Тип бассейна:
Подтип бассейна:
Класс бассейна:
Возраст бассейна:
Тип полезных ископаемых:
Геологический возраст начало:
Геологический возраст конец:
Площадь: 275587.25 км²
Южно-Каспийский нефтегазоносный бассейн
Бассейн приурочен к крупной области прогибания земной коры субширотного простирания, ограниченной на севере горными сооружениями Большого Кавказа, Большого Балхана, Кубадага и Среднекаспийскими глубинными разломами, на западе - Дзирульским массивом, на востоке – складчатыми сооружениями Копетдага, на юге - складчатыми сооружениями Малого Кавказа, Талыша и Эльбурса. Он располагается в пределах Грузии, Азербайджана, Туркменистана и Ирана.
Основной нефтегазоносный регион Южно-Каспийского бассейна – собственно Южно-Каспийская впадина. На акваторию и сушу Западной Туркмении распространяется ее восточная часть, площадь которой составляет 89,2 тыс. км2. Граница впадины проходит по крупным глубинным разломам. На севере - это краевой разлом, протягивающийся от мегантиклинория Большого Кавказа к Большому Балхану. К северу от него располагается уже эпигерцинская платформа. На юге, за пределами Туркменистана, рассматриваемая впадина ограничивается системой краевых разломов Эльбурс-Малокавказской орогенной системы.
Южно-Каспийская впадина относится по своему структурно-тектоническому типу к субокеаническим. Предполагается, что в центральной ее части осадочный чехол залегает непосредственно на «базальтовом» слое. «Гранитный» слой появляется в периферических ее зонах.
В северном прибортовом обрамлении Южно-Каспийской впадины выделяется крупная Апшероно-Прибалханская система поднятий субширотного простирания, имеющая сложное геологическое строение. Эта зона включает структурные элементы п-ова Апшерон, Апшеронского архипелага, Апшероно-Прибалханского порога и Прибалханского района Туркменистана.
Рисунок 1. Южно-Каспийский бассейн. Геологический профильный разрез по линии I-I`
Апшероно-Прибалханская система поднятий представляет собой крупную
линейную структуру протяженностью до 480 км, при ширине 20-25 км. Она характеризуется проявлениями грязевого вулканизма, широким развитием брахиантиклиналей, осложненных сбросами, большинство которых имеет небольшую амплитуду и затухает с глубиной. Здесь выявлено более 60 локальных структур, на 40 из которых проводилось поисково-разведочное бурение. В открытых нефтяных и газовых месторождениях залежи приурочены к плиоценовым отложениям.
В восточной (Прибалханской) части этой зоны Туркменистана развиты главным образом высокоамплитудные (до 3000 м) крупные (протяженностью до 10-50 км) локальные поднятия с крутыми крыльями (до 500), которые образуют протяженные линейные системы, нередко четко выраженные в рельефе. В отдельных случаях в сводах антиклинальных складок на поверхности обнажаются среднеплиоценовые отложения (красноцветная толща).
Севернее в субширотном направлении протягивается Келькорский прогиб, где кровля среднего плиоцена погружается на глубины 3000 м. В пределах Апшероно-Прибалханского порога и Прибалханской зоны поднятий на суше выявлен целый ряд антиклинальных структур, в большинстве своем промышленно нефтегазоносных.
Западно-Туркменская складчатая система (Гограньдаг-Окаремская ступень) прослеживается в субмеридиональном направлении на 180 км при ширине 50-60 км. Она характеризуется широким развитием крупных, относительно пологих, с широкими сводами брахиантиклинальных складок, как правило, асимметричного строения. Западные крылья структур значительно круче восточных. Углы падения пластов на крыльях в верхней части плиоценовых отложений не превышают 5-6°, увеличиваясь с глубиной до 15-17°. В пределах зоны выделяется ряд крупных региональных разломов субмеридионального направления, к которым приурочены известные на поверхности и погребенные грязевые вулканы.
Во внутренней (акваториальной) части впадины выделяются Туркменская ступень и Южно-Каспийская глубоководная котловина, являющиеся ее наиболее
погруженными тектоническими элементами. Границей Туркменской ступени на востоке служит флексура, связанная с крупным разломом меридионального простирания.
Амплитуда ее около 1 км. На западе выделяется крупный уступ с амплитудой 1,5 км - часть Восточно-Каспийской флексуры. Туркменская ступень характеризуется развитием крупных относительно пологих структур небольшой амплитуды. Они значительно погружены, и кровля красноцветной толщи по сейсмическим данным устанавливается на глубине 2,5-4 км.
Осадочный чехол впадины состоит из двух основных структурно-формационных комплексов: домолассового мезозойско-нижнекайнозойского и молассового среднеплиоценово-антропогенового (рисунок 2).
Нижний комплекс в самой впадине изучен недостаточно. В горном обрамлении он представлен нижне-среднеюрскими отложениями, сложенными красноцветными аргиллитами и песчаниками, верхнеюрско-неокомскими известняками, апт-сеноманскими глинами и песчаниками, турон-датскими мергелями и палеоген-миоценовыми глинами.
Суммарная мощность домолассового комплекса составляет 8-10 км. Верхнемолассовые образования плиоцен-четвертичного возраста представлены терригенными песчано-алевролито-глинистыми отложениями. Их суммарная мощность возрастает от краевых частей впадины к центральной, где она, по-видимому, превышает 10 км.
Основной региональный нефтегазоносный комплекс, содержащий подавляющую часть запасов и ресурсов нефти и газа – красноцветная толща (средний плиоцен) Западного Туркменистана. Мощность среднего плиоцена в центральной части впадины достигает 5 км, уменьшается в краевых ее частях до 2500-3500 м. Таким образом, основной этап формирования Южно-Каспийской впадины, как крупного отрицательного структурного элемента - неоген-четвертичный. Глубина залегания кровли среднего плиоцена в прибортовом обрамлении не превышает 1000-1200 м, а во внутренней области впадины возрастает до 6000-7000 м. Максимальная глубина до поверхности фундамента (домезозойского) - 20 км.
На суше Юго-Западного Туркменистана и на прилегающем шельфе Южного Каспия отложения среднего плиоцена представлены песчано-глинистыми образованиями.
Наиболее высокой нефтегазонасыщенностью характеризуется красноцветная толща Прибалханского района, где сконцентрирована значительная часть начальных потенциальных ресурсов нефти и газа (около 40%) Юго-Западного Туркменистана, а ресурсов только нефти – более 66%.
Все выявленные в Южно-Каспийской впадине месторождения в продуктивной (красноцветной) толще – многопластовые и характеризуются большим этажом нефтегазоносности (Челекен, Готурдепе, Барсагельмес и др.).
По региональному погружению пластов нефтяные залежи, замещаются газонефтяными и далее газоконденсатными. Характер распределения выявленных ресурсов нефти и газа в Южно-Каспийской впадине показывает, что основные разведанные запасы нефти (~80%) сконцентрированы на глубинах до 2500 м; свыше 75% выявленных запасов газа сосредоточены на глубинах более 2500 м.
Рисунок 2. Литолого-стратиграфический разрезЮжно-Каспийского бассейна
Степень разведанности глубоких горизонтов (ниже 4-5 км) остается низкой.
К настоящему времени в туркменской части бассейна открыто 46 месторождений, из них нефтяных и нефтегазовых – 28, газовых и газоконденсатных – 18. Все месторождения приурочены к двум структурным зонам: Апшероно-Прибалханской системе поднятий и Западно-Туркменской складчатой системе, причем в первой из них восемь месторождений открыто на акватории Каспия.
В Апшероно-Прибалханской зоне месторождения имеют максимальный стратиграфический диапазон продуктивности: залежи нефти и газа содержатся в отложениях апшеронского и акчагыльского ярусов и верхней и нижней частях красноцветной толщи среднего плиоцена, в то время как в пределах Западно-Туркменской складчатой системы продуктивны в основном отложения нижней красноцветной толщи, редко – верхней красноцветной толщи, в единичном случае – акчагыльского яруса.
Однако, в 2007 г. на нефтегазовом месторождении Акпатлавук (южная часть этой зоны) из параметрической скважины был получен фонтанный приток нефти дебитом более 20 м3/сутки из нового продуктивного миоценового комплекса, что существенно увеличивает диапазон продуктивности в этой части бассейна. Но в настоящее время наиболее крупные месторождения (Готурдепе, Барсагельмес, Гумдаг, Диярбекир и др., таблица 1.) концентрируются в Прибалханской зоне, и на нее приходится 89% разведанных начальных запасов нефти и 64% запасов газа бассейна.
Коллекторами служат песчаники и алевролиты с изменчивыми, но достаточно высокими коллекторскими свойствами: открытая пористость – 14-45% (преобладающие значения – 20-25%), проницаемость – 0,0015-1,600 мкм2 с преобладанием 0,020-0,300 мкм2. Разделяющие их глины и аргиллиты являются флюидоупорами, а преимущественно глинистые отложения палеогена и глинисто-карбонатные толщи мела рассматриваются как нефтегазоматеринские.
В Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне сконцентрировано около 80% нефтесодержащих месторождений страны и, соответственно, значительная часть разведанных запасов жидких углеводородов.
Краткая характеристика основных месторождений нефти газа бассейна, ранжированных по убыванию величины извлекаемых запасов, приведена в таблице 1.
Таблица 1. - Основные месторождения нефти и газа Южно-Каспийского бассейна
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