CC BY
98УДК 553.98.04(575.1+575.3/.4)+55+581.3 Мелихов В.Н.
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский геологический институт имени А.П.Карпинского» (ФГУП «ВСЕГЕИ»), Санкт-Петербург, Россия, [email protected]
РЕСУРСНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВЕДКИ ТРАНСГРАНИЧНЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ ЮГО-ВОСТОЧНОГО ТУРКМЕНИСТАНА, ЮЖНЫХ РЕГИОНОВ УЗБЕКИСТАНА И ТАДЖИКИСТАНА, СЕВЕРНОГО АФГАНИСТАНА
И СЕВЕРО-ВОСТОЧНОГО ИРАНА
Производится оценка ресурсов газа и нефти, результатов и перспектив разведки трансграничных нефтегазоносных бассейнов Юго-Восточного Туркменистана и сопредельных регионов Узбекистана, Таджикистана, Афганистана и Ирана. Рекомендуется разведка на нефть южных бортовых зон Мургабской впадины.
Ключевые слова: нефтегазоносный бассейн, ресурсы нефти и газа, месторождение, перспективы разведки, юг Центральной Азии.
В пределы рассматриваемой территории попадают юго-восточные части Амударьинского (Туркменистан, Узбекистан, Афганистан) и Предкопетдагского (Туркменистан, Иран) бассейнов, Верхнеамударьинский нефтегазоносный бассейн (НГБ) (Афганистан, Таджикистан, Узбекистан), Калаиморско-Каларинский газонефтеносный бассейн (ГНБ) (Туркменистан, Афганистан), перспективный НГБ Тирпуль (Афганистан, Иран) и новый Кучано-Мешхедский ГНБ (Иран).
В статье анализируются и сопоставляются ресурсно-геологические данные по названным трансграничным бассейнам, выявляются особенности их нефтегазоносности и распределения ресурсов углеводородов (УВ), крайне важные для развития нефтегазового комплекса стран юга Центральной Азии и Мира. Эти вопросы слабо освещены в специальной литературе [Амурский и др., 1976; Самсонов и др., 1989; Халылов и др., 1992; Соловьёв, Кузьминов, Салина, 1996; Жмуд, Мелихов, 2000; Мелихов, Сибирёв, 2003; Аверков, 2006; Мелихов, 2009; В Афганистане обнаружено..., 2010; Asia Times..., 2012; Емельянов, 2012; Прогнозно-минерагеническая..., 2012].
Информация по результатам разведки и оценке ресурсов УВ Верхнеамударьинского бассейна излагается раздельно по таджикскому, узбекскому и афганскому национальным секторам. В афганском разделе анализируется также юго-восточная часть Амударьинского бассейна и перспективные НГБ Западного и Южного Афганистана, трансграничные с Ираном и Пакистаном. В туркменском разделе приводятся новые данные о ресурсном
потенциале УВ Юго-Восточного Туркменистана и о перспективах разведки на нефть приграничной с Афганистаном территории Амударьинского и Калаиморско-Каларинского бассейнов. В иранском разделе приведены известные и новые данные по бассейнам СевероВосточного Ирана.
Схема тектонических элементов и продуктивности трансграничных НГБ юга Центральной Азии представлена на рис. 1.
Верхнеамударьинский нефтегазоносный бассейн
Для Верхнеамударьинского бассейна, более известного как Афгано-Таджикский, используется историческое название, отражающее его генетическое родство и идентичность платформенного юрско-палеогенового развития с Амударьинским бассейном. В новейшее время Верхнеамударьинский НГБ отделился от Амударьинского бассейна и развивался как межгорный со сложной складчато- надвиговой тектоникой.
Верхнеамударьинская впадина составлена Байсунским, Сурхандарьинским, Вахшским и Кулябским прогибами и разобщающими их зонами поднятий (ЗП) - Шерабадской, Кафирниганской и Обигармской. В юго-восточной части впадины (Афганистан) Вахшский и Кулябский прогибы сливаются. Южная часть наиболее крупного Сурхандарьинского прогиба известна в Афганистане как прогиб Мазари-Шариф.
Южная афганская часть Верхнеамударьинского бассейна, так же как и юго-восточная афганская часть Амударьинского бассейна, детально исследовались советскими и афганскими геологами [по материалам ВНИГНИ, 1978; Браташ и др., 1970; Северный Афганистан..., 1978;Самсонов и др., 1989; Ахмедзянов, 2005]. В последние десять лет эта территория стала объектом дистанционных и полевых исследований Геологической службы США (ГС США) [Аверков, 2006; В Афганистане обнаружено..., 2010; Емельянов, 2012]. Северная узбекско-таджикская часть Верхнеамударьинского НГБ традиционно изучалась российскими, узбекскими и таджикскими специалистами, в последние годы к ним присоединились специалисты нефтегазовых компаний, работающих в Таджикистане и Узбекистане [Абидов и др., 1987; Карта нефтегазогеологического..., 1989; Аверков, 2006; Абидов, 2009; Гулев, 2009; В Афганистане обнаружено..., 2010; Абдуллаев, Нурматов, 2012; Канадская компания..., 2012; Asia Times..., 2012]. Основополагающими аналитикокартографическими материалами по общей и нефтегазовой геологии Афганистана и сопредельных регионов Туркменистана, Узбекистана и Таджикистана остаются советские отчёты, публикации и карты.
Рис. 1. Схема тектонических элементов и продуктивности трансграничных нефтегазоносных бассейнов Юго-Восточного Туркменистана, Западного и Южного Узбекистана, Юго-Западного Таджикистана, Северного и Западного Афганистана, Северо-Восточного Ирана
Условные обозначения к рис. 1.
1 - границы крупных и средних тектонических элементов; 2 - отдельные антиклинальные структуры, перспективные на нефть и газ; 3 - внебассейновые складчатые сооружения, сложенные породами мезозоя, палеозоя и протерозоя; 4 - граница Амударьинского ГНМБ; 5 - границы ГНБ и НГБ в составе Амударьинского мегабассейна и вне его; 6 - индексация и перечень газонефтеносных и нефтегазоносных бассейнов (I - Амударьинский ГНБ; II - Предкопетдагский ГНБ; III -Калаиморско-Каларинский ГНБ; НП+Ш - Амударьинский ГНМБ; IV - Верхнеамударьинский НГБ; V -Тирпульский ПНГБ; VI - Кучано-Мешхедский ГНБ); 7-9 - месторождения УВ, индексация основных и значительных месторождений: 7 - газовые, газоконденсатные, 8 - нефтегазовые,
нефтегазоконденсатные, газонефтяные, 9 - нефтяные; 10 - притоки и проявления нефти и газа; 11
- государственные границы.
Перечень индексированных месторождений УВ, их фазовый состав (Н, ГН, НГ, НГК, ГК, Г) и крупность (крупное - 30-100 млн. т н.э., крупнейшее - 100-500 млн. т н.э.; уникальное - >500 млн. т н.э.):
Амударьинский ГНБ. 1 - Кандым ГК - крупнейшее; 2 - Самантепе ГК - крупное; 3 - Хаузак-Денгизкуль-Шады ГК - крупнейшее; 4 - Чендыр ГК; 5 - Караулбазар-Сарыташ НГ; 6 - Юж. Кемачи НГ - крупное; 7 - Умид НГК; 8 - Уртабулак ГК - крупнейшее; 9 - Зеварды ГК - крупнейшее; 10 -Памук ГК - крупное; 11 - Алан ГК - крупнейшее; 12 - Култак ГК - крупное; 13 - Кокдумалак НГК -крупнейшее; 14 - Янгуи ГК; 15 - Карим НГ; 16 - Юж. Мубарек ГК; 17 - Карактай Г; 18 - Бешкент ГК; 19 - Сев. Нишан НГК; 20 - Гирсан ГК; 21 - Шуртан ГК - уникальное; 22 - Сев. Шуртан НГК; 23 - Пачкамар ГК; 24 - Адамташ ГК - крупное; 25 - Гумбулак ГК - крупное; 26 - Юж. Тандырча ГК
- крупное; 27 - Оджа (Аккайры) ГК - крупное; 28 - Аккумулям ГК; 29 - Сакар ГК; 30 - Келяка ГК; 31 - Багаджа ГК - крупное; 32 - Малай-Чартак ГК - крупнейшее; 33 - Елан Г; 34 - Байрамали ГК -крупное; 35 - Сейраб ГК - крупное; 36 - Учаджи ГК - крупное; 37 - Вост. Учаджи ГК; 38 - Елкуи ГК - крупное; 39 - Бешкызыл ГК - крупное; 40 - Зап. Шатлык ГК - крупнейшее; 41 - Вост. Шатлык ГК - крупнейшее; 42 - Даулетабад - Донмез ГК - уникальное; 43 - Галкыныш (Минара-Иолотань-Юж. Иолотань - Осман - Джурджи) ГК - уникальное; 43а - Юж. Иолотань Н (межсолевые доломиты); 44 - Яшлар (Зап. Яшлар - Вост. Яшлар - Молодёжная - Каритли) ГК - уникальное; 45 -Шахмолла ГК; 46 - Дервезекем ГК; 47 - Гуррукбил ГК - крупное; 48 - Карабиль Г - крупное; 49 -Ходжагугирдоб (Тек-Тек) НГ; 50 - Алигул Н; 51 - Джангаликолон ГК; 52 - Джума Г; 53 - Башикурд Г; 54 - Шакарак Г; 55 - Джаркудук Г - крупное; 56 - Етымдаг ГК - крупное; 57 - Ходжагугердаг ГК
- крупное; 58 - Ходжабулан НГ; 59 - Ангот; 60 - Акдарья Н; 61 - Кашкари Н; 62 - Базарками Н; 63
- Замрадсай Н.
Калаимарско-Каларинский ГНБ. 1 - Моргуновское ГК; 2 - Ислим ГК; 3 - Карачоп ГК; 4 - Тореших НГК; 5 - Кулешор ГК.
Предкопетдагский ГНБ. 1 - Гараджаовлак ГК - крупнейшее; 2 - Теджен Г - крупное; 3 - Хангирен ГК - крупнейшее; 4 - Гонбадли ГК - крупное.
Верхнеамударьинский НГБ. 1 - Гаджак ГК - крупное; 2 - Миршади Н; 3 - Юж. Миршади Н; 4 -Каштар Н; 5 - Ляльмикар ГН; 6 - Джалаир Н; 7 - Хаудаг Н; 8 - Учкызыл Н; 9 - Кокайты Н; 10 -Актау Н; 11 - Досманага Н; 12 - Джейранхона Н; 13 - Корсаглы Н; 14 - Амударья Н; 15 -Кызылтумшук НГК; 16 - Акбашадыр Н; 17 - Кичикбель Н; 18 - Бештентяк НГК; 19 - Сульдузы Н; 20 - Узунохор Н; 21 - Юж. Пушион Н; 22 - Ходжасартис НГ; 23 - Шаамбары Г; 24 -Комсомольское Г; 25 - Андыген Г; 26 - Сев. Курганча Н.
Естественно, за 20-летний постсоветский период наработаны и новые геологогеофизические материалы [Халылов и др., 1992; Соловьёв, Кузьминов, Салина, 1996; Давыдов, 1997; Одеков, Пашаев, 2001; Одеков и др., 2001; Мелихов, Сибирёв, 2003; АфганоТаджикская и Мургабская..., 2007; Крылов, Кучеря, 2008; Абидов, 2009; Мелихов, 2009; Абдуллаев, Нурматов, 2012, Прогнозно-минерагеническая..., 2012].
Узбекско-Таджикская часть Верхнеамударьинского нефтегазоносного бассейна
Базовые советские оценки строения, объектов геологоразведочных работ (ГРР) и ресурсов УВ по узбекско-таджикской части Верхнеамударьинского бассейна произведены К.Н. Кравченко и др. (ВНИГНИ, 1989), Н.А. Крыловым и др. (ИГИРГИ), узбекскими и таджикскими геологами (ИГИРНИГМ и др.).
Актуализированное определение основных плеев - направлений ГРР и самые последние оценки ресурсов УВ рассматриваемого региона, его составных прогибов и нефтегазоносных комплексов (палеоген, мел, подсолевой карбонатный комплекс верхней юры) осуществлены Н.А. Крыловым, М.С. Кучерей (ВНИИГАЗ, 2008).
Основными направлениями ГРР на нефть и газ Верхнеамударьинского бассейна являются:
- карбонатно-терригенный палеоген-сенон [палеоген-верхний мел]: а) в прогибах бассейна; б) в поднадвиговых структурах на бортах Вахшского прогиба и в Кафирниганской зоне поднятий;
- терригенно-карбонатный сеноман - нижний мел [нижний мел - надсолевой титон] всех прогибов бассейна и, возможно, отдельных структур в зонах поднятий;
- подсолевой карбонатный комплекс верхней юры [верхнего келловея-оксфорда] в пределах всего Верхнеамударьинского бассейна;
- терригенный комплекс средней-нижней юры, считающийся потенциально газонефтеносным на всей территории бассейна, однако, ввиду запредельно больших глубин залегания, не являющийся первостепенным для разведки.
Согласно Н.А. Крылову, М.С. Кучеря [Крылов, Кучеря, 2008] неразведанные ресурсы нефти палеогена таджикско-узбекской части Верхнеамударьинского бассейна достигают 160 млн. т. Извлекаемые перспективные ресурсы УВ (преимущественно нефти) категории С3 составляют 57,5 млн. т н.э., распределяясь по прогибам бассейна следующим образом: Сурхандарьинский прогиб - 51,8 млн. т н.э.; Вахшский прогиб - 2,2 млн. т н.э.; Кулябский прогиб - 2,5 млн. т н.э. Средние запасы потенциальных палеогеновых месторождений нефти региона предполагаются небольшими - в пределах 1,5-5 млн. т.
Неразведанные ресурсы нефти и газа меловых отложений рассматриваемого региона достигают 160,2 млн. т н.э., в том числе 121,1 млн. т н.э. в Сурхандарьинском прогибе, 16,1 млн. т н.э. в Вахшском прогибе и 23 млн. т н.э. в Кулябском прогибе.
Суммарные неразведанные ресурсы УВ надсолевых мел-палеогеновых отложений таджикско-узбекской части Верхнеамударьинского бассейна составляют 320 млн. т н.э. Они, вероятно, являются более значимыми (до 400 млн. т н.э.), поскольку не учитывают ресурсы УВ поднадвиговых структур на бортах Вахшского прогиба и в Кафирниганской зоне поднятий [Крылов, Кучеря, 2008].
Неразведанные ресурсы газа глубокопогруженного (4-7 км и более) подсолевого карбонатного комплекса региона из-за крайне слабой изученности структуры, состава и литофациальной зональности комплекса недостаточно обоснованы и произвольно прогнозируются в диапазоне 1-3 трлн. м . Практически неизученными остаются подсолевые антиклинальные структуры, которые по генезису и морфологии не могут быть интерполированы от многочисленных известных надсолевых поднятий. Примерами подсолевых объектов являются окраинно-бассейновые, минимально погруженные структуры
- газовые месторождения - крупное месторождение Гаджак с запасами около 100 млрд. м (Байсунский прогиб, глубина подсолевых карбонатов 3,3-4 км) и мелкие месторождения Душанбинского прогиба (глубина карбонатов 1,7-2,7 км).
Таджикская часть Верхнеамударьинского нефтегазоносного бассейна
Ресурсы УВ Таджикистана представлялись в 1988 г. следующим образом: газ -863 млрд. м3; нефть - 113 млн. т. Из этих ресурсов УВ 80,8% принадлежат
Верхнеамударьинскому бассейну, остальные 19,2% - Ферганскому бассейну. В 2011 г Главное геологическое управление при СМ Таджикистана обнародовало прогнозную оценку недр страны - более 3 трлн. м3 газа и около 200 млн. т нефти.
В 2003 г. правительство Таджикистана и «Газпром» заключили долгосрочное (до 2028 г.) соглашение о стратегическом сотрудничестве в области разведки и добычи газа и нефти и газификации Таджикистана. В 2006 г. «Газпрому» в лице дочерней компании «Газпром Зарубежнефтегаз» (Gazprom International) выдали лицензию на проведение геологического изучения площадей Саргазон и Ренган с прогнозными ресурсами газа соответственно 30 млрд. м3 и 35 млрд. м3. В 2008 г Gazprom International и правительство Таджикистана подписали соглашение об общих принципах проведения геологического изучения недр на 4 площадях (Саргазон, Ренган, Сарыкамыш, Шохамбары), обладающих суммарными прогнозными ресурсами газа в пределах 80-160 млрд. м .
Все разведочные площади Gazprom International расположены на севере Верхнеамударьинского НГБ [Гулев, 2009], в то время как плотность подсолевых ресурсов газа и нефти прогнозируется максимальной на юге бассейна. Впрочем, такая локализация основных ресурсов УВ Верхнеамударьинского бассейна является сугубо предварительной ввиду крайне слабой изученности подсолевых карбонатов, как потенциально основной продуктивной толщи.
В 2009 г. на площади Саргазон в ходе первого этапа сейсморазведки 2D была получена первая геологическая информация о высокоперспективных на газ глубокозалегающих подсолевых горизонтах юры. Оказалось, что подсолевой структуры, выявленной по недостаточно качественным сейсмическим материалам 1980-х гг., не существует. Однако здесь были выделены новые интересные объекты, нуждающиеся в доизучении сейсморазведкой 2D-3D.
В 2009-2010 г. г. в ходе сейсморазведки 2D-3D на площади Сарыкамыш обнаружены новые целевые горизонты, которые могут содержать природный газ (подсолевые отложения верхней юры) и нефть (палеоген). Здесь подготовлена к бурению структура Шахринав, содержащая следующие перспективные ресурсы УВ: свободный газ - 18 млрд. м3; нефть -17 млн. т (7 млн. т извлекаемых); растворённый газ - 2 млрд. м3. В 2011 г. на структуре Шахринав заложена самая глубокая в Таджикистане и во всей Средней Азии поисковая скв. 1 проектной глубиной 6300 м. В настоящее время её забой достиг 5500 м. Эта скважина будет иметь принципиальное значение для оценки нефтегазоносности глубоких горизонтов северной части Верхнеамударьинского бассейна.
В 2011 г. Gazprom International отказался от продления лицензии на площадь Ренган, поскольку сложные горно-геологические особенности этой площади делают проект её освоения экономически нецелесообразным (расчленённый рельеф местности, крутые склоны, перепады высот более 1000 м). Рассматривается возможность получения лицензий на новые площади Таджикистана, в частности, площадь Нафтмайдон.
В 2008 г. канадская компания Tethys Petroleum, имеющая контракты upstream в Казахстане и Узбекистане (в Казахстане ею открыты крупные залежи нефти на блоке Аккулка-Базай в Арало-Устюртском НГБ), приступила к работе в Таджикистане. По соглашению с правительством Таджикистана, подписанном на 13 лет, компания участвует в программе переосвоения 5 нефтяных и газовых месторождений, сейсмогеологического анализа 56 структур по всей территории Верхнеамударьинского бассейна, в разведке, разработке и модернизации 5 северных блоков с прогнозными ресурсами газа около
1.5 трлн. м3 (??). В последующем предполагается увеличение инвестиций в южные блоки в приграничном с Афганистаном Пянджском районе.
В 2008-2011 г.г. производилось переосвоение Комсомольского газового месторождения вблизи г. Душанбе путём модернизации старых скважин и бурения единичных наклонных скважин. Остаточные запасы газа на месторождении составляют около 1 млрд. м3 при начальных 2,5 млрд. м3.
В 2011 г на юге Таджикистана на разведочной площади Восточный Олимтой из песчаников алайской свиты палеогена получен приток нефти и газа с глубины 3342 м в процессе бурения скв. 1. Проектная глубина скважины 3800 м рассчитана на вскрытие известняков бухарской свиты палеогена. Вероятно, здесь открыто новое нефтяное месторождение в палеогеновых отложениях.
В 2011 г. Tethys Petroleum получила от правительства Таджикистана первый контракт upstream о разделе продукции на так называемый участок «Бохтар» площадью 34785 км2, фактически охватывающей всю таджикскую часть Верхнеамударьинского бассейна. Срок действия контракта - до 2033 г. На основе соглашения, заключенного в конце 2012 г, Tethys Petroleum, китайская CNPC и французская Total будут владеть равными долями в проекте «Бохтар». К Таджикистану проявляют интерес и другие иностранные компании (США, Сингапур, Австрия, Швейцария и др.).
В декабре 2011 г. специалисты Tethys Petroleum провели проверку «безрисковых перспективных ресурсов глубоких подсолевых зон» участка «Бохтар» т.е. таджикской части Верхнеамударьинского бассейна. Ресурсы УВ составили: нефть и конденсат - 1,14 млрд. барр. н.э. или 155 млн. т н.э.; газ - 7 трлн. кубофутов или 223 млрд. м3 - 178 млн. т н.э.; сумма ресурсов УВ - 333 млн. т н.э.; соотношение жидких и газообразных УВ - 46,5%: 53,5%.
Ресурсы УВ подсолевого этажа таджикской части Верхнеамударьинского бассейна (333 млн. т н.э. на площади 35 тыс. км2) оказались сопоставимыми с ресурсами УВ афганской части Верхнеамударьинского бассейна, определёнными ГС США и афганскими специалистами в 644 млн. т н.э. для подсолевого и надсолевого этажа при площади афганской части бассейна 28 тыс. км2.
В июле 2012 г. Tethys Petroleum обнародовала новые данные о ресурсах УВ таджикской части Верхнеамударьинского НГБ, включая надсолевой и подсолевой этажи. Новая оценка ресурсов УВ оказалась многократно больше предыдущей и составила: нефть и конденсат -
8.5 млрд. б н.э. или 1156 млн. т н.э.; газ - 114 трлн. кубофутов или 3228 млрд. м3 - 2582 млн.
т н.э.; сумма ресурсов УВ - 3738 млн. т н.э.; соотношение жидких и газообразных УВ -31%:69%. Эти ресурсы УВ квалифицированы как «валовые безрисковые средние извлекаемые запасы» [Asia Times..., 2012].
Непонятен многократный рост ресурсов УВ с интервалом между оценками всего лишь в полгода, осуществлённый без существенного наращивания обосновывающей геологогеофизической информации. Огромный рост ресурсов УВ возможен, по нашему мнению, только в случае обнаружения сейсморазведкой крупнейших подсолевых келловей-оксфордских рифов и крупных поднадвиговых палеогеновых объектов. Обнаружение рифов и поднадвиговых объектов возможно, однако маловероятно за столь короткий промежуток времени относительно небольшими объёмами сейсморазведочных работ, проводимых Tethys Petroleum в условиях больших глубин целевых горизонтов (4-7 км) и весьма сложных солевых и надвиговых дислокаций. Подобные рифы - уникальные и крупнейшие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения известны в Амударьинском мегабассейне, соседнем и генетически близком с Верхнеамударьинским - в Мургабской впадине Туркменистана (Галкыныш, Яшлар), на Чарджоуской ступени и в Бешкентском прогибе Узбекистана (Денгизкуль, Уртабулак, Зеварды, Кокдумалак, Шуртан). Проблема выявления подсолевых рифов, как наиболее ёмких ловушек УВ, будет одной из основных и наиболее сложных в Верхнеамударьинском бассейне в целом (т.е. в таджикском, узбекском и афганском секторах) при практической неразбуренности подсолевых карбонатов и, как следствие, неизученности их состава и литофациальной зональности.
В пресс-релизе компании «Tethys Petroleum» было отмечено, что «Амударьинский
[Верхнеамударьинский?] бассейн является самым богатым ........ в мире, который не был
расконсервирован». Президент компании Дэвид Робсон заявил, что «эти безрисковые средние перспективные запасы значительно превышают предполагаемые остаточные и безрисковые запасы у британского побережья Северного моря. Проделанная геологическая и геофизическая работа показала, что компания Tethys Petroleum работает в бассейне мирового уровня, имеющем огромный неосвоенный потенциал. Глубокие перспективные участки, на которые направлена работа в Таджикистане, имеют сверхгигантский потенциал и успех их разработки существенно изменит положение компании и этой центральноазиатской страны. Эти дополнительные сейсмические данные помогут определить место для первой в Таджикистане глубокой подсолевой скважины, направленной на чрезвычайно большие перспективные запасы» [Asia Times..., 2012].
Компания Tethys Petroleum обещала в скором времени представить отчёт по новой оценке ресурсов УВ таджикской части Верхнеамударьинского бассейна, из которого, по-видимому, станет понятна реальность обоснования огромного роста ресурсов УВ.
Узбекская часть Верхнеамударьинского нефтегазоносного бассейна
Узбекская часть Верхнеамударьинского бассейна полностью охватывает Байсунский прогиб (Байсунский инвестиционный блок, осваиваемый малайзийской компанией Petronas) и около половины территории наиболее крупного и перспективного на нефть и газ Сурхандарьинского прогиба (другая его половина расположена в Афганистане). В Сурхандарьинском прогибе выделены три инвестиционных блока с известными инвесторами и операторами: Сурханский блок - Petronas; Восточный Сурханский блок - ExxonMobil; Коштарский блок - ExxonMobil [Абидов и др., 1987; Абидов, 2009; Абдуллаев, Нурматов, 2012].
В Байсунском блоке известно крупное газовое месторождение Гаджак, открытое в 1970 г. На 1991 г здесь были утверждены запасы основной под солевой залежи (J3ko) и надсолевой залежи (K1h) суммарным объёмом 42,6 млрд. м3. К 2008 г. запасы газа подсолевой залежи увеличились до 61 млрд. м . Начиная с 2006 г. на Гаджаке и сопредельной территории Байсунского прогиба Petronas осуществил сейсморазведку 2D (1200 пог. км) и 3D, гравимагнитную съёмку, испытание скважин на Гаджаке, интерпретацию накопленных геолого-геофизических данных. На Байсунском блоке намечено оценочное бурение с целью разведки новых месторождений (сообщается об открытии нового газового месторождения Когнисай) и доразведке уже известных. Согласно заключенному СРП, разработка месторождения Гаджак, запасы газа которого предположительно возросли до 100 млрд. м3, начнётся в ближайшее время.
Из всех прогибов узбекско-таджикской части Верхнеамударьинского бассейна, потенциал нефтегазоносности мел-палеогенового этажа Сурхандарьинского прогиба выглядит наиболее крупным [Абидов и др., 1987]. Здесь открыто 12 небольших нефтяных месторождений в палеогеновых отложениях и 1 газонефтяное месторождение, в разрезе которого продуктивны также верхнемеловые отложения. Наиболее значительные начальные извлекаемые запасы нефти обнаружены на месторождениях Кокайты (3,447 млн. т) и Ляльмикар (2,698 млн. т). Сурхандарьинская нефть преимущественно тяжёлая, её добыча составила 127 тыс. т в 2007 г. Открыто новое нефтяное месторождение Южный Миршады, которое даст до 40 тыс. т нефти в 2012 г. Объёмы ГРР на надсолевой этаж Сурхандарьинского прогиба в целом невелики, ввиду большой степени освоения данного
направления ГРР. В 2012 г. «Узбекнефтегаз» начал программу ГРР по поиску залежей тяжёлой палеогеновой нефти и битумов в пределах Корсаглы-Дагмансянгской зоны.
Главные перспективы дальнейшей разведки Сурхандарьинского прогиба связаны с прогнозом крупных газоконденсатных месторождений в глубокозалегающем подсолевом верхнеюрском карбонатном комплексе. Ориентировочная прикидка прогнозных ресурсов подсолевого газа Сурхандарьинского прогиба превышает 1 трлн. м3. В качестве первоочередных объектов подготовки и разведки подсолевых структур называются месторождения и площади Ляльмикар, Кокайты, Учкызыл, Хаудаг, Яилма, Южный Акджар и др. Подсолевое направление ГРР реализуется высокотехнологичной сейсморазведкой 2D-3D, выполняемой компаниями Petronas и ExxonMobil, и последующим оценочным бурением на глубину 6000-7000 м.
Нефтегазоносные бассейны Афганистана
Геолого-геофизические исследования нефтегазоносных земель Северного и Западного Афганистана площадью около 100 тыс. км2, разведка и разработка открытых здесь месторождений нефти и газа осуществлялись в 1958-1991 г. г. при полном техническом содействии Советского Союза [по материалам ВНИГНИ, 1978; Браташ и др., 1970; Северный Афганистан..., 1978; Самсонов и др., 1989; Ахмедзянов, 2005]. В крупномасштабный комплекс ГРР входили геологическая и гравимагнитная съёмки, сейсморазведка МОВ, КМПВ, в небольшом объёме - МОГТ, глубокое поисково-разведочное бурение, тематические научно-исследовательские работы. Достигнуты следующие основные результаты реализованного комплекса ГРР:
1. Установлены площади и контуры Амударьинского, Афгано-Таджикского, Калаиморско-Каларинского и Тирпульского нефтегазоносных бассейнов в пределах Северного и Западного Афганистана, перспективных НГБ Гильменд и Кундур (Южный) в Южном Афганистане.
2. Произведено тектоническое и нефтегазогеологическое районирование нефтегазоносных бассейнов Северного и Западного Афганистана, дифференциация территории бассейнов по перспективам нефтегазоносности юрских, меловых и палеогеновых отложений. Получены сведения о продуктивных комплексах и горизонтах юры, мела и палеогена. Выявлены территориальная и глубинная зональности в распределении преимущественно нефтяных и преимущественно газовых месторождений.
3. Обнаружено свыше 450 антиклинальных структур, в разной мере перспективных на газ и нефть. Подготовлено к разведке около 80 структур, около 50 из которых пребывало в
поисково-разведочном бурении. Пробурено более 150 поисково-разведочных скважин. Геологическая изученность нефтегазоперспективных земель сейсморазведкой (преимущественно малоинформативной модификацией МОВ) составляет 0,1 пог. км/км2, глубоким поисково-разведочным бурением - 5,7 м/км2.
4. В Амударьинском бассейне, в пределах которого были сосредоточены основные объёмы ГРР, открыты и разведаны 6 нефтяных месторождений (Ангот, Акдарья, Кашкари, Базарками, Замрадсай, Алигул) и 8 газовых месторождений с отдельными подсолевыми газоконденсатными залежами и нефтяными оторочками (Етымдаг, Ходжагугердаг, Ходжабулан, Джаркудук, Шакарак, Башикурд, Джума, Джангаликолон). Ещё на 12 площадях во всех бассейнах Северного и Западного Афганистана получены непромышленные притоки и признаки нефти и газа. Так, например, в Тирпульском бассейне Западного Афганистана притоки нефти получены на Ахмадабадской структуре, в пределах которой, по-видимому, открыта залежь нефти в нижнемеловых отложениях.
5. Суммарные начальные запасы нефти на разведанных месторождениях оценены советскими и афганскими геологами в 40,8 млн. т (геологические) и в 12,96 млн. т (извлекаемые). Суммарные начальные запасы газа на разведанных месторождениях составляют 174 млрд. м .
Перспективные и прогнозные геологические ресурсы нефти, газа и конденсата Северного Афганистана конкретно не оценивались. По приближённым оценкам они примерно в 2-3 раза превышали разведанные запасы (около 100 млн. т нефти и 400500 млрд. м3 газа), причём преобладающая доля ресурсов нефти и газа привязывалась к надсолевому (нефть) и подсолевому (газ) этажам наименее изученного Верхнеамударьинского бассейна.
В 2002-2006 гг. ГС США по договору с Правительством Афганистана провела исследование потенциальных ресурсов нефти и газа всей территории Афганистана, базирующееся на анализе советско-афганских геолого-геофизических материалов и на собственных дистанционных работах. В последующие годы были начаты полевые исследования [Аверков, 2006].
Геологические ресурсы УВ Афганистана в целом оценены ГС США и афганскими геологами следующим образом: нефть - 3,6 млрд. барр. (490 млн. т); газ - 36,5 трлн. кубофутов (1 трлн. м3).
Геологические ресурсы УВ Северного Афганистана (включая Западный Гератский регион) составляют: нефть - 1,5 млрд. барр. (204 млн. т); газ - 15,6 трлн. кубофутов
(442 млрд. м3).
На территорию Южного Афганистана, включающую регионы Фарах, Гильменд и Катаваз (перспективные бассейны Гильменд и Южный) остаются следующие ресурсы УВ: нефть - 2,1 млрд. барр. (285 млн. т); газ - 20,9 трлн. кубофутов (592 млрд. м3).
В оценке потенциальных ресурсов УВ Северного Афганистана, выполненной в 2006 г., происходит значительное повышение ресурсов нефти. Неясно, насколько обоснована повышенная оценка ресурсов УВ Южного Афганистана относительно таковой по Северному Афганистану.
Заинтересованность в разведке и освоении афганских нефтегазовых ресурсов проявляли и проявляют в настоящее время ряд международных нефтяных компаний. Так, в 2002 г. «Роснефть» заключила с правительством Афганистана Меморандум о сотрудничестве, предлагала направить в Северный Афганистан специалистов для изучения состояния газовых промыслов, комплексов подготовки газа и газопроводов, обещала содействие в поиске геологоразведочной информации по Северному и Западному Афганистану, вывезенной в СССР. Однако по ряду причин «Роснефть» прекратила свою деятельность в Афганистане.
С 1996 г. по настоящее время внимание международного сообщества к Афганистану связано, в основном, с проектом Трансафганского газопровода ТАПИ (Туркменистан-Афганистан-Пакистан-Индия). Пока ещё не решённая практическая реализация проекта ТАПИ ускорит разведку и освоение недр Афганистана на газ и нефть (к газопроводу ТАПИ могут быть подключены новые газовые месторождения Афганистана).
В 2009 г. Афганистан объявил тендер на нефтяной блок Кашкари (нефтяные месторождения Кашкари, Ангот и Акдарья) с извлекаемыми ресурсами нефти 64,4 млн. барр. (8,76 млн. т) и прогнозными ресурсами 143,8 млн. барр. (19,48 млн. т) и на газовые блоки Джангаликолон (19 млрд. м3 газа) и Джума-Башикурд (33 млрд. м3). С победителем конкурса предлагалось заключить сервисный контракт на разведку, а если запасы углеводородов окажутся коммерчески выгодными - контракт будет переоформлен на соглашение о разделе продукции. Однако этот тендер, по-видимому, не состоялся.
В 2010 г. правительством Афганистана было объявлено об открытии на севере страны крупного нефтяного месторождения с предполагаемыми ресурсами 1,6 млрд. барр. «на границе провинций Балх и Джаузджан, в области Шиберган совместными исследованиями афганских и иностранных [американских?] геологов». По-видимому, здесь речь шла не об открытии конкретного месторождения, а об оценке ресурсов нефти афганской части
Верхнеамударьинского бассейна. Исследовательские работы по оценке ресурсов УВ этой территории завершены ГС США и афганскими геологами в 2012 г. [Asia Times..., 2012; ExxonMobil приступит..., 2012].
Геологические ресурсы УВ Верхнеамударьинского бассейна по территории Афганистана составили: нефть - 219 млн. т (1,6 млрд. барр.); газ - 444 млрд. м3 (355 млн. т н.э.); конденсат - 70 млн.т. Суммарные геологические ресурсы УВ - 664 млн. т н.э.
В конце 2011 г. правительство Афганистана подписало контракт с китайской CNPC на разработку 5 нефтяных месторождений (Кашкари, Акдарья, Ангот, Базарками, Замрадсай) в провинциях Сарипуль и Фарьяб с суммарными запасами нефти S7 млн. барр. (11,S4 млн. т). На начальной стадии проекта CNPC собирается достичь добычи нефти 1,5 млн. барр. в год (200 тыс. т/год) [Компания CNPC..., 2012]. За пределами нефтяного контракта оказалось месторождение Алигул в провинции Бадгис, расположенное вблизи границы с Туркменистаном. В 2012 г. сообщалось, что канадская компания «Terraseiss» обнаружила новое большое (?) месторождение нефти в провинции Фарьяб, также вблизи границы с Туркменистаном [Канадская компания..., 2012]. Пограничные районы Афганистана и Туркменистана являются высокоперспективными на нефть.
В 2012 г. Афганистан провёл тендер на разведку и разработку 6 блоков на севере и западе Афганистана. Западноафганский блок Ахмадабад (1,S тыс. км2) находится в провинции Герат и принадлежит Тирпульскому ПНГБ, трансграничному с Ираном. Остальные блоки Балх (1,9 тыс. км2), Мазари-Шариф (2,7 тыс. км2), Мухамад Джан Дагар (3,6 тыс. км2), Сандуклы (2,6 тыс. км2), Шамар (2,1 тыс. км2) находятся в пределах Верхнеамударьинского НГБ. Совокупные потенциальные ресурсы жидких УВ этих 6 блоков оцениваются в 200-220 млн. т нефти и 70 млн. т конденсата. Заявки на тендер подали 2S компаний, допущены к тендеру S компаний. Тендер проведён в сентябре 2012 г. и предсказуемо выигран американским нефтегазовым гигантом «ExxonMobil». В скором времени Афганистан объявит тендер на разведку и разработку нефтегазовых блоков в Гильмендском ПНГБ и в Южном (Кундурском) ПНГБ, трансграничных с Ираном и Пакистаном.
Юго-Восточный Туркменистан. Амударьинский газонефтеносный бассейн.
Предкопетдагский газонефтеносный бассейн
Юго-Восточный Туркменистан является главным газоносным регионом Туркменистана, охватывает Мургабскую впадину и прилежащие юго-восточные части Предкопетдагского краевого прогиба (Каахкинская и Меанинская депрессии) и
Бахардокского склона (Чанглинская моноклиналь). Определяющими структурами Мургабской впадины являются северная Обручевская и южная Сандыкачинская зоны прогибов, обрамляемый ими внутренний Марыйский пояс поднятий (последний содержит наиболее крупные и высокопродуктивные на газ Мары-Иолотанский, Яшларский, Шатлыкский, Андхойский валы и подсолевые карбонатные рифосодержащие платформы), внешние борта Мургабской впадины - северный Учаджинский и южный Бадхыз-Майманинский [Мелихов, Сибирёв, 2003; Мелихов, 2009].
Главной газоносной областью Юго-Восточного Туркменистана является Мургабская газоносная область (ГО), включающая Марыйский пояс поднятий и Сандыкачинскую зону прогибов. Локализованные разведанные ресурсы газа максимально концентрируются здесь в Мары-Иолотанском газоносном районе (ГР) (запасы газа месторождения Галкыныш оценены в 21 трлн. м3) и в Яшларском ГР (запасы газа Яшларского месторождения оцениваются в
1,5 трлн. м3, возможен их рост до 5 трлн. м3). Высокоперспективен Северо-Карабильский ГР, структуры которого вероятно содержат рифовые постройки и крупные газоконденсатные месторождения.
Менее перспективны на газ Учаджинская ГО и Бадхыз-Карабильская ГО. В Учаджинской области повышенная плотность подсолевых локализованных ресурсов газа принадлежит Учаджинскому своду и прилегающей приподнятой части Репетек-Келифской линейной зоны структур. Бадхыз-Карабильская область известна уникальным сложноэкранированным газоконденсатным месторождением Даулетабад-Донмез, начальные запасы газа которого (с учётом новых приращений) достигли 2 тлрн. м3. На Бирлешикском и Дервезекемском выступах области обнаружены крупные структурно-стратиграфические газоконденсатные залежи - газ получен из подразмывной части оксфордских карбонатов, запечатанных глинами валанжина.
Слабоизученные Каахкинская и Меанинская депрессии содержат в предгорной полосе две нефтегазоперспективных зоны антиклинальных и дизъюнктивно экранированных объектов - Яшлыкскую (преднадвиг и поднадвиг крупнейшей Гяурсдаг-Зиракевской антиклинали внутреннего борта Предкопетдагского прогиба) и Ходжабуланскую [Жмуд, Мелихов, 2000]. На внешнем борту Каахкинской депрессии выделяется высокопродуктивный на газ Гараджаовлакский погребённый выступ. Запасы его структурнолитологических подсолевых и надсолевых газоконденсатных залежей, «висящих» на южном крыле выступа, оцениваются в 300-400 млрд. м и имеют перспективы дальнейшего роста [Мелихов, Сибирёв, 2003; Мелихов, 2009].
В приосевой части Каахкинской депрессии, на погребённом продолжении Шатлыкского вала расположена высокоамплитудная, вероятно рифовая структура Каахка, содержащая до 100 млрд. м перспективных ресурсов газа [Жмуд, Мелихов, 2000]. Сам крупнейший Шатлыкский вал при отсутствии рифового резервуара оказался малопродуктивным по подсолевым карбонатным отложениям - в его сводовой части, резко «обеднённой» поровыми коллекторами и характеризующейся слабыми притоками газа в десятки тыс. м3/сут с большим количеством воды, приращено всего лишь 90 млрд. м3 газа. По аналогии с Гараджаовлакским выступом, возможны разрастание поровых коллекторов на южном выположенном неразведанном крыле Шатлыкского вала, наличие структурнолитологической ловушки и локализация здесь до 200 млрд. м перспективных газовых ресурсов [Мелихов, Сибирёв, 2003].
В пределах пологой Чанглинской моноклинали Бахардокского склона выделяется ряд довольно крупных погребённых подсолевых поднятий и, в том числе, Ишанбейикская атолловидная группа, имеющая сейсмические признаки рифов и в палеотектоническом плане продолжающая на северо-запад Мары-Иолотанский вал. При подтверждении рифовых резервуаров здесь, несомненно, будут открыты крупные газоконденсатные месторождения [Мелихов, Сибирёв, 2003; Мелихов, 2009].
При отсутствии классического количественного прогноза газоносности ЮгоВосточного Туркменистана, зональное распределение и общую оценку неразведанных локализованных газовых ресурсов региона по надсолевому и подсолевому комплексам в первом приближении можно выяснить посредством интеграции авторских экспертных оценок ресурсов газа месторождений, подготовленных и выявленных структур, продуктивных и перспективных ареалов и зон.
Разведка титон-неокомского надсолевого комплекса Мургабской впадины близка к завершению, поскольку подавляющее число локальных структур региона уже разведано по основному шатлыкскому высокопроницаемому резервуару. Общий потенциал неразведанной газоносности надсолевого этажа оценивается в 300-500 млрд. м и принадлежит, в основном, подшатлыкским и надшатлыкским невыдержанным горизонтам средней и слабой проницаемости.
Крупные и средние газовые открытия в надсолевом этаже вероятны в слабоизученной юго-восточной части Предкопетдагского прогиба, в Яшлыкской и Ходжабуланской зонах внутреннего борта (комбинации антиклинальных и дизъюнктивно экранированных ловушек), на Каахкинской и др. структурах. Суммарный потенциал неразведанной
газоносности надсолевого этажа Меанинской и Каахинской депрессий составит не менее 500-700 млрд. м , а в целом по Юго-Восточному Туркменистану прогнозируется на уровне 800-1200 млрд. м3 (в среднем 1 трлн. м3).
Подавляющая часть перспективных и прогнозных локализованных ресурсов газа ЮгоВосточного Туркменистана принадлежит подсолевому келловей-оксфордскому карбонатному комплексу, максимальная концентрация газовых ресурсов карбонатного комплекса происходит в зонах развития рифогенных построек. В рифогенных зонах с максимальной концентрацией газовых ресурсов открыты уникальные газоконденсатные месторождения Галкыныш (второе в Мире по запасам газа и первое в Мире среди месторождений с карбонатным коллектором) и Яшлар. Предполагаемый геологической службой Туркменистана рост ресурсов газа Яшлара с 1,5 до 5 трлн. м3 (3,5 трлн. м3) может быть соотнесён только с прогнозными локализованными ресурсами.
По сейсмическим данным распространение биогермов в карбонатном комплексе предполагается в полосе сочленения Южной Иолотани и Западного Яшлара, на структурах юго-восточного продолжения Яшларского вала, на Елчелекском валу и в Северо-Карабильском прогибе, на Ишанбейикской группе поднятий Чанглинского района и в Каахкинской депрессии (Гараджаовлакский выступ, поднятие Каахка). Признаки биогермов по керну обнаружены на Учаджинском валу. Рифогенные зоны и поднятия являются первоочередными объектами поисково-разведочных работ на газ в Юго-Восточном Туркменистане.
Суммарная оценка неразведанных локализованных ресурсов газа подсолевого карбонатного комплекса приближённо составляет 7,5 трлн. м3, включая 3,5 трлн. м3 по Яшларскому месторождению. В подсолевом комплексе можно прогнозировать открытие 5-
10 новых крупнейших газоконденсатных месторождений с запасами более 100 млрд. м3, десятков крупных и средних месторождений.
Суммируя неразведанные локализованные ресурсы газа подсолевого этажа (7,5 трлн. м3) и надсолевого этажа (1 трлн. м3), получим общую оценку по Юго-Восточному Туркменистану в объёме 8,5 трлн. м3. Не претендуя на большую точность, эта оценка показывает огромный потенциал разведки региона на газ.
Самое значительное газовое открытие для туркменской части Правобережья Амударьи осуществлено в подсолевых карбонатах на давно известном, но не вводившемся в разведку, наиболее крупном поднятии Агайры размерами 35*14 км и высотой 200-300 м. В скв. 21 Оджа, пробуренной в 2011 г китайской СЫРС, из нижней, относительно уплотнённой
половины карбонатной толщи получен приток газа дебитом 130 тыс. м3/сут (фильтр 37313703 м, 3646-3578 м, штуцер 17 мм). Из верхней органогенной половины карбонатов стабильный среднесуточный приток газа и конденсата составил 1,439 млн. м3 и 36,2 м3. Текущая оценка запасов газа месторождения Оджа (Агайры) достигает 100 млрд. м3 и имеет большие перспективы роста. Предполагается, что крупная структура Агайры объединяет на одном цоколе несколько средних структур - вероятных органогенных банок. После открытия крупнейшего газоконденсатного месторождения Оджа (Агайры) значительно повышаются перспективы газоносности прилегающих крупных поднятий Кувадаг и Керкидаг.
Ввиду практической неизученности бурением среднеюрского глубокопогруженного терригенного комплекса, его прогнозные ресурсы газа не определены. Среднеюрские песчаники при достаточной проницаемости будут промышленно газоносными на крупных поднятиях региона - уникальных крупнейших и крупных месторождениях по карбонатному комплексу. Первый промышленный приток газа из среднеюрского терригенного комплекса получен в Мургабской впадине на поднятии Шахмолла, расположенном вблизи границы с Афганистаном [Мелихов, Сибирёв, 2003]. Здесь при опробовании низов 50-метрового песчаного горизонта в подошве бата получен газ дебитом 150 тыс. м3/сут с большим количеством воды (интервал 5088-5100 м, штуцер 14 мм). Опробование низов верхнеюрского карбонатного комплекса дало лишь слабые притоки газа (3-5 тыс. м3/сут), интенсификация которых не проводилась. Ввиду технического несовершенства сводовой скв. 1 крупное поднятие Шахмолла требует повторного ввода в разведку. Высокоперспективным объектом разведки на верхнюю-среднюю юру является также расположенное к северу от Шахмолла крупное поднятие Ширамкуи, замыкающее Андхойский вал.
При уникальности газовых ресурсов Юго-Восточного Туркменистана локализованные ресурсы его жидких УВ предполагаются относительно небольшими ввиду невысоких значений конденсатности подсолевых газов и ограниченных перспектив нефтеносности глубокопогруженной подсолевой системы [Халылов и др., 1992; Мелихов, 2009]. Из 20,8 млрд. т официально представляемых геологических НСР нефти Туркменистана 12 млрд. т принадлежит туркменскому шельфу Каспия и около 3 млрд. т - суше Юго-Западного Туркменистана (плиоценовый, миоценовый и мезозойский комплексы отложений), составляющим восточную часть Южно-Каспийского мегабассейна. На Амударьинский мегабассейн остаётся таким образом 6 млрд. т геологических НСР нефти, величина которых вызывает сомнение в виду доказанной преимущественной газоносности мегабассейна. Для
Амударьинского НГМБ традиционно рассматриваются не ресурсы нефти, а суммарные ресурсы жидких УВ - нефти и конденсата.
Ранее считалось, что большая часть ресурсов жидких УВ (порядка 4 млрд. т) будет сосредоточена в глубокопогруженной подсолевой системе Мургабской впадины по аналогии с эталонным нефтегазоконденсатным месторождением Кокдумалак, расположенном на северо-восточном борту Амударьинского НГМБ и отличающимся аномально высоким, нехарактерным для региона, содержанием жидких УВ (начальные геологические запасы УВ Кокдумалака: газ - 143 млрд. м3; конденсат - 96,4 млн. т; нефть - 98,7 млн. т). Эта аналогия оказалась ошибочной, новые уникальные открытия Мургабской впадины - месторождения Галкыныш и Яшлар - оказались связаны с газом, отличающимся низким содержанием конденсата. Подсолевых скоплений нефти не обнаружено, межсолевые скопления нефти вместе с газом и рапой (Юж. Иолотань и др.) невелики по объёмам. Суммарные ресурсы подсолевого конденсата Мургабской впадины, вероятно, не будут превышать 1 млрд. т. До 2 млрд. т жидких УВ остаются привязанными к малым и умеренным глубинам (1,5-4 км) бортов Мургабской впадины, территорий Предкопетдагского прогиба (преимущественно центральной части), Бахардокского склона (преимущественно западной части), южного фаса Центрально-Каракумского свода, Калаиморско-Каларинского бассейна.
Одной из зон бортовой части Мургабской впадины, перспективной на открытие небольших нефтяных и газонефтяных месторождений является полоса сочленения Карабильской моноклинали и Майманинского выступа, трансграничная между Туркменистаном и Афганистаном. В афганской её части, в пределах Джигдалекского приразломного вала открыто нефтяное месторождение Алигул, содержащее 3,6 млн. т извлекаемой нефти. Нефть дебитом 2-25 м3/сут. поступала из известняков и песчаников нижнего апта, залегающих на глубине 847-888 м.
Непосредственно к западу от Алигула, в приграничной части Туркменистана К.Н. Кравченко рекомендовал разведку довольно крупного прогнозируемого приразломного поднятия Ходжагугирдоб (27*10 км * 100 м) с привязкой к нему 23 млн. т прогнозных извлекаемых ресурсов нефти и 13 млрд. м3 газа [Кравченко, Иванова, 1997]. «Туркменгеологией», осуществившей здесь бурение двух скважин, название объекта было изменено с Хаджагугирдоба на Тек-Тек. При опробовании в скв. 1 Тек-Тек высокопроницаемых верхнеготеривских песчаников, несогласно перекрывающих сланцы триаса, получен газ дебитом 542 тыс. м3/сут (интервал опробования 1165-1184 м, штуцер 20 мм, пластовое давление 205 кг/см2). Приток газа зафиксирован также из нижнеаптских
известняков, приток нефти дебитом 5 м3/сут - из альбских песчаников. Скв. 2, смещённая на 5 км к западу от скв. 1, существенно «провалилась» по глубине от прогнозного уровня и оказалась непродуктивной по базальным верхнеготеривским песчаникам - при опробовании в колонне получено 474 м3/сут. воды. Здесь не произведено опробование перспективных по каротажу, но менее проницаемых, барремских и нижнеаптских известняков, альбских песчаников. Возможно скв. 2 попала в опущенный блок поднятия Ходжугугирдоб. Вероятность блокового строения поднятия прямо указана в рекомендации [Кравченко, Иванова, 1997], хотя, ввиду крайней недостаточности обосновывающих данных, была принята его исходная пликативная модель.
Скв. 1, 2 не решили задачи оценки нефтегазоносности приразломного поднятия Ходжагугирдоб, его разведку с туркменской, а, возможно, и с афганской стороны целесообразно продолжить заложением новых скважин, исходя из следующих соображений.
1. Поднятие Ходжагугирдоб не подготавливалось к бурению сейсморазведкой ввиду сложного пересечённого рельефа.
2. Задачи подготовки и разведки поднятия рекомендовалось совокупно решить бурением 15 неглубоких (1200-1500 м) структурно-поисковых скважин [Кравченко, Иванова, 1997], что абсолютно реально и малозатратно при использовании лёгкого мобильного бурстанка. Этими пятнадцатью скважинами рекомендовалось разведать как поднятие Ходжагугирдоб, так и расположенное к западу от него предполагаемое поднятие Гельчешме.
3. На структурах Ходжагугирдоб и Гельчешме могут быть приращены значительные запасы газа и, что особенно актуально, нефти. Нефтяные оторочки могут быть обнаружены в продуктивных горизонтах верхнего готерива, баррема и нижнего апта, выяснится ценность альбского нефтяного скопления.
К северу от Джигдалекского вала, в направлении от Карабильской моноклинали к Майманинскому выступу намечается ещё несколько воздымающихся субширотных антиклинальных линий (Леккер-Пограничная, Хумлы-Карабаба-Ходжакуль, Дервезекем-Меджитли-Джалаер-Караколь), приподнятые структуры которых высокоперспективны на нефть и подлежат первоочередной разведке как со стороны Туркменистана, так и в пределах Афганистана. В 1965 г. поисковая скв. 1, пробуренная в своде крупной Ходжакульской складки (Афганистан), при глубине 956 м вошла в граниты палеозойского фундамента. Меловой разрез оказался здесь полностью лишённым коллекторов. Таким образом, антиклинальная линия Хумлы-Карабаба-Ходжакуль «закрывается» по восстанию
литологическим экраном, что повышает перспективы нефтегазоносности приграничной, практически неизученной структуры Карабаба.
Значительное нефтегазовое месторождение предполагается в сводовой части Бадхызского выступа, являющегося платформенным продолжением хребта Восточный Копетдаг. На основе палеотектонического анализа здесь прогнозируется крупное погребённое поднятие Дузенкыр площадью до 300-400 км2 и высотой 100-150 м [Кравченко и др., 1982]. Прогнозные локализованные ресурсы нижнемеловых отложений Дузенкыра (верхний готерив, баррем, нижний апт) приближённо оцениваются в 100 млрд. м3 газа и в 40 млн. т нефти, не исключается и продуктивность альб-сеноманских отложений. Появление нефтяных скоплений в виде залежей и оторочек ожидается в виду максимального поднятого положения Дузенкырского поднятия на пути восходящей миграции УВ из Мургабской впадины (по аналогии с другими приподнятыми нефтегазовыми объектами Бадхыз-Майманинской области). Пробуренная здесь поисковая скв. 1 оказалась вне сейсмического свода Дузенкырского поднятия и не решила поставленной задачи. Необходимо заложение профиля 3-4 новых скважин глубиной 2000-2100 м, ориентированного вдоль гребня поднятия.
Калаиморско-Каларинский трансграничный газонефтеносный бассейн (Туркменистан, Афганистан)
Калаиморско-Каларинский газонефтеносный бассейна, обычно рассматривается в составе Амударьинского ГНБ, но фактически является самостоятельным. Этот трансграничный между Туркменистаном и Афганистаном бассейн включает Калаиморский, Кайсарский и Каларинский прогибы, Кушкинскую зону поднятий (погруженное продолжение хребта Банди-Туркестан) и ЗП Бандигандао. В пределах Туркменистана наиболее изученными сейсморазведкой, структурным и глубоким бурением является Кушкинская ЗП и Чеменабидский вал, расположенный в осевой зоне Калаиморского прогиба. Афганская часть бассейна исследована незначительно - здесь проведена лишь геологическая съёмка, наметившая ряд структур.
В Калаиморском прогибе и в Кушкинской ЗП регионально газоносными являются песчаники батского и байосского ярусов средней юры (газоконденсатные залежи на месторождениях Моргуновское, Ислим, Тореших, Кулишор, притоки газа на Чеменибиде и в Адылбекской зоне выклинивания). В Кушкинской зоне поднятий обнаружены также единичные мелкие газовые залежи в карбонатных коллекторах нижнего апта и верхнего мела. Суммарные запасы газа всех месторождений рассматриваемой территории, не
превышают, по-видимому, 50 млрд. м3, наиболее крупным месторождением является Торешихское [Одеков, Пашаев, 2001; Мелихов, 2009]. Прогнозные ресурсы газа высокоперспективных средне-нижнеюрских отложений, возможно, достигают 200 млрд. м .
В трёх скважинах месторождения Тореших из байосского горизонта, названного Бурабай («нефтяной»), вместе с газом и конденсатом получены притоки нефти дебитом до 50 м3/сут. [Одеков и др., 2001], что позволяет предположить здесь нефтяную оторочку с запасами в несколько млн. т. На основании этого первого нефтяного открытия прогнозные геологические ресурсы нефти Кушкинской (Тахта-Базарской) зоны поднятий были супероптимистично оценены в 800 млн. т (газета «Нейтральный Туркменистан» от 15.06.2000 г), хотя реально они на порядок меньше.
В афганской малоизученной части Калаиморско-Каларинского бассейна первостепенный интерес для разведки на газ и нефть представляют структуры афганского сектора Кушкинской ЗП (Манган-Мургаб и др.), поднятие Бандигандао с поверхностными нефтебитумопроявлениями, Кызылбулакская антиклинальная цепь, разграничивающая Калаиморский и Каларинский прогибы.
Северо-Восточный Иран. Предкопетдагский, Кучано-Мешхедский, Тирпульский и Гильмендский бассейны
В Предкопетдагском ГНБ Ирану принадлежит Хангиренский блок поднятий и месторождений, а также южная часть Гяурсдаг-Зиракевского блока. На крупнейшем Хангиренском месторождении разведаны две массивные сводовые залежи газа в интервале глубин 3000-3500 м - залежь в песчаниках готерива с запасами 68 млрд. м3 и залежь в известняках оксфорда (свита моздуран) с запасами 294 млрд. м3. Суммарные запасы газа Хангирена первоначально оценивались в 362 млрд. м3 [Справочник по нефтяным..., 1976]. По результатам доразведки и многолетней разработки оценка начальных запасов месторождения значительно возросла. Крупными, вероятно, являются газоконденсатные месторождения Гонбадли (известняки оксфорда) и Серахс (песчаники готерива - иранская часть уникальной «висячей» Донмезской залежи Туркменистана). В 2012 г. в результате сейсморазведки 3Б обнаружено новое совместное ирано-туркменское месторождение газа Афшар (Раходж?), где Ираном начато бурение первой разведочной скважины. Площадь иранской части месторождения Афшар составляет примерно 3*3 км2. На отдельных площадях Хангиренского и Гяурсдаг-Зиракевского блоков проводится сейсморазведка современного уровня и возможны новые открытия.
В 2011 г. в Кучано-Мешхедском межгорном прогибе, вблизи города Мешхед открыто первое газовое месторождение, связанное с известняками оксфорда и имеющее объявленные запасы 63 млрд. м3. Таким образом доказана продуктивность нового Кучано-Мешхедского межгорного газонефтеносного бассейна, имеющего протяжённость 300 км при ширине до 30-40 км. Здесь также проводится сейсморазведка и ожидаются новые открытия.
На иранскую территорию приходится около половины площади Тирпульского перспективного НГБ (порядка 7 тыс. км2) и значительная часть Гильмендского ПНГБ. О каких-либо ГРР на нефть и газ в пределах этих элементов не сообщалось. Тирпульский бассейн, как в Афганистане, так и в Иране, вероятно, обладает повышенными перспективами нефтеносности.
Выводы
На рассматриваемой территории юга Центральной Азии наиболее крупным потенциалом разведанной (более 27 трлн. м3) и неразведанной (8,5 трлн. м3) газоносности обладает Амударьинский мегабассейн в пределах Юго-Восточного Туркменистана. Относительно менее значимым, но также очень крупным представляется здесь потенциал разведки жидких УВ, приближённо оцениваемый в 3 млрд. т. геологических ресурсов, соотносимый с верхнеюрскими подсолевыми конденсатами и (в меньшей мере) с межсолевыми нефтями погруженной части Мургабской впадины, с юрско-меловыми нефтями и конденсатами Бадхыз-Майманинского борта Мургабской впадины, Предкопетдагского и Калаиморско-Каларинского прогибов, Бахардокского склона. Повышенные перспективы нефтеносности связываются, в частности, с пограничными районами Туркменистана и Афганистана, отдельные объекты которых рекомендуются к разведке.
Вторым по нефтегазовому потенциалу бассейном юга Центральной Азии является Верхнеамударьинский, охватывающий сопоставимые по площади сопредельные части Таджикистана, Узбекистана и Афганистана. По приближённым оценкам Верхнеамударьинский НГБ содержит до 3-3,5 трлн. м3 газа в глубокопогруженной подсолевой карбонатной формации верхней юры и до 500-600 млн. т геологических ресурсов жидких УВ - нефти в надсолевом мел-палеогеновом этаже, конденсата в подсолевом этаже. В случае повышенной конденсатности газов, ресурсы жидких УВ бассейна могут возрасти до 700-800 млн. т. Аномально высокая оценка ресурсов УВ, осуществлённая в конце 2012 г. компанией «Tethys Petroleum» по таджикской части Верхнеамударьинского бассейна (газ -3228 млрд. м3, нефть и конденсат - 1156 млн. т) требует фактического подтверждения.
На северо-востоке Ирана открыт новый Кучано-Мешхедский НГБ, приуроченный к узкому межгорному прогибу. Открытие здесь крупного газового месторождения повышает перспективы разведки прилежащих Тирпульского (Иран, Афганистан) и Сорхабского (Иран) межгорных бассейнов.
Литература
Абдуллаев Г.С., Нурматов М.Р. Создание сырьевой базы углеводородов на долгосрочную перспективу. Инновации в области геологоразведочных работ // Узбекский журнал нефти и газа. Специальный выпуск к 20-летию НХК "Узбекнефтегаз". - 2012. -С. 16-22.
Абидов А.А. Нефтегазоносность литосферных плит Мира. - Ташкент: изд-во «Фан». -2009. - 627 с.
Абидов А.А., Убайходжаев Т.И., Абдысадыков А.А, Юлдашев Ж.Ю. Перспективы нефтегазоносности Сурхандарьинского синклинория // Геология нефти и газа. - 1987. - № 7. -С. 20-22.
Аверков В. Теперь дорога открыта крупным нефтяным компаниям // Информационный портал "Афганистан.Ру" [Электронный ресурс] - http://www.afghanistan.ru/doc/5421.html/ (дата публикации 28.03.2006).
Амурский Г.И., Жабрев И.П., Гончаров В.С., Гончаров Э.С., Иванова В. А., Ледовская Г.И., Кузьмук Л.Г., Соколов В.Я., Соловьёв Н.Н. Геологические предпосылки перспектив газоносности Восточной Туркмении. - М.: Недра. - 1976. - 392 с.
Asia Times: В Таджикистане найдены крупные запасы нефти и газа // Информационноаналитический портал «Нефть России». - [Электронный ресурс] -http://www.oilru.com/news/330866/ (дата публикации 10.08.2012).
Афгано-Таджикская и Мургабская впадины. Структурная карта кровли палеоценовых отложений на упрощённой геологической основе / Мелихов В.Н. - М-б 1:500 000. - СПб.: ВСЕГЕИ. - 2007.
Ахмедзянов И.Ф. Углеводородные запасы Афганистана // Информационный портал "Афганистан.Ру". - [Электронный ресурс] - http://www.afghanistan.ru/ (дата публикации 23.06.2005).
Браташ В.И., Егупов С.В., Печников В.В., Шеломенцев А.И. Геология и нефтегазоносность севера Афганистана. - Недра. - 1970. - 288 с.
В Афганистане обнаружено крупное месторождение нефти с запасами в 1,8 млрд. бар. // "RusEnergy.com". - [Электронный ресурс] - http://www.rusenergy.com/ru/ (дата публикации 16.08.2010).
Гулев В.Л. Геологоразведочные работы на нефтегазоносных площадях Южного Таджикистана // Горный журнал. - 2009. - № 8. - С. 21-22.
Давыдов А.Н. Характер сочленения южной окраины Туранской плиты, СевероАфганской платформы и обрамляющих складчатых сооружений с позиций тектоники литосферных плит // Нефть и газ Туркменистана. - 1997. - №3. - С. 11-16.
Емельянов В. Афганистан: краткий справочник для нефтегазового инвестора // Информационно-аналитический портал «Нефть России». - [Электронный ресурс] -http://www.oilru.com/dossier/read/110/ (дата публикации 07.11.2012).
Жмуд М.С., Мелихов В.Н. Обновлённая концепция региональной структуры и нефтегазоносности Предкопетдагского прогиба // Нефть и газ Туркменистана. - 2000. - № 2. -С. 10-28.
Канадская компания обнаружила большое месторождение нефти на северо-западе Афганистана // Информационно-аналитический портал «Нефть России». - [Электронный ресурс] - http://www.oilru.com/news/343645/ (дата публикации 26.10.2012).
Карта нефтегазогеологического, тектонического районирования, локальных поднятий и месторождений Средней Азии и Южного Казахстана / Ред. Клещёв К.А., отв. исполнители Кравченко К.Н., Чернобров Б.С. - М-б 1:1000 000. - М.: ВНИГНИ. - 19S9.
Компания CNPC приступила к разработке нефтяного месторождения в Афганистане // Информационный портал "Афганистан.Ру". - [Электронный ресурс] -http://www.afghanistan.ru/doc/53194.html (дата публикации 25.10.2012).
Кравченко К.Н., Иванова О.В. Перспективы поисков нефти и газа на площади Ходжагугирдоб (Майманинская ступень) // Нефть и газ Туркменистана. - 1997. - N° 3. - С. 305S.
Кравченко К.Н., Кошелев Н.И., Полканова И.Н., Смирнов Л.Н., Давыдов А.Н., Ходжакулиев Я.А., Хуснутдинов З.Б. Дузенкырская структура - перспективный объект для поисков газа и нефти в нижнемеловых отложениях Бадхызского выступа // Геология нефти и газа. - 19S2. - М 7. - С. 14-19.
Крылов Н.А., Кучеря М.С. Плей-анализ на примере Афгано-Таджикской впадины // Геология нефти и газа. - 200S. - М 4. - С. 24-29.
Мелихов В.Н. Продуктивность и потенциал газонефтеносности Амударьинского мегабассейна // Геология нефти и газа. - 2009. - М 5. - С. 10-1S.
Мелихов В.Н., Сибирёв Вл.С. Рекомендации по направлениям геологоразведочных работ в Восточном Туркменистане на 2004 г и на перспективу до 2010 г. // Нефть и газ Туркменистана. - 2003. - М 2. - С. 5-33.
Самсонов Ю.В., Илюхин Л.Н., Насер М., Садфари Н., Ахмад Шах. Закономерности пространственного размещения скоплений нефти и газа в мезозойских отложениях Северного Афганистана. - М.: МИНГ им И.М.Губкина. - 19S9. - 133 с.
Северный Афганистан. Карта основных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ / Иванов С.Д., Дидура В.И., Гейман Б.М., Вонгаз Л.Б., Кошелев Н.И., Лупаносов В.П., Печников В.В., Самоснов Ф.П. - М-б 1:1000 000. - М.:ВНИГНИ. - 197S.
Соловьёв Н.Н., Кузьминов В.А., Салина Л.С. Перспективы поисков скоплений газа в южных районах Туранской плиты // Геология нефти и газа. - 1996. - М 9. - С. 17-23.
Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. Книга вторая. / Под ред. И.В. Высоцкого. - М.: Недра. - 1976. - 5S4 с.
Одеков О.А., Пашаев М.С. Геологическое строение и нефтегазоносность Кушкинской зоны поднятий и методика проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ // Нефть и газ Туркменистана. - 2001. - М 4. - С. 3-17.
Одеков О.А., Курганская Э.В., Атагельдыев А.Б., Реджепмурадов С. Обоснование перспектив нефтегазоносности нижне- среднеюрских отложений Тахтабазарской зоны на основе геохимических исследований // Нефть и газ Туркменистана. - 2001. - М 3. - С. 3-21.
Прогнозно-минерагеническая карта на углеводородное сырьё Содружества Независимых Государств и сопредельных территорий. - М-б 1:5000 000. - ВСЕГЕИ, ВНИГНИ, институты СНГ. - 2012.
Халылов М., Амурский Г.И, Соловьёв Н.Н., Тимонин А.Н. Обоснование перспектив нефтеносности и разработка рекомендаций на проведение ГРР на жидкие УВ на территории деятельности ГК "Туркменгаз". - Ашхабад: госконцерн "Туркменгаз". - 1992. - 62 с.
ExxonMobil приступит к разработке нефтяных месторождений на севере Афганистана // Информационный портал "Афганистан.Ру" [Электронный ресурс] - http://www.afghanistan.ru/ (дата публикации 09.07.2012).
Melikhov V.N.
A.P. Karpinsky Russian Geological Research Institute (VSEGEI), Saint Petersburg, Russia, [email protected]
RESOURCE POTENTIAL AND EXPLORATION PROSPECTS OF CROSS-BORDER OIL AND GAS BASINS OF SOUTHEASTERN TURKMENISTAN, SOUTHERN UZBEKISTAN AND TAJIKISTAN,
NORTHERN AFGHANISTAN AND NORTHEASTERN IRAN
The evaluation of gas and oil resources was carried out. The assessment of exploration prospects of cross-border oil and gas basins of south-eastern Turkmenistan and neighboring regions of Uzbekistan, Tajikistan, Afghanistan and Iran is presented. The oil exploration of the south of Murghab Depression is proposed.
Key words: oil and gas basin, oil and gas resources, field, exploration prospects, south of the Central Asia.
References
Abdullaev G.S., Nurmatov M.R. Sozdanie syr'evoy bazy uglevodorodov na dolgosrochnuyu perspektivu. Innovatsii v oblasti geologorazvedochnykh rabot [Creating a hydrocarbon resource base for the long term. Innovations in the field of exploration]. Uzbekskiy zhurnal nefti i gaza. Special edition for 20th anniversaryof "Uzbekneftegaz", 2012, p. 16-22.
Abidov A. A. Neftegazonosnost' litosfernykh plit Mira [Oil and gas potential of the world lithospheric plates]. Tashkent: Publishing Office «Fan», 2009, 627 p.
Abidov A.A., Ubaykhodzhaev T.I., Abdysadykov A.A, Yuldashev Zh.Yu. Perspektivy neftegazonosnosti Surkhandar'inskogo sinklinoriya [Oil and gas potential of Surkhandarya synclinorium] Geologiya nefti i gaza, 1987, no. 7, p. 20-22.
Afgano-Tadzhikskaya i Murgabskaya vpadiny. Strukturnaya karta krovli paleotsenovykh otlozheniy na uproshchennoy geologicheskoy osnove [Afghan-Tajik and Murghab Depressions. Structural map of the roof of the Paleocene deposits on the simplified geological basis]. Melikhov V.N. Scale 1:500 000. Saint Petersburg: VSEGEI, 2007.
Akhmedzyanov I.F. Uglevodorodnye zapasy Afganistana [Hydrocarbon reserves in Afghanistan]. Available at: http://www.afghanistan.ru/ (23rd Jun 2005).
Amurskiy G.I., Zhabrev I.P., Goncharov V.S., Goncharov E.S., Ivanova V.A., Ledovskaya G.I., Kuz'muk L.G., Sokolov V.Ya., Solov'ev N.N. Geologicheskie predposylki perspektiv gazonosnosti Vostochnoy Turkmenii [Geological background of gas bearing prospects of Eastern Turkmenistan]. Moscow: Publishing Office “Nedra”, 1976, 392 p.
Asia Times: V Tadzhikistane naydeny krupnye zapasy nefti i gaza [Asia Times: large of oil and gas reserves were found in Tajikistan]. Available at: http://www.oilru.com/news/330866/ (10th Aug 2012).
Averkov V. Teper' doroga otkryta krupnym neftyanym kompaniyam [Now the road is open for the major oil companies]. Available at: http://www.afghanistan.ru/doc/5421.html/ (28th Mar 2006).
Bratash V.I., Egupov S.V., Pechnikov V.V., Shelomentsev A.I. Geologiya i neftegazonosnost' severa Afganistana [Geology and petroleum potential of northern Afghanistan].Publishing Office “Nedra”, 1970, 288 p.
Davydov A.N. Kharakter sochleneniya yuzhnoy okrainy Turanskoy plity, Severo-Afganskoy platformy i obramlyayushchikh skladchatykh sooruzheniy s pozitsiy tektoniki litosfernykh plit [The nature of the junction of southern margin of the Turan plate, the North Afghan platform and framing folded structures from the point of plate tectonics]. Neft' i gaz Turkmenistana, 1997, no. 3, p. 11-16.
Emel'yanov V. Afganistan: kratkiy spravochnik dlya neftegazovogo investora [Afghanistan: a brief guide for oil and gas investor]. Available at: http://www.oilru.com/dossier/read/110/ (7th Nov 2012).
ExxonMobil pristupit k razrabotke neftyanykh mestorozhdeniy na severe Afganistana [ExxonMobil will begin to develop oil fields in northern Afghanistan]. Available at: http://www.afghanistan.ru/ (9th Jul 2012).
Gulev V.L. Geologorazvedochnye raboty na neftegazonosnykh ploshchadyakh Yuzhnogo Tadzhikistana [Exploration in the oil and gas areas of Southern Tajikistan]. Gornyy zhurnal, 2009, no. 8, p. 21-22.
Kanadskaya kompaniya obnaruzhila bol'shoe mestorozhdenie nefti na severo-zapade Afganistana [Canadian company discovered a large oil field in northwest Afghanistan]. Available at: http://www.oilru.com/news/343645/ (26th Oct 2012).
Karta neftegazogeologicheskogo, tektonicheskogo rayonirovaniya, lokal'nykh podnyatiy i mestorozhdeniy Sredney Azii i Yuzhnogo Kazakhstana [Map of oil-gas-geological, tectonic zonation, local uplifts and deposits of Central Asia and Southern Kazakhstan]. Edited by Kleshchev K.A., performed by Kravchenko K.N., Chernobrov B.S. Scale 1:1000000. Moscow: VNIGNI, 1989.
Khalylov M., Amurskiy G.I, Solov'ev N.N., Timonin A.N. Obosnovanie perspektiv neftenosnosti i razrabotka rekomendatsiy na provedenie GRR na zhidkie UV na territorii deyatel'nosti GK "Turkmengaz" [Substantiation of oil-bearing prospects and recommendations for liquid hydrocarbons exploration of the "Turkmengaz"]. Ashkhabad: "Turkmengaz", 1992, 62 p.
Kompaniya CNPC pristupila k razrabotke neftyanogo mestorozhdeniya v Afganistane [The company CNPC has begun to develop oil field in Afghanistan]. Available at:
http://www.afghanistan.ru/doc/53194.html (25th Oct 2012).
Kravchenko K.N., Ivanova O.V. Perspektivy poiskov nefti i gaza na ploshchadi
Khodzhagugirdob (Maymaninskaya stupen') [Prospects for oil and gas prospecting in the
Hodzhagugirdob area (Maymanin stage)]. Neft' i gaz Turkmenistana, 1997, no. 3, p. 30-58.
Kravchenko K.N., Koshelev N.I., Polkanova I.N., Smirnov L.N., Davydov A.N.,
Khodzhakuliev Ya.A., Khusnutdinov Z.B. Duzenkyrskaya struktura - perspektivnyy ob"ekt dlya poiskov gaza i nefti v nizhnemelovykh otlozheniyakh Badkhyzskogo vystupa [Duzenkyrsk structure -promising object for oil and gas prospecting in the Lower Cretaceous sediments of Badkhyz ledge]. Geologiya nefti i gaza, 1982, no. 7, p. 14-19.
Krylov N.A., Kucherya M.S. Pley-analiz na primere Afgano-Tadzhikskoy vpadiny [Play-analysis on the example of the Afghan-Tajik basin]. Geologiya nefti i gaza, 2008, no. 4, p. 24-29.
Melikhov V.N. Produktivnost' i potentsial gazoneftenosnosti Amudar'inskogo megabasseyna [Productivity and gas and oil potential of Amudarya megabasin]. Geologiya nefti i gaza, 2009, no. 5, p. 10-18.
Melikhov V.N., Sibirev Vl.S. Rekomendatsii po napravleniyam geologorazvedochnykh rabot v Vostochnom Turkmenistane na 2004 g i naperspektivu do 2010 g. [Recommendations for areas of exploration in eastern Turkmenistan for 2004 and up to 2010]. Neft' i gaz Turkmenistana, 2003, no. 2, p. 5-33.
Odekov O.A., Kurganskaya E.V., Atagel'dyev A.B., Redzhepmuradov S. Obosnovanie perspektiv neftegazonosnosti nizhne- sredneyurskikh otlozheniy Takhtabazarskoy zony na osnove geokhimicheskikh issledovaniy [Substantiation of petroleum potential prospects of the Lower and Middle Jurassic deposits of Takhtabazar zone based on geochemical studies]. Neft' i gaz Turkmenistana, 2001, no. 3, p. 3-21.
Odekov O.A., Pashaev M.S. Geologicheskoe stroenie i neftegazonosnost' Kushkinskoy zony podnyatiy i metodika provedeniya poiskovo-razvedochnykh rabot na neft' i gaz [Geology and petroleum potential of Kushka uplift zone and methodology for oil and gas exploration]. Neft' i gaz Turkmenistana, 2001, no. 4, p. 3-17.
Prognozno-mineragenicheskaya karta na uglevodorodnoe syr'e Sodruzhestva Nezavisimykh Gosudarstv i sopredel'nykh territoriy [Forecast-minerogenic map ofr hydrocarbons of Commonwealth of Independent States and adjacent areas]. Scale 1:5000 000. VSEGEI, VNIGNI, CIS institutes, 2012.
Samsonov Yu.V., Ilyukhin L.N., Naser M., Sadfari N., Akhmad Shakh. Zakonomernosti prostranstvennogo razmeshcheniya skopleniy nefti i gaza v mezozoyskikh otlozheniyakh Severnogo Afganistana [Patterns of spatial distribution of oil and gas accumulations in the Mesozoic deposits in Northern Afghanistan]. Moscow: Moscow Institute of Oil and Gas named after I.M. Gubkin, 1989, 133 p.
Severnyy Afganistan. Karta osnovnykh napravleniy geologorazvedochnykh rabot na neft' i gaz [Northern Afghanistan. Map of the main areas of oil and gas exploration]. Ivanov S.D., Didura V.I., Geyman B.M., Vongaz L.B., Koshelev N.I., Lupanosov V.P., Pechnikov V.V., Samosnov F.P. Scale 1:1000 000. Moscow: VNIGNI, 1978.
Solov'ev N.N., Kuz'minov V.A., Salina L.S. Perspektivy poiskov skopleniy gaza v yuzhnykh rayonakh Turanskoy plity [Prospects of searching for gas accumulations in southern Turan plate]. Geologiya nefti i gaza, 1996, no. 9, p. 17-23.
Spravochnik po neftyanym i gazovym mestorozhdeniyam zarubezhnykh stran. [Handbook of oil and gas fields abroad]. Book 2. Edited by I.V. Vysotskiy. Moscow: Publishing Office “Nedra”, 1976, 584 p.
V Afganistane obnaruzheno krupnoe mestorozhdenie nefti s zapasami v 1,8 mlrd. bar. [Large
oil field with reserves of 1.8 billion barrels discovered in Afghanistan]. Available at: http://www.rusenergy.com/ru/ (16th Aug 2010).
Zhmud M.S., Melikhov V.N. Obnovlennaya kontseptsiya regional'noy struktury i neftegazonosnosti Predkopetdagskogo progiba [The updated concept of the regional structure and petroleum potential of Predkopetdagsky trough]. Neft' i gaz Turkmenistana, 2000, no. 2, p. 10-28.
© Мелихов В.Н., 2013
