§ 2. Ту райская газонефтеносная провинция

Провинция занимает территорию западных районов Средней Азии и Казахстана, расположенную между Каспийским морем и горно-склад- чатыми сооружениями Копетдага, Тянь-Шаня, Центрального Казахстана и Мангышлака (рис. 114).

Из-за тяжелых условий освоения пустынных территорий промыш­ленная газонефтеносность провинции установлена только в 50-е годы. На территории Туранской провинции открыты такие известные мес­тоскопления газа и нефти, как Даулетабад-Донмез, Шатлык, Газли, Уртабулак, Узень, Жетыбай. Особенно большую роль играет провинция в обеспечении страны природным газом. По системе магистральных газопроводов (Бухара - Урал, Средняя Азия - Центр и др.) средне­азиатским газом снабжаются районы Урала, европейской части СССР, столицы союзных республик (Ташкент, Алма-Ата, Фрунзе, Ашхабад).

кая межгорная впадина, III - Копетдагский антиклинорий, IV — Предкопетдагс- кий прогиб, V - Тяньшаньский ороген, VI — Сырдарьинская синеклиза; нефте­газоносные области: А — Северо-Устюртской синеклизы, Б — Южно-Мангышлак- ского прогиба, В — Каракумского свода, Г — Амударьинской впадины, Д — Мур- габской впадины; местоскопления: 1 — Узеньское, 2 — Жетыбайское, 3 — Ачак- ское, 4 — Наипское, 5 — Багаджинское, 6 — Шатлыкское, 7 — Самантепинское, 8 — Уртабулакское, 9 — Газлинское, 10 — Шуртанское, 11 — Даулетабад-Донмез- ское; остальные условные обозначения см. на рис. 91

В тектоническом отношении Туранская газонефтеносная провинция связана с одноименной плитой, являющейся частью единой молодой зпипалеозойской платформы Предкавказья, Средней Азии и Западной Сибири.

В строении большей части территории Туранской плиты выделяются два структурных этажа: палеозойский складчатый фундамент и мезо- зойско-кайнозойский осадочный чехол. Кристаллические породы фун­дамента на ряде участков плиты выходят на поверхность, а в пределах большинства ее районов погружаются на различные глубины, которые в юго-восточной части территории достигают 10—12 км.

Осадочный чехол Туранской провинции представлен юрскими, мело­выми, палеогеновыми и неоген-четвертичными отложениями. Основную часть разреза слагают породы мезозоя, регионально газонефтеносные на всей территории плиты. Характерной особенностью разреза осадочных образований является широкое площадное распространение мощной соленосной толщи верхней юры в юго-восточной части Туранской плиты. В некоторых районах провинции между породами палеозойского фун­дамента и осадочными отложениями чехла выделяются пермо-триасо- вые терригенные образования промежуточного структурного этажа. В пределах Южного Мангышлака эти породы промышленно нефтегазо­носны и являются одним из важных объектов поисков нефти и газа.

Промышленно газонефгеносны следующие тектонические элементы Туранской плиты, с которыми связаны соответствующие нефтегазонос­ные области: Амударьинская, Мургабская впадины, Северо-Устюртская синеклиза, Южно-Мангышлакский прогиб, Каракумский свод и распо­ложенная от него к югу Бахардокская моноклиналь Туранской плиты.

Соленосная толща мощностью 230—1000 м служит основной регио­нальной покрышкой и во многом определяет характер распределения залежей углеводородов в разрезе осадочного чехла на юго-востоке Туранской провинции.

Промышленная газонефтеносность Туранской провинции установле­на в нижне-среднеюрских, верхнеюрских, нижнемеловых и верхнемело­вых отложениях. Кроме того, отдельные залежи нефти и газа открыты в пермо-триасовых и палеогеновых породах.

Нижне-среднеюрские отложения продуктивны в основном в Южно- Мангышлакском прогибе, где развиты преимущественно нефтяные местоскопления. В терригенном разрезе средней юры здесь выделяется до 13—15 песчано-алевролитовых пачек с хорошими коллекторскими свойствами общей мощностью до 60—70 м. Аномальное содержание твердых парафинов (до 20—30 %) в нефти (Узень, Жетыбай и др.) обус­ловливает высокую температуру ее застывания (до 30 °С), что создает большие трудности при добыче и транспортировке.

Верхнеюрский комплекс отложений Туранской провинции в основ­ном газоносен и заключает значительные залежи газа на многих мес­тоскоплениях Амударьинской впадины. Коллекторами служат подсоле- вые в различной степени трещиноватые известняки и доломиты кел- ловея — оксфорда, региональной покрышкой является мощная со­леносная толща кимериджа — титона. На ряде газовых местоскоплений (Уртабулак, Шуртан и др.) строение келловей-оксфордской карбонат­ной толщи осложняется наличием рифов, сложенных коралловыми,

водорослевыми и органогенно-обломочными известняками с очень высокой проницаемостью (до 6 мкм²), что обусловливает значитель­ные суточные дебиты газовых скважин — до нескольких миллионов кубических метров.

В газах подсолевых карбонатных отложений юры Амударьинской впадины, как правило, содержится сероводород — от 0,2—0,3 до 2,7— 5 % (местоскопления Самантепе, Уртабулак).

Нижнемеловой комплекс отложений — основной по запасам мета­нового бессернистого газа, характеризуется региональной газоносностью на местоскоплениях Мургабской и Амударьинской впадин, Каракумс­кого свода и Бахардокской моноклинали. Наибольшие по запасам га­зовые залежи в нижнемеловом комплексе установлены на местоскоп­лениях Даулетабад-Донмез, Шатлык и др. Нижнемеловые коллекторы обычно отличаются высокой продуктивностью газовых скважин (не­редко более 1 млн. м³/сут).

Основная продуктивность верхнемелового комплекса пород свя­зана с хорошо проницаемыми песчаными коллекторами на местоскоп­лений Газли.

Рис. 1 IS. Шатлыкское газоконденсатное местоскопление.

а — структурная карта по кровле продуктивных песчаников; б — геологический профиль по линии I— I (по данным объединения "Туркменгазпром"). Контуры га­зоносности: 1 - внешний, 2 - внутренний; 3 - изогипсы, м; 4 — газ; 5 - вода; купола: А — Шехитлинский, Б — Джуджуклинский

-32 So

Шатлыкское газоконденсатное местоскопление расположено в Мургабской газонефтеносной области и приурочено к крупной пологой (до 2°) антиклиналь­ной складке, осложненной двумя куполами, в пределах которых установлены самостоятельные залежи (рис. 115). Газоносен горизонт песчаников нижнего мела с газонасыщенной мощностью около 45—50 м. Средняя пористость песчани­ков 21 %, проницаемость 0,21 мкм². Дебиты газа до 1 млн. м /сут. Начальное пластовое давление в залежи, открытой на глубине 3220-3350 м, 36,5 МПа, плас­товая температура 137 °С. Покрышкой залежи служат карбонатно-глинистые отложения мощностью 120-150 м.

-mo L м

Рис. 116. Узеяьское нефтегазовое местоскопление.

а — структурная карта по кровле Ю1 продуктивного горизонта; б — схематизиро­ванный продольный разрез (по А.А. Рабиновичу, В.И. Москаленко). 1 — изогип­сы, м; 2 — нефть; 3 — газ; 4 — тектонические нарушения; 5 — глинистые разделы между продуктивными (1-Х) горизонтами юры; 6 — границы зон распространения тектонических нарушений, затухающих в разрезе юрской продуктивной толщи

Узеньское нефтегазовое местоскопление расположено в Южно-Мангышлакс- кой нефтегазоносной области и связано с удлиненной крупной (45 х 12 км) бра- хиантиклинальной складкой асимметричного строения, осложненной небольшими поперечными нарушениями (рис. 116). Основная продуктивность связана с терри- генными отложениями юры. В их разрезе в интервале глубин 1000-2200 м выде­ляется до 13 песчаных горизонтов, содержащих преимущественно нефтяные зале­жи, иноща с газовыми шапками. Общий этаж нефтегазоносносги юрских отложе­ний около 1100 м. Залежи сводовые, часто с едиными водонефтяными контактами. Нефть юрских отложений уникальная по высокому содержанию в ней парафина.