Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Основные черты геотектонического строения и развития юго-восточной части Туранской плиты 8
1.1. Литолого-фациальный состав формаций 11
1.2. Геодинамическая модель строения Туранской плиты с позиций глобальной тектоники 26
1.3. Геотектоническое районирование, палеогеография и палеотектоника 29
Глава 2. Нефтегазоносность осадочных отложений платформенной структуры 53
2.1. История развития поисково-разведочных работ на нефть и газ ... 53
2.2. Особенности распределения залежей газа, газоконденсата и нефти в разрезе осадочных отложений. Нефтегазоносные комплексы 55
2.3. Нефтегазоносность осадочных отложений и закономерности размещения месторождений в пределах крупных геоструктурных элементов 65
Глава 3. Фазовая зональность углеводородов Туранской плиты 75
3.1. Термобарические условия 76
3.2. Вертикальная фазовая зональность углеводородов 81
3.3. Пространственная фазовая зональность углеводородов 97
Глава 4. Закономерности образования и размещения газоконденсатных скоплений на востоке Туранской плиты 110
4.1. Генетические типы газоконденсатных скоплений 110
4.2. Размещение газоконденсатных скоплений в пространстве по генетическим типам 116
Глава 5. Перспективы выявления жидких углеводородов в юго-восточной части Туранской плиты 131
Заключение (Основные выводы, защищаемые положения и рекомендации) 137
Список литературы ; 143
Список графических материалов 147
Список таблиц 149
- Литолого-фациальный состав формаций
- История развития поисково-разведочных работ на нефть и газ
- Термобарические условия
Введение к работе
Актуальность работы. Изучаемая Туранская плита включает Восточную Туркмению и частично Западный Узбекистан. К настоящему времени в регионе открыт целый ряд крупнейших месторождений газа и газоконденсата (Даулетабад-Донмез, Шатлык и др.), что позволяет ему занять по добыче газа ведущее место в мире. Из недр Восточной Туркмении извлечено более 1 трлн.м3 газа, а текущие разведанные запасы составляют около 3 трлн.м3.
В связи с проектированием гигантских трансконтинентальных газопроводов Туркменистан-Турция-Европа и Туркменистан-Пакистан возникает необходимость дальнейшего расширения сырьевой базы газодобывающей промышленности этого региона. Вместе с тем в последние годы темпы прироста запасов газа на данной территории заметно замедлились и они значительно меньше объемов добычи, что неуклонно снижает ее обеспеченность разведанными запасами.
Разведанные запасы газа юго-восточной части Туранской плиты распределены по разрезу осадочного чехла неравномерно. Так, 80% запасов газа региона связано с неокомским комплексом нижнего мела (шатлыкский горизонт). Степень разведанности суммарных начальных ресурсов верхнеюрских отложений не превышает 15%.
На современной стадии изученности платформенная часть Туркмении относится к газоносной, о чем свидетельствуют многочисленные месторождения природного газа. Однако на возможность открытия значительных скоплений жидких углеводородов, и прежде всего
в верхнеюрских карбонатных отложениях, указывают установленные разномасштабные притоки нефти и нефтепроявления на целом ряде площадей в различных частях Амударьинской синеклизы.
Эффективность поисково-разведочных работ на газ и нефть в восточной части Туранской плиты возможно лишь на основе научно-обоснованного определения первоочередных объектов для приращения запасов газа и нефти. Поэтому одной из основных актуальных проблем на Востоке Туранской плиты является раздельное прогнозирование нефтеносности и газоносности.
Цели исследований. Выявление основных закономерностей
формирования вертикальной и пространственной фазовой зональности
углеводородов в пределах юго-восточной части Туранской плиты на
основании комплексного изучения палеотектонических,
палеогеографических и термобарических условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления, с целью дифференцированной оценки перспектив нефте- и газоносности недр региона.
Задачи исследований.
Изучение основных черт геотектонического строения и развития юго-восточной части Туранской плиты.
Выделение формаций. Анализ палеогеографических и палеотектонических условий их образования.
Выявление термобарических факторов влияющих на формирования вертикальной и пространственной фазовой зональности углеводородов Туранской плиты.
4. Оценка перспектив открытия жидких углеводородов в недрах изучаемого региона по результатам прогноза фазовой зональности углеводородов.
Научная новизна,
Изучена вертикальная и пространственная фазовая зональность углеводородов юго-восточной части Туранской плиты, с целью раздельного прогноза газа, газоконденсата и нефти.
Представлена схема размещения в пространстве газоконденсатных скоплений различного генетического типа.
Проведены комплексные исследования, на основе которых дано научно-обоснованное прогнозирование жидких углеводородов в недрах Востока Туранской плиты.
Фактический материал. Диссертация написана по материалам «Отраслевой геохимической лаборатории кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина» и «Туркменгеологии», а также с использованием опубликованных литературных данных.
Практическая ценность работы. Реализация научно-обоснованных выводов по оценке перспектив нефте- и газоносности, целенаправленные раздельные поиски и разведка газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений позволит в значительной степени снизить финансовые затраты.
Открытие жидких углеводородов в Восточной Туркмении значительно повысит топливно-энергетический потенциал этой страны.
Структура и объем работ.
Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем работы :uj страниц машинописного текста, 'таблиц, 18 рисунков. Библиография включает 28 наименований.
Диссертация выполнена на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина под научным руководством профессора В.И.Ермолкина, которому автор выражает искреннюю благодарность за ценные советы и помощь, оказанную в период подготовки работы.
Автор также искренне благодарит ст.н.с. Е.И.Сорокову, у которой он постоянно консультировался.
Автор выражает свою признательность коллективу кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа, которые оказали ему поддержку.
Литолого-фациальный состав формаций
Стратиграфии и фациальному анализу изучаемой территории посвящен целый ряд научных исследований А.Алланова (1975), С.П.Вальбе (1976), В.Н. Мелихова (1985-1987), Н.П.Ковалевой (1983), Э.Гельдыева (1974-1984), М.Ш.Ташлиева (1979-1985), Р.Ф. Юферева (1974-1985), А.К.Мальцевой (1963-1980). В.И.Ермолкина, Е.И.Сороковой (1988-1998) и др.
Юрские отложения распространены почти повсеместно, но не везде они одинаковы по мощности и литологическому составу. Они отлагались после длительного перерыва в осадконакоплении, приуроченного к пермо-триасовому времени. В пределах Туранской плиты платформенный чехол Границы: Г - расхождения микроплит (индекс - время расхождения), 2 - скольжения микроплит (трансформные разломы, сдвиги), 3 - схождения микроплит (зубцы направлены в сторону надвинутых масс, индекс - время схождения); 4 - основные надвиги (зубцы направлены в сторону надвинутых масс); 5 - зоны расхождения блоков (индекс - время расхождения); 6 - разломы; 7 - направление перемещения микроплит и блоков по сдвигам; 8 - современное направление движения микроплит; 9 - предполагаемые зоны развития шарьяжей, надвигов; 10 - предполагаемые центры тройных сочленений блоков и микроплит; 1Г - Евразиатская литосферная плита.
Микроплиты (в скобках - блоки): I - Северо-Кавказская (1 - Западно-Предкавказский, 2 - Центрально-Предкавказский, 3 - Восточно-Предкавказский), II - Северо-Туранская (4 - Северо-Устюртский, 5 - Сырдарьинский, 6 - Ферганский), III - Чу-Сарысуйская, IV - Каракумская (7 - Карабогазский, 8 - Каракумский), V - Амударьинская (9 - Бухарский, 10 - Амударьинский, 11 - Заунгузский, 12 - Мургабский, 13 - Северо-Афганский, 14 - Таджикский), VI - Памирская, VII - Кавказская, VIII - Турецкая, IX - Южно Каспийская, X - Северо-Иранская, XI - Афганская (Кабульский блок). Основные глубинные разломы: 1 - Репетек-Келифский, 2 - Мургабский, 3 - Бадхыз-Карабийский, 4 - Каракумский, 5 - Предкопетдагский, 6 - Южно-Туркменский.
Крупные тектонические элементы: А - Беурдешикская ступень, Б - Бахардокская моноклиналь, В - Бухарская ступень (блок), Г - Чарджоуская ступень (блок), Д - Багаджинский блок, Е - Бешкентско-Кашкадарьинский прогиб, Ж - Мургабский блок, 3 - Бадхыз-Карабильская ступень.
Структуры, осложняющие крупные тектонические элементы: Блоковые поднятия: I - Зеагли-Дарвазинское, II - Ахчаинское, III - Янгиказганское, IV - Газлинское, V - Каганское, VI - Мубарекское, VII - Кандым-Алатское, VIII - Испанлы-Чандырское, IX - Денгизкульское, X - Култак-Сундуклинское; XI - Малай-Багаджинская седловина; XII - Заунгузский, ХПІ - Карабекаульский прогибы; блоковые поднятия: XIV - Коинкуи-Еланское, XV - Учаджи-Кулачское, XVI - Шатлык-Тедженское, XVII - Яшлар-Яндаклинское, XVIII - Ширамкуи-Шахмолинское; зоны Сандыкачинских прогибов: XIX - Южно-Тедженский, XX - Северо-Бадхызский, XXI - Северо-Карабильский; седловины: XXII - Серахская, ХХПІ - Каракельская; XXIV - Бадхызский выступ; XXV - Калайморско-Кайсарский прогиб; депрессии: XXVI -Каахкинская, XXVII - Бами-Ашхабадская.
Эпиплатформенная орогеническая область: XXVIII - Юго-Западные отроги Гиссар, XXIX - Кушкинская зона поднятий. начинается рэт-юрскими отложениями, которые подстилаются в некоторых регионах промежуточным комплексом пермо-триаса, но зачастую они отделены от герцинского геосинклинального фундамента стратиграфическим несогласием.
История развития поисково-разведочных работ на нефть и газ
Наличие промышленных углеводородных скоплений в недрах региона установлено в 1959г. В самом центре Центрально-Каракумского свода на площади Пришиих Зеагли-Дарвазинской группы поднятий был получен первый приток газа из мезозойских отложений. Это открытие дало мощный толчок для поисков скоплений углеводородов (УВ) в других районах данной территории. Выбор первоочередных районов определился не столько наличием перспективных поднятий, сколько глубинами залегания целевых горизонтов, доступными для буровой техники тех лет, и возможностью материально технического снабжения поискового процесса в исключительно сложных климатических условиях Каракумской пустыни (Ермолкин В.И., Мелихов В.Н., Рожков Э.Л. и др., 1990).
Освоение нефтегазовых ресурсов рассматриваемого региона было начато сразу в нескольких районах, которые располагались по берегам Амударьи, что обеспечивало материально-техническую базу проводимых работ. Первый район - это Керкидаг, Нарым и Фараб. Бурение планировалось до глубин 3000м.
Другим районом первоначальных поисков стал Байрамалийский. Здесь были введены в разведку крупные поднятия Байрамалийское и Майское и, наконец, в качестве третьего района был выбран Зеагли-Дарвазинский (Центрально-Каракумский свод). В последствии здесь открыто более десяти месторождений газа с залежами в широком стратиграфическом интервале - от верхнемеловых до верхнеюрских.
В 1961г. на месторождении Фараб в пределах Чарджоуской ступени установлена промышленная газоносность подсолевых верхнеюрских отложений. А в 1962г. на месторождении Байрамали открыта первая газовая залежь в надсолевых отложениях, приуроченная к готеривскому горизонту, названному шатлыкским. С этого момента подсолевые отложения юры и надсолевые отложения неокома являются основными объектами поисков газовых ресурсов в регионе. К шатлыкскому горизонту готерива приурочены основные разведанные запасы газа в Туркмении. Именно с шатлыкским горизонтом связаны газовые залежи наиболее крупных по запасам месторождений Шатлык (около 0,5 трлн.м3) и Даулетабад-Донмез (свыше 1,6 трлн.м3) открытые соответственно в 1968 и 1974 гг.
Почти половина месторождений известных к настоящему времени были открыты в период с 1959 по 1970гг., в том числе около 50% крупных. Это понятно, так как в то время осваивались только верхние секции разреза, глубиной не более 3000м.
К началу 90 годов на территории юго-западной части Туранской плиты открыто около 70 газовых и газоконденсатных месторождений, реже нефтяных, различной промышленной ценности по величине запасов. Цифры касаются главным образом Туркменской части Туранской плиты. Распределение ресурсов УВ в недрах неравномерное. Крупные и уникальные месторождения, которые составляют 25%, заключают 90% разведанных запасов газа юго-восточной Туркмении. Нельзя не отметить, что эти месторождения сосредоточены в Амударьинской синеклизе. Вывод этот касается также Узбекской части Туранской плиты (Бухарская и Чарджоуская ступени, Бешкектско-Кашкадарьинский прогиб). Схема размещения основных месторождений газа, газоконденсата и нефти юго-восточной части Туранской плиты представлена на рисунке 7.
Термобарические условия
Туранская плита является молодой платформой, благодаря чему отличается высокой прогретостью недр. Это объясняется тем, что фундамент плиты имеет герцинский возраст, отличается поздней консолидацией и залегает на сравнительно умеренных глубинах.
Максимальные современные пластовые температуры осадочного чехла на глубине 2км составляют 95С, Зкм - 130С, а на глубине 4км -достигают 150С. На одном срезе глубин колебания температур значительные, не менее 40-50С. Вниз по вертикали также наблюдается неравномерное нарастание температур. Как правило, геотермические градиенты с глубиной уменьшаются.
Пластовые давления на Туранской плите в разрезе мезозойско-кайнозойских отложений закономерно линейно изменяются с глубиной и соответствуют нормальным гидростатическим давлениям. Но с некоторых глубин давления в разрезе начинают постепенно возрастать и превышать нормальные гидростатические давления в 1,4-1,5 раза, а иногда в 2 раза.
Нарастания сверхгидростатических давлений в пределах каждого геоструктурного элемента Туранской плиты начинаются на определенном гипсометрическом уровне и зависят от геотектонического развития этого геоструктурного элемента. Так, сверхгидростатические пластовые давления в отдельных регионах плиты наблюдаются уже на уровне 2; 2,5 и 3,5км. Определяются они коэффициентом сверхгидростатичности Кс (отношение фактического пластового давления к гидростатическому, вычесленному для той же глубины).
Начало нарастания сверхгидростатичности пластовых давлений в разрезе и величина Кс зависят от геотектонического развития региона в новейшее время. Изучаемая плита в неоген-антропогеновый отрезок времени подверглась сильной активизации, которая в разных ее частях проявилась в различной степени. Основную роль в активизации Туранской плиты сыграла сопряженная с ней на востоке Афгано-Таджикская депрессия, которая относится к эпиплатформенной орогенной области, возникшей в постплатформенный этап неоген-антропогена. Волны неотектонических движений распространялись с востока на запад и в значительной мере охватили Бешкентский прогиб, юго-восточную часть Чарджоукской ступени и Мургабскую впадину. Несколько слабее эти движения фиксируются на Бадхыз-Карабильской ступени.
Изменения пластовых давлений в разрезе осадочных отложений Туранской плиты от нормально-гидростатических к аномально-сверхгидростатическим позволяет считать, что размещение углеводородных скоплений в пределах изучаемой территории происходит в двух различных термобарических мегазонах. Основной отличительной особенностью являются нормальные гидростатические пластовые давления для верхней термобарической мегазоны и сверхгидростатические пластовые давления для нижней термобарической мегазоны. Граница мегазон в разрезе проходит на рубеже между Кс 1,0 и Кс - 1,1.
Пластовые температуры нижней мегазоны более высокие, чем верхней, но четкого температурного рубежа между ними не существует.
Авторы методики раздельного прогноза УВ в недрах, В.И.Ермолкин и Е.И.Сорокова (1998), разработавшие модель генетической фазовой зональности углеводородов (рис.9), считают, что образование и размещение углеводородных скоплений в разрезе осадочного чехла литосферы происходят в двух термобарических мегазонах: верхней и нижней. И эта закономерность характерна не только для Туранской плиты, она универсальна для всех нефтегазоносных провинций мира.
