Горючие полезные ископаемые Туркменистана - Полезные ископаемые Туркменистана

Нефть и газ. Каракумский нефтегазоносный бассейн. Большая часть бассейна приурочена к Туранской плите. Его юго-западная часть находится в Предкопетдагском прогибе, на западе бассейн ограничен Карабогазским сводом, Туаркырским валом и Центрально-Устюртской зоной поднятий, на востоке и юго-востоке - эпиплатформенным орогеном Средней Азии (юго-западные отроги Гиссара, хребет Банди-Туркестанский), на юго-западе - Копет-Дагом, на северо-востоке - Таласс-Ферганским разломом отделяется от герцинской складчатости (Центрально-Кызылкумский свод и др.). Площадь бассейна более 500 тыс. км2.

Первые сведения о геологическом строении бассейна относятся к концу XIX - началу XX веков. Нефтепоисковые работы начаты в 1929 г. (Бухарская область). С 1935 по 1952 гг. поисковые работы были значительно расширены. С 1936 г. в ряде районов начали применять структурное и поисковое бурение, а также в небольшом объеме геофизические методы (гравиметрическая и магнитная съемки). Изучен бассейн неравномерно. В меньшей степени изучен Предкопетдагский прогиб, Мургабская впадина. В разрезе наименее изучены подсолевые юрские отложения. По степени дислоцированности, метаморфизма и по проявлению региональных несогласий в пределах бассейна выделяют два структурных этажа: нижний - фундамент (архейско-позднепалеозойский) и верхний - платформенный чехол.

Бассейн является в основном газоносным. По особенностям строения и нефтегазоносности предложены различные схемы нефтегеологического районирования. По одной из таких схем в бассейневыделяют следующие нефтегазоносные области: Аму-Дарьинскую (Бухаро-Хивинскую), Центрально-Каракумского свода, Мургабскую и Предкопетдагскую (вместе с Бохардокской моноклиналью).

Перспективными являются наиболее погруженная часть Предкопетдагского прогиба, а также складчатый борт. Здесь прогнозируются как нефтяные, так и газоконденсатные залежи.

Среднекаспийский нефтегазоносный бассейн. Среднекаспийский бассейн представляет крупную область прогибания (более 420 тыс. км2), включающую Терско-Капийский прогиб, прилегающий с севера, склон Скифской плиты, акваторию среднего Каспия и Южно-Мангышлакский прогиб - крупный структурный элемент Туранской эпигерцинской платформы. На западе бассейн отделен от Азово-Кубанского Ставропольским сводом, на востоке - от Каракумского бассейна - Туаркырским валом, Центрально-Устюртским поднятием и Карабогазским сводом. Северная граница на западе проводится по кряжу Карпинского, на востоке - по Мангышлакско-Центрально-Устюртской гряде. Южное ограничение на западе представлено Кавказским горным сооружением, в акватории Каспия - Апшероно-Прибалханской зоной поднятий, на востоке - Карабогазским сводом. Административно бассейн располагается в России и Казахстане.

В Среднекаспийском бассейне первый фонтан нефти был получен в 1893 г. из среднемиоценовых отложений в Терско-Каспийском прогибе, в районе г. Грозного. В первой половине 50-х годов прошлого века были открыты газовые месторождения на Ставропольском своде в хадумском горизонте. В это же время установлена промышленная нефтегазоносность юры и нижнего мела Прикумской зоны поднятий и кряжа Карпинского.

Основными методами исследования бассейна были геологическая съемка (на складчатом борту бассейна), с 1955-57 гг. интенсивно применяются геофизические работы, особенно сейсморазведка и бурение (поисковое, разведочное, эксплуатационное). Изучен бассейн как по площади, так и по разрезу неравномерно. Наиболее изучены всеми видами работ Ставропольский свод, северный борт Южно-Мангышлакского прогиба, Прикумскаязона поднятий, Кряж Карпинского, складчатый борт Терско-Каспийского прогиба (Терский, Сунженский антиклинории). В геотектоническом отношении в бассейне четко выделяются две части: южная (на западе бассейна), представленная Терско-Каспийским прогибом, южный борт которого образует складчатый борт бассейна, примыкающий к Кавказскому горному сооружению и северная большая по площади - платформенная, представленная на западе Скифской, а на востоке - частью Туранской эпигерцинских платформ.

Терско-Каспийский прогиб протягивается от Минераловодского выступа на западе до Апшеронского полуострова на юго-востоке, на севере и юге он ограничен глубинными разломами, имеет асимметричное строение. По простиранию он некоторыми исследованиями расчленяется на три самостоятельных прогиба: Терско-Сунженский на западе, Дагестанский и Прикаспийско-Кубинский на востоке.

В строении Среднекаспийского бассейна участвует мощная и разнородная толща отложений от триасовых (возможно пермско-триасовых) до четвертичных. Однако стратиграфический объем, мощности и состав выполняющих бассейн отложений различаются в северной платформенной его части и южной-складчатой.

В пределах платформенного борта на герцинском складчатом основании, залегает платформенный чехол. Разрез его начинается с триасовых отложений, которые сложены терригенными, карбонатными, вулканогенно-осадочными породами. Мощность их изменяется от 0 (Ставропольский свод) до 2-3 км. В Среднекаспийском бассейне диапазоны нефтегазоносности охватывают отложения от пермско-триасовых до миоцена включительно.

Месторождения расположены как на платформенном, так и на складчатом бортах бассейна. На платформенном борту месторождения связаны с валообразными, куполовидными поднятиями. Они, как правило, многопластовые. Залежи пластово-сводовые, встречаются экранированные. На складчатом борту месторождения связаны с антиклинальными структурами, сложно построенными, нарушенными. Залежи разнообразные, пластовые сводовые, массивные, экранированные. По составуфлюидов залежи нефтяные, газовые и газонефтяные, нефтегазовые и т. д.

В платформенной части бассейна выделяют следующие нефтегазоносные области: Ставропольского свода, кряжа Карпинского, Прикумской зоны поднятий и Восточно-Манычского прогиба, Восточно-Ставропольскую и Южно-Мангышлакско-Ассакеауданскую. В складчатой части бассейна выделяют Терско-Сунженскую, Дагестанскую и Прикаспийско-Кубинскую нефтегазоносные области (Кубинско-Прикаспийскую).

Южно-Каспийский нефтегазоносный бассейн. По типу - это межскладчатый или, по классификации А. М.Серегина с соавторами, внутрискладчатый бассейн альпийской области. Он занимает обширную область прогибания земной коры (около 270 тыс. км2), включающей Куринский межгорный прогиб, Западно-Туркменскую впадину и расположенную между ними глубоководную котловину Южного Каспия (Серегин А. М. и др.). По представлениям И. М.Алиева, Г. А.Аржевского (1983 г.) в пределах бассейна выделяются два наиболее крупных элемента - Куринский межгорный прогиб и Южно-Каспийская впадина.

С севера он ограничен мегаантиклинорием Большого Кавказа, антиклинориями Куб-Дага, Большого Балхана, а в акватории Каспия - Апшеронским порогом (Среднекаспийским разломом - по Алиеву И. М.). С юга складчатой системой Малого Кавказа, Эльбурса и Западного Копетдага. С запада - Дзирульским массивом, с востока - Копетдагским мегаантиклинорием.

В административном отношении бассейн включает территорию Грузии, Азербайджана, Туркмении и небольшая часть на юге - Иранская. В бассейне расположены старейшие нефтедобывающие районы: Апшеронский, Прибалханский.

Добыча нефти в бассейне имеет более чем вековую историю. Колодезная добыча нефти в Азербайджане и Западной Туркмении велась в глубокой древности, а нефтепроявления известны с XV в. Первые скважины появились на полуостровах Челекен и Апшерон в конце XIX века. С 1873 г. добыча нефти ведется в промышленных количествах. До 1930 г. основная часть Азербайджана и Западной Туркмении покрыта геологической съемкой, с 1930-32 гг. начинает применятьсягеофизика, с помощью которой закартированы погребенные, глубокопогруженные поднятия как на суше, так и в акватории.

Для Южно-Каспийского бассейна приводятся различные схемы тектонического строения, по которым выделяется разное количество структурных элементов, а часто и под различными названиями. По одной из таких схем (Справочнике 1983 г.) наиболее крупными элементами бассейна являются Куринский межгорный прогиб и Южно-Каспийская впадина.

Подводя итог сказанному, можно сделать следующие выводы: ЮжноКаспийский бассейн является промышленно важным нефтегазоносным бассейном, в котором обнаружены залежи в разрезе, начиная с верхнего мела и до плиоцена. Основной объем разведанных запасов связан со средним плиоценом и сосредоточен в Апшеронской, Апшероно-Прибалханской зонах и Нижне-Куринской впадине с Бакинским архипелагом.

Вместе с тем, бассейн считается высокоперспективным, особенно те части, которые расположены в акватории Каспия, о чем свидетельствуют открытые здесь месторождения Чыраг, Азери и др. Только в Азербайджанской части Каспийского моря ресурсы углеводородов оцениваются более чем в 50 млрд. т. условного топлива, большая часть которых сосредоточена в плиоценовом комплексе, меньшая в палеоген-миоценовом.

Ферганский нефтегазоносный бассейн. Этот бассейн связан с одноименной межгорной впадиной и располагается в основном в Узбекистане, меньшая его часть в Киргизии и Таджикистане. Площадь около 38 тыс. км2. Бассейн ограничен высокогорными хребтами: Туркестанским и Алайским на юге, Кураминским и Чаткальским на северо-западе и Ферганским на северо-востоке.

Ферганский бассейн один из старейших нефтедобывающих районов Средней Азии. Выходы нефти и колодезная ее добыча известны с глубокой древности. Нефтепоисковое бурение здесь начато в 1880 г. на площади Шорсу, где и был получен приток нефти, но с небольшим дебитом. До 1952 г. основным методом картирования структур была геологическая съемка, геофизика применяется с 1930 г., в ограниченном объеме использовалось структурноебурение. В настоящее время основным методом подготовки структур к поисковому бурению является сейсморазведка. В разрезе наиболее изучена палеогеновая часть, меньше юрские, меловые и более древние отложения.

В строении бассейна большое значение имеют глубинные разломы (Южно-Ферганский, Талассо-Ферганский). Именно по разломам проходят дизъюнктивные контакты палеозойских складчато-глыбовых гор обрамления с осадочным чехлом бассейна. Погружение поверхности палеозойского складчатого фундамента от бортов к центру происходит ступенчато, глубина залегания фундамента в центральной части около 10 км. К северному и южному борту приурочены антиклинальные зоны. В разрезе выделяют два структурных этажа: нижний - складчатый палеозойский фундамент и верхний - мезо-кайнозойский. В разрезе верхнего этажа выделяют три структурных яруса: нижний - верхнепермско-юрский, средний - мел-палеогеновый и верхний - молассовый неогеновый. Предложено несколько схем тектонического районирования Ферганской впадины. Принципиально они не отличаются. По одной из таких схем в пределах впадины выделяют следующие тектонические зоны: южную, северную, центральную и Куршабскую. Последнюю некоторые исследователи не рассматривают в составе Ферганского бассейна. Промышленная нефтегазоносность в Ферганском бассейне установлена в юрских, меловых, палеогеновых и неогеновых отложениях.

Юрский комплекс сложен терригенными породами. В разрезе выделено 8 продуктивных пласто в нижнем и среднем отделе. Пласты сложены песчаниками, мощность пластов изменяется от 7-8 м до 30-40 м и редко до 100 м. Пористость 15-27%, проницаемость 0,1-0,3 мкм2. Одновременно все пласты встречаются в западной части южной зоны. В восточном направлении нижние пласты выпадают из разреза а на северо-востоке северной зоны, как правило, присутствует один пласт. В юрском комплексе преобладают газовые залежи, хотя есть и нефтяные.

Коллекторские свойства улучшаются вверх по разрезу. Пористость 419%, проницаемость от 0,001 до 0,1 мкм2. Преобладают вмеловых пластах газовые залежи, встречаются нефтегазовые и нефтяные.

В палеогеновом комплексе выделяется 9 продуктивных горизонтов (пластов) (с I по IX). Чаще всего они сложены известняками, лишь III горизонт сложен песчаниками. В основном в палеогене распространены залежи нефтяные, в отдельных случаях нефтяные с газовыми шапками и чисто газовые. Среди палеогеновых горизонтов региональной нефтегазоносностью и высокой продуктивностью выделяются VII и V горизонты эоцена.

Неогеновый терригенный комплекс является нефтегазоносным в районе Андижанских складок (массагетский и бактрийский ярусы), коллекторы песчаники и галечники.

Месторождения в бассейне преобладают антиклинального типа, часто осложненные нарушениями. По флюидам преобладают нефтяные и газонефтяные. Залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные, реже стратиграфически экранированные; есть залежи запечатанные окисленной нефтью. По запасам месторождения средние и мелкие. В Ферганском бассейне принято выделять два нефтегазоносных района: Северо-Ферганский и Южно-Ферганский. Перспективным считается Центральный район.

Перспективы бассейна связаны с доразведкой уже известных месторождений (особенно в юрских и меловых отложениях), с поисками залежей в центральной зоне, а также с поисками литологически и стратиграфически экранированных залежей в палеоценовых и меловых отложениях, особенно на южном борту. В южной зоне перспективными для поисков новых месторождений являются поднадвиговые структуры, выявленные сейсморазведкой. Определенные перспективы некоторые исследователи (Исламов, 2002) связывают в южной зоне с триасовыми и верхнепермскими отложениями.

Афгано - Таджикский нефтегазоносный бассейн. Этот бассейн расположен в одноименной межгорной впадине Памир-Тяньшанского эпиплатформенного орогена и ограничен с севера хребтами Гиссара и Зеравшана, с востока хребтами Дарваза, с запада отрогами Гиссара, на юго-западе в Афганистане - Северо-Афганским выступом, а на юго-востоке - Гиндукушем. Северная часть бассейнарасполагается на территории Узбекистана и Таджикистана, южная - в северном Афганистане. Площадь бассейна около 70 тыс. км2.

Геолого-поисковые работы на нефть и газ начаты здесь в 30-е годы. Первые геофизические исследования начаты в 1934 г. Однако планомерные региональные геолого-геофизические работы начаты здесь в 1959 г. Изученность важнейшими видами региональных работ невысокая. На начало 80-х годов общий объем бурения составил 1,3 млн. погонных метров, плотность бурения 18,5 м на 1 км2. Но распределено бурение по площади очень неравномерно. Лучше изучены Душанбинский, Вахшский, Сурхандарьинский прогибы. Наиболее разведанными являются палеогеновые отложения, в Душанбинском прогибе, кроме того, меловые и юрские. Юрские подсолевые отложения изучены и в юго-западном Гиссаре. К началу 90-х годов в пределах бассейна известно 27 месторождений, в основном мелких.

Как и Ферганский бассейн, Афгано-Таджикский бассейн связан с межгорной впадиной эпиплатформенного орогена. До олигоцена она вместе с юго-западными отрогами Гиссара и Амударьинской впадиной представляла единую платформенную область. В послеолигоценовое время здесь сформировалась межгорная впадина, ограниченная хребтами. Современная структура Афгано-Таджикского бассейна обусловлена складчато-глыбовым строением палеозойского фундамента и наличием многочисленных разломов, неоднократно активизировавшихся.

Наибольшая тектоническая активность наблюдалась, как и в Ферганском бассейне в альпийское время.

В пределах северной части Афгано-Таджикского бассейна выделяют ряд крупных положительных и отрицательных элементов, преимущественно субмеридионального простирания. С запада на восток выделяютс яследующие элементы : мегаантиклиналь юго-западного Гиссара(с Байсунским прогибом), Сурхандарьинская мегасинклиналь (синклинорий), Кафирниганская мегаантиклиналь (антиклинорий), Вахшская мегасинклиналь, Обигармская мегаантиклиналь, Кулябская мегасинклиналь. Эти тектонические элементы продолжаются на территории Афганистана, изменяя простирание ссеверо-восточного на северо-западное. Так, например, Сурхандарьинская мегасинклиналь находит продолжение в Мазаришарифском прогибе. Особняком на севере бассейна выделяется Предгиссарский (Душанбинский) прогиб субширотного простирания.

К настоящему времени залежи нефти и газа установлены в отложениях от юрских до палеогеновых. Разными авторами выделяется различное количество региональных нефтегазоносных комплексов от 4 до 8 (Ермолкин, 1998). В палеогене преобладают нефтяные залежи, хотя встречаются нефтегазовые и даже газовые. В юрских и меловых - газовые. Верхнеюрский комплекс - карбонатно-галогенно-сульфатный. Коллекторы известняки трещиноватые, кавернозно-поровые келловей-оксфорского возраста. Покрышка сульфатно-галогенная - гуардакская свита. Мощность коллекторов 50-100 м. Дебиты газа до 700-800 тыс. м3/сут. Месторождения Адамташ, Комсомольское, Андыген.

Нижнемеловой комплекс. По последним материалам (Ермолкин, 1998) здесь выделяют три самостоятельных комплекса: неокомский - глинисто-песчаный, апт-нижнеальбский - песчаный, и альбский - карбонатно-терригенный. Коллекторы песчаники, реже известняки. Коллекторские свойства невысокие. Покрышки глинистые иногда с сульфатами. Месторождения - Комсомольское, Андыген и др.

Верхнемеловой комплекс. По данным В. И.Ермолкина (1998 г.) в этом интервале выделяют сеноман-нижнетуронский карбонатно-терригенный, покрышка - глинистая и турон-сенонский (коньяк-сантон-кампан-маастрихт) карбонатно-терригенный, покрышка карбонатно-сульфатная. Месторождения Кызыл-Тумшук, Комсомольское, Ляль-Микар.

Палеогеновый комплекс. Верхний палеоцен - нижний эоцен, - карбонатный. Покрышка глинистая. Эоцен-олигоцен - терригенный. Покрышка глинистая. Продуктивен палеоген везде кроме юго-западного Гиссара.

Все месторождения связаны с антиклинальными складками, часто нарушенными. Залежи пластовые сводовые, в том числе нарушенные, тектонически экранированные, реже массивные.

В пределах Афгано-Таджикского бассейна выделяют: Юго-Западно-Гиссарский, Душанбинскийпреимущественно газоносные районы, а также Сурханский, Вахшский и Кулябский нефтегазоносные районы. Уголь. Мелкие месторождения каменного угля связаны со среднеюрскими прибрежно-морскими отложениями северного крыла антиклинали Большого Балхана (Балхано-Кугитангская область угленакопления). Выявлено 5 угленосных площадей (основное -- Ягманское). Мощность пологозалегающего угольного горизонта 8-16 м. Содержит 2 рабочих пласта (0,4 и 0,6 м) протяженностью до 1 км. Каменные угли марки "Д" в промышленном масштабе известны в Туаркырском угленосном районе (Туаркыро-Каракумская область угленакопления) и связаны с континентальными песчано-глинистыми отложениями нижней и средней юры мощностью 400-8000 м. Три угольных горизонта (20-150 м) содержат от 1 до 5 пологозалегающих пластов. Запасы каменных углей категории С2 67 млн. т. В юрских отложениях Туаркырского угленосного района выявлено промышленное месторождение бурого угля. Местами угольные пласты выходят на поверхность, где подвержены окислению. Содержание гуминовых кислот 18,3-98%. Окисленные угли пригодны для получения углегуминовых удобрений; запасы углей с содержанием гуминовых кислот свыше 30% -- 800 тысяч т. Протяженность пластов верхних горизонтов от сотен метров до 5-20 км. Угли гумусовые, малосернистые (S до 0,5%), не спекающиеся, зольность 20,06-26,28%. Запасы бурых углей категории С2 в южной части района 66,3 млн. т. Перспективны также центральные и северные части района.

Похожие статьи




Горючие полезные ископаемые Туркменистана - Полезные ископаемые Туркменистана

Предыдущая | Следующая