CC BY
68
УДК 553.981/.982.041:552.54'551.31(575.1 +575.4)
ПРОДУКТИВНОСТЬ И ПОТЕНЦИАЛ ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТИ АМУДАРЬИНСКОГО МЕГАБАССЕЙНА
В.Н.Мелихов (Всероссийский геологический научно-исследовательский институт им. А.П.Карпинского)
В статье подробно рассмотрены строение и продуктивность, дана оценка ресурсной базы составных элементов Амударьин-ского газонефтеносного мегабассейна (ГНМБ) — газонефтеносных бассейнов, областей, комплексов отложений. Главными высокоперспективными для разведки крупных газовых месторождений являются Мургабская впадина и восточные части Предко-петдагского прогиба и Бахардокского склона. Менее значимы в газоносном отношении, но более перспективны в нефтеносном центральная и западная части Предкопетдагского прогиба и запад Бахардокского склона. Вторым по газовому потенциалу бассейном Средней Азии, вероятно, является Афгано-Таджикский в подсолевом келловей-оксфордском карбонатном комплексе.
Ключевые слова: продуктивность; мегабассейн; Мургабская впадина; Предкопетдагский прогиб; карбонатный комплекс.
Амударьинекий ГНМБ обладает третьим в мире газовым потенциалом, уступая только мегабассей-нам Западной Сибири и Персидского залива. В последние годы здесь открыты уникальные газовые месторождения в Туркменистане, произошло наращивание запасов и добычи газа в Узбекистане. В этой связи исследования Амударьинско-го ГНМБ актуальны для познания регионального строения, продуктивности, оценки ресурсной базы его составных элементов — газонефтеносных бассейнов (ГНБ), областей (ГНО, ГО) и комплексов отложений (рисунок).
Последние схемы нефтегазо-геологического районирования Средней Азии по провинциальному и бассейновому ряду принадлежат КАКлещеву, К.Н.Кравченко, НАКры-лову, В.С.Шеину [1]. Согласно авторской схеме районирования, Амударьинский (Каракумский) мегабассейн включает Амударьинский, Предкопетдагский, Северо-Туркменский и Калаиморско-Кала-ринский ГНБ.
Амударьинский ГНБ охватывает одноименную синеклизу Ту-ранской плиты, его площадь достигает 300 тыс. км2. Допозднепалео-
зойский кристаллический фундамент бассейна залегает на глубине от 1-4 км на бортовых ступенях до 10-16 км в максимально прогнутых грабен-рифтовых зонах субширотной Мургабской впадины и меридионального Теджен-Питнякского трога. Верхнепалеозой-триасовый (преимущественно пермотриасо-вый) промежуточный комплекс сложен осадочно-вулканогенными породами мощностью от 4-8 км в грабен-рифтах до 1-2 км и менее в плащеобразном залегании. На позднегерцинскую систему грабен-рифтов наложилась Амударь-инская юрская синеклиза, в которой накопилось до 2,5 км терриген-ных (нижняя — средняя юра), 0,8 км карбонатных (келловей — оксфорд) и 1,7 км эвапоритовых (кимеридж — титон) осадков. Максимальная мощность меловых отложений синекли-зы составила 2,3 км. В кайнозое де-поцентры осадконакопления палеогеновых отложений (до 1,4 км) и не-оген-антропогеновой молассы (до 1,5 км) сместились из Амударьин-ской синеклизы в Предкопетдагский краевой прогиб. Таким образом, в кайнозое Амударьинский бассейн стал полузамкнутым, раскрытым в Предкопетдагский бас-
сейн по меловому комплексу отложений.
Амударьинский ГНБ делится на южную Мургабскую и северную Амударьинскую половины Репе-тек-Келифской зоной высокоамплитудных (до 1-2 км) солевых крип-тодиапиров, подсолевых антикли-нально-блоковых поднятий, протягивающейся на 500 км вдоль днища соленосного бассейна. Определяющими структурами Мургабской впадины являются субширотные прогибы, наследующие грабен-рифты верхнего палеозоя — триаса: Севе-ро-Майманинский, Северо-Караби-льский, Северо-Бадхызский (составляющие южную Сандыкачин-скую зону, раскрывающуюся в Предкопетдагский краевой прогиб); Северо-Марыйский и Обручевский (представляющие северную Обру-чевскую зону, раскрывающуюся в Афгано-Таджикскую впадину). Северный, пологий и широкий борт Мургабской впадины, включает Еланский выступ, Учаджинский свод, Тамаладский выступ. Южный Бадхыз-Майманинский борт включает Дузенкырский и Даулета-бад-Бирлешикский выступы, Дон-мезский и Карабильский склоны, Гуррукбилский вал, Майманинскую
ступень. В средней по широте части Мургабской впадины, расположенной между Обручевской и Сандыка-чинской зонами прогибов, выделяется Внутренний пояс поднятий, содержащий наиболее крупные высокопродуктивные и высокоперспективные на газ валы — Ма-ры-Иолотанский, Яшларский, Шат-лыкский, Андхойский.
Газовые и газоконденсатные месторождения и скопления нефти северного борта и Внутреннего пояса поднятий Мургабской впадины, а также Бадхыз-Карабильской части южного борта традиционно идентифицируются соответственно с Мургабской и Бадхыз-Карабильской ГНО. Расположенная к востоку Се-веро-Афганская ГНО включает газоконденсатные, газонефтяные и мелкие нефтяные месторождения Северного Афганистана (Андхойский вал, Северо-Майманинский прогиб, Майманинская ступень).
Новые данные о строении и газоносности подсолевых келловей-оксфордских карбонатных отложений Мургабской впадины и, в первую очередь, распространении в их разрезе высокопродуктивных карбонатных платформ во Внутреннем поясе поднятий позволяют разделить крупнейшую по площади и потенциалу газонефтеносности в Амударь-инском бассейне Мургабскую ГНО на две самостоятельные области. Таким образом, выделяются Учад-жинская ГНО в объеме северного борта впадины и Обручевской зоны прогибов и собственно Мургабская ГНО, охватывающая ее крупнейшие подсолевые антиклинальные массивы Внутреннего пояса и Сандыка-чинскую зону прогибов.
Общей для Учаджинской, Мургабской, Бадхыз-Карабильской ГНО остается продуктивность надсоле-вого шатлыкского песчаного резервуара (готерив), постепенно угасающая к востоку по мере сокращения песчаников и объемов надсолевых антиклинальных ловушек. Наиболее крупными надсолевыми газо-
конденсатными и газовыми месторождениями Мургабской впадины являются Даулетабад-Донмезское — на ее южном борту, Шатлыкское — во Внутреннем поясе, Байрамалий-ское, Сейрабское, Учаджинское, Бешкизыльское и Елкуинское — на северном борту впадины. Шатлык-ский резервуар Даулетабад-Дон-мезского месторождения, экранированный дизъюнктивами, выклиниванием песчаников и газогидродинамикой, содержит 1,7 трлн м3 газа (начальные запасы). Запасы газа этого резервуара на Шатлык-ском месторождении, приуроченном к крупнейшей двухкупольной антиклинальной ловушке, достигли 500 млрд м3, запасы крупных месторождений северного борта Мургабской впадины изменяются в пределах 50-120 млрд м3. Суммарные запасы газа шатлыкского резервуара Мургабской впадины достигают 3 трлн м3, что позволяет считать данный резервуар одним из наиболее продуктивных в мире.
В бортовой Бадхыз-Карабиль-ской ГНО, кроме шатлыкского резервуара и его пластов-сателлитов, газоносны также известняки келло-вей — оксфорда, в которых обнаружена крупная стратиграфическая залежь на приразломном гребне Бирлешик — Восточный Бирлешик Даулетабад-Донмезского месторождения, известняки нижнего апта, песчаники альба и известняки палеоцена на Гуррукбилском валу. Вертикальная миграция газа через литологические окна и приразлом-ные трещиноватые зоны доказана на Даулетабад-Донмезском месторождении локальным осернением шатлыкского газа за счет подпитки высокосернистым келловей-окс-фордским газом. Отдельные притоки нефти получены из выклинивающихся песчаников готерива в приподнятой части Даулетабад-Дон-мезского месторождения.
На южном борту Мургабской впадины готеривские песчаники оказались продуктивными и в пре-
делах Северно-Афганской ГНО, где газовые залежи установлены на Ходжагугердакском, Етымтагском и других месторождениях, нефтяные залежи — на Анготском и других месторождениях, газонефтяная залежь — на Ходжабуланском месторождении. Вторым по значению газоносным комплексом является кел-ловей-оксфордский карбонатный, продуктивный на месторождениях Ходжагугердак, Етымтаг, Джарку-дук и др. За счет вертикальной миграции УВ здесь также образовались мелкие нефтяные и газовые залежи в апт-нижнеальбском комплексе, а также непромышленные скопления УВ в верхах альба, сеномане, туроне, сеноне (Браташ В.И. и др., 1970; Иванов С.Д. и др., 1978).
Подсолевой келловей-оксфорд-ский карбонатный комплекс Мургабской впадины из-за большой глубины его залегания в ареале со-леносной региональной покрышки (4-6 км) наименее изучен и в то же время наиболее перспективен на газ в Амударьинском бассейне. Недавние уникальные открытия в под-солевом комплексе являются базовыми для новой, более высокой, оценки потенциала газоносности Мургабской впадины.
Мургабская ГНО в палеотекто-ническом плане соответствует южной бортовой зоне келловей-окс-фордского бассейна и содержит несколько крупных карбонатных платформ площадью до 1000-1800 км2, содержащих высокопроницаемые рифовые резервуары. Ресурсы газа двух крупнейших карбонатных платформ в настоящее время оцениваются в б трлн м3 (так называемая оптимальная оценка платформы Ми-нара — Южный Иолотань — Осман по данным аудита британской консультационной компании ОСА, при максимальной оценке 14,0 трлн м3) и 1,5 трлн м3 (Большой Яшлар). Новые крупные рифовые постройки и месторождения газа ожидаются в Мургабской ГНО к востоку и юго-востоку от установленных продук-
1 - выходы на дневную поверхность палеозойского фундамента, местами триасового складчатого основания (Банди - Туркестан); границы: 2 - Амударьинского мегабассейна и внешних НГБ, межбассейновых и окраинно-бассейновых массивов, выступов и зон поднятий, 3- внутренних ГНБ, массивов и выступов Амударьинского мегабассейна; 4 - основные разломы; изогипсы, км: 5- кровли подсолевых карбонатов келловей - оксфорда, их аналогов и эродированной поверхности юры и доюрских образований в бортовых зонах Амударьинского ГНБ, 6-поверхности палеозойского фундамента Афгано-Таджикского ГНМБ по данным МТЗ; 7- зоны выпадения из разреза юрских и низов меловых отложений на Карабогазском своде и в Северном Афганистане; 8-крупные локальные антиклинали и синклинали; 9 - ареал распространения кимериджской соленосной толщи Амударьинского эвапоритового кимеридж-титонского бассейна; 10- зоны рифогенных построек в карбонатном комплексе келловей - оксфорда; 11- литологический экран основной готеривской газоносной пачки надсолевого этажа, образовавшийся за счет засоления песчаников; месторождения: 12-газовые, газоконденсатные, 13- нефтегазовые, нефтегазоконденсатные, 14 - нефтяные, 15-уникальные, га-зоконденсатные, находящиеся в разведке; нефтегазоносные бассейны, межбассейновые и окраинно-бассейновые массивы: /- Карабогаз-Туаркырский массив; Амударьинский (Каракумский) ГНМБ: II- Северо-Туркменский ГНБ и Центрально-Каракумский массив, 1П- Амударьинский ГНБ, IV- Предкопетдагский ГНБ, V-Калаиморско-Каларинский ГНБ; VI- Афгано-Таджикский НГБ; VII- Североафганский массив; основные месторождения УВ, их фазовый состав, крупность: 1 -Западный Искандер, г, 2-Южный Кырк, нгк, З-Елаклы, нгк, 4-Шорказы, гк, 5-Мыдар, гн, 6-Коюн, г, 7-Шиих-Дарваза, г(крупное), 5-Тарымкая, г, 9-Бе-урдешик, гк (крупное), 10-Ачак, гк (крупнейшее), 11- Наип, гк (крупнейшее), 12-Северное Балкуи, гк (крупнейшее), 13- Кирпичли, гк (крупнейшее), 14-Гага-ринское, гк (крупное), 15-Бабаарап, гк, Í6- Багаджа, гк, 17-Малай, гк (крупнейшее), 18-Чартак, гк, Í9-Гугуртли, гк (крупное), 20 - Кульбешкак, гк, 21- Уч-кыр, гк (крупное), 22 - Янгиказкан, г, 23-Газпи, нг (уникальное), 24- Акджар, гн, 25 - Караулбазар-Сарыташ, гн, 26 -Южный Мубарек, гк, 27-Карактай, нг, Q
28 - Парсанкуль, гк, 29 - Кандым, гк (крупнейшее), 30 - Чандыр, гк, 31 - Южное Кемачи, нгк, 32 - Умид, нгк, 33 - Денгизкуль-Хаузак, гк (крупнейшее), 34 - Са- С
мантепе, гк (крупнейшее), 35-Уртабулак, нгк (крупнейшее), 36- Кокдумалак, нгк (крупнейшее), 37-Зеварды, гк (крупнейшее), 38-Памук, нгк (крупнейшее), 39 - г
Култак, гк (крупное), 40-Берекетли, гк, 41- Янкуи, гк, 42-Гирсан, гк, 43-Северный Нишан, нгк, 44-Шуртан, гк (уникальное), 45-Гумбулак, гк, 46-Адамташ, о гк (крупное), 47-Аккумулям, гк, 48- Сейраб, гк (крупное), 49-Учаджи, гк (крупное), 50 - Восточный Учаджи, 51 - Елкуи, гк (крупное), 52-Бешкизыл, гк(круп- О
F ное), 53 - Большой Яшлар, гк (в разведке - уникальное), 54 - Южный Иолотань - Осман, нгк (в разведке, уникальное), 55 - Байрамали, гк (крупное), 56 - Шатлык S
Западный и Восточный, гк (уникальное), 57- Большой Гараджаовлак, гк (в разведке, крупнейшее), 58-Куртли, н (притоки нефти), 59-Теджен, гк (крупное), 60- §
Хангирен, гк (крупнейшее), 61 - Даулетабад-Донмез, гк (уникальное), 62- Гуррукбил, гк (крупное), 63 - Карабиль, г (крупное), 64 - Тек-Тек (Ходжагугирдоб), нг, 0>
65-Моргуновское, гк, 66-Тореших, гк (крупное), 67-Шахмолла, гк, 65-Джума, гк, 69-Ходжагугердаг, гк (крупнейшее), 70 - Ходжабулан, нг, 71 - Ангот, н, О
72-Миршади, н, 73-Комсомольское, гк, 74-Гаджак, г, 75-Ляльмикар, нгк, 76-Хаудаг, н, 77-Амударья, н, 75-Кызыл-Тумшук, гк, 79-Бештентяк, нгк, q
80 - Ходжасартис, гк Р
>
Немногочисленные притоки и проявления нефти в верхнеюрских отложениях Мургабской впадины получены из межсолевых и надсо-левой пачек доломитов киме-ридж-титонского возраста. Нефть со среднесуточным дебитом в десятки тонн фонтанировала вместе с высоконапорной рапой и газом в нескольких скважинах месторождения Южный Иолотань. Обнаруженное нефтяное скопление оценивается как среднее по запасам. Приведенные данные свидетельствуют о резко превалирующем значении газа для рассматриваемой глубокопогруженной части Амуда-рьинского бассейна.
В северной половине Амударь-инского бассейна выделяются Бухарская, Чарджоуская, Заунгузская, Беурдешикская ступени, Бешкент-ский прогиб и Теджен-Питнякский грабен-рифт. Здесь традиционно выделяются следующие газонефтеносные и газоносные области: Бухарская и Чарджоуская ГНО, Заунгузская и Беурдешик-Хивинская ГО. Дополнительно к ним предлагается обособить Бешкентскую ГНО и самостоятельный газоносный район (ГР) порст-антиклинали Юго-Западного Гис-сара, разобщающей Амударьинский и Афгано-Таджикский бассейны.
Диапазон продуктивности газовых месторождений на самом севере Амударьинского бассейна, расположенных вне ареала солей, расширен за счет вертикальной миграции газа и включает, кроме сингенетично продуктивных отложений средней — верхней юры, неокомские, апт-альбские и даже верхнемеловые отложения (Газли). Здесь известен ряд крупнейших и крупных месторождений (Газли, Наип, Ачак, Гуруртли, Беурдешик). Небольшие нефтяные залежи и оторочки установлены на месторождениях Бухарской ГНО в средне-верхнеюрских и неокомско-апт-ских отложениях.
Газоносность северной половины Амударьинского бассейна в
ареале распространения солей почти нацело связана с подсолевыми карбонатными отложениями Оксфорда и верхов келловея, представленными как пластовыми ше-льфовыми, так и рифовыми фациями, которые развиты главным образом в пределах Чарджоуской ступени и Бешкентского прогиба. В пределах этих структур к барьерным и одиночным рифам приурочен ряд крупных, крупнейших и уникальных газоконденсатных (Ден-гизкуль-Хаузак-Шады, Уртабулак, Зеварды, Шуртан) и нефтегазокон-денсатных (Кокдумалак) месторождений. Аномально высоким содержанием жидких УВ отличается Кокдумалакский риф. Из газоконденсатных месторождений с плас-тово-слоистым карбонатным резервуаром наиболее значительными на Чарджоуской ступени являются крупнейшие Кандымское и Самантепинское. Средние и мелкие нефтяные залежи и оторочки установлены на месторождениях Северный Уртабулак, Южное Ке-мачи, Умид, Крук и др.
В состав Заунгузской ступени и одноименной газоносной области входят Заунгузский и Карабекауль-ский прогибы, Багаджинский, Мер-генский, Кервенский и другие валы, крупное Малайское поднятие, примыкающее к Багаджинскому валу на участке складки Чартак. Продуктивность подсолевых карбонатных отложений Заунгузской ГО, являющихся преимущественно депресси-онными, резко падает по сравнению с Чарджоуской ГНО. Наиболее крупное подсолевое месторождение Багаджинское, запасы которого с учетом продуктивности недавно обнаруженного сводового биогерма составят, вероятно, 80-100 млрд м3. В южной части Заунгузской ГО разрабатывается крупнейшая струк-турно-литологической залежь газа Малай-Чартак с запасами более 300 млрд м3 в надсолевых шатлык-ских песчаниках готерива, теряющих на Чартаке значение коллекто-
ров из-за соленасыщения (днище бассейна готеривских солей локализуется в Карабекаульском прогибе). На Малае-Чартаке зафиксирован единственный случай проникновения газа по надсолевому резервуару из Мургабской впадины, который произошел до формирования в плиоцене высокоамплитудного структурного порога Мургабской впадины — Репетек-Келифской зоны крип-тодиапиров.
Беурдешик-Хивинская ГО охватывает Балкуинский и Илимский прогибы, Ачакский, Наипский, Кир-пичлинский и Гагаринский валы, Беурдешикский склон. В Наипском районе этой области, расположенном вне ареала солей, зафиксирован ее максимальный непрерывный диапазон газоносности за счет вертикальной миграции газа — от средне-верхнеюрских до нижнемеловых отложений. Крупнейшими месторождениями здесь являются Наип-ское и Ачакское. В Беурдешикском районе, где выклинивание солей произошло непосредственно в пределах Беурдешикского месторождения, вертикальный переток газа не пошел выше надсолевого титон-ского карбонатного резервуара, вместившего крупную структурно-стратиграфическую залежь. Крупнейшие и крупные газоконденсат-ные месторождения Кирпичлинско-го района — Кирпичли, Северное Балкуи, Гагаринское — содержат газ только в подсолевых карбонатных келловей-оксфордских отложениях, вмещающих в средней части высокопродуктивный горизонт известняков-рухляков.
Предкопетдагский ГНБ объединяет одноименный краевой прогиб и Бахардокский платформенный склон Туранской плиты, его площадь составляет 70 тыс. км2. Прогиб расположен перед фронтом Копетдагского альпийского ороге-на, эпигеосинклинального на западе и эпиплатформенного на востоке, с которым сочленяется посредством надвигов, взбросов и крутых
флексур. Юго-восточная и центральная части Предкопетдагского прогиба развивались в синклинальном режиме начиная с юры. Депо-центр накопления юрских, меловых и палеогеновых отложений прослеживался с юго-востока до центра прогиба, а затем уходил в глубокий Западно-Копетдагский бассейн, расположенный внутри современного орогена. Северо-западная новообразованная часть Предкопетдагского прогиба фактически не имеет синклинального сечения по юрско-палеогеновым отложениям. Длительный непрерывный синклинальный режим юго-восточной и центральной частей Предкопетдагского прогиба представляется более благоприятным для генерации УВ в осевой зоне прогиба и аккумуляции скоплений газа и нефти на его внешнем и внутреннем бортах (Вальбе С.П. и др., 1968; [2]).
Доверхнепалеозойский фундамент Предкопетдагского бассейна в пределах одноименного краевого прогиба погружен до 6-16 км, на Бахардокском склоне — от 3-4 до 6-8 км. Верхнепалеозой-триасовый промежуточный комплекс имеет мощность 4-5 км в грабенах Южно-Туркменского межконтинентального рифта и сокращается до 1-2 км на выступах Бахардокского склона. Мощность юрских терри-генных (нижняя — средняя юра), карбонатных (келловей — оксфорд) и карбонатно-эвапоритовых (киме-ридж — титон) отложений сокращается по мере смещения от оси прогиба (1,5-2,5 км) к выступам Бахардокского склона (0,5-1,0 км). Таким же образом уменьшается мощность неокомских карбонат-но-терригенных отложений — от 0,6-1,0 до 0,3-0,5 км.
Внешний борт прогиба и Ба-хардокский склон образуют пологую моноклизу, осложненную небольшими поднятиями, выраженность которых увеличивается с глубиной. Отдельные крупные поднятия осевой части прогиба трансформиру-
ются с глубиной во вздернутые по взбросам блоки (Изгант). Антиклинали внутреннего борта прогиба осложнены продольными нарушениями, нередко надвигами. По данным параметрической скважины, амплитуда смещения по надвигу самой крупной Гяурсдаг-Заракевской антиклинали внутреннего борта оценивается в 5 км. Масштаб надвигания передовых складок Копетда-га на центральную часть прогиба прогнозируется еще большим — до 10-20 км. Предполагается, что ряд поднятий и моноклинально воздымающихся блоков Предкопетдагского прогиба будут экранироваться надвигами и взбросами, образуя ловушки нефти и газа в автохтоне.
К настоящему времени установлены газонефтеносность западной и газоносность восточной частей Бахардокского склона, объединяемых в Бахардокскую ГНО, притоки и проявления нефти и газа в Предкопетдагской наименее изученной ГНО.
В средне-верхнеюрских и нижнемеловых карбонатных и тер-ригенных горизонтах Западно-Ба-хардокского газонефтеносного района (ГНР) открыты Кырская и Сабурская группы небольших месторождений УВ. Нефтяные залежи приурочены к титонскому горизонту, срезаемому предмеловым размывом, а также к горизонтам ва-ланжина, готерива и баррема, притоки нефти получены из оксфорда, нефтепроявления — по всему перспективному юрско-нижнемеловому разрезу мощностью 0,8-1,2 км. Га-зоконденсатные залежи установлены в апте, валанжине, титоне, оке-форде, келловее, кровле бата, палеозойской коре выветривания фундамента (Шорказы).
Значительная концентрация скоплений и проявлений нефти отмечается в западной части Бахардокского склона, на южном сопредельном фасе Центрально-Кара-кумского свода (неокомские нефтяные залежи месторождения Модар)
и в центральной части Предкопетдагского прогиба (притоки и проявления нефти в интервале глубин 4,3-5,0 км из апт-альбеких отложений площади Куртли). С учетом этого с центральной и отчасти западной частью Предкопетдагского ГНБ связываются повышенные перспективы нефтеносности.
Потенциальные нефтегазовые скопления днища Ашхабадской депрессии, вероятно, аккумулировались на месте генерации УВ. Основным этапом генерации и аккумуляции нефти и газа здесь явился позднеальпийский, когда резко возросли интенсивность погружения и прогретость Ашхабадской депрессии, а в ее днище появилась зона аномально высоких пластовых давлений с градиентом аномальности до 1,8 во вскрытых апт-альб-ских терригенных отложениях. Формирование этой крупной зоны, по-видимому, обязано существенной глинизации и флишеподобному строению апт-альба, препятствующим разрядке пластовой энергии, возможно, задержавшим крупные массы УВ на месте образования и в значительной мере погасившим деструкцию жидких УВ в условиях высоких температур (до 150 °С). Эти предположения подтверждаются притоками и проявлениями нефти в интервале глубин 4,3-5,0 км площади Куртли. Избыточные массы УВ мигрировали по восстанию Бахар-докской моноклизы и внутреннего борта прогиба преимущественно в поднадвиговые объекты. Приоритетными объектами внутреннего борта Предкопетдагского прогиба и поднадвига Копетдага являются Яшлык, Келята-Бахча, Маркау, Ба-харден [2].
Основным открытием восточной части Бахардокского склона явилось Гараджаовлакское газо-конденсатное месторождение (Мелихов В.Н., Сибирев Вл.С., Гельды-назаров А. и др., 1999), продуктивность которого связана с карбонатными горизонтами надсолевого (ва-
ланжин, титон) и подсолевого (окс-форд) этажей, которые разобщаются ангидритами кимериджа. Месторождение расположено перед фронтом выклинивания солей в пределах палеоструктурной перемычки, разобщающей Предкопет-дагский и Амударьинский ГНБ. На надсолевой моноклинали здесь выявлено четыре мелких купола, контролирующих небольшие титонские залежи. Валанжинская газоконден-сатная залежь вышла далеко за пределы куполов — в скважине, пробуренной на моноклинали, дебит газа достиг 1,5 млн м3/сут. В подсолевом этаже выявлен крупный субширотный выступ площадью около 300 км2 и высотой более 100 м, однако скважины, пробуренные в его сводовой части, оказались сухими или малодебит-ными из-за отсутствия поровых коллекторов в карбонатной формации оксфорда. Такие коллекторы разрослись и оказались высокопродуктивными на восточной пе-риклинали и южном моноклинальном погружении выступа, где дебиты газа составили 0,6-1,0 млн м3/сут, интервал газонасыщения превысил 150 м при еще не установленном газоводяном контакте. Выходящие на моноклиналь оксфордская и валанжинская структурно-литологи-ческие залежи имеют неявно выраженный рифовый генезис коллекторов, их суммарные запасы газа ориентировочно оцениваются в 300-400 млрд м3.
На территории сочленения Мургабской впадины и юго-восточ-ной части Предкопетдагского бассейна содержится около 3 трлн м3 начальных запасов газа на месторождениях Даулетабад-Донмез, Шатлык, Хангирен (Иран), Гарад-жаовлак, Теджен. Крупнейшие неразведанные ресурсы газа сосредоточены здесь на внешнем борту, в осевой части и поднадвиговых объектах Каахкинской депрессии, на внутреннем борту Меанинской депрессии. В пределах последнего
прогнозируется Ходжабуланская зона поднятий, комбинирующихся со сложноэкранированными ловушками. Совокупность этих объектов предположительно содержит 300-500 млрд м3 ресурсов газа в карбонатно-терригенных отложениях верхней юры и неокома.
В осевой части Каахкинской депрессии трассируется погребенное продолжение Шатлыкского вала, в том числе высокоамплитудное Каахки некое поднятие — вероятная рифовая постройка в оксфордских отложениях. На внешнем борту депрессии наиболее интересным для поисков крупных сложноэкранированных ловушек в юрско-неокомских отложениях является южное выположенное погружение Кумбет-Гараджаовлак-ской зоны поднятий. Во внутренней зоне прогиба приоритетным служит крупный объект Яшлык, находящийся перед надвигом и в поднадвиге крупнейшей Гяурсдаг-Зиракевской антиклинали. Продуктивность этого объекта может быть связана не только с регионально нефтегазоносными карбонатно-тер-ригенными горизонтами неокома и верхней юры, залегающими на глубине 4,5-6,0 км, но и с песчаниками палеоцена, Маастрихта, сенома-на и альба на доступной глубине 3-4 км [2].
Центрально-Каракумский самостоятельный ГР приурочен к одноименному своду — внутреннему межбассейновому массиву. В купольной части свода расположена Зеагли-Дарвазинская группа многопластовых газовых месторождений, содержащая большое число мелких газовых залежей в апте, альбе, сеномане и туроне. Единичные газовые залежи и непромышленные оторочки нефти в неоком-ских и келловей-оксфордских отложениях установлены на южном и восточном склонах свода, обращенных соответственно в Предко-петдагский и Амударьинский ГНБ. На южном фасе Центрально-Кара-
кумского свода открыто Модар-ское газонефтяное месторождение, содержащее четыре нефтяные залежи в терригенных и карбонатных коллекторах неокома. Дальнейшая разведка южного фаса свода приведет, вероятно, к открытию здесь самостоятельной группы небольших газонефтяных месторождений.
Северо-Туркменский ГНБ впервые выделяется на севере Туркменистана в составе Дарьялык-Дауданского и Верхнеузбойского юрско-четвертичных прогибов — погребенных грабен-рифтов промежуточного этажа и прилежащих к прогибам зон поднятий — доюр-ских горстов (Сарыкамышской, Ахчакаинской, Карабиикской, Та-шаузской). Кристаллический фундамент бассейна залегает на глубине 3-8 км, из которых малоперспективны на газ юрские терриген-ные отложения толщиной до 1 км, зафиксированы притоки газа и нефти на поднятиях Тарымкая и Сары-камыш, перспективны на газ отложения нижней рифтовой и подриф-товой секций.
Промежуточный этаж бассейна состоит из верхнепермско-триа-совой преимущественно красно-цветной молассы и нижней секции, сложенной эвапоритами нижней перми, сероцветной терригенной (возможно, терригенно-карбонат-ной) средне-верхнекаменноуголь-ной и карбонатной нижнекаменноугольной толщами. В составе промежуточного этажа зонально распространены осадочно-вулкано-генные и эффузивные образования. Его строение усложняется предъюрским и предверхнеперм-ским региональными несогласиями, обусловливающими резкие несоответствия структурных планов нижней и верхней секций промежуточного этажа и юрских отложений. Единственное газовое месторождение в бассейне открыто на Тарымкаинском нижнекаменноугольном карбонатном эрозионно-тек-
тоническом выступе, расположенном на южном плече Дарьялык-Да-уданского грабен-рифта. Рабочие дебиты газа из двух залежей составили 150-500 тыс. м3/сут.
Дарьялык-Дауданский грабен-рифт — первоочередной для изучения на газонефтеносность — имеет размеры 240х(80-100) км. Максимальная мощность промежуточного этажа достигает здесь 5 км, сокращаясь до 1-2 км и менее в прилежащих горстах преимущественно за счет размывов нижней и верхней моласс. На крупном, приоритетном для разведки Ербурунском выступе, расположенном в осевой части рифта, вскрыта нижнепермская со-леносная покрышка, которая предполагает формирование залежей УВ не только в наиболее перспективной толще известняков нижнего карбона, но и в отложениях среднего — верхнего карбона и низов перми при наличии в них терриген-но-карбонатных резервуаров. На прилегающих к грабен-рифтам крупных палеозойских выступах (Сарыкамышский, Ахчакаинская группа выступов и др.), где нижнекаменноугольные карбонаты выпадают из разреза, основное значение приобретают подразмывные коры выветривания и локальные пи-рокластические трещинные резервуары, возможные в разных интервалах палеозойского разреза, включая приповерхностную часть фундамента.
Калаиморско-Каларинский ГНБ отделяется Дузенкырским выступом и Гуррукбилским валом от Амударьинского ГНБ. Бассейн включает Калаиморский и Каларин-ский прогибы, разделенные Куш-кинской зоной поднятий. Глубина погружения фундамента в прогибах достигает 7-9 км и сокращается в Кушкинской зоне до 4-6 км. Для бассейна характерна большая мощность (до 3-4 км) верхнепалео-зой-триасового промежуточного этажа и юрской терригенной продуктивной толщи (до 1 км).
С Кушкинской зоной поднятий, отличающихся повышенными амплитудами и нарушен ностью, связана одноименная группа многопластовых газоконденсатных месторождений. Газоконденсатные залежи приурочены преимущественно к сред-неюрским пластам-песчаникам, характеризующимся большей выдержанностью и повышенными коллек-торскими свойствами. В одном из пластов-коллекторов обнаружена небольшая нефтяная залежь. Крупным месторождением Кушкинской зоны является Торешихское. Кроме юрских отложений, в Кушкинской зоне обнаружены мелкие единичные скопления газа в карбонатных коллекторах апта и верхнего мела. Среднеюрские отложения малопродуктивны в Калаиморском прогибе, где выявленная газоконденсатная залежь заполнила лишь незначительную часть объема крупного Мор-гуновского поднятия.
Главными, высокоперспективными для разведки крупных газовых месторождений, элементами Амударьинского мегабассейна на данный момент являются Мургаб-ская впадина и восточные части Предкопетдагского прогиба и Ба-хардокского склона. Менее значимы в газоносном отношении, но более перспективны в нефтеносном центральная и западные части Предкопетдагского прогиба (в первую очередь, Ашхабадская депрессия и поднадвиг Центрального Ко-
петдага) и запад Бахардокского склона [2, 3]. Значительные ресурсы газа в верхнеюрском карбонатном комплексе еще не разведаны на Чарджоуской ступени, в Бешкент-ском прогибе и Юго-Западно-Гис-сарском районе. Новым сложным направлением геолого-разведоч-ных работ на газ является региона-льно-поисковое изучение промежуточного этажа в Северо-Туркмен-ском НГБ, где перспективен, в первую очередь, нежнекаменноуголь-ный карбонатный комплекс.
По авторской экспертной оценке, интегрирующей потенциалы газонефтеносных областей, районов и зон, неразведанные перспективные и прогнозные локализованные ресурсы газа Мургабской впадины и восточных частей Предкопетдагского прогиба (Каахкинская и Меа-нинская депрессии) и Бахардокского склона (Чанглинский район) составляют примерно 10,5 трлн м3. Из них 9,4 трлн м3 принадлежат слабо-изученному подсолевому этажу (главным образом рифогенным зонам и объектам верхнеюрского карбонатного комплекса) и 1,1 трлн м3 — надсолевому этажу (большей частью в слабоизученном Предкопет-дагском прогибе).
Из подсолевых неразведанных ресурсов газа 3 трлн м3 соотносятся с неразбуренными участками Иолотань, Минара, Джурджи уникального месторождения Южный Иолотань — Осман. Реальность оценки
PRODUCTIVITY AND OIL AND GAS POTENTIAL OF AMU-DARYA MEGABASIN
Melikhov V.N. (All-Russian research geological institute named after A.P.Karpinsky)
The article in detail considers structure, productivity and gives evaluation of resource base of constituent elements of Amu-Darya oil and gas megabasin — oil-and-gas-bearing basins, areas, sedimentary complexes. The major high prospective for exploring large gas fields are Murgab depression and eastern parts of Predkopetdag fore-deep and Bakhardok arch. Less significant in gas potential but more promising as regards oil are central and western parts of Predkopetdag foredeep and west of Bakhardok slope. The second basin by gas potential in Central Asia seems to be Afga-no-Tajik in subsalt Callovian-Oxfordian carbonate complex.
Key words: productivity; megabasin; Murgab depression; Pre-Kopetdug trough; carbonate complex.
верхних пределов общего потенциала этого месторождения (14 трлн м3) и неразведанной части его потенциала (8 трлн м3) представлены аудитом британской консультационной компании ЭСА. Эти цифры уточнятся после получения результатов первых скважин на неразбуренных участках месторождения Южный Иолотань — Осман. Уникальные плотности запасов газа в своде и юго-восточной части месторождения могут значительно снизиться в севе-ро-западном направлении (Иолотань, Минара), в связи с вероятным сокращением на северо-запад высокопористых рифовых фаций и
эффективных газонасыщенных толщин коллекторов.
Вторым по газовому потенциалу бассейном Средней Азии (исключая ее Южно-Каспийскую акваторию), вероятно, является Афга-но-Таджикский, содержащий по оценке ВНИИгаза до 3 трлн м3 прогнозных ресурсов газа в глубо-копогруженном (4-7 км) и практически неизученном подсолевом кел-ловей-оксфордском карбонатном комплексе.
Литература
1. Геодинамика и нефтегазонос-ность осадочных бассейнов СССР /
Ред. К.А.Клещев, В.С.Шеин. — М.: ВНИГНИ, 1991.
2. Жмуд М.С. Обновленная концепция региональной структуры и неф-тегазоносности Предкопетдагского прогиба / М.С.Жмуд, В.Н.Мелихов // Нефть и газ Туркменистана. — 2000. — № 2.
3. Мелихов В.Н. Рекомендации по направлениям геолого-разведочных работ в Восточном Туркменистане на 2004 г. и на перспективу 2010 г. / В.Н. Мелихов, Вл.С.Сибирев//Нефть и газ Туркменистана. — 2003. — № 2.
О В.Н.Мелихов, 2009
Владислав Николаевич Мелихов, ведущий научный сотрудник, доктор геолого-минералогических наук, Vladislav_Melikhov@vsegei.ru.
Рецензент К.А.Клещев.
