Южно-Мангышлакская область
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.
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
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).
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).
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
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).
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.
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].
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.
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
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.
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].