Главная страница  |  Карта сайта  |  Обратная связь  |  Поиск по сайту:
Geologam.ru
Геология Геофизика Минералогия Индустрия Нефть и газ
Оглавление статьи
Южно-Мангышлакская область Бухаро-Хивинская область Мургабская область Центральнокаракумская область
 
Подразделы
Все статьи Разведка Проектирование Месторождения Месторождения Ямала Месторождения Гыдана
 
Похожие статьи
Палеотектонические критерии нефтегазоносности Предкавказской провинции
Нефть и газ › Разведка

Палеотектонические критерии нефтегазоносности Волго-Уральской провинции
Нефть и газ › Разведка

Глыбовые движения в провинции Шаньдун, КНР
Геология › Геологические структуры

Размещение нефтегазоносных областей в пределах среднеазиатской и предкавказской провинций в связи с особенностями их тектонического строения
Нефть и газ › Разведка

Основные закономерности структурно-тектонического контроля и нефтегазоносности
Нефть и газ › Разведка

Основные закономерности палеотектонического контроля нефтегазоносности
Нефть и газ › Разведка

Характеристика нефтегазоносности Ямальского шельфа
Нефть и газ › Месторождения Ямала

Некоторые черты современного тектонического плана как показатель нефтегазоносности
Нефть и газ › Разведка

Особенности нефтегазоносности поднятий разных классов
Нефть и газ › Разведка

Причины разобщения жидких и газообразных углеводородов и палеотектонические условия нефтегазонакопления в недрах западно-сибирской плиты
Нефть и газ › Разведка

 
 

Палеотектонические критерии нефтегазоносности Среднеазиатской провинции

Главная > Нефть и газ > Разведка > Палеотектонические критерии нефтегазоносности Среднеазиатской провинции
Статья добавлена: Сентябрь 2017
            0


Южно-Мангышлакская область


Рис. 48. Структурная карта Жетыбай-Узенской ступени по отражающему горизонту III 
Рис. 48. Структурная карта Жетыбай-Узенской ступени по отражающему горизонту III
В пределах Южно-Мангышлакской области, связанной с одноименным мегапрогибом, крупная зона нефтегазонакопления контролируется Жетыбай-Узенской ступенью, осложняющей северо-северо-восточный борт линейной депрессии. Последняя развивалась как зона длительного устойчивого мезозойского и кайнозойского опускания. К концу триасового периода здесь уже существовали почти все структуры II порядка [68]. Жетыбай-Узенская ступень в современном структурном плане по отражающему горизонту Шг (низы неокома) вытянута в западно-северо-западном направлении на 140—150 км, ее ширина 30—40 км (рис. 48).

На ступени выделяются платформенные антиклинали, расположенные кулисообразно относительно друг друга, — Узенская, Жетыбайская, Тенгинская и др.

Палеотектонические построения, выполненные О. П. Корчиным [62] для Узенского и Жетыбанского локальных поднятий, отражают существование обеих структур по кровле байоса уже в батском веке. В дальнейшем они развивались по унаследованному плану, Однако рост поднятий был неравномерным. Конседимеятационная складчатость ослабевала на этапах воздымания Горного Мангышлака и сопряженного с ним борта Южно-Мангышлакского мегапрогиба: на рубежах оксфордского и кимериджского веков, юрского и мелового периодов, в палеоцене и в плиоцен-антропогеновое время.

По исследованиям В. В. Грибкова и В, С. Лазарева [40], все структуры Южно-Маигышлакской области являются конседиментационными поднятиями древнего (триас-раннеюрского) заложения и длительного роста. Но в деталях они отличаются друг от друга по морфологии и истории развития.

Например, Жетыбайская брахи антиклиналь увеличивала свою амплитуду до конца готеривского века, в баррем-альбское время ее рост почти прекратился и вновь усилился в сеномане, В дальнейшем заметного увеличения амплитуды поднятия не было.

Узенская брахиантиклиналь отличается устойчивым увеличением амплитуды в неоком е, в апт-альбское время и в позднем еловую эпоху.

На Узенском и Жетыбайском месторождениях главный нефтегазоносный комплекс с преобладанием чисто нефтяных залежей — юрский. Здесь выделено 13 продуктивных горизонтов. В меловых отложениях присутствуют только газовые скопления. Всего насчитывается 12 газоносных пластов в толще от барремского яруса до гуронского [32]. Скопления газа выявлены на Узенской площади и отсутствуют на Жетыбайском месторождении. По-видимому, это связано с тем, что Узенское поднятие (в отличие от Жетыбайского) испытывало устойчивый рост до конца позднемеловой эпохи и занимало относительно высокое палео-гипсометрическое положение как в меловом, так и в палеогеновом периодах.


Меловые отложения Южного Мангышлака гидродинамически не связаны с юрским комплексом и составляют самостоятельный продуктивный этаж, в котором могли генерироваться не только газ, но и нефть. Кери с нефтью был поднят на Дунгинской площади из отложений аптского, барремского и готеривского ярусов. При испытании аптского объекта на этой площади (глубина 1682—1709 м) был получен приток нефти дебитом 18 м3/сут через 7-мм штуцер [64].

О. П. Корчии [62] определяет время формирования залежей нефти в Южно-Мангышлакской области по давлению насыщения и палеотектоническим реконструкциям. По его расчетам, скопления нефти в горизонтах байосского и батского ярусов образовались в альбском веке, тогда как малоамплитудные ловушки по среднеюрским пластам возникли уже в начале позднеюрской эпохи. Между временем появления замкнутых ловушек, с одной стороны, и достижением ими высокой амплитуды и приходом нефти — с другой, по О. П. Корчину, проходит 3—4 геологических века.

Расчеты О. П. Корчина близки к нашим определениям времени формирования залежей нефти в Среднем Приобье (см, главу III), Р. И. Быков с соавторами [92] объясняют отсутствие промышленных залежей нефти и газа на южном борту Южно-Мангышлакской депрессии неблагоприятными палеотектоннческими условиями, в которых формировались локальные структуры. Если поднятия Жетыбай-Узенской ступени, заложившиеся еще в триасе, развивались как замкнутые ловушки непрерывно в продолжении мезозойской эры, то структуры южного борта (Жага-Оймашинская и др.) переживали очень сложный неустойчивый рост, Жага-Оймашинская брахиантиклиналь двухкупольная. Оймашинский купол существовал в среднеюрскую эпоху, но расформировался (слился с Жагинским) в меловом периоде, Жагинский купол фиксируется только в позднемеловую эпоху и в палеогеновом периоде. Песчаномысская структура как замкнутая ловушка возникла в середине мела, но в палеогене она расформировалась. Указанные поднятия отличаются неустойчивым развитием, характеризующимся чередованием процессов роста и расформирования ловушек и смещением планов структур во времени.

Рис. 49. Современные и палеоструктурные карты по кровле средней юры 
Рис. 49. Современные и палеоструктурные карты по кровле средней юры
В восточной части Южно-Мангышлакской зоны прогибов известно Шахпахтинское газовое месторождение с восьмью пластовыми залежами в средне-верхнеюрской толще. Шахпахтинское поднятие за ложилось в среднеюрскую эпоху и испытывало длительный конседиментационный рост, сохраняя замкнутую форму по всем горизонтам чехла в продолжение мелового, палеогенового и неогенового периодов [69, 93]. Западно-Шахпахтинское поднятие приобрело форму замкнутой ловушки по горизонтам юры лишь в конце мелового периода, а расположенная севернее Тасоюкская складка возникла только в палеогене (рис. 49). Западно-Шахпахтинская и Тасоюкская площади являются обводненными.

Бухаро-Хивинская область


Рис. 50. Тектоническая схема Амударьинской впадины 
Рис. 50. Тектоническая схема Амударьинской впадины
Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область выделяется в пределах Бухарской и Чарджоуской ступеней северо-восточного борта Амударьинской впадины [33]. По-видимому, правильнее рассматривать всю Амударьинскую впадину в качестве одноименной нефтегазоносной области. На Бухарской и Чарджоуской ступенях открыто свыше 40 газовых и газонефтяных месторождений (рис. 50). Запасы газа резко превосходят запасы нефти. Продуктивными на разных участках являются отложения нижней — средней юры (пласты XX—XVII), верхней юры (пласты XVI—XIV-2 и -3), неокома (пласты XIV—XIII), апта (пласт XII), альба — сеномана (пласты XI—IX). Резервуарами нефти и газа служат преимущественно терригенные породы. Только коллекторы верхней юры представлены трещиноватыми известняками. Выявленные залежи относятся в подавляющем большинстве к типу пластовых сводовых ненарушенных.

Палеотектонический анализ структурных ловушек, выполненный Г. А. Аржевским с соавторами [49], А. Г. Бабаевым [12] и другими исследователями, показывает высокую степень связи стратиграфического диапазона нефтегазоносности с динамикой роста структур II порядка и локальных поднятий. (Это, однако, не означает наличия прямой связи запасов с характером роста ловушек.)


На Мубарекском выступе А. Г. Аржевским и другими исследователями [49] были проанализированы особенности роста 10 локальных поднятий. К концу юрского периода замкнутую форму по горизонту XV верхней юры имели четыре: Южно-Мубарекское, Карабаирское, Карактайское и Шуртепннское.

Наиболее контрастным из перечисленных конседиментациокных поднятий, имевшим максимальную палеоамплитуду как в юрском, так и в меловом периодах, является Карактайское. Оно контролирует залежи нефти в верхнеюрской толще (пласты XVI и XV), скопления газа в готериве — барреме (пласт XIII) и нижнем апте (пласт XII).

Поднятия существенно молодого (кайнозойского или только неогенового) заложения либо не содержат скоплений углеводородов (Майдаджойская структура), либо заключают в себе чисто газовые однопластовые (обычно в пласте XV) месторождения с относительно низким коэффициентом заполнения ловушек (Кызылрабатское, Хаджихайрамское поднятия).

На Каганском выступе из восьми исследованных структур шесть имели замкнутую форму к концу юрского периода. Но в конце раннемеловой эпохи только одно из этих шести поднятий сохранило замкнутую форму — Караулбазарское. Остальные пять складок раскрылись в структурные носы по пласту XV, Их возрождение, вторичное замыкание по горизонтам юрской системы и образование антиклинальных складок в нижнемеловых горизонтах относится к концу мелового периода и палеогену.

Наиболее высокий стратиграфический диапазон нефтегазоносности на Каганском выступе имеет Караулбазарская ловушка, отличающаяся длительным непрерывным ростом, Караулбазарско-Сарыташское месторождение — газонефтяное. Оно содержит залежи газа в пластах XV-a, XV, XIII-в, XII, газовые залежи с нефтяными оторочками — в пластах XIII-б, XIII-а; средний коэффициент заполнения ловушки — 0,8.

Структуры длительного конседиментационно-прерывистого роста, но древнего заложения (Акджарская, Джаркакская, Шурчинская и др.) также контролируют залежи углеводородов в широком стратиграфическом диапазоне. Например, Акджарское месторождение состоит из восьми залежей, из которых одна нефтяная (пласт XVIII), одна нефтегазовая (пласт XVI) и шесть газовых (пласты XVII, XV, XIV, XIII, XII, XI).

Шурчмиское поднятие служит ловушкой для нефтяной залежи с газовой шапкой в пласте XVII, для нефтегазовых скоплений в пластах XII, XV и пяти газовых залежей в горизонтах XIII—4, XIII—3, XIII—2, XIII—1 и XII.

Структуры существенно молодого (позднемелового или кайнозойского) заложения обычно непродуктивны. Некоторые из них содержат одну-две залежи в юрских горизонтах (Мама-Джургатинское месторождение).


Рис. 51. Схематическая карта мощностей верхнеюрских отложений 
Рис. 51. Схематическая карта мощностей верхнеюрских отложений
В пределах Газлинского блока, расположенного к западу от Каганского, выделяется три типа локальных поднятий. К первому типу относятся складки, возникшие в качестве замкнутых малоамплитудных ловушек в юрском периоде, но раскрывшиеся в структурные носы и моноклинали в неокомское время. Возродились они как брахиантиклинали только в неогене. Примерами структур первого типа являются Каракырская и Кухнагумбасская.

Поднятия второго типа образовались только в неогеновом периоде (Атбакорская брахиантиклиналь). Амплитуды таких структур по горизонту XIII выше, чем по горизонту XV. Каракырское, Кухпагумбасское и Атбакорское поднятия обводнены.

Поднятия третьего типа характеризуются древним заложением и прерывистым конседиментационным ростом, в процессе которого не происходило раскрытия ранее возникших замкнутых ловушек по разным горизонтам (Таллинская, Ташкудукская, Курбаналийская складки).

Рис. 52. Палеоструктурная карта Газлинской группы поднятий к началу апта по кровле горизонта XV 
Рис. 52. Палеоструктурная карта Газлинской группы поднятий к началу апта по кровле горизонта XV
Карта изопахит верхней юры для Газлинского блока показывает, что Газлинская, Ташкудукская и Курбаналийская замкнутые ловушки уже существовали к началу мелового периода (рис. 51). Амплитуды Газлинского и Курбаналийского поднятий составляли несколько десятков метров, в их сводах полностью размыты отложения верхней юры перед неокомской трансгрессией. Палеоструктурная карта Газлинского района по кровле горизонта XV к началу аптского века (рис. 52) свидетельствует о том, что Газлинское, Ташкудукское и Курбаналийское поднятия сохраняли замкнутую форму в продолжение всего неокомского времени, Газлинская структура была замкнутой и по пласту XIII, так как отложения неоком а перекрывают размытый свод, а на крыльях поднятия выклиниваются слои валанжинского яруса.

В альб-сеноманское время, как отмечают 3. А. Табасаранский и Н. И. Громадина [128], конседиментационная складчатость резко затухает, Лишь в эоцене в пределах Газлинского и Ташкудукского поднятий образуются замкнутые ловушки по горизонту IX (кровля сеномана).


В конце палеогена и в миоцене происходит общее воздымание Газлинского блока, которое сопровождается энергичным ростом многих структур и оживлением разрывных нарушений. Наибольшей высоты и .крупных размеров достигла на этом этапе Газлинская складка.

В развитии структур третьего типа отчетливо выделяются два главных этапа: юрско-неокомский (заложение поднятий и образование замкнутых ловушек по юрским горизонтам) и палеоген-миоценовый (резкое увеличение амплитуды структур по юрским и неокомским горизонтам и образование контрастных антиклинальных складок по пластам альба — сеномана).

На Газлинской площади открыто многопластовое газонефтяное месторождение. В горизонте XIII неокома общей мощностью 100—130 м в шести песчаных пластах содержатся четыре нефтяных залежи с газовыми шапками (нижние пласты Е, Д, Г н В) и два газовых скопления (пласты А и Б).

В горизонте XII (аптский ярус) заключена залежь газа высотой 120 м. Горизонты XI-а и XI (альб) содержат скопления газа высотой ПО м. Газовые залежи горизонтов X и IX (сеноман) имеют высоты соответственно 135 и 215 м. Основная доля запасов газа приходится на пласты IX (225 млрд. м3) и X (121 млрд. м3).

Залежи нефти в неокоме невелики и заполняют только центральную, присводовую часть ловушки [87].

Приведенные в главе IV данные по составу конденсата в залежах неокомского и альб-сеноманского комплексов Газлинского месторождения [95] убедительно свидетельствуют о независимых, самостоятельных источниках углеводородов этих двух разновозрастных продуктивных толщ. Такой же вывод следует из палеотектоннческого анализа* После первого, юрско-неокомского этапа образования Газлинской ловушки возникли условия для заполнения нефтью горизонта XIII за счет латеральной миграции с юго-юго-запада, т. е. из центра Амударьинской впадины.

В палеогеновом периоде, когда образовалась замкнутая ловушка по пласту IX, а по нижележащим горизонтам альба — сеномана еще существовала моноклиналь, началось формирование самой крупной залежи газа на Газлинском месторождении, заключенной в пласте IX (сеноман).

В начале миоцена появились замкнутые ловушки в горизонтах X, XI и XII (апт — альб), резко увеличилась амплитуда погребенных складок по пластам неокома и возросла общая площадь Газлинского поднятия. В результате в миоцене сформировались газовые залежи в горизонтах XII и XI и возникли газовые шапки над нефтяными залежами горизонта XIII.

Максимальные площадь и высота газового скопления в пласте IX связаны с длительным заполнением этого резервуара, продолжавшимся почти весь палеогеновый период и миоценовую эпоху.

Палеотектонический контроль нефтегазоносности отчетливо проявляется на примере разной газонасыщенности разреза соседних Гугуртлинской и Даяхатынской структур, расположенных на Гугуртлинском выступе Чарджоуской ступени.

Гугуртлинское локальное поднятие заложилось в юрском периоде над выступом фундамента и переживало длительный конседиментационный рост в меловое и палеогеновое время. К началу миоцена амплитуда складки по горизонту XV составляла 180 м, а современная высота поднятия 200 м. На склонах выступа фундамента выклиниваются самые нижние пласты юрской толщи. На описываемой площади открыто газовое месторождение с 12 пластами, из которых два среднеюрских, два верхнеюрских, три неокомских, два аптских и три альбеких.

Даяхатыпское поднятие приобрело форму замкнутой ловушки только в позднемеловую эпоху, затем развивалось как конседиментационная складка и достигло современной амплитуды к концу палеогенового периода [26].

На Даяхатынской площади выявлены небольшие залежи газа с конденсатом в пластах XI-в и XV-г. При испытании горизонтов XVI и XII была получена пластовая вода [72].

Г. А. Аржевский и другие исследователи [49] объясняют отсутствие залежей в меловых отложениях Даяхатынской площади экранирующим действием мощной (до 100 м) глинисто-ангидрито-галитовой покрышки титона. На такая же покрышка присутствует и на Гугуртлинском поднятии. Кроме того, наличие плотного титонского флюидоупора в разрезе Даяхатынской структуры не отвечает на вопрос, почему здесь обводнены песчаные горизонты келловея — Оксфорда (группа пластов XVI) и средней юры (пласты XVII и XVIII)» которые содержат газовые скопления в Гугуртлинской ловушке.

Мургабская область


Рис. 53. Структурно-тектоническая схема западной части Мургабской впадины 
Рис. 53. Структурно-тектоническая схема западной части Мургабской впадины
В Мургабской нефтегазоносной области выявлены залежи газа в отложениях неокома, выше мощной солеиосной покрышки, тогда как под-солевой, юрский комплекс остается пока неразведанным ([117], рис. 53).

Самое крупное из уже открытых газовых месторождений Мургабской впадины — Шатлыкское, запасы его превышают 1 трлн. м3. Оно контролируется двухкупольным поднятием с размерами 65x118 км и амплитудой по кровле юры более 200 м.
В современном плане по кровле юры более высоким является Шехитлинский купол, а по поверхности продуктивного горизонта в неокоме — Джуджуклинский (рис. 54).

По верхнемеловым и палеогеновым горизонтам складка раскрывается в структурный нос. При опробовании этих горизонтов была получена пластовая вода с растворенным метановым газом [88]. В развитии Шатлыкского поднятия можно выделить несколько этапов, Шехитлинский купол существовал в качестве замкнутой ловушки по продуктивному горизонту неокома уже в раннемеловую эпоху, к концу которой его амплитуда составила 50—70 м. В позднемеловое время главной становится Джуджуклинская вершина: ее высота увеличилась иа 100 м, а Шехитлинский купол перешел в погребенное состояние (рис. 55).

Рис. 54. Структурные карты Шатлыкского поднятия 
Рис. 54. Структурные карты Шатлыкского поднятия
В палеогеновом периоде рост всего Шатлыкского поднятия прекратился; на неоген-антропогеновом этапе произошло возрождение Джуджуклинского купола, амплитуда которого увеличилась еще на 100 м.

Палеоструктурные карты по кровле продуктивного пласта отображают существование обоих куполов к началу позднемеловой эпохи (рис. 56). Амплитуда Шехитлинской вершины к этому времени достигла 50—70 м, а Джуджуклинской — 20—40 м.

В конце мелового периода Джуджуклинский купол «обогнал» Шехитлинское поднятие; его высота увеличилась до 100—120 м, тогда как амплитуда погребенной Шехитлинской вершины осталась неизменной.

Рис. 55. Карты мощностей осадков на Шатлыкском поднятии 
Рис. 55. Карты мощностей осадков на Шатлыкском поднятии
На всех этапах длительного устойчивого конседиментационного развития Шатлыкское поднятие и осложняющие его вершины сохраняли замкнутую форму по продуктивному горизонту.

При анализе истории тектонического развития локальных структур важно учитывать не только данные по буровым скважинам, которые обычно размещаются в приосевых зонах поднятий, но и материалы сейсморазведки, освещающие строение далеких крыльев и периклиналей складок [150].

В качестве примера такого анализа можно привести палеотектонические карты Майского поднятия, с которым связана залежь газа в неокоме (рис. 57). Эта структура имела форму замкнутой ловушки по кровле юры уже в конце готеривского века.

За весь меловой период и палеоценовую эпоху Майское поднятие достигло амплитуды 69 м. В последующем (за отрезок времени, охватывающий эоценовую, олигоценовую эпохи, неогеновый и четвертичный периоды) амплитуда структуры уменьшилась на 9 м и сейчас составляет 60 м [150].

Рис. 56. Палеоструктурные карты по кровле продуктивного горизонта Шатлыкского поднятия 
Рис. 56. Палеоструктурные карты по кровле продуктивного горизонта Шатлыкского поднятия
Исследования В. Д. Ярмолы доказывают ошибочность представлений о существенно молодом — неоген-антропогеновом возрасте структурных ловушек Мургабской впадины [2].

В главе IV были приведены данные геохимических исследований в пользу самостоятельности, независимости юрских (подсолевых) и меловых (надсолевых) комплексов. Из этого, однако не следует вывод о том, что соленосные формации сами не могут быть нефтегазопроизводящими.

В Юго-Восточной Туркмении, в Байрамалийском районе толща солей мощностью 700—800 м фациально неоднородна, содержит песчанистые галиты, ангидриты, карбонатно-терригенные прослои. При испытании этой толщи отмечены нефтегазопроявлення на Майской, Байрамалийской и Келийской площадях, Из соленосных отложений Майской площади подняты нефтенасыщенные песчано-галитовые керны [89], Все эти проявления отнюдь не свидетельствуют о вторичной природе нефти, просочившейся сквозь соль из терригенных и карбонатных комплексов юры.

Рис. 57. Схематческие карты равных мощностей мезозойско-кайнозойских отложений и структурная карта 
Рис. 57. Схематческие карты равных мощностей мезозойско-кайнозойских отложений и структурная карта
Нефтепроизводящие свойства соленосных формаций доказаны открытием крупных залежей нефти в межсолевых горизонтах Припятской впадины. Скопления газа выявлены в кепроках соляных куполов провинции Галф Кост, в гипсово-ангидритовых отложениях нижнепермского возраста Днепровско-Донецкой впадины (Шебелинское месторождение). Многочисленные нефтегазопроявлення установлены в соляных ядрах куполов Прикаспийской области [38].

Мощная галогенная толща является надежным региональным флюидоупором, препятствующим вертикальной миграции углеводородов. Но даже если бы переток нефти и газа из юрских отложений в меловые и происходил, он не привел бы к образованию промышленных скоплений в неоком-аптском комплексе вследствие значительного несовпадения структурных (и, следовательно, палеоструктурных) планов подсолевых и надсолевых отложений [3, 87].

Центральнокаракумская область


Рис. 58. Структурная карта Зеагли-Дарвазинского купола Центральнокаракумского свода 
Рис. 58. Структурная карта Зеагли-Дарвазинского купола Центральнокаракумского свода
Все открытые месторождения газа в этой области связаны с вершиной Центральнокаракумского свода — Зеагди-Дарвазинским выступом. Последний разбит по поверхности фундамента на блоки, осложненные локальными поднятиями (рис. 58). Глубина до поверхности фундамента в пределах выступа колеблется от 1500 до 2200 м; эта структурная поверхность в общем повторяется горизонтами юры, мела и палеогена.

Основные черты развития Зеагли-Дарвазинского выступа представляются в следующем виде.

К концу среднеюрской эпохи существовал крупный приподнятый блок высотой более 120 м. В позднеюрскую эпоху выступ был перекрыт мелководно-морскими песчано-глинистыми и карбонатными осадками.

В конце титонского века Зеагли-Дарвазинский купол испытал резкое воздымание, сопровождавшееся частичным или полным размывом верхнеюрских отложений.

На Шинхском блоке были эродированы даже слои батского яруса. Максимальная амплитуда пред мелового воздымания составила 130 м, а общая высота купола достигла 250—300 м.

В неоком-аптское время Зеагли-Дарвазинский выступ был втянут в общее опускание и над ним образовалась пологая моноклиналь, наклоненная с севера на юг. Только к началу альбского века появились «зародышевые» замкнутые ловушки амплитудой 5—6 м по кровле апта. Это — Шиихская, Дарвазинская и Топджульбинская складки (западная часть купола).

В альб-сеноманское время имело место некоторое оживление дифференцированных тектонических движений, которое привело к перестройке структурного плана Зеагли-Дарвази некого района: наклон моноклинали к югу сменился погружением слоев на юго-запад.

В начале туронского века возникли Атабайское и Курукское локальные поднятия по кровле апта.

В альб-сеноманское время продолжался конседиментационный рост Шинх-Дарвазинской приподнятой зоны.

На турок-сеионском этапе происходила новая перестройка структурного плана вследствие энергичного погружения восточной части Зеагли-Дарвазинского района (напомним, что в неокоме — апте опускался южный, а в альбе — сеномане — юго-западный склоны купола). Резкое воздымание испытала западная часть района, в результате чего увеличилась амплитуда Атабайской и Курукской складок и появились новые замкнутые ловушки по кровле аптского яруса — Чалджульбинская, Восточно-Аккуинская и Сакарчагинская.

В конце сенона Зеагли-Дарвазинский блок пережил общее воздымание с размывом осадков маастрихтского яруса, В результате этого подъема Зеагли-Дарвазинский выступ возродился в форме пологого купола. Однако амплитуда локальных структур осталась почти неизмененной и только в конце палеогенового периода и в миоцене локальные поднятия приобрели близкие к современным размеры и высоту.

Плиоцен-четвертичный этап развития района не внес существенных изменений. Исключение составляют Шиих-Дарвазинская группа поднятий и Гопджульбинская складка, амплитуды которых резко увеличились.

Развитие всех названных структурных форм охарактеризовано по кровле апта. Складки по более древним горизонтам мела замыкались с некоторым запаздыванием, так как региональный наклон нижних слоев па юг был круче, чем более верхних горизонтов.

В пределах Зеагли-Дарвазинского выступа разведано 14 газовых месторождений с залежами преимущественно пластового сводового типа. Общее количество продуктивных пластов — 32, число залежей около 130; суммарные промышленные запасы газа — около 100 млрд. м3 [10, 139]. Залежи газа присутствуют в песчаниках нижнего апта (пласты VII, VI), верхнего апта (в тех зонах, где эта часть разреза теряет свойства единой покрышки, — пласты V, IV, III-а), в основании нижнего альба (пласт III), в среднем альбе (горизонт II-а), верхнем альбе (пласты II, I и группа Г), сеномане (горизонты группы В) и в туроне (пласты групп Б и А). Таким образом, вся апт-туронская толща представляет собой единый газоносный проницаемый комплекс под сенонской покрышкой,

Нижележащие слои неокома не отделены от апт-туронской проницаемой толщи региональным флюидоупором. Они характеризуются чередованием глин, песчаников и алевролитов общей мощностью 400—500 м, содержат хорошие коллекторы и зональные (локальные) покрышки.

Рис. 59. Схема размещения газовых залежей по разрезу Зеагли-Дарвазинского района 
Рис. 59. Схема размещения газовых залежей по разрезу Зеагли-Дарвазинского района
Казалось бы, что в разрезе такого типа должны быть обнаружены залежи нефти или газа в антиклинальных замкнутых ловушках. Их отсутствие объясняется 3. Б. Хуснутдиновым следствием вертикально-боковой миграции углеводородов в более молодые горизонты (рис. 59). Но из концепции этого исследователя не ясно, почему в неокоме не сохранилось следов миграции в виде хотя бы мелких скоплений на всех 14 газовых месторождениях и в то же время на Коюнской площади, расположенной на южном склоне Зеагли-Дарвазинского купола, присутствуют залежи газа в пластах IX-a, XI (келловей), X (валанжин),скопление нефти в горизонте IV-a (готерив) и несколько газовых залежей в аптских и альбских образованиях.


Распределение газа по разрезу мезозойских отложений различных площадей согласуется с особенностями тектонического развития структур.

Наиболее древние поднятия заложились в начале альбекого века (по кровле апта), развивались как конседиментационные складки в позднемеловую эпоху и палеогеновом периоде и пережили активный постседиментационный рост в неоген-антропогеновое время. Это объединенное Шиих-Такыр-Дарвазинское поднятие и Топджульбинская складка. Они отличаются максимальным стратиграфическим диапазоном газоносности — от пластов VII и VI (нижний апт) до горизонтов групп Б и А (турон). Шиих-Дарвазинское месторождение содержит 60%, а Топ-джульбинское — 20% запасов газа всего Зеагли-Дарвазинского района.

Ловушки, появившиеся в начале туронского века,— Атабанская и Курукская — газоносны по пластам VII—IV, а Атабайская складка содержит также залежь в горизонте группы А. Запасы их незначительны (забалансовые).

Еще более молодые структуры, образовавшиеся в конце туронского века — Чалджульбинская, Восточно-Аккуинская, Сакарчагинская имеют свои особенности газонасыщения. Чалджульбинская брахнантиклиналь содержит промышленные скопления газа только в верхних пластах комплекса, начиная со среднего альба (пласты II-а, II, I, групп Г, В, Б и А). По запасам Чалджульбинское месторождение немного уступает Топджульбинскому.

В Восточно-Аккуинской ловушке заключена лишь одна литологическая залежь в пласте VI a, в Сакарчагинской — две литологические залежи в горизонтах VII и VII-а и одна пластовая сводовая в горизонте V. Запасы этих месторождений ничтожны.

Наконец, локальные поднятия, возникшие по кровле апта и вышележащим стратиграфическим границам только в палеоген-неогеновое время, содержат непромышленные скопления газа, главным образом в верхних пластах комплекса (от пласта III до пластов группы А), или обводнены по всему разрезу. Примерами таких молодых структур являются Джералтакырская, Дарьялыктакырская, Гуртлинская.

Образование замкнутых ловушек в отложениях неокома и верхней юры, как отмечалось выше, запаздывало по сравнению с возникновением складок в апт-туронской толще. Большинство ловушек в нижней части разреза меловых отложений сформировались только в неогене, тогда как по кровле апта отдельные брахиантиклинали существовали уже в альбском или сеноманском веках. Именно поэтому залежи газа отсутствуют в резервуарах древнее аптского яруса на 14 месторождениях Зеагли-Дарвазинского района. Только на Коюнском поднятии скопления углеводородов встречены в отложениях неокома и верхней юры. Коюнская складка отличается от всех локальных структур купола очень ранним заложением и длительным ростом: она существовала в форме замкнутой ловушки по кровле юры к концу неокомского времени, а по кровле апта — в середине альбского века. Во все последующие этапы развития Коюнская брахиантиклиналь сохранялась [7]. Очевидно, в формировании залежей газа Зеагли-Дарвазинского района ведущую роль играла внутрирезервуарная миграция углеводородов со стороны Мургабской впадины и Бахардокской периплатформенной моноклинали. Газ перемещался из сборных площадей в растворенном состоянии вместе с отжатыми се-диментационными водами. Движение подземных вод в северном направлении согласуется с увеличением минерализации и падением пьезометрических напоров со стороны южного склона Центральнокаракумского свода на север и северо-запад [110].
Источник: «Палеотектонические критерии нефтегазоносности», М. Я. Рудкевич, 1974


ОЦЕНИТЕ ПОЖАЛУЙСТА ЗА ЭТУ СТАТЬЮ
0
ПРЕДЫДУЩИЕ СТАТЬИ
Геохимические показатели независимости нефтегазоносных комплексов
Нефть и газ > Разведка

Региональные нефтегазоносные комплексы средней Азии и Предкавказья и их сопоставление с комплексами Западной Сибири
Нефть и газ > Разведка

Размещение нефтегазоносных областей в пределах среднеазиатской и предкавказской провинций в связи с особенностями их тектонического строения
Нефть и газ > Разведка

Главные черты тектоники туранской и скифской плит
Нефть и газ > Разведка

Геотектонические соотношения западно-сибирской, туранской и скифской плит как составных частей центральноевразиатской эпипалеозойскои платформы
Нефть и газ > Разведка

Причины разобщения жидких и газообразных углеводородов и палеотектонические условия нефтегазонакопления в недрах западно-сибирской плиты
Нефть и газ > Разведка

Роль неотектонического этапа развития в нефтегазонакоплении в платформенном чехле западно-сибирской плиты
Нефть и газ > Разведка

Связь нефтегазонакопления с особенностями строения и развития локальных поднятий в платформенном чехле западно-сибирской плиты
Нефть и газ > Разведка

СЛЕДУЮЩИЕ СТАТЬИ
Палеотектонические критерии нефтегазоносности Предкавказской провинции
Нефть и газ > Разведка

Палеотектонические критерии нефтегазоносности Волго-Уральской провинции
Нефть и газ > Разведка

Основные закономерности структурно-тектонического контроля и нефтегазоносности
Нефть и газ > Разведка

Основные закономерности палеотектонического контроля нефтегазоносности
Нефть и газ > Разведка

Формационный и фациальный анализ при нефтегазопоисковых работах
Нефть и газ > Разведка

Анализ толщин (палеоструктурный анализ) при нефтегазопоисковых работах
Нефть и газ > Разведка

Анализ перерывов и несогласий при нефтегазопоисковых работах
Нефть и газ > Разведка

Палеогеоморфологический анализ при нефтегазопоисковых работах
Нефть и газ > Разведка




ССЫЛКА НА СТАТЬЮ В РАЗЛИЧНЫХ ФОРМАТАХ
ТекстHTMLBB Code


Комментарии к статье


Еще нет комментариев


Сколько будет 27 + 45 =

       



 
 
Geologam.ru © 2016 | Обратная связь | Карта сайта | Поиск по сайту
Геология • Геофизика • Минералогия • Индустрия • Нефть и газ