Смирнов Л.Н., Геологическое строение и критерии прогнозирования нефтегазоносности Центральной Азии: //Труды ВНИГНИ, 220, с. 5-38.
23. Соколова И. М., Абрютина Н. И., Макаров В.В., Кулджаев В.А., Русинова Г.В., Петров А.А., Биомаркеры в газовых конденсатов востока Туркменистана// Геохимия, т. 1, 1993,с. 123-130.
24. Ташлиев М.С, Аллабердиев С.О, Толбина С.З., Неантиклинальные ловушки нефти и газа в меловых породах Туркменистана // Геология нефти и газа, № 4, 1987, с. 26-31.
25. Ulmishek F., Petroleum Geology and Resources of the Amu-Darya Basin, Turkmenistan, Uzbekistan, Afghanistan and Iran/ Virginia, Reston, 2004,
32 p.
ПРИЛОЖЕНИЕ А1
Условные обозначения
- – конгломераты; 2 – пески и песчаники;
3– песчаники алевритистые; 4 – алевриты и
алевролиты; 5 – глины; 6 – глины песчанистые;
7 – глинистые сланцы; 8 – аргиллиты;
9 – аргиллиты песчанистые; 10 – аргиллиты алевритистые;
11 – известняки; 12 – известняки глинистые;
13 – доломиты; 14 – ангидриты; 15 – галиты;
16 – угли; 17 – поверхность размыва
Рисунок А.1 – Сравнительная характеристика газовых месторождений по отложениям нижнего мела (от автора, 2015)
ПРИЛОЖЕНИЕ А2
Условные обозначения
- – конгломераты; 2 – пески и песчаники;
3– песчаники алевритистые; 4 – алевриты и алевролиты;
5 – глины; 6 – глины песчанистые;
7 – глинистые сланцы; 8 – аргиллиты;
9 – аргиллиты песчанистые; 10 – аргиллиты алевритистые;
11 – известняки; 12 – известняки глинистые;
13 – доломиты; 14 – ангидриты; 15 – галиты;
16 – угли; 17 – поверхность размыва
Рисунок А.2 – Сравнительная характеристика газовых месторождений по отложениям верхней и средней юры (от автора, 2015)
PAGE \* MERGEFORMAT1
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИАМУДАРЬИНСКОЙ ОБЛАСТИ ТУРКМЕНИСТАНА