В одиннадцатой пятилетке основной прирост запасов газа в республике планируется за счет открытия залежей в юрских отложениях Амударьинской и Мургабской нефтегазоносных областей (НГО).

Нижне-среднеюрские образования вскрыты и опробованы на площадях Беурдешик, Кирпичли, Наип, Ачак, Гугуртли, Северный Гугуртли, Самантепе, Фараб, Сакар, Багаджа, Джилликум, Гагарина ( рис. 1 ). Промышленная газоносность их установлена на месторождениях по периферии Амударьинской синеклизы (на востоке - Гугуртли, Северный Гугуртли, на севере - Наип, на западе - Беурдешик). На месторождениях Гугуртли и Беурдешик залежь заключена в горизонтах XVII и XVIII. Последние представлены песчаниками и алевролитами, разделенными маломощными покрышками.

Во внутренней части синеклизы рассматриваемые породы опробованы только на площадях Гагарина и Багаджа. На первой отмечено газопроявление, на второй получена пластовая вода. Отсутствие притока газа не аргументировано, так как не ясна структурная позиция пробуренных скважин.

Промышленная газоносность верхнеюрских отложений установлена на большей части территории Амударьинской НГО. В них выделяют четыре продуктивных горизонта (VII-X). Самый нижний X развит на месторождениях Ачак, Наип, Гугуртли, Беурдешик, Северный Балкуи, Кирпичли, Гагарина. Сложен он в основном органогенными, псевдоолитовыми известняками. Коллекторские свойства этого горизонта претерпевают значительные изменения по площади и на глубину, особенно на месторождениях северной группы [7], расположенных ближе к области сноса, где в известняках появляется примесь терригенного материала. Покрышкой ему служит пласт мощностью не более 6 м. Гидродинамически покрышка не разобщает его с горизонтом IX, что подтверждается и опробованием. В результате формируются либо массивные (Гугуртли), либо массивно-пластовые (Ачак, Наип) залежи. Покрышка горизонта IX - пачка глинистых известняков. Мощность ее колеблется от 60-66 м (Кирпичли) во внутренней части Амударьинской НГО до 18-21 м (Наип, Ачак, Гугуртли) по периферии. В этом же направлении в составе покрышки почти в 1,5 раза уменьшается число глинистых и аргиллитовых прослоев. Очевидно, это обусловило продуктивность и верхних секций карбонатного разреза.

Продуктивность горизонта VIII установлена на месторождениях Ачак, Наип, Гугуртли, Багаджа, Самантепе, Метеджан и др. Коллекторы представлены известняками сгустково-комковатыми, местами доломитизированными, трещиноватыми. Встречаются (Багаджа, Малай) известняки оолитовые и псевдоолитовые как в пределах структуры, так и региона в целом. Состав и пористость пластов-коллекторов по простиранию изменчивы. Покрышка горизонта VIII на севере - пачка глинистых известняков мощностью 16-30 м (Ачак, Наип, Гугуртли), которая к югу переходит в ангидритовую пачку с прослоями известняков и пропластков галита. Мощность покрышки 10-15 (Кирпичли), 2-8 (Багаджа), 27 м (Сакар).

Продуктивность горизонта VII доказана повсеместно по периферии бассейна на месторождениях Ачак, Наип, Северный Ачак, Гугуртли, Сакар, Самантепе, Беурдешик, Фараб, Сундукли и т. д. Коллекторы представлены известняками доломитизированными с маломощными прослоями ангидритов. Мощность горизонта от 15 (Ачак) до 36 м (Сакар). На большей части территории покрышкой ему служит соляно-ангидритовая толща, а вне ареала солей - глины, ангидриты (Ачак, Наип, Беурдешик).

Анализ мощности и состава келловей-оксфордских отложений показывает [8], что Амударьинская синеклиза на территории Восточной Туркмении, Западного Узбекистана и Афгано-Таджикской впадины представляет собой некомпенсированный прогиб. Он заполняется, видимо, в титон-раннемеловое время и затем полностью захороняется. При этом число поровых (гранулярных) коллекторов в карбонатной части разреза по мере удаления от источника сноса обломочного материала, как правило, будет сокращаться, а глинистость должна увеличиваться. Так, для северной группы месторождений (Ачак, Наип) в карбонатной части разреза встречается терригенный материал, принесенный с севера, южнее в разрезе начинают превалировать “чистые” карбонаты (Северный Балкуй, Гагарина), а во внутренней зоне карбонатного бассейна - преимущественно глинистые карбонаты (Южный Унгуз).

В низах и середине карбонатной толщи центральной части карбонатного бассейна по комплексу геофизических исследований скважин [3] выделены редкие пласты-коллекторы. Высокопористые коллекторы отмечаются в средней части карбонатного разреза (Самантепе, Метеджан, Фараб), совместно с выдержанными терригенными прослоями - в средней и верхней его частях (Беурдешик, Кирпичли, Гугуртли), а по периферии бассейна - по всему разрезу.

Смена состава пород приводит к колебанию эффективной мощности продуктивных горизонтов от периферии бассейна к центру. С приближением к бортовой зоне она постепенно растет. На локальных структурах, которые носят унаследованные черты развития (Гугуртли), эффективная мощность продуктивных горизонтов увеличивается к своду. На структурах с неунаследованными чертами развития (Беурдешик, Гагарина, Наип и др.) она уменьшается по направлению к внутренней зоне бассейна. Наименьшие значения эффективной мощности коллектора прогнозируются в центре бассейна. В этом же направлении (см. таблицу ) уменьшается и коэффициент эффективной мощности (K_м) отложений [2]. Типовые примеры ее локальных изменений иллюстрируют структуры Беурдешик, Наип, Гугуртли, Багаджа ( рис. 2 ).

В отличие от Амударьинской НГО в Мургабской юрские отложения изучены слабо. Здесь доказана продуктивность горизонта VI и установлено газопроявление на площади Шатлык в более глубокой карбонатной части разреза (видимо, продуктивные горизонты VIII-X).

Внешний пояс продуктивности юрского бассейна очерчивается по ареалу солей. Его следует рассматривать как зону развития высокоемких коллекторов с примесью терригенного материала (Бадхыз-Карабильская ступень) и, возможно, рифового типа [6] (юго-восточная часть Чарджоуской ступени). На территории Мургабской НГО строение карбонатного разреза прогнозируется по сопоставлению строения нижних отделов соляно-ангидритовой толщи, вскрытых на Яшларе, Кулаче, Южном Иолотане, Байрам-Али с известными разрезами, изученными на месторождениях Амударьинской НГО. При этом предполагается, что в кимеридже бассейн еще сохранял унаследованные черты развития. Для юга Амударьинской синеклизы намечаются три основных типа разреза: самантепинский, сакарский, малайский.

Самантепинский тип изучен на месторождениях Самантепе, Метеджан. Его особенность - наличие мощной (до 90-140 м) толщи ангидритов под галитами, ниже пачка переслаивания светло-серых известняков с ангидритами, еще ниже светло-серые трещиноватые известняки. Опробование на Самантепе выполнено до нижне-среднеюрских отложений. Промышленная залежь газа массивного типа заключена между пачкой ангидритов и массивными известняками (VII-VIII горизонты). Газу присуща высокая (более 3 %) концентрация сероводорода, особенно (более 6%) в верхней части продуктивного разреза - пачке переслаивания известняков и ангидритов (VII горизонт). В Мургабской НГО наличие на площади Яшлар эвапоритовой формации дает основание относить карбонатную толщу к самантепинскому типу разреза. В пачке переслаивания как на Яшларе, так и на Самантепе можно ожидать нефтепроявления.

Сакарский тип разреза (месторождение Сакар) близок к самантепинскому. Отличительная особенность - пачка ангидритов разобщена 80-метровым пластом галита. Верхняя ее часть имеет мощность до 50 м, нижняя 28 м. Далее следует продуктивный горизонт VII, заключенный в известняках с редкими прослоями ангидритов и доломитов. Известняки и доломиты светло-серые, реже мелоподобные. Горизонт VIII сложен серыми и темно-серыми известняками. На месторождении Сакар, как и на Самантепе, испытан весь юрский комплекс пород. Промышленная залежь обнаружена в горизонте VII, но не исключена продуктивность и VIII. В горизонте VII газ сероводородсодержащий (концентрация не более 0,3%), в горизонте VIII - бессернистый. В Мургабской НГО аналоги сакарского типа разреза вскрыты на Южном Иолотане.

Малайский разрез (Багаджа, Малай) хорошо коррелируется с разрезами на площадях Сейраб, Байрам-Али и близок к Майской. На перечисленных площадях известняки темно-серые, пелитоморфные. На месторождениях доказана промышленная газоносность горизонта VIII и имеются предпосылки продуктивности горизонта IX.

Закономерное изменение эффективной мощности карбонатной части верхней юры и положение в ее разрезе пластов-коллекторов позволяют наметить в пределах Восточной Туркмении зоны различных этажей продуктивности юрских отложений (см. рис. 1 ). Повсеместно в зонах I-V нижняя часть этажа продуктивности начинается нижне-среднеюрскими образованиями, так как доказанная промышленная газоносность их по периферии бассейна не исключает продуктивность их и в ее центральной части.

Зона I расположена на территории Илимского прогиба, Унгузского и западной части Багаджинского валов. Здесь предполагаются залежи только в нижне-среднеюрских отложениях. Для карбонатных пород верхней юры эффективная мощность не более 10 м, так как эта часть разреза представлена в основном глинистым материалом.

Зона II примыкает с севера к зоне I. Здесь находится месторождение Гагарина. Этаж продуктивности охватывает нижне-среднеюрские отложения и аналоги горизонта X верхней юры. Вышележащие породы изолированы глинистыми известняками и аргиллитами мощностью 56-60 м. К периферии бассейна она постепенно сокращается. Эффективная мощность отложений 10-30 м.

Зона III занимает основную осваиваемую в настоящее время площадь Амударьинской и Мургабской НГО. Этаж газоносности здесь охватывает отложения от нижне-среднеюрских до аналогов продуктивного горизонта VIII включительно. Эффективная мощность пород в Амударьинской НГО предполагается больше (20-50 м), чем в Мургабской (10-30 м), из-за близости области сноса.

Зона IV расположена в основном в Мургабской НГО и в пределах юго-восточной окраины Амударьинской НГО. Продуктивными могут быть породы от нижне-среднеюрских до аналогов продуктивного горизонта VII включительно, перекрытых региональным эвапоритовым флюидоупором. Эффективная мощность пород в разрезе, по нашему мнению, до 50 м.

Зона V находится в северной периферийной части Амударьинской НГО и тяготеет к области сноса. Здесь отмечается сокращение мощности юрского разреза, отсутствие эвапоритовой региональной покрышки и увеличение в разрезе терригенного материала. По характеру строения юрских отложений в зоне V выделены две подзоны: Va и Vб.

Va - этаж газоносности включает породы от нижне-среднеюрских до аналогов продуктивного горизонта VI верхней юры. Эффективная мощность 40-50 м.

Vб - этаж газоносности охватывает аналоги X-VI продуктивных горизонтов. Эффективная мощность более 50 м. В нижне-среднеюрских отложениях промышленные скопления газа не предполагаются из-за нарушения герметичности покрышки.

Зона VI расположена в южной части Восточной Туркмении и достаточно изучена геолого-геофизическими исследованиями. Она отличается резким сокращением мощности юрских пород до полного их выклинивания. По промыслово-геофизическим данным, продуктивных горизонтов в сохранившейся части юрского разреза нет. Зона бесперспективна вследствие отсутствия надежных покрышек.

Кроме региональных факторов, влияющих на этаж газоносности, существуют и локальные. К их числу относится вторичная трещиноватость. По мнению авторов [4], коллекторские свойства карбонатных пород улучшаются благодаря тектонической нарушенности. При этом повышается проницаемость первично-пористых пород, образуются зоны развития вторичных коллекторов и осуществляются вертикальные перетоки пластового флюида. На этих участках можно ожидать нарушение латеральной миграции флюида и частичный или полный переток и концентрацию газа в вышезалегающих пластах-коллекторах, перекрытых более мощными и пластичными породами, например соляно-ангидритовой толщей. К таковым следует отнести объекты, тяготеющие к Репетек-Чешминскому, Кусешорскому и другим зонам глубинных разломов. В свою очередь, дизъюнктивные нарушения могут привести и к полной разгрузке газа в атмосферу, что фиксируется на площадях Питнякской группы поднятий (Чекан, Кошуй, Кошабулак, Северная Дарганата), расположенных вне ареала солей [1].

В геологической оценке прогноза этажа продуктивности весьма важное значение имеет и современное структурное строение, ибо оно обусловливает динамику газа, точнее, его перераспределение между ловушками [5]. Анализ современного структурного плана карбонатных отложений, характер распределения в них коллекторов (см. рис. 1) и условия их газодинамической связи с нижне-среднеюрскими образованиями - источником газогенерации [9] - позволяют наметить объекты поиска месторождений.

Перспективные объекты расположены по периферии Амударьинской синеклизы, где продуктивные горизонты наиболее доступны для вскрытия и имеют максимальную мощность пластов-коллекторов, возможно, рифогенного типа [6].

Менее перспективные объекты находятся во внутренней области, где продуктивные горизонты тяготеют к нижней части разреза и имеют небольшую мощность пластов-коллекторов.

1. Алехин С.Н. Коэффициент аномальности пластового давления при оценке газоносности платформенной части Туркменистана. - Геология нефти и газа, 1980, № 6 , с. 20-26.
2. Алехин С.Н., Халылов М., Тимонин А.Н. К методике подсчета запасов газа перспективных площадей (на примере Восточной Туркмении). - Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М., ВНИИЭгазпром, 1979, вып. 12, с. 24-30.
3. Мередов Т. Изучение газонефтеносных толщ Восточной Туркмении по комплексу геофизических исследований скважин (карбонатно-хемогенная толща). - Ротапринт. Ашхабад, изд. ТГУ, 1979.
4. Результаты комплексного изучения карбонатных коллекторов нефти и газа н абольших глубинах (на примере верхнеюрских отложений Восточной Туркмении) /Р.И. Быков, З.С. Гордон, Т.И. Шиловская, B.Л. Шустер. - Труды МИНХиГП. М.,1977, вып. 124, с. 123-126.
5. Савченко В. П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти. М., Недра, 1977.
6. Строение верхнеюрской карбонатной формации центральных областей Средней Азии / В.Д. Ильин, Н.В. Безносов, Г.М. Белякова и др. - Труды ВНИГНИ. М., Недра, 1976, вып. 164, с. 1-128.
7. Тачмурадов Б.М. Особенности строения X продуктивного горизонта Северо-Наипского месторождения в связи с подсчетом запасов. - Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М., ВНИИЭгазпром, 1978, вып. 2, с. 15-31.
8. Эллерн С.С. Некомпенсированные прогибы молодых платформ. - В кн.: Некомпенсированные прогибы платформы и их нефтегазоносность. Казань, 1976, с. 42-95.
9. Юрские терригенные отложения Восточной Туркмении - резерв поисков нефти и газа / А.К. Мальцева, Н.И. Громадина, Н.Е. Оводов и др. М., Наука, 1977.

Таблица

Примечание. Км - отношение эффективной мощности к общей.

Рис. 1. Схема распределения эффективной мощности и этажа газоносности юрских отложений в Восточной Туркмении.

Площадь (в числителе - ее номер, в знаменателе - этаж газоносности); а - продуктивность не установлена, б - проявление газа в горизонте VIII, в - выведена из бурения с отрицательным результатом; изолинии эффективной мощности, м: г - уверенные, д - предполагаемые, е - границы зон с одинаковым строением разреза и этажа продуктивности и номер зоны; зоны: ж - сокращенной мощности юрских отложений, з - отсутствия юрских отложении (VII), и - разломов, к - повышенной вторичной трещиноватости пород; л - граница ареала солей. Площади: 1 - Северный Ачак, 2 - Ачак, 3 - Наип, 4 - Северный Балкуи, 5 - Кирпичли, 6 -Беурдешик, 7 - Северный Гугуртли, 8 - Гугуртли, 9 - Гагарина, 10 - Джилликум, 11 - Южный Унгуз, 12 - Багаджа, 13 - Фараб, 14 - Самантепе, 15 - Метеджан, 16 - Сакар, 17 -Малай, 18 - Сейраб, 19 - Байрам-Али, 20 - Яшлар, 21 - Майское, 22 - Южный Иолотань, 23 – Шатлык

Рис. 2. Изменения эффективной мощности карбонатных отложений в пределах локальной структуры.

а - контур ГВК; б - изолинии эффективной мощности, м; 3 - скважина; площади; I - Наип, II - Гугуртли, III - Багаджа, IV - Беурдешик