Каракумский нефтегазовый бассейн

23.09.2019

Каракумский бассейн приурочен к обширной, сложно построенной области прогибания, расположенной между высокогорным Альпийско-Гималайским поясом мезозойской и кайнозойской складчатости на юге и северной низкогорной областью палеозойской складчатости, находящейся на продолжении южной зоны Тянь-Шаня. Ограничениями бассейна служат складчатые сооружения, в которых па поверхность выведены либо палеозойский фундамент, либо смятый в складки мезо-кайнозойский комплекс. На отдельных участках вдоль своих западной, восточной и северной границ Каракумский бассейн отделяется от смежных с ним нефтегазоносных бассейнов погребенными структурными разделами (рис. 53).

Наиболее погруженная осевая часть бассейна значительно смещена к югу в сторону Копет-Дага. На поперечном сечении в районе Бухара — Чарджоу — Мары-Теджен наблюдается последовательное погружение осадочного покрова и фундамента с северо-востока на юго-запад. На центральных сечениях общий уклон к югу осложнен обширным пологим срединным поднятием — Центрально-Каракумским сводом (рис. 54).

Юго-западная граница бассейна следует вдоль крупного разлома, по которому Копетдагское складчатое сооружение, сложенное мезозоем, надвинуто на Предкопетдагский передовой прогиб, выполненный мощными кайнозойскими и более древними отложениями. Восточнее Каракумский бассейн заливообразно вдается к югу, оконтуривая периклинальное окончание Конетдага, намечающееся в районе Бадхыза и переходя на северный склон хребта Сефидкох. Восточнее Кушки граница бассейна вновь отклоняется к северу, огибая западную периклиналь мезозойского складчатого сооружения хребта Банди-Турксстан, вероятно, расположенного на прямом продолжении Копет-Дага.

На запад-юго-западе Каракумский бассейн отделен от Южнокаспийского горным поднятием Большого Балхана, а также небольшими погребенными структурными перемычками в районе Межбалханского и Данатинского коридоров.

От расположенного западнее Среднекаспийского бассейна Каракумский бассейн отделяется Туаркырской мегантиклиналью, в которой на поверхности или на небольшой глубине залегает фундамент, представленный в основном пермскими и нижнетриасовыми метаморфизованными складчатыми образованиями. Между Большим Балханом и Туаркыром граница названных бассейнов проводится по структурной седловине, отделяющей Порсокупскую и другие синклинали, раскрывающиеся на запад в сторону Kaрабогаза от прогибов, оси которых погружаются к востоку, в сторону южной части Каракумской плиты. На северо-западе аналогичным разделом, по-видимому, является четко выраженная в рельефе структурная перемычка между Мангышлаком и Туаркыром, отделяющая Южномангышлакский прогиб и погружающийся в сторону последнего Ушкудукский прогиб от Ассаксауданского прогиба. Эта перемычка отличается приподнятым залеганием различных горизонтов осадочного покрова с положительными абсолютными отметками залегания подошвы миоцена (поднятия Тасаюк и Киндерли).

Границей Каракумского бассейна с Устюртским служит вал Карабаур и погребенная перемычка между Айбугирской антиклиналью и Султануиздагским поднятием, разделяющая Барсакельмесский прогиб и Бухаро-Хивинскую депрессию.

Северо-восточная граница Каракумского бассейна следует вдоль южного края низкогорных возвышенностей (Султан-Уиз-Даг — Зерабулак — Зиаэтдин и др.), сложенных складчатым палеозойским комплексом, местами перекрытым маломощными, слабо дислоцированными мезозойскими отложениями. С севера к этим возвышенностям примыкает Кызылкумский бассейн.

От Афгано-Таджикского бассейна на востоке Каракумский бассейн четко обособлен лишь в северной части, в районе высокогорного складчатого сооружения юго-западного Гиссара, сложенного в основном мезозойскими толщами. Ограничениями бассейна здесь служат Кугитангский и Байсунский антиклинории с выведенным на поверхность палеозойским складчатым комплексом.

На участке между южно-западным Гиссаром и хребтом Банди-Туркестан, там, где наблюдается непосредственное соединение Каракумского и Афгано-Таджикского бассейна, граница проводится условно через обширную возвышенность Карабиль, которой соответствует погребенное поднятие.

Большую центральную и северную части бассейна занимает Каракумская плита, представляющая собой южную часть эпигерцинской Туранской платформы, несущую слабодислоцированный осадочный покров мезозоя н кайнозоя, мощностью 2—б км. В центральной части Каракумского бассейна выделяется крупный Центрально-Каракумский свод, соответствующий наиболее поднятой части срединного массива, в которой палеозойский фундамент залегает на глубине менее 2 км. От прибортовых частей бассейна Центрально-Каракумский свод отделен различно выраженными прогибами — Ассакеауданским и Верхнеузбойским на западе, Бухаро-Хивинским на северо-востоке, Кашкадарьинским и Мургабским на востоке и Предкопетдагским на юго-западе. Большинство прогибов носит характер платформенных впадин с углами наклона крыльев локальных поднятий от нескольких градусов до 10—20°. В отличие от этого Предкопетдагский прогиб принадлежит к числу типичных асимметричных предгорных прогибов с узким складчатым бортом, осложненным крутыми, сложно дислоцированными передовыми складками и разрывами и пологим внешним платформенным бортом. Область глубокого прогибания выделяется и в пределах юго-восточной Туркмении, крайняя южная часть которой, входящая в зону периклинального погружения складчатых сооружений Копетдага и Банди-Туркестана, осложнена мелкой складчатостью. Сравнительно сильно дислоцированные структурные формы выделяются и в узкой зоне Кашкадарьинского прогиба, прилегающей к складчатому сооружению юго-западного Гиссара.

В составе осадочного выполнения Каракумского бассейна основная роль принадлежит мезозойским отложениям, среди которых наиболее широко распространены отложения меловой системы. Наиболее мощный осадочный комплекс (до 10 км) развит в южной Прикопетдагской части бассейна. Несколько менее мощный осадочный покров (6—7 км) характерен для восточной и крайней северо-западной частей бассейна. В центральных и северных районах полпая мощность мезо-кайнозойских отложений не превышает 2—4 км. На севере преобладающим развитием пользуются терригенные породы смешанного морского и континентального происхождения, тогда как на юге разрез сложен чередованием мощных терригенных и карбонатных толщ преимущественно морского генезиса.

В пределах значительной части Каракумского бассейна осадочное выполнение начинается с юрских отложений. В основании выделяется нижнесреднеюрская песчано-глинистая, зачастую угленосная серия. Мощность нижне-среднеюрских отложений в южных частях бассейна измеряется несколькими тысячами метров, в западных и северных районах — около нескольких сотен метров, местами до 1—2 тыс. м. Юрские отложения, вероятно, не образуют сплошного чехла, резко уменьшаясь в мощности в сторону Центрально-Каракумского свода и полностью выклиниваясь в узкой северо-восточной прибортовой зоне. Нижне-среднеюрские отложения принадлежат к числу важных сингенетично-нефтегазоносных комплексов Каракумского бассейна. На месторождении Сеталантепе в Бухаро-Хивинской области с нижне-среднеюрскими отложениями связаны промышленные залежи газа.

В основании верхнеюрских отложений обычно выделяется мощный комплекс келловея-оксфорда, являющийся выдержанным массивным природным резервуаром. Покрышкой для него служит гидрохимическая гипсоносно-соленосная толща, перекрываемая и замещающаяся по простиранию толщей красных глин. Промышленная газоносность верхнеюрских известняков доказана на ряде месторождений Бухаро-Хивинской области, где их мощность составляет 40—100 м. Общая мощность верхнеюрских отложений на севере Каракумского бассейна колеблется от 0 до 800 м, на юге — от 1 до 1,5 км.

Отложения неокомского возраста резко различны в разных частях бассейна. В центральных и северных районах неоком сложен песчано-глинистой, существенно красноцветной толщей, на юге — монотонной известняковой серией, мощностью 1,4-1,8 км, представляющей массивный природный резервуар, подобный верхнеюрскому. В составе неокомских отложений на некоторых площадях Бухаро-Хивинской области установлены промышленные залежи газа.

Аптские, альбские и сеноманские отложения входят в состав мощного песчано-глинистого комплекса, преимущественно сероцветного облика. Мощность его колеблется от 400—700 м на севере и в центре бассейна до 1,5—2 км на юге. С отложениями данного возраста, относящимися к числу выдержанных, несомненно, сингенетично-нефтегазоносных комплексов связаны крупнейшие газовые залежи в Бухаро-Хивинской области. Мощность продуктивных песчаных горизонтов достигает 15—30 и до 140 м, суточный дебит газа — от многих сотен тысяч куб. метров до 3,5 млн. м3. Из XIII продуктивного горизонта, относимого к неокому-апту, на ряде месторождений получены притоки нефти до 26—70 mi сутки. Мощные газовые фонтаны из альбских отложений с дебитом около 400 тыс. м3 установлены и в пределах Центрально-Каракумского свода (Дарвазинско-Сернозаводская площадь).

Большая верхняя часть верхнего мела (туронский, сенонский и датский ярусы) в южной, центральной и западной областях Каракумского бассейна сложена карбонатной, преимущественно мергельной толщей, мощностью 900—1300 м на юге и 150—250 м на западе и в центре бассейна. Особенно большими мощностями верхнего мела (свыше 1 км) отличаются области, прилегающие к юго-западному Гиссару. В зоне складок юго-восточной Туркмении на месторождении Карачоп при вскрытии маастрихтских отложений получен газовый фонтан.

Палеогеновые отложения Каракумского бассейна представлены преимущественно глинистой серией, внизу содержащей пачки известняков и мергелей и имеющей мощность от 150—500 м на севере до 1,7—2 км на юге бассейна. Выдержанным природным резервуаром массивного типа являются бухарские известняки, развитые в восточной части Каракумского бассейна, прилегающей к Афгано-Таджикскому бассейну, где бухарские слои промышленно нефтеносны. Незначительные признаки горючего газа из палеогеновых отложений выявлены на Изгантском поднятии, расположенном в Предкопетдагском прогибе.

Неогеновые отложения, широко развитые на поверхности каракумского бассейна, на западе представлены пестрым чередованием терригенных, карбонатных осадков и гипсов преимущественно морского генезиса, на востоке — красноцветными и палево-бурыми песчано-глинистыми образованиями континентального происхождения. Мощность их колеблется от нескольких десятков до 100 м на севере, 250—300 м в западных районах и до 700—2000 м на юге (табл. 23, 24, 25). В Каракумском бассейне можно выделить следующие основные крупные нефтегазоносные области.

1. Центрально-Каракумская нефтегазоносная область. В состав этой области включены Центрально-Каракумский свод и его западный и восточный склоны, включая небольшие прогибы Верхнеузбойский и Учтаганский со сравнительно неглубоким залеганием фундамента (2—3 км, местами несколько более). Для значительной восточной части этой области характерно наличие крупных пологих локальных поднятий неправильной формы и различной ориентировки.

Большие перспективы связываются с Центрально-Каракумским сводом. В его пределах открыты Дарваза-Сернозаводское газовое месторождение, отличающееся значительными размерами. Значительный интерес представляет также изучение намечавшегося крупного Заунгусского поднятия, которое должно быть относительно погруженным по сравнению с Центрально-Каракумским сводом. Практические результаты могут быть получены и в других частях Центрально-Каракумской области.

2. Ассакеаудинская возможно нефтегазоносная область отличается значительной глубиной залегания фундамента (по геофизическим данным до 5—6 км), что позволяет весьма высоко оценивать перспективы ее нефтегазоносности, связываемые с мезозойскими отложениями. Непосредственное практическое значение могут иметь крупные вилообразные поднятия Киндерли и Тасаюк.

3. Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область. Наиболее изученная в настоящее время часть бассейна. Характеризуется развитием линейно вытянутых платформенных структур — валов и прогибов, осложненных локальными поднятиями с углами наклона от нескольких до 10—15°. Зонами нефтегазонакопления являются крупные Бухарский и Дарганатинский валы, разделенные Каракульским прогибом. В пределах Бухарского вала открыты газовые и газонефтяные месторождения: Газли, Ташкудук, Мамаджургаты, Акджар, Джаркак, Сарыташ, Караулбазар, Сеталантепе, среди которых выделяется своими уникальными запасами Газлинское месторождение. На территории Каракумского прогиба обнаружено Южно-Мубарекское газовое месторождение. Залежи газа сосредоточены в сеномане, альбе, неокоме-апте, известняках верхней юры, нижне-среднеюрских отложениях.

В Хивинском прогибе возможной зоной нефтегазонакопления может явиться намечающаяся на восточном продолжении Айбугирского поднятия Карабаурского вала антиклинальная зона, к которой принадлежит Ленинское поднятие.


4. Кашкадарьинская возможно нефтегазоносная область. В отношении перспектив нефтегазоиосности имеет ряд сходных черт со смежными областями — Бухаро-Хивинской н Восточно-Туркменской. Благоприятными признаками является наличие хорошо выраженных локальных поднятий и большая мощность осадочного покрова. Перспективными комплексами, помимо мезозойских (особенно меловых) отложений, являются некоторые горизонты палеогена, в частности, известняки бухарских слоев. Зонами нефтегазонакопления в восточной части области могут являться цепи антиклинальных складок северо-восточного простирания.

5. Восточно-Туркменская нефтегазоносная область. Включает юго-восточный склон Каракумской плиты и Мургабекий краевой прогиб. Характеризуется общим нарастанием мощностей осадочного покрова и погружением фундамента в южном и юго-западном направлениях, в сторону Восточно-Туркменского и Предкопетдагского прогибов. Глубина залегания фундамента превышает 6 км. Вероятными зонами нефтегазонакопления являются валы субмеридионального и северо-западного простирания, в частности, Байрамали-Майский и Южно-Каракумский, а также цепи поднятий, выявленные в пределах Карабильской возвышенности, и другие. Северо-восточная граница области проведена по Репетекской линейной зоне нарушений, в пределах которой обнаружены резко дислоцированные погребенные поднятия и соляные купола, связанные с выжиманием верхнеюрской соляно-гипсоносной толщи. На крайнем юге области в Кушкинском районе выделяются зоны нефтегазонакопления, связанные с цепями резко асимметричных, наклоненных к северу складок. К одной из таких складок приурочено газовое месторождение Карачоп.

Основные нефтегазоносные горизонты Восточно-Туркменской области должны быть сосредоточены в мезозойских отложениях. Вместе с тем в наиболее погруженных частях области, в частности, в Мургабском прогибе, перспективны также палеогеновые отложения.

6. Южно-Каракумская возможно нефтегазоносная область включает глубоко погруженные части южного склона Каракумской плиты и северный, платформенный борт Предкопетдагского прогиба с общим уклоном слоев в южном направлении. Глубина залегания фундамента возрастает от 3—4 км на севере до 9—10 км на юге области. На фоне глубокого погружения платформенного борта Предкопетдагского краевого прогиба выделяются Кызы-ларватский и Ахсуартыкский выступы с приближенным залеганием фундамента.

Стратиграфический диапазон вероятной нефтегазоносности колеблется от мезозойских отложений, залегающих на доступной глубине лишь в северной части области, и на выступах, осложняющих Предкопетдагский прогиб до третичных отложений, с которыми могут быть связаны скопления нефти и газа в опущенной южной части области. Структурные формы, контролирующие нефтегазонакопления, имеют пологий платформенный облик. Важное значение должны иметь зоны выклинивания отложений на склонах плиты и отмеченных выше выступов.

10. Прикопетдагская возможно нефтегазоносная область соответствует южному складчатому борту Предкопетдагского прогиба. Зонами нефтегазонакопления могут служить цепи резко дислоцированных передовых складок. В относительно погруженной западной половине области поднятия сложены третичными отложениями, тогда как в ядрах восточных антиклиналей зачастую обнажаются меловые отложения. В Прикопетдагской области, помимо меловых отложений, перспективны молодые — третичные отложения, в том числе, возможно, морские неогеновые, развитые в западной части прогиба.



Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна