CC BY
218ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98
И.В. Чернов1, e-mail: [email protected]
1 ООО «ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компани» (газодобывыющий промысел Хаузак, Республика Узбекистан)
Геологическая изученность месторождений Юго-Западного Узбекистана
В статье проанализированы результаты проведенных ранее исследований месторождений Юго-Западного Узбекистана, находящихся в северо-восточной части Амударьинской газонефтеносной провинции, изучены данные последних лет. Это позволило установить основные геологические особенности региона, уточнить нефтегазоносный потенциал и палеографические условия, а также предложить классификацию месторождений в зависимости от типа природного резервуара.
Регион является хорошо изученным. В тектоническом плане месторождения Юго-Западного Узбекистана относятся к Чарджоуской и Бухарской ступеням. В нефтегазоносном плане месторождения приурочены к одноименным нефтегазоносным областям, обладающим одним из наибольших нефтегазовых потенциалов в пределах бассейна. В пределах провинции преобладают газовые и газоконденсатные месторождения. Нефтяные залежи и оторочки прослеживаются лишь на 19% всех открытых месторождений Амударьинского газонефтеносного мегабассейна. В стратиграфическом отношении газоносными являются отложения от нижней юры до верхнего мела. Большое влияние на формирование залежей нефти и газа оказала верхнеюрская соленосно-ангидритовая формация -газоносность меловых отложений отмечается только за ее пределами.
На основе собранной информации и исходя из геологических условий осадконакопления, тектонических особенностей региона и отдельных залежей предложена классификация месторождений Юго-Западного Узбекистана в зависимости от типа природного резервуара. Месторождения можно разделить на две большие группы: месторождения, связанные с пластовым типом природного резервуара, и месторождения, связанные с массивным типом природного резервуара.
Ключевые слова: Амударьинский газонефтеносный мегабассейн, Чарджоуская ступень, Бухарская ступень, Газли, Ташкудук, Учкыр, Уртабулак.
I.V. Chernov1, e-mail: [email protected]
1 LUKOIL Uzbekistan Operating Company LLC (Khausak Gas Production Plant, The Republic of Uzbekistan).
Geological knowledge of the oil and gas deposits of South-West Uzbekistan
The deposits of South-West Uzbekistan are located in the northeastern part of the Amu-Darya oil and gas provinces. The previously studied information was analyzed and new data from recent years was studied. It makes possible to establish the main geological features of the region, to clarify the oil and gas potential and paleographic conditions, and to create (offer) a classification of fields, based on the type of natural reservoir.
The region is well-studied currently. The deposits of South-West Uzbekistan belong tectonically to Chardzhou and Bukhara steps. Due to their nature these deposits are belong to the oil and gas area of the same name which one of the largest oil and gas potential within the basin.
Gas and gas condensate fields are dominated within the province. Oil fields and margin can be noted only on 19% of all discovered oil and gas Amu-Darya basin.
The gas containing deposits are belong stratigraphically to periods from the Lower Jurassic to Upper Cretaceous. Notable influence on the formation of oil and gas deposits had an Upper Jurassic salt-anhydride formation. The gas content of Cretaceous sediments can be observed only outside.
After researching of collected information, and based on the geological conditions of sedimentation and region's tectonic features and certain fields, the classification of South-West Uzbekistan deposits was invented, depending on the type of natural reservoir. The deposits can be divided to two major groups - the fields related to formation type natural reservoir and fields related to massive type natural reservoir.
Keywords: Amu-Darya petroleum basin, Chardzhou step, Bukhara step, GazLi, Tashkuduk, Uchkyr, Urtabulak.
40
№ 6 июнь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Газовые месторождения Юго-Западного Узбекистана находятся в пределах Амударьинского газонефтеносного мегабассейна. Амударьинский бассейн (рис. 1) - это богатая углеводородами провинция бывшего СССР, уступающая по объемам запасов и добычи природного газа только Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Большая часть провинции располагается на территории Туркменистана и Узбекистана, ее окраины простираются на территорию Афганистана и Ирана. По данным компании «Петроконсалтантс» (1996), открытые объемы углеводородов составляют 40,3 млрд баррелей н.э., из них только 2 млрд баррелей приходится на нефть и конденсат, остальные - на природный газ. Среди 102 провинций, выбранных Геологической службой США для оценки неоткрытых нефтяных и газовых ресурсов, бассейн занимает 15-е место по начальным запасам углеводородов. Бассейн включает гигантские газовые и газоконденсатные месторождения, крупнейшее из которых - Даулетобад (Даулетобад-Донмез) с начальными запасами газа около 1,7 трлн м3 [8]. В Амударьинском бассейне наибольшим газовым потенциалом обладают: верхнеюрские рифы и шельфовые карбонаты, покрытые толщей эвапоритов киммериджа, и надсолевые обломочные породы готеривского яруса Шатлык, представленного высокопористыми песчаниками, нередко с карбонатным цементом с линзами алевролитов и глин [1]. Газовые материнские породы плохо определяются геохимическими методами. На основе имеющихся геологических данных предполагается, что материнскими породами могут являться угли и осколки углей нижней-средней юры, а также верхнеюрские морские, черные глинистые сланцы и мергели, толщи которых перекрываются эвапо-ритовой свитой Гаурдак [2]. Благодаря большим глубинам погружения и высокой степени созревания материнских пород в пределах мегабассейна сформировались благоприятные условия для образования газовых месторождений,
что подтверждается их большим распространением по сравнению с нефтяными месторождениями. В 1953 г. было открыто первое газовое месторождение Сеталантепе в севе-
ро-восточной краевой части бассейна, это стало толчком для начала активных разведочных работ на смежных площадях и на других окраинах бассейна.
-»1
Условные обозначения: Symbols:
Граница Амударьинского бассейна Boundary of Amu-Darya Basin Границы других провинций Boundaries of other provinces Граница общей нефтяной системы Boundary of the common oil system Граница оценочного объекта Boundary of the estimated object
Граница страны
Country boundaries
Центральная точка газового
месторождения
Central point of the gas field
Центральная точка нефтяного
месторождения
Central point of the oil field
Рис. 1. Амударьинский мегабассейн (Petroleum Geology and Resources of the Amu-Darya Basin, Turkmenistan, Uzbekistan, Afghanistan, and Iran By Gregory F. Ulmishek [8], перевод И.В. Чернова) Fig. 1. Amu-Darya Mega-Basin (Petroleum Geology and Resources of the Amu-Darya Basin, Turkmenistan, Uzbekistan, Afghanistan, and Iran By Gregory F. Ulmishek [8], translated by I.V. Chernov)
Ссылка для цитирования (for citation):
Чернов И.В. Геологическая изученность месторождений Юго-Западного Узбекистана // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 6. С. 40-47.
Chernov I.V. Geological knowledge of the oil and gas deposits of South-West Uzbekistan (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016,
No. 6, P. 40-47.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 june 2016
41
ГЕОЛОГИЯ
Условные обозначения: Symbols:
Ш
О
ш
Газовое месторождение Gas field
Газоконденсатное месторождение Gas condensate field Нефтяное месторождение Oil field
Нефтегазоконденсатное месторождение
Oil and gas condensate field
Нефтегазовое месторождение
Oil and gas field
Структура
Structure
Значимые скважины Significant wells Надвиг Thrust
Надвиг сдвигового характера Overlap thrust
Глубокий региональный разлом (где наблюдается
сдвиговое движение)
Deep regional fault (in the area of thrust)
Шовная зона
Suture zone
Неразличаемые разломы Indistinguishable faults Сдвиговый разлом Strike-slip fault
Главная структурная граница зоны прогиба Main structural boundary of deflection zone Незначительные структурные границы Minor structural boundaries
Рис. 2. Чарджоуская и Бухарская ступени (фрагмент карты Амударьинского бассейна Amu Dar'ya Basin and surrounding areas: Generalised location map showing major structural elements, hydrocarbon provinces, hydrocarbon fields and well locations, составленной компанией Blackbourn Geological Service Ltd [13], перевод И.В. Чернова)
Fig. 2. Bukhara and Chardzhou stages (Amu-Darya Basin and surrounding areas: Generalized location map showing major structural elements, hydrocarbon provinces, hydrocarbon fields and well locations, made by Blackbourn Geological Service Ltd. [13] translated by I.V. Chernov)
В пределах северной части Амударьинского бассейна выделяются Бухарская, Чарджоуская ступени, Бешкентский прогиб и Теджен-Питнякский грабен-рифт. Образование тектонических элементов II порядка - Бухарской и Чарджоуской ступеней - обеспечило основные герцинские разломы - Пред-кызылкумский, Бухарский и Амударьин-ский. Месторождения Юго-Западного Узбекистана находятся в северной части Амударьинского мегабассейна, на территории Бухарской и Чарджоуской газонефтеносных областей. Каждая из ступеней фундамента рассечена поперечными разломами. Так, в пределах Бухарской ступени проходят Джусантепинский, Южно-Раметан-ский и Северно-Мубарекский разломы.
Некоторые из них протягиваются и в пределах Чарджоуской ступени. Они разделяют ступени на блоки, при опускании которых в осадочном чехле образовались наложенные прогибы, расчленившие Бухарскую и Чарджо-ускую ступени на отдельные крупные поднятия. На территории Бухарской ступени с северо-запада на юго-восток выделяются Янгиказганский, Газлин-ский, Каганский, Мубарекский своды, на Чарджоуской ступени с запада на восток - Султан-Санжар-Гугуртлинский, Кандымско-Алатский, Денгизкульский своды (рис. 2). Южнее Чарджоуской ступени расположен Карабекаульский прогиб.
На севере Амударьинского бассейна диапазон продуктивности газовых
месторождений, расположенных вне ареала солей, расширен за счет вертикальной миграции газа и кроме отложений средней и верхней юры включает неокомские, апт-альбские и даже верхнемеловые отложения (Газли). На территории Узбекистана и Туркменистана известен ряд крупнейших и крупных месторождений - Газли, Наип, Ачак, Гуруртли, Беурдешик, на месторождениях Бухарской газонефтеносной области в средне-верхнеюрских и неокомско-аптских отложениях найдены небольшие нефтяные залежи и оторочки. Нефтяные залежи и оторочки прослеживаются лишь на 19% всех открытых месторождений Амударьинского газонефтеносного мегабассейна. Большая их часть сконцентрирована в юго-восточной части Бухарской и Чарджоуской ступеней, единичные залежи отмечены в центральной части Мургабского бассейна. 81% всех открытых месторождений составляют газовые и газоконденсатные залежи. Нижне- и среднеюрские отложения на территории Средней Азии распространены очень широко и в большинстве районов залегают непосредственно на палеозойских образованиях. Известно несколько крупных районов, в пределах которых под юрскими слоями располагаются толщи триасового и пермо-три-асового возраста, мощность которых резко меняется в зависимости от района исследований. В платформенной области Средней Азии нижне-среднеюрские отложения перекрыты мощным чехлом меловых образований, но в нескольких местах они выходят на дневную поверхность.
Согласно исследованиям С.П. Максимова, Р.Г. Пакиной и А.М. Смахтиной [6], в пределах Амударьинской газонефтяной провинции выделяются три типа углеводородных скоплений, различающиеся по изотопному составу серы, углерода и химическим характеристикам. Наличие трех типов нефтей и конденсатов обусловлено разновозрастными нефтегазоматеринскими отложениями, а различие параметров в пределах типов вызвано влиянием вторичных процессов и существованием нескольких очагов генерации углеводородов. Предположительно, для нефтей и конден-
42
№ 6 июнь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
АМУДАРЬИНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ
Amu-Darya oil and gas province Цифрами обозначены: The following is marked with numbers: I Андхойский вал I Andhoisky arch
II Майманинский выступ II Maymaninsky high
III Каларинский прогиб III Kalarinsky deflection
Месторождения: Fields:
1. Шатлыкское
1. Shatlykskoye
2. Байрамалийское
2. Bayramaliyskoye
3. Кирпичлинское
3. Kirpichlinskoye
4. Ачакское
4. Achakskoye
5. Наипское 5. Nayipskoye
6. Гугуртлинское 12.Зевардинское 18. Етымтаг 24. Кашкари
6. Gugurtli nskoye 12. Shevardinskoye 18. Etymtag 24. Kashgari
7. Газлинское 13. Култакское 19. Ходжа-Гугердаг 25. Базарками
7. Gazlinskoye 13. Kultakskoye 19. Khoja Gugerdag 25. Bazarkami
8. Кандымское 14. Шуртанское 20. Джаркудук 26.Замрадеай
8. Kandimskoye 14.Shurtanskoye 20. Dzharkuduk 26. Zamradeay
9. Денгизгуль-Хаузакское 15. Даулетабад-Донмезское 21. Ходжа-Булан 27. Алигуль
9. Dengizkul-Hauzakskoye 15. Dovletabad-Donmezskoye 21. Khoja Bulan 27. Aigul
10.Самантепинское 16. Джангали-Колон 22. Ангот 28.Хангиран
10. Samantepinskoye 16. Zhangali Colon 22. Angot 28. Hangeran
11. Уртабулакское 17. Джума 23. Акдарья 29.Серахс
11. Urtabulakskoye 17. Dzhuma 23. Andarya 29.Serahs
Рис. 3. Амударьинская провинция с газонефтеносными областями ([11], газонефтеносные области нанесены автором)
Fig. 3. Amu-Darya province with oil and gas bearing regions ([11], oil and gas bearing region are marked by the author)
сатов I типа нефтегазоматеринскими являлись нижне-среднеюрские отложения (в незначительной степени - верхнеюрские), для нефтей и конденсатов II типа - верхнеюрские (при частичной роли нижне-среднеюрских), для нефтей и конденсатов III типа - в основном нижнемеловые (незначительно - верхнеюрские) [6].
Первый тип встречается в Беурде-щик-Хивинской и Заунгуской газовых областях, а также в северо-западной части Бухарской и Чарджоуской нефтегазовых областях (рис. 3). Это легкие нефти (0,82-0,84 г/см3), малосернистые (серы 0,07-0,5%) и малосмолистые. В основном газы месторождений этого типа не содержат сероводород, за исключением месторождений Кандымской группы. Параметры нефтей и конденсатов схожи в пределах залежи и в пределах отложений разного стратиграфического возраста. Нефти и конденсаты юрских и меловых отложений имеют единый источник углеводородов. Второй тип встречается в юго-восточной части Бухарской и Чарджоуской нефтегазоносных областей и в юго-западном Гиссарском газоносном районе. Нефти имеют высокую плотность (0,860,95 г/см3), повышенные концентрации серы (1-2% и более), от 10 до 30% смол и асфальтенов. Нефти и конденсаты верхнеюрских и меловых отложений близки по составу углерода, что говорит о едином источнике и общем генезисе. Концентрация сероводорода находится в пределах от 0,01 до 6,5%. На залежах Бухарской ступени (0,01-0,5%) его образование связано с биогенным восстановлением сульфатов, в то время как на месторождениях Чарджоуской ступени (Уртабулак-Денгизкульская зона, концентрация 1,0-6,5%) образование сероводорода связано с химическим восстановлением сульфатов. Третий тип конденсатов и нефтей встречается в нижнемеловых отложениях Предкопетдагской и Бадхыз-Ка-рабильской нефтегазоносных областей и в Шатлыкском газоносном районе. Плотность колеблется в больших пределах (0,804-0,94 г/см3), нефти и конденсаты малосернистые (0,5%), с низким содержанием смол и асфальтенов. Газы третьего типа бессернистые и малосер-
нистые (Шатлык, Даулетобад-Донмез и др.), на юге Бахардокского склона (Кырк, Караджаулак и др.) содержание сероводорода значительно возрастает. На месторождениях Юго-Западного Узбекистана распространены первый и второй типы нефтей и конденсатов. Первый тип преобладает в северо-западной части Бухарской и Чарджоуской нефтегазовых областей, второй отмечается в юго-восточной части Бухарской и Чарджоуской нефтегазоносных областей и в юго-западном Гиссарском газоносном районе. Залежи нефти и газа в нижне-сред-неюрских образованиях найдены и в платформенной, и в эпиплатформенной областях. Кроме того, выявлена ано-
мально высокая обогащенность ряда пластов рассеянными битумами (РБ). Анализ данных по битуминозности нижне-среднеюрских отложений показывает, что число пластов, обогащенных битумами, значительно превышает количество и в особенности размеры выявленных залежей нефти и газа. Большинство залежей в разрезе юрских образований локализовано в карбонатной формации келловей-оксфордского возраста. Поскольку вся толща юрских отложений представляет собой единый водонапорный комплекс, можно предположить, что происходит переток углеводородов из нижне-среднеюрской толщи в келловей-оксфордскую и даже меловую. На основе исследований А.Г.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 june 2016
43
ГЕОЛОГИЯ
■ Нефь Oil
Граница тектонического элемента Boundary of tectonic element
Рис. 4. Месторождения Юго-Западного Узбекистана Fig. 4. Fields of South-West Uzbekistan
Бабаева [3] предполагается, что ниж-не-среднеюрские отложения являются основным нефтегазоматеринским комплексом мезозойских отложений платформенной области Средней Азии. Газоносность северной половины Аму-дарьинского бассейна в ареале распространения солей связана главным образом с подсолевыми карбонатными отложениями оксфордского и верх-некелловейского ярусов, представленными пластовыми шельфовыми и рифовыми фациями, которые развиты главным образом в пределах Чарджоу-ской ступени и Бешкентского прогиба. В пределах этих структур к барьерным и одиночным рифам приурочен ряд крупных, крупнейших и уникальных газоконденсатных (Денгизкуль-Хау-зак-Шады, Уртабулак, Зеварды, Шуртан) и нефтегазоконденсатных (Кокдумалак) месторождений. Аномально высоким содержанием жидких углеводородов отличается Кокдумалакский риф. Из газоконденсатных месторождений с карбонатным резервуаром наиболее значительными в пределах Чарджо-уской ступени являются крупнейшие
Кандымское [4] и Самантепинское [5]. Средние и мелкие нефтяные залежи и оторочки выявлены на месторождениях Северный Уртабулак, Южное Кемачи, Умид, Крук и др.
Месторождения углеводородов Юго-Западного Узбекистана (рис. 4) находятся в переделах Чарджоуской и Бухарской ступеней, их большая часть связана с антиклинальными складками. Диапазон промышленной газоносности меняется от нижней юры до верхнего мела. В общем разрезе рассматриваемой территории выделяются четыре главные формации: нижне-среднеюрская терригенная, средне-верхнеюрская карбонатная, верхнеюрская эвапоритовая и меловая терригенная. В них выделяются следующие продуктивные горизонты: VII -сенон; VIII, УШа, УШб - турон; IX и X - сеноман; XI, Х!а - альб; XII - апт; XIII, Х^ - неоком; XIV., - киммеридж-титон; XV, XV1, XV., XV3, XVa, XVНР (надрифовый), XVПР (подрифовый), XVI - келловей-ок-сфорд; XVII, XVIII - средняя юра [7]. Решающую роль в формировании газовых залежей сыграла соленосно-ан-гидритовая формация верхней юры.
В районах ее распространения газ встречается только в подсолевой части разреза, причем характеризуется повышенным содержанием сероводорода (до 6,5%). Газоносность меловых отложений установлена только за пределами области соленакопления, преимущественно в границах Бухарской ступени. В кровле юрских отложений часто присутствуют известковистые песчаники, обладающие хорошими кол-лекторскими свойствами, а мощность ангидритов зачастую сокращается, и они выпадают из разреза. Это обуславливает возможность гидравлической связи юрского и нижнемелового водонапорных комплексов и возникновения единого юрско-нижнемело-вого комплекса. Присутствие солей в отложениях Чарджоуской ступени определило ограничение стратиграфического интервала газоносности юрскими отложениями, меловые газовые залежи отмечаются только в районах сокращения покрышки. На большинстве месторождений Чарджоуской ступени коллекторы представлены трещиноватыми и рифогенными известняками.
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЮГО-ЗАПАДНОГО УЗБЕКИСТАНА МОЖНО РАЗДЕЛИТЬ НА ДВЕ БОЛЬШИЕ ГРУППЫ:
1) месторождения, связанные с пластовым типом природного резервуара;
2) месторождения, связанные с массивным типом природного резервуара (рис. 4).
Некоторые исследователи выделенные группы месторождений дополнительно разделяют на отдельные классы, в зависимости от наличия структурных и стратиграфических осложнений (разломы, выклинивания, размывы), фазового состояния углеводородов, возраста и литологической характеристики. Месторождения первой группы имеют более широкий диапазон нефтегазонос-ности, чем месторождения, связанные с массивным типов природного резервуара. Нефтегазоносность месторождений второй группы отмечается только в пределах юрских отложений, в то время как нефтегазоносность месторождений первой группы подтверждается и в меловых отложениях. Для обеих групп основным фазовым состоянием углево-
44
№ 6 июнь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Таблица. Месторождения Юго-Западного Узбекистана Table. Fields of South-West Uzbekistan
Характеристика Characteristics Пластовый тип природного резервуара Formation type of natural reservoir Массивный тип природного резервуара Massive type of natural reservoir
Возраст горизонтов нефтегазоносности Age of oil and gas content horizons Средняя юра - верхний мел (сенон) Middle Jurassic - Upper Cretaceous (senon) Верхняя юра Malm
Виды углеводородных скоплений Types of hydrocarbon accumulations Газ, газовый конденсат, нефтяные оторочки Gas, gas condensate, oil rims Газ, газовый конденсат, нефтяные оторочки, нефть Gas, gas condensate, oil rims, oil
Литологическая характеристика коллектора Lithological characteristics of the reservoir Песчаники, алевролиты с прослоями глин, известняки с прослоями ангидритов, органно-обломочные известняки, трещиноватые известняки с прослоями глин Sandstones, siltstones interbedded with clay, limestone interbedded with anhydrite, organ-clastic limestone, fractured limestones interbedded with clay Известняки с пропластками ангидритов, рифовые массивы, трещиноватые кавернозные известняки, рифовые органогенные известняки Limestones with interlayers of anhydrite, reef tracts, fractured cavernous limestones, reef organogenic limestones
Тип ловушки Trap type Структурный, стратиграфический, литологический Structural, stratigraphic, lithological Структурный, рифогенный Structural, reef
Примеры месторождений Examples of fields Газли, Ташкудук, Учкыр, Даяхатын, Кульбешкак, Ходжиказган, Парсанкуль, Кандым Gazly, Tash Kuduk, Uchkyr, Dayahatyn, Kulbeshkak, Hodzhikazgan, Parsankul, Kandym Сев. Денгизкуль-Денгизкуль-Хаузак-Шады, Уртабулак, Сев. Уртабулак, Умид, Джарчи, Юж. Кемачи, Крук, Зап. Крук, Зекры North Dengizkul-Dengizkul-Khauzak-Shady, Urtabulak, North Urtabulak, Umid, Dzharchi, South Kemachi, Crook, West Crook, Zekry
дородов является газ и конденсат, местами отмечаются нефтяные оторочки, чисто нефтяные залежи выявлены только на месторождениях второй группы (Северный Уртабулак и Зекры). Характерными примерами месторождений, связанных с пластовым типом природного резервуара, являются Газли, Ташкудук, Учкыр, Аккум, Кандым, Парсанкуль. В качестве примера месторождений, которые связаны с массивным типом природного резервуара, можно привести Денгизкуль, Хаузак, Уртабулак, Северный Уртабулак, Умид, Южные Кемачи (табл.). Литологически первая группа месторождений представлена терригенны-ми коллекторами верхнего и нижнего отделов меловой системы - песчаниками, алевролитами с прослоями глин (Газли, Ташкудук); верхнеюрскими карбонатами - плотными известняками с пропластками ангидритов, органоген-но-обломочными известняками, серыми трещиноватыми известняками с прослоями глин (Даяхатын, Кльбешкак, Аккум, Парсанкуль, Кандым); среднеюрскими терригенными породами - песчаниками с прослоями алевролитов(Даяхатын, Ходжиказган, Аккум). Вторая группа месторождений представлена верхнеюрскими карбонатными отложениями - темно-серыми плотными известняка-
ми с пропластками ангидритов (Умид), рифовыми массивами (Денгизкуль, Хаузак, Джарчи, Южные Кемачи) трещиноватыми кавернозными известняками
(Уртабулак), рифовыми органогенными известняками (Зекры). Месторождения первой группы преимущественно связаны с ловушками
О
О □
О □
Условные обозначения: Symbols:
Глубоководный бассейн Deep-water basin Барьерный риф Barrier reef Зарифовые лагуны Backreef lagoon Мелководный шельф Shallow marine shelf Прибрежный шельф Coastal shelf
Выход Палеозойского фундамента Paleozoic basement output
Залежи в рифовых коллекторах Deposits in reef reservoirs Залежи структурных ловушек Deposits of structural traps
Выклинивание келловей-оксфордской карбонатной толщи Pinching out of Callovian-Oxford carbonate strata Государственная граница State border
Рис. 5. Палеографическая карта месторождений Юго-Западного Узбекистана (согласно Petroleum Geology and Resources of the Amu-Darya Basin, Turkmenistan, Uzbekistan, Afghanistan, and Iran By Gregory F. Ulmishek [8], перевод И.В. Чернова)
Fig. 5. Paleogeographic map of southwestern Uzbekistan fields (according to Petroleum Geology and Resources of the Amu-Darya Basin, Turkmenistan, Uzbekistan, Afghanistan, and Iran By Gregory F. Ulmishek [8], translated by I.V. Chernov)
ГЕОЛОГИЯ
структурного типа. Большинство из них сводовые (Газли, Даяхатын, Кульбеш-как), встречаются тектонически экранированные (Ташкудук, Учкыр, Ходжиказ-ган). Кроме того, на некоторых залежах отмечаются элементы стратиграфических (Учкыр) и литологических (Зап. Ходжи) типов ловушек. Месторождения приурочены кбрахиантиклинальным и антиклинальным складкам различной амплитуды, некоторые из которых осложнены тектоническими нарушениями. Скопления углеводородов на месторождениях второй группы приурочены к крупным антиклинальным ловушкам, где в верхней части карбонатной толщи залегают большие массивы высокопористых и кавернозных карбонатных пород (рифы). Углеводородные флюиды в основном находятся в зоне трещиноватых известняков в верхней части массива под перекрывающими плотными породами-покрышками. Скопления имеют сложную геометрию и морфологию, так как их очертания контролируются преимущественно литологическими факторами - условиями пространственного размещения пород с межгранулярным типом пористости, высокой каверноз-ностью и трещиноватостью. Большинство месторождений второй группы представлены рифовыми массивами (Денгизкуль, Зекры, Крук, Зап. Крук, Джарчи, Юж. Кемачи, Сев. Уртатабулак), на отдельных месторождениях отмечаются литологическое экранирование и тектонические нарушения (Уртабулак). Различие в типах пластовых резервуаров двух вышеуказанных групп может быть объяснено различными палеоге-
ографическими условиями. На палеогеографической карте Юго-Западного Узбекистана (Уртабулак-Шуртанская площадь) отмечается четкая зона разграничения месторождений с разным типом природного резервуара (рис. 5). В келловей-оксфордское время Аму-дарьинский бассейн был разделен на глубоководное море, занимавшее юго-восточную область бассейна и мелководный шельф его окраинной части. Комплекс барьерных рифов и атоллов сформировался вдоль границы шельфа и в окраинных районах глубоководных бассейнов. Наиболее мощные и углево-дородопродуктивные части рифа представлены известняками оксфордского яруса. Практически половина открытых углеводородных запасов бассейна содержится в данном рифовом комплексе и имеет большой потенциал прогнозных ресурсов. Общая мощность верхнеюрских карбонатов в зоне рифовых фаций достигает 500-600 м [8]. Шельфовые отложения келловей-ок-сфордского яруса состоят из различных мелководных фаций, включая оолитовые, обломочные, органогенные и доломитовые известняки, небольшие прибрежные келловейские карбонатные образования, глинистые известняки и мергели, локальные свиты ангидритов оксфордского яруса. Кроме того, присутствует терригенный материал, местами преобладающий вдоль северной границы бассейна. Рифы и связанные с ними породы лучше всего изучены на границах северо-восточной части Амударьинского бассейна, в первую очередь в пределах Чарджо-
уской ступени в Узбекистане, где они содержат значительные объемы нефти и газа. Основное развитие рифа пришлось на конец формирования оксфордского и, вероятно, начало киммериджского ярусов, когда происходила наиболее значительная дифференциация бассейна на зону глубоководья, рифы мелководья и лагуны. Расширенный полукруглый барьерный риф, отделивший шельф от глубоководного бассейна, рассечен на сегменты приливными каналами длинной 4-8 км, глубиной 50-100 м, шириной от нескольких сотен метров до 1,5 км. Каналы, заполненные и перекрытые молодыми эвапоритовы-ми породами, играют важную роль в формировании ловушек углеводородов в барьерно-рифовом комплексе. Несколько одиночных рифовых построек образовалось в пределах глубоководного бассейна. Фации рифов мелководья, развивавшиеся в направлении суши из зоны рифов, состоят из различных мелководных карбонатов, переслаивающихся с ангидритами. Дальше к берегу карбонатный разрез включает терригенный материал, который был принесен с прилегающих земель. От Чарджоуской ступени барьерный риф простирается на запад и юго-запад, где он отделяет обширный северный шельф от глубоководного бассейна и в дальнейшем погружается на глубины, превышающие 5 км. Автор выражает признательность к.г.-м.н. Г.П. Кузнецовой и Б.С. Шукурову за помощь в написании статьи, а также А.Ю. Юшкову - за помощь при сборе материала и редактировании.
Литература:
1. Газоконденсатное месторождение Довлетабад // Вокруг газа. 2010. 13 дек. Режим доступа: http://www.trubagaz.ru/gkm/gazokondensatnoe-mestorozhdenie-dovletabad/. Дата обращения 31.05.2016.
2. Тевелев А.В. Строение, история развития и модели деформирования Юго-Западного Гиссара // Всё о геологии. Режим доступа: http://geo.web. ru/~teve1ev/swgissar.htm. Дата обращения 31.05.2016.
3. Бабаев А.Г. К познанию генетических предпосылок нефтегазоносности и газоносности нижне- и среднеюрских отложений Средней Азии // Геология нефтяных и газовых месторождений Западного и Южного Узбекистана: Сборник статей. Ташкент: САИГИМС, 1972.
4. Газоконденсатное месторождение Кандым // Вокруг газа. 2012. 14 дек. Режим доступа: http://www.trubagaz.ru/gkm/gazokondensatnoe-mestorozhdenie-kandym/. Дата обращения 31.05.2016.
5. Монтаж средств измерений и автоматизации / Под ред. А.С. Клюева. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоиздат, 1988. С. 344. Режим доступа: http:// www.ngpedia.ru/cgi-bin/getimg.exe?usid=359&num=2. Дата обращения 31.05.2016.
6. Забродин П.И. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М.: Недра, 1968. С. 1985. Режим доступа: http://geoLib.ru/0iLGasGeo/1987/05/Stat/ stat04.html. Дата обращения 31.05.2016.
7. Газовые и газоконденсатные месторождения: Справочник / Под ред. И.П. Жабрева. М., 1983. Изд. 2-е, перераб. и доп.
8. Petroleum Geology and Resources of the Amu-Darya Basin, Turkmenistan, Uzbekistan, Afghanistan, and Iran By Gregory F. Ulmishek. U.S. Geological Survey Bulletin 2201-H.
9. Сборник научных трудов «Узбекнефтегаза». Ташкент: Узбекнефтегаз, 1996.
10. Геология нефтяных и газовых месторождений Западного и Южного Узбекистана. Ташкент, 1972.
46
№ 6 июнь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
11. Амударьинская газонефтеносная провинция // Горная энциклопедия. Режим доступа: http://www.mining-enc.ru/a/amudarinskaya-gazoneftenosnaya-provinciya/. Дата обращения 31.05.2016.
12. Дорофеев Н.В. Моделирование строения и формирования сложно построенных залежей нефти и газа и минимизация рисков их освоения: дисс. ... канд. геол.-мин. наук. Ставрополь, 2015.
13. Геологическая карта Амударьинского бассейна // Enclosure 2 Amu Dar'ya Basin and surrounding areas: Generalised location map showing major structural elements, hydrocarbon provinces, hydrocarbon fields and well locations составленная компанией Blackbourn Geological Service Ltd. Режим доступа: https://pubs.usgs.gov/of/1997/ofr-97-470/0F97-470G/Iranmap.pdf. Дата обращения 31.05.2016.
14. Узбекистан // Википедия. Режим доступа: http://ru.m.wikipedia.org/wiki/Узбекистан. Дата обращения 31.05.2016.
15. Мелихов В.Н. Продуктивность и потенциал газонефтеносности Амударьинского мегабассейна // Геология нефти и газа. 2009. № 5. С. 10-18.
16. Убайходжаев Т.И. Типы локальных скоплений газа Чарджоуской ступени Бухаро-Хивинского региона и рациональные методы их выявления и изучения: автореф. дисс. ... канд. геол.-мин. наук. Ташкент, 1971.
17. Бабаев А.Г. Нефтегазоносность равнинных пространств Западного Узбекистана // Геология нефти. 1958. № 7. Режим доступа: http://www.geolib. ru/0ilGasGeo/1958/07/Stat/stat04.html. Дата обращения 31.05.2016.
18. Бабаев А.Г., Лебзин Е.В., Симоненко А.Н., Кушниров И.В. О некоторых геологических и гидродинамических закономерностях формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Западного Узбекистана // Геология нефти. 1963. № 5. Режим доступа: http://www.geolib.ru/ 0ilGasGeo/1963/05/Stat/stat01.html. Дата обращения 31.05.2016.
19. Геология СССР. Т. XXIII. Узбекская ССР. Геологическое описание. Кн. 1. М.: «Недра», 1972. 720 с. с 19 прил. (М-во геологии УзССР).
20. Газовые месторождения СССР: Справочник / Под ред. В.Г. Васильева. М., 1968.
21. Приобретение проекта нефтедобычи в Узбекистане: пресс-релиз «Тетис Петролеум ЛТД». Режим доступа: www.kase.kz/files/emitters/GG_TPL_/ gg_tpl_reliz_270209.pdf. Дата обращения 31.05.2016.
References:
1. Gas condensate field Dowletabat [Gazokondensatnoe mestorozhdenie Dovletabad]. Vokrug gaza = Around gas, 2010, Dec. 13. Access mode: http:// www.trubagaz.ru/gkm/gazokondensatnoe-mestorozhdenie-dovletabad/. Application date: 31.05.2016.
2. Tevlev A.V. The structure, history of development and deformation model of the South-western Hissar [Stroenie, istoriia razvitiia i modeli deformirovaniia Iugo-Zapadnogo Gissara]. Vse o geologii = All about geology. Access mode: http://geo.web.ru/~tevelev/swgissar.htm. Application date: 31.05.2016.
3. Babaev A.G. To knowledge of the genetic background for the oil and gas content and gas content of the Lower and Middle Jurassic deposits of the Central Asia [K poznaniiu geneticheskikh predposylok neftegazonosnosti i gazonosnosti nizhne- i sredneiurskikh otlozhenii Srednei Azii]. Geology of the oil and gas fields in West and South Uzbekistan [Geologiia neftianykh i gazovykh mestorozhdenii Zapadnogo i Iuzhnogo Uzbekistana]. Collection of essays. SAIGIMS, Tashkent, 1972.
4. Gas condensate field Kandym [Gazokondensatnoe mestorozhdenie Kandym]. Vokrug gaza = Around gas, 2012, Dec. 14. Access mode: http://www. trubagaz.ru/gkm/gazokondensatnoe-mestorozhdenie-kandym/. Application date: 31.05.2016.
5. Setting of metrology and automation facilities [Montazh sredstv izmerenii i avtomatizatcii]. Ed. by A.S. Kluev. 3-nd edition, revised and enlarged. Energoizdat Publ., Moscow, 1988, p. 344. Access mode: http://www.ngpedia.ru/cgi-bin/getimg.exe?usid=359&num=2. Application date: 31.05.2016.
6. Zabrodin P.I. Oil displacement by solvents [Vytesnenie nefti iz plasta rastvoriteliami]. Nedra Publ., Moscow, 1968, p. 1985. Access mode: http:// geolib.ru/0ilGasGeo/1987/05/Stat/stat04.html. Application date: 31.05.2016
7. Gas and gas condensate fields [Gazovye i gazokondensatnye mestorozhdeniia]. Reference Book, under the editorship of I.P. Zhabrev. Moscow, 1983, 2-nd edition, revised and enlarged.
8. Petroleum Geology and Resources of the Amu-Darya Basin, Turkmenistan, Uzbekistan, Afghanistan, and Iran By Gregory F. Ulmishek. U.S. Geological Survey Bulletin 2201-H.
9. Collection of research papers of Uzbekneftegaz [Sbornik nauchnykh trudov «Uzbekneftegaza»]. Uzbekneftegaz, Tashkent, 1996.
10. Geology of the oil and gas fields in West and South Uzbekistan [Geologiia neftianykh i gazovykh mestorozhdenii Zapadnogo i Iuzhnogo Uzbekistana]. Tashkent, 1972.
11. Amu-Darya gas and oil bearing province [Amudarinskaia gazoneftenosnaia provintciia]. Gornaia entciklopediia = Mining Encyclopedia. Access mode: http://www.mining-enc.ru/a/amudarinskaya-gazoneftenosnaya-provinciya/. Application date: 31.05.2016.
12. Dorofeev N.V. Modelling of the structure and formation of complicated structure of the oil and gas deposits and the risk minimization of their development [Modelirovanie stroeniia i formirovaniia slozhno postroennykh zalezhei nefti i gaza i minimizatciia riskov ikh osvoeniia]. Thesis ...Candidate of Science (Geology and Minerology). Stavropol, 2015.
13. Geological map of Amu-Darya Basin [Geologicheskaia karta Amudarinskogo basseina]. Enclosure 2 Amu-Darya Basin and surrounding areas: Generalized location map showing major structural elements, hydrocarbon provinces, hydrocarbon fields and well locations, made by Blackbourn Geological Service Ltd. Access mode: https://pubs.usgs.gov/of/1997/ofr-97-470/0F97-470G/Iranmap.pdf. Application date: 31.05.2016.
14. Uzbekistan, Wikipedia. Access mode: http://ru.m.wikipedia.org/wiki/Узбекистан. Application date: 31.05.2016.
15. Melikhov V.N. Productivity and potential of the oil and gas content of Amu-Darya Mega-Basin [Produktivnost i potentcial gazoneftenosnosti Amudarinskogo megabasseina]. Geologiia nefti i gaza = Geology of oil and gas, 2009, No. 5, P. 10-18.
16. Ubaihodzhaev T.I. Types of local gas accumulations of Chardzhou stage of the Bukhara-Khiva region and best practices of their identification and study [Tipy lokalnykh skoplenii gaza Chardzhouskoi stupeni Bukharo-Khivinskogo regiona i ratcionalnye metody ikh vyiavleniia i izucheniia]. Synopsis of thesis ...Candidate of Science (Geology and Minerology). Tashkent, 1971.
17. Babaev A.G. 0il and gas content of lowland areas of West Uzbekistan [Neftegazonosnost ravninnykh prostranstv Zapadnogo Uzbekistana]. Geologiia nefti = Geology of oil, 1958, No. 7. Access mode: http://www.geolib.ru/0ilGasGeo/1958/07/Stat/stat04.html. Application date: 31.05.2016.
18. Babaev A.G., Lebzin Ye.V., Simonenko A.N., Kushnirov I.V. Some geological and hydrodynamic laws of the formation and localization of oil and gas fields in West Uzbekistan [0 nekotorykh geologicheskikh i gidrodinamicheskikh zakonomernostiakh formirovaniia i razmeshcheniia neftianykh i gazovykh mestorozhdenii zapadnogo Uzbekistana]. Geologiia nefti = Geology of oil, 1963, No. 5. Access mode: http://www.geolib. ru/0ilGasGeo/1963/05/Stat/stat01.html. Application date: 31.05.2016.
19. Geology of the USSR [Geologiya SSSR]. Vol. XXIII. Uzbek SSR. Geological description [Uzbekskaia SSR. Geologicheskoe opisanie]. Vol. 1. Nedra Publ., Moscow, 1972, pp. 720, with 19 appendices (Ministry of Geology of the Uzbek Soviet Socialist Republic).
20. Gas fields of the USSR [Gazovye mestorozhdeniia SSSR]. Reference Book, under the editorship of V.G. Vasilieva. Moscow, 1968.
21. Acquisition of oil production project in Uzbekistan [Priobretenie proekta neftedobychi v Uzbekistane]. Press Release of Tethys Petroleum LTD. Access mode: www.kase.kz/files/emitters/GG_TPL_/gg_tpl_reliz_270209.pdf. Application date: 31.05.2016.
