Тип бассейна: Платформ
Подтип бассейна: Внутриплатформенный (интракратонный)
Класс бассейна: Синеклизный
Возраст бассейна:
Тип полезных ископаемых:
Геологический возраст начало:
Геологический возраст конец:
Площадь: 438582.4 км²
Амударьинский нефтегазоносный бассейн
Амударьинский нефтегазоносный бассейн относится к коллизионному платформенно-складчатому типу бассейнов.
Бассейн обладает третьим в мире газовым потенциалом, уступая только бассейнам Западной Сибири и Персидского залива. В последние годы здесь открыты уникальные газовые месторождения в Туркменистане и произошло наращивание запасов в Узбекистане.
Промышленно нефтегазоносными являются отложения палеоцена, мела и юры. Основные запасы приурочены к породам нижнего мела и верхней юры.
Региональными покрышками служат соленосная толща верхней юры, глинистые пласты верхних горизонтов меловых и палеогеновых отложений. В качестве нефтематеринских рассматриваются глинисто-карбонатные и глинистые породы юры и нижнего мела.
В основном бассейн охватывает территорию Туркменистана, менее значительная его часть приходится на Узбекистан, а восточное окончание бассейна занимает территорию Северного Афганистана. Общая площадь бассейна – 465,3 тыс. км2, на Туркменистан приходится 382,9 тыс. км2.
В геологическом отношении бассейн приурочен к Амударьинской синеклизе с гетерогенным фундаментом, сложенным герцинидами с отдельными блоками байкальской консолидации, переработанными в герцинскую фазу тектогенеза. Глубина его залегания – от 2-3 до 15 км.
В целом Амударьинская синеклиза по поверхности фундамента представляет собой обширную депрессию Туранской плиты субмеридионального простирания, характерной особенностью которой является наличие крупных структурных ступеней на ее бортах – южном и, особенно, северо-восточном (Багаджинская, Чарджоуская и Бухарская ступени). Для синеклизы характерно широкое развитие неоген-четвертичных отложений, накопившихся в наиболее активный период ее развития как отрицательной структуры.
Строение синеклизы - отчетливо двухэтажное (рисунок 1). Нижний (доплитный) этаж представляет собой складчатое основание; верхний – платформенный чехол.
Рис.1. Амударьинский бассейн. Геологический профильный разрез по линии I-I`
Основными тектоническими элементами являются: Мургабская впадина, Багаджинская, Чарджоуская и Бухарская ступени, Предкопетдагский, Дарьялык- Дауданский, Учтаганский и Бешкентский прогибы, Бахардокский склон и Центральнокаракумский свод.
Мургабская впадина представляет собой одну из наиболее погруженных областей синеклизы. Определяющими ее структурами являются Сандыкачинская зона прогибов, Учаджинское поднятие, Мары-Серахская зона дислокаций. В этой части Мургабской впадины содержатся наиболее крупные и высокопродуктивные на газ валы: Мары-Иолотанский, Яшларский, Шатлыкский, Андхойский.
Учаджинское поднятие, расположенное севернее, в палеотектоническом плане отвечало дну келловей-оксфордского карбонатного и кимеридж-титонского соленосных бассейнов.
Бешкентский прогиб расположен в юго-восточной части синеклизы и на востоке по разлому сочленяется с отрогами Юго-Западного Гиссара. Центральнокаракумский свод представляет собой крупное асимметричное поднятие, несколько вытянутое в северо-северо-западном направлении.
В центральной части свода выделяется Зеагли-Дарвазинское куполовидное понятие палеозойского фундамента изометричной формы с размерами по диаметру порядка 100 км. В куполовидной части свода расположена Зеагли-Дарвазинская группа многопластовых газовых месторождений, содержащих большое число мелких газовых залежей в апте, альбе, сеномане и туроне.
К югу от Центральнокаракумского свода выделяется Бахардокский склон, в пределах которого отмечается общее погружение поверхности фундамента и горизонтов осадочного чехла на юг, в сторону Предкопетдагского прогиба. Глубина залегания фундамента меняется от 3 до 5 км.
Предкопетдагский прогиб имеет асимметричное строение. Северо-восточный борт – более пологий и широкий имеет палеозойское складчатое основание. Юго-западный борт расположен на геосинклинальном основании. Выполнен прогиб континентально-морскими молассами. Прогиб расположен между южным склоном эпигерцинской платформы и складчатой системой Копетдага, которая представляет собой наиболее восточное звено Крымско-Кавказско-Копетдагской ветви альпийского пояса Евразии.
На северо-востоке синеклизы обособляются Бухарская, Чарджоуская и Багаджинская ступени, разделенные между собой системой разломов.
Бухарская ступень административно занимает территорию Западного Узбекистана и является областью сравнительно неглубокого залегания палеозойского фундамента на глубинах 1000-2500 м. Характерной особенностью Бухарской ступени и, в той же мере, ее основным отличием от Чарджоуской ступени является сокращенная мощность осадочного чехла и отсутствие соленосных отложений верхней юры.
Южнее располагается Чарджоуская ступень, гипсометрически более погруженная, занимающая пределы как Западного Узбекистана, так и Туркменистана. Чарджоуская ступень – область значительных глубин фундамента, которые достигают здесь 3500-5000 м и более. В пределах ступени значительное место занимает соленосная толща кимеридж-титона. В северо-западном направлении происходит уменьшение мощности соленосных толщ от 635 м до ее полного выклинивания.
Бухарская и Чарджоуская ступени осложнены локальными складками, с которыми связано основное количество выявленных здесь газовых месторождений.
Самым южным структурным элементом, осложняющим северо-восточный борт впадины, является Багаджинская ступень, расположенная южнее Чарджоуской ступени и более гипсометрически погруженная по отношению к ней. Багаджинская ступень представляет собой линейно вытянутое поднятие размером 150х30 км, простирающееся в северо-западном направлении.
Ступень осложнена рядом крупных валообразных поднятий – Кирпичлинским, Багаджинским, Восточно-Унгузским, Кусешоро-Менгенским и др., с которыми связаны крупные по запасам газа месторождения и перспективные на УВ структуры.
Верхнеюрские отложения Багаджинской ступени характеризуются широким площадным распространением и развитием рифогенных пород.
Разрез осадочного чехла начинается юрскими отложениями (рисунок 2). На значительной части Амударьинской синеклизы нижние горизонты сложены толщей переслаивающихся аргиллитов, алевролитов, песчаников. Встречаются линзы углей.
Рис.2. Литолого-стратиграфический разрез Амударьинского бассейна
Толща вскрыта скважинами на Бухарской и частично на Чарджоуской ступенях. Эту часть разреза условно относят к нижней юре – низам байоса. Залегающую выше кугитангскую свиту и ее аналоги большинство геологов относят к верхнему келловей-оксфорду. Это - известняки, доломиты, местами с прослоями глин. Установлено широкое развитие в них рифовых комплексов разного масштаба, которые образуют отчетливые полосы, окружающие с севера и востока Амударьинскую синеклизу [38, 39]. Так же залегают
эвапоритовые отложения, выделяющиеся в гаурдакскую свиту титон-кимериджского возраста.
Завершается разрез юры красноцветными глинами с прослоями алевролитов, песчаников, доломитов мощностью до 200 м, сопоставляемых с карабильской свитой титон-берриасского возраста.
Заведомо нижнемеловой разрез в Амударьинской синеклизе начинается широко развитыми по площади отложениями сандыкачинской свиты, резко несогласно залегающей на различных горизонтах юры. Возраст – валанжин – низы готерива.
Выше следуют отложения байрамалийской свиты, которые делятся на две части, фациально замещающие друг друга в пространстве: нижняя, слабопроницаемая, частьсложена красно-бурыми и зеленовато-серыми известковистыми песчаниками с прослоями
глин, карбонатов с включением ангидритов; верхняя, высокопроницаемая, образована красноцветными, хорошо отсортированными, слабо сцементированными песчаниками (шатлыкский промысловый горизонт). Большая часть свиты имеет готеривский возраст.
В Амударьинской синеклизе аптские отложения развиты повсеместно. На подстилающих образованиях они залегают согласно и только по окраинам синеклизы с угловым несогласием перекрывают триас.
Апт представлен глинистыми и глинисто-карбонатно-песчаными толщами, разделенными на свиты.
Альбские отложения в пределах синеклизы повсеместно выражены морскими терригенными фациями и вместе с отложениями апта образуют единую терригенно-морскую формацию.
Отложения верхнего мела в пределах Амударьинской синеклизы распространены широко и существенно отличаются фациально-литологическими, формационными и фаунистическими особенностями. В отношении нефтегазоносности они значительно уступают верхнеюрским и нижнемеловым отложениям, в которых содержатся основные запасы и ресурсы углеводородов.
Интерес в отношении нефтегазоносности представляют сеноманские, сенонские, маастрихтские и палеоценовые оотложения на отдельных площадях синеклизы.
Амударьинский нефтегазоносный бассейн характеризуется широким возрастным диапазоном нефтегазоносности. В разрезе осадочного чехла выделяются четыре основных продуктивных комплекса.
Нижне-среднеюрский комплекс наименее изучен. Он вскрыт скважинами в бортовых частях Амударьинской синеклизы (Бухарская и Чарджоуская ступени).
Нефтегазоносность установлена на месторождениях Юлдузак, Шурчи, Сеталантепе, Акджар, Северный Мубарек, Гугуртли, Северный Гугуртли и других. Комплекс представлен терригенными отложениями – чередованием глин, песчаников, алевролитов и реже аргиллитов.
Верхнеюрский продуктивный комплекс содержит в основном газовые залежи на месторождениях Бухарской, Чарджоуской и Багаджинской ступеней Бешкентского прогиба, приуроченных к валообразным поднятиям и прогибам, осложняющим эти структуры. Здесь, помимо газовых и газоконденсатных залежей, содержатся небольшие по запасам нефтяные и газонефтяные скопления. Залежи нефти и газа обнаружены на Центральнокаракумском своде.
В карбонатных отложениях открыт ряд крупных по запасам газа месторождений:
Шуртан, Зеварди, Кандым, Уртабулак, Денгизкуль-Хаузак-Шады, Самандепе, Багаджи, Култак, Бешкент и другие. Для карбонатной формации окраинных частей бассейна типичны многопластовые месторождения с залежами сводового типа как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах. Общая мощность возможной продуктивной части разреза для этой зоны не превышает 150-300 м. На выявленных здесь месторождениях Беурдешик, Ачак, Северный Ачак, Наип и других обнаружено от двух до четырех залежей в верхней юре.
Во внутренней зоне бассейна в разрезе резко преобладают известняки, и реже встречаются прослои глин и песчаников. Подобный тип разреза имеют месторождения Гугртли, Кирпичли, Аккум. Коллекторы представлены оолитовыми и псевдооолитовыми разностями известняков, развитых в средней и верхней частях разреза. Их открытая пористость составляет 11-17%, проницаемость – 0,005-0,07 мкм2. Доля коллекторов в общей мощности разреза достигает 16-20%. Эффективная мощность коллекторов колеблется в пределах 50-60 м. Для этого типа разреза характерны массивные и пластовые залежи.
В погруженных частях бассейна разрез полностью сложен карбонатными породами, в которых обнаружены массивные и пластовые залежи на месторождениях Самандепе, Култак, Метеджан, Сундукли, Сакар, Южный Ёлотен-Осман, Яшлар и др.
Газы карбонатной формации внутренних частей бассейна являются сероводородосодержащими с изменяющимися концентрациями сероводорода в пределах одного месторождения.
Региональной покрышкой, разделяющей скопления углеводородов в юрских карбонатных породах от перекрывающих отложений нижнего мела, является соленосная толща гаурдакской свиты. Нижнемеловой (неоком-альбский) комплекс регионально распространен и является, как и верхнеюрский, одним из основных в бассейне. Газонефтеносность его установлена на подавляющем количестве месторождений Бухарской и Чарджоуской ступеней, Мургабской впадины, а также Центральнокаракумского свода. В месторождениях углеводородов нижнемелового комплекса Бухарской ступени она связана с альбскими, аптскими и доаптскими отложениями. Большинство продуктивных горизонтов - в основном, песчаники и алевролиты и реже – известняки.
Открытая пористость терригенных коллекторов составляет 13-25%, проницаемость – 0,093-1,159 мкм2. Известняки имеют пористость 9-18%, проницаемость 0,038-0,86 мкм2.
Залежи в основном пластовые сводовые, в отдельных случаях тектонически экранированные. Продуктивные горизонты залегают в пределах Бухарской ступени на глубинах 550-1450 м, на Чарджоуской ступени – 1225-1830 м. Нефтяные скопления распространены, главным образом, в виде небольших оторочек газовых залежей, реже – в виде мелких чисто нефтяных залежей. Основную роль в добыче нефти играют залежи XIII горизонта (баррем), в добыче газа – XI горизонта (альб).
В Мургабской впадине основным продуктивным горизонтом являются песчаники готерива (шатлыкский горизонт). Их пористость в среднем 18-21%, проницаемость – до 0,77 мкм2. Покрышкой служат глинистые карбонатные отложения шехитлинской свиты (баррем). Залежи находятся на глубинах 2470-3350 м. Большинство из них - сводовые пластовые, некоторые неполнопластовые, водоплавающие (Байрамали), в единичных случаях – структурно-литологические.
Нижне-верхнемеловой продуктивный комплекс сравнительно широко распространен. Газоносность его выявлена на месторождениях Бухарской и Чарджоуской ступеней, а также на Центральнокаракумском своде.
Верхнемеловой разрез характеризуется исключительно высокой нефтегазоносностью, установленной в пределах Бухарской и Чарджоуской ступеней. Основными продуктивными горизонтами являются сенон, турон и сеноман. Продуктивные горизонты сложены песчаниками мощностью до 20 м и залегают в интервале 540-800 м. Пористость изменяется в пределах 19-23%, проницаемость составляет 1,491 мкм2. Залежи относятся к пластовому сводовому типу, на ряде площадей – с частичным тектоническим ограничением. Изученные здесь битуминологические предпосылки нефтегазообразования и нефтегазоносности показывают, что в формировании залежей в верхнемеловых отложениях играл роль подток флюидов из юрских отложений.
В пределах Центральнокаракумского свода выделяются несколько продуктивных горизонтов в сенонских, туронских, сеноманских, альбских и аптских отложениях.
Продуктивные горизонты залегают на глубинах 230-500 м. Фильтрационно-емкостные свойства характеризуются открытой пористостью 12-22% и проницаемостью 0,002-1,8 мкм2. Притоки газа незначительны. Газовые залежи относятся к пластовому сводовому типу, часто с литологическими и тектоническими ограничениями.
В отложениях палеогена (бухарский и акджарский горизонты) выделяются небольшие газовые залежи в отдельных месторождениях Бухарской ступени и в месторождении Карабиль на юго-востоке бассейна.
Наиболее высокоперспективными направлениями поисково-разведочных работ являются Мургабская впадина, восточная часть Предкопетдагского прогиба и запад Бахардокского склона.
К настоящему времени в Амударьинском бассейне открыто 320 месторождений, из них большая часть (250 или 78% месторождений страны) – газовые и газоконденсатные.
Более половины общего числа месторождений (55%) концентрируются в границах Чарджоуской и Бухарской ступеней и Бешкентском прогибе, но самые уникальные по запасам газа приурочены к Мургабской впадине, на которую приходится более 61% начальных запасов газа бассейна.
Из общего числа месторождений бассейна на долю Туркменистана приходится 141 месторождение (125 газовых и газоконденсатных и 16 нефтесодержащих). Перечень основных месторождения нефти и газа туркменской части бассейна с их краткой характеристикой приведен в таблице 1.
Таблица 1. - Основные месторождения нефти и газа Амударьинского бассейна (Туркменистан)
Краткая характеристика геологического строения осадочных бассейнов в пределах Узбекистана
Основная часть бассейна расположена в Туркменистане. В пределы Узбекистана бассейн входит своим северо-восточным краем площадью 82,4 тыс. км2, где выделяются Бухарская ступень, северо-восточная часть Чарджоуской ступени, северная часть Бешкентского прогиба и мегантиклиналь Юго-Западного Гиссара.
Бухарская ступень, протягиваясь с северо-запада на юго-восток на 500 км, имеет ширину порядка 50-80 км. Юго-западная граница ступени прослеживается по линии, проходящей вдоль южных склонов Янгиказганского, Газлинского и Мубарекского выступов, и по региональному разлому, который отделяет ее от Чарджоуской ступени.
Поверхность палеозойского фундамента в пределах ступени находится на глубинах от 950 до 2200 м. Отмечается общее погружение в юго-восточном направлении.
На Бухарской ступени отчетливо выделяется ряд крупных блоковых поднятий или выступов фундамента (Мубарекский, Каганский, Газлинский, Янгиказганский и Мешеклинский) и разделяющие их прогибы – Ямбашинский, Рометанский, Тузкойский и Яркендский, к которым приурочены основные месторождения газа Узбекистана.
Характерной чертой осадочного выполнения Бухарской ступени является наличие нижне-среднеюрских образований и отсутствие соленосной гаурдакской свиты.
Имеет отличительные особенности также и кугитангская свита, где широко распространены рифовые фации, отсутствующие в других районах Амударьинской синеклизы. В карбонатной толще свиты намечается три группы фаций, характеризующихся разной продуктивностью: слоистые карбонаты (шельфовые фации), биогермнорифовые известняки (рифовые фации) и глубоководные фации с единичными биогермами.
В Бешкентском прогибе мощность осадочного чехла возрастает до 5 км и более, и именно в его узбекской части открыты все (более 20) месторождения.
Точно также именно в северной (узбекской) части отрогов Юго-Западного Гиссара (мощность осадочного выполнения 1-4 км) открыты практически все 16 месторождений этой области.
В целом в узбекской части Амударьинского бассейна открыто 177 месторождений, из них большая часть - 108 (61%) – газовые и газоконденсатные, а 69 – нефтесодержащие, из них 52 (75%) - нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Одно месторождение по запасам уникальное (Шуртан), порядка 10 месторождений крупных.
Основные месторождения узбекской части бассейна, ранжированные по запасам, с краткими характеристиками приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Основные месторождения нефти и газа Амударьинского бассейна (Узбекистан)
Источник: М.Н. Кнепель, В.И. Высоцкий, Т.Г. Заргарян и др. Современное состояние и тенденции развития нефтегазового комплекса Туркменистана и других Центральноазиатских стран Ближнего Зарубежья. Москва, ОАО «ВНИИЗарубежгеология». 2010г.-С. 286
Следующий Бассейн: Южно-Каспийский