Условия формирования и прогноз залежей углеводородов разного состава и фазового состояния в Амударьинском НГБ Салина Любовь Сергеевна

Содержание к диссертации

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ГЕОТЕРМИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕЗОЗОЙСКО-КАЙНОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

2.1. Геохимические предпосылки генерации нефти и газа и особенности

их размещения 22

2.2 Геотермические условия генерации УВ в мезозойско-кайнозойских

3. ОБОСНОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕУГЛЕВОДОРОДНЫХ КОМПОНЕНТОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА В КАЧЕСТВЕ ИНДИКАТОРА УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ АМУДАРЬИНСКОЕО

   НГБ 45

   3. 2. 2. 1. 2. Условия локализации нефтяных скоплений в Амударьинском НГБ. Роль коллекторских свойств терригенных и карбонатных пород

               в сохранении нефтяных залежей 83

               3. 2. 2. 1. 3. Условия формирования залежей газа в нижнемеловых отложениях 90

                           ТИПИЗАЦИЯ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ

                           5.1. Принципы типизации и моделирования залежей УВ по условиям

                           1. Модели формирования нефтяной и газоконденсатной с локальной нефтяной оторочкой залежей в смежных ловушках

                           подсолевого карбонатного комплекса (на примере месторождений Уртабулак и С.Уртабулак) 115

                           2. Модель формирования газоконденсатного месторождения, расположенного в зоне вертикальных перетоков флюидов из юрских в нижнемеловые отложения (на примере месторождения Даулетабад-Донмез) 122

                           3. Модель формирования месторождений Етымтаг и Ходжагугердаг 130

                              1. ПРОГНОЗ ЗОН РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ УВ РАЗНОГО

                              СОСТАВА И ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ В АМУДАРЬИНСКОМ НГБ 136

                              3. 1. 1. Характеристика уточненной региональной модели формирования нефтегазоносности Амударьинского НГБ 136

                                    2. Прогноз зон размещения скоплений УВ разного состава и фазового состояния 139

                                    Использованные сокращения

                                    АВПД - аномально высокое пластовое давление ВНК - водонефтяной контакт ГВК - газоводяной контакт НГБ -нефтегазоносный бассейн НГК - нефтегазоносный комплекс ОВ - органическое вещество РОВ - рассеянное органическое вещество ССГГ - средний современный геотермический градиент УВ - углеводороды Месторождения: Г - газовое

                                    ГК - газоконденсатное ГН - газонефтяное Н - нефтяное

                                    НГК - нефтегазоконденсатное

                                    НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение

                                    Введение к работе

                                    Актуальность темы. Восстановление условий формирования месторождений нефти и газа является важнейшим инструментом разработки методов их прогноза. Несмотря на длительную историю изучения этой проблемы, до сих пор нет общих достоверных критериев раздельного прогнозирования нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей с разной концентрацией полезных компонентов (этан, пропан, бутаны, сероводород и др.). Привлечение дополнительно информации о неуглеводородных, в частности кислых (С0₂ и Н₂8), компонентах природных газов позволяет выполнить более достоверную реконструкцию условий формирования залежей углеводородов (УВ) и повысить надежность прогноза скоплений УВ разного состава и фазового состояния в Амударьинском нефтегазоносном бассейне (НГБ) и других регионах, что и определяет актуальность темы диссертации.

                                    Цель работы. Разработка новых критериев прогноза месторождений УВ разного состава и фазового состояния в Амударьинском НГБ для повышения эффективности поисково-разведочных работ.

                                    Основные задачи исследования.

                                    Анализ пространственного размещения месторождений УВ в Амударьинском НГБ. В четвертой главе с помощью результатов анализа соотношения кислых компонентов, изучения влияния коллекторских свойств пород на их нефтенасыщение и других приемов исследованы условия формирования

                                    Изучение особенностей распределения кислых компонентов (С0₂ и Н₂) природного газа в нефтегазоносных юрских и меловых отложениях и обоснование возможности использования их соотношения в свободных газах для реконструкции условий формирования скоплений УВ разного состава и фазового состояния.

                                    Уточнение региональных особенностей процессов нефтегазонакопления в Амударьинском НГБ на основе анализа соотношения С0₂ и Н₂8 и создание типовых моделей формирования залежей УВ разного состава и фазового состояния.

                                    4. Прогноз зон размещения нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей с разным содержанием полезных компонентов.

                                    Научная новизна. В диссертационной работе предложен и обоснован новый подход к изучению условий формирования месторождений (залежей) сложного состава и разного фазового состояния УВ. Впервые соотношение кислых компонентов в природном газе разновозрастных горизонтов юры и мела использовано для уточнения региональных особенностей нефтегазонакопления и создания типовых моделей формирования месторождений УВ разного состава и фазового состояния. Разработаны новые критерии оценки условий формирования месторождений УВ в Амударьинском НГБ. Изучены принципиальные возможности формирования и (или) сохранения нефтяных скоплений в условиях преобладающей по объему генерации газообразных УВ.

                                    Основные защищаемые положения:

                                    Геологическое обоснование возможности использования соотношения кислых ингредиентов природного газа в качестве индикатора региональных условий формирования месторождений в Амударьинском НГБ.

                                    Способ диагностирования стратиграфических источников УВ, участвовавших в формировании залежей Амударьинского НГБ, по соотношению кислых компонентов природного газа.

                                    Уточненная модель регионального нефтегазонакопления в юрском и нижнемеловом комплексах Амударьинского НГБ.

                                    Обоснование типовых моделей формирования месторождений УВ разного состава и фазового состояния в Амударьинском НГБ.

                                    Оценка перспектив (и прогноз) поисков скоплений УВ разного состава и фазового состояния в слабо изученных районах и комплексах Амударьинского НГБ.

                                    Практическая ценность и реализация результатов работы. Результаты прогноза зон преимущественного накопления: сухих и высококонденсатных (с содержанием гомологов метана С_5+в более 100 г/м ), низкосернистых (при содержании Н₂8 в свободном газе менее 0,3% об.) и высокосернистых (Нг8 более 1% об.) газов; размещения газовых, газонефтяных и нефтяных залежей использовались при определении наиболее эффективных направлений и объектов геологоразведочных работ на газ и нефть в государствах Центральной Азии.

                                    Результаты работы использованы для характеристики современного состояния сырьевой базы и оценки основных тенденций развития газовой отрасли Туркменистана и Узбекистана при выполнении задания ОАО «Газпром» по теме «Анализ и прогноз тенденций развития газовой промышленности стран ближнего зарубежья (сырьевая база, прирост запасов и добыча газа, объем бурения и т.д.)», 1998.

                                    Апробация работы и публикации. Результаты исследований по теме диссертационной работы докладывались на отраслевых конференциях молодых ученых и специалистов ВНИИГаза (г. Москва, 1975-1983гг.), УкрНИИГаза (г. Харьков, 1977г.), ЗапСибНИГНИ (г.Тюмень, 1983г.), IX семинаре Мингазпрома (г.Оренбург, 1983г.), научно-практических конференциях Туркменгазпрома (г. Ашхабад, 1984, 1986гг.), заседании геологической секции Ученого Совета ВНИИГаза (1987), Всесоюзном геохимическом совещании (г. Саратов, 1987), Первой всесоюзной конференции по геодинамическим основам прогнозирования нефтегазоносности недр (г. Москва, 1988). По теме диссертационной работы опубликовано 15 работ.

                                    Работа состоит из введения, 6 глав и заключения, изложенных на 149 страницах; содержит 12 таблиц, иллюстрирована 28 рисунками. Список литературы включает 157 наименований.

                                    Автор благодарит д.г.-м.н. Н.Н.Соловьева и д.г.-м.н., профессора Г.И.Амурского за помощь в ходе выполнения работы, выражает признательность сотрудникам центра «Газовые ресурсы» ООО «ВНИИГаз» за доброжелательное отношение, научную поддержку и конструктивное обсуждение различных аспектов диссертационной работы.

                                    1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ АМУДАРЬИНСКОГО НГБ

                                    В главе рассмотрены характерные особенности геологического строения Амударьинского НГБ, имеющие непосредственное отношение к проблеме формирования и прогноза его нефтегазоносности.

                                    1.1. Геологические особенности

                                    Амударьинский НГБ расположен на территории трех государств Центральной Азии: Юго-Западного Узбекистана, Восточного Туркменистана и Северного Афганистана. В тектоническом отношении Амударьинский НГБ связан с одноименной синеклизой, которая представляет собой отрицательный структурный элемент эпигерцинской платформы. Первоначальные размеры последней на неотектоническом этапе редуцированы геосинклинальными (Копетдаг) и эпиплатформенными орогеническими сооружениями (Банди-Туркестан, Юго-Западный Гиссар) Альпийско- Гималайского складчатого пояса, перед которыми сформировались наложенные на платформенный склон компенсационные прогибы - Предкопетдагский, Предбандитуркестанский и Предъюжногиссарский (Бешкентский).

                                    Амударьинская синеклиза и смежный с ней Предкопетдагский прогиб входят в состав крупнейшего в Центральной Азии Каракумского нефтегазоносного мегабассейна, отличающегося преимущественной газоносностью несмотря на многочисленные и разномасштабные нефтепроявления. Различия в формировании и автономность источников УВ позволяют рассматривать Амударьинскую синеклизу и Предкопетдагский прогиб как самостоятельные нефтегазоносные бассейны, разделенные так называемой Шатлыкской межбассейновой зоной газонакопления [14, 33]. Схема тектонического районирования и размещения месторождений нефти и газа Амударьинского НГБ представлена на рис. 1.1.

                                    Подробное описание тектонического строения данного региона, особенностей истории развития, степени изученности разнообразными методами стратиграфических толщ осадочного чехла дано в многочисленных опубликованных работах Р.Е.Айсберга, И.М.Алиева, А.М.Акрамходжаева, А.Алланова, Г.И. Амурского, Е.И.Арнаутова,

                                    СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ АМУДАРЬИНСКОГО НГБ

                                    УЗБЕКИСТАН

                                    ТУРКМЕНИСТАН ^ о

                                    САМАРКАНД

                                    Границы:

                                    Месторождения: нефтяные

                                    Амударьинского НГБ нефтегазовые и газовые с нефтяной оторочкой газовые и газоконденсатиые внешнего контура распространения регионального флоидоупора между юрскими и меловыми отложениями основные региональные разломы

                                    Рис. 1.1

                                    Месторождения: 1. Янгиказган, 2.Газли, 3. Ташкудук, 4. Шурчи, 5.Акджар, 6. Джаркак, 7. Караулбазар-Сарыташ, 8. Сеталантепе, 9. Юлдузкак, 10. З.Юлдузкак, 11. Ю-З.Юлдузкак, 12. Караиз, 13. Куюмазар, 14. Шуртепе, 15. Карактай, 16. Ю.Мубарек, П.С.Мубарек, 18. Карабаир, 19. Кызылрабат, 20. Ходжихайрам, 21. Карим, 22. Каракум, 23. Шумак, 24. В.Ташлы, 25. З.Ташлы, 26. Расылкудук, 27. С.Майманак, 28. Чембар, 29. Сарыча, 30. Увады, 31. Яккасарай, 32. Даяхатын, 33. Кульбешкак, 34. Учкыр, 35. Ходжиказган, 36. Аккум, 37. Парсанкуль, 38. Кандым, 39. Ходжи, 40.3.Ходжи, 41. Алат, 42.3.Тегермен, 43. Тегермен, 44. Узуншор, 45. С.Денгизкуль, 46. Хаузак-Дангизкуль-Шады, 47. Уртабулак, 48.С.Уртабулак, 49. Умид, 50. Марковское, 51. В.Денгизкуль, 52. Чегара, 53. Джарчи, 54. Дивалкак, 55.Матонат, 56. Ю.Зекры, 57. Ю.Кемачи, 58. З.Кокчи, 59. Чандыр, 60. Зеварды, 61.Памук, 62. Бердыкудук, 63. Алан, 64. Нов.Алан, 65. Капали, 66. Култак, 67. Бешкент, 68. Камаши, 69. Гирсан, 70. С.Нишан, 71.3афар, 72. Бузахур, 73. С.Шуртан, 74. Шуртан, 75. Адамташ, 76. Гумбулак, 77. Аманата, 78. Пачкамар, 79. Кошкудук, 80. Ю.Тандырча, 81. Джаркудук, 82. Джангаликолон, 83.Джума, 84. Шакарак, 85. Етымтаг, 86. Ходжагугердаг, 87. Джаркудук, 88. Ходжабулан, 89.3.Карабиль, 90. Яшлар, 91.В.Тутлы, 92. Чамчаклы, 93. Иски, 94. Ю.Иски, 95. Кервен, 96. Бабаарап, 97. Балкуи, 98. Кокдумалак, 99. Тангикудук, 100. Шакарбулак, 101.Янкуи, 102. Гонбадли, 103. Хангирен, 104. Аккумулям, 105. Хазарли, 106. Беурдешик, 107. Кирпичли, 108. Стихийное, 109. Ачак, 110. С.Ачак, Ш.С.Наип, 112. Наип, ПЗ.Ю.Наип, 114. Сардоб, 115. С.Гугуртли, 116. Гугуртли, 117. С.Балкуи, 118. Гагаринское, 119. Багаджа, 120. Фараб, 121. Сакар, 122. Самантепе, 123. Сундукли, 125.Чартак, 126. Малай, 127. Шарапли, 128. Кели, 129. Еланы, 130. Меана, 131. Теджен, 132. В.Теджен, 133.Шатлык, 134. Моллакер, 135. Шоркель, 136. Ю.Иолотань, 137. Майское, 138. Байрамали, 139. Сейраб, 140. Учаджи, 141. В.Учаджи, 142. Елкуи, 143. Бешкизыл, 144. Сандыкачи, 145. Карабиль, 146. Карачоп, 147. Ислим, 148. Даулетабад-Донмез.

                                    Д.Архангельского, А.Г.Бабаева, A.A. и Э.А.Бакировых, Б.И.Бараша, М.С.Бондаревой, Р.И.Быкова, В.Г.Васильева, М.И.Варенцова, В.И.Вето, В.Т.Воловика, О.С.Вяловой, Г.А.Габриэлянца, В.П.Гаврилова, П.В.Глумакова, Ю.Н.Година, Г.И.Грачева, Н.И.Громадиной, А.Н.Давыдова, А.В.Данова, Г.Х.Дикенштейна,

                                    И.Ермакова, В.И.Ермолкина, В.Д.Ильина, Л.Г.Кирюхина, В.С.Князева, Н.И.Кошелева, К.Н.Кравченко, Н.А.Крылова, И.М.Кубасова, Н.Я.Кунина, В.И.Ларина, Е.В.Лебзина, Г.И.Ледовской, М.Г.Лувишиса, Н.П.Луппова, А.К.Мальцевой, К.К.Машрыкова, В.Г.Машадова, Т.Мередова, М.К.Мирзаханова, М.Ф.Мирчинка, И.В.Мушкетова, В.Д.Наливкина, В.А.Обручева, Н.Е.Оводова, Я.А.Пилипа, О.А.Рыжкова, Д.Г.Сахатвалиева, Г.П.Сверчкова, А.Ф.Семенцова, А.М.Силича, И.П.Соколова, В.Я.Соколова, Н.Н.Соловьева, Н.С.Соловьевой, В.П.Строганова, А.Е. и М.Е.Старобинцев, З.А.Табасаранского, В.А.Туранова, К.К.Тумарева, М.М.Фартукова, П.В.Флоренского, З.Б.Хуснутдинова, А.Е.Шлезингера, В.И.Шрайбмана, А.Я.Яншина и др.

                                    Амударьинская синеклиза была заложена в верхнепалеозойско-триасовое время в виде узкой трогообразной зоны Хивино-Мургабского желоба, где мощность палеозоя-триаса достигает 5-9 км; за его пределами она резко уменьшается до 0-3 км (К.Н.Кравченко, 1977). С начала платформенного этапа развития основные впадины наследуют доверхнепалеозойские геосинклинали, что позволяет рассматривать Амударьинскую синеклизу как область прогибания древнего заложения (Г.И. Амурский, 1968, 1970).

                                    Фундамент представлен разновозрастными палеозойскими образованиями, выходящими на поверхность в районе горных сооружений Султан-Уиздага, Центрально-Кызылкумского массива и Юго-Западного Гиссара. Глубины залегания поверхности фундамента по геофизическим данным в Амударьинской синеклизе увеличиваются от 3-6 км на бортах до 10-16 км в ее центре. На фундаменте залегает промежуточный пермо-триасовый комплекс отложений. Мощность отложений осадочного чехла, представленного юрскими, меловыми и палеогеновыми отложениями вместе с неоген-четвертичными образованиями не превышает 8 км. Фундамент синеклизы рассечен рядом региональных разломов, в различной степени отраженных в осадочном покрове.

                                    Собственно осадочный чехол, с которым связаны нефтегазовые залежи, снизу вверх подразделяется на шесть литолого-стратиграфических комплексов (рис. 1.2): нижний терригенный (нижняя-средняя юра), карбонатный (верхняя юра), соляно- ангидритовый (верхняя юра), верхний терригенный (мел), терригенно-карбонатный (палеоген), молассовый (неоген-антропоген).

                                    В юрский период Амударьинская синеклиза оставалась обособленной от Копетдагской геосинклинали Притедженской седловиной. Это обусловило существование в киммеридж-титонское время на месте синеклизы гигантской лагуны и заполнение ее соленосной толщей (до 1 км). В дальнейшем она выполняла роль регионального флюидоупора, контролировавшего распределение скоплений нефти и газа между юрскими и меловыми отложениями. Мощность хемогенной толщи убывает от центра к периферии, характер залегания - горизонтально-пластовый за исключением Репетек-Келифской соляно-купольной зоны, где в ядрах соляных структур ее мощность достигает 3 км.

                                    Современному облику Амударьинской синеклизы свойственны: резкая асимметрия бортовых склонов (см. рис. 1.2); смещение осевых линий наиболее прогнутых зон синеклизы к западному, южному и восточному краям; наличие погребенных поднятий в центральной части (Учаджинское); трехступенчатое строение наиболее пологого и протяженного северо-восточного борта (Бухарская, Чарджоуская, Багаджинская ступени) по сравнению с крутым и "коротким" южным бортом (Карабиль-Бадхызская ступень). Образование на южном моноклинальном склоне синеклизы Сандыкачинской системы наложенных прогибов сократило протяженность ее южного склона более чем в два раза, увеличив его уклон по кровле келловей- оксфордских отложений до 40м/км против 20 м/км [В]. Такая структура синеклизы сформировалась в результате перестройки регионального структурного плана в послепалеогеновое время.

                                    1.2. Гидродинамические особенности

                                    Первые гидрогеологические обобщения (динамика, состав, выявление гидрохимических критериев газонефтеносности и др.) для рассматриваемой территории связаны с именами Е.Я.Старобинца и Я.С.Эвентова (1948), Б.А.Бедера (1949-1959). Позднее эти вопросы рассматривались в работах В.Н.Корценштейна (1960-1964), В.А.Кудрякова (1961-1962), В.В.Колодия (1961-1962), Ю.А.Спевака (19621970), Е.А.Барс (1960-1963), А.А.Карцева и др., (1963), П.П.Иванчука,

                                    Ф.Колотушкиной (1961-1962), В.Н.Пашковского (1967), Т.Н.Авазова (1967),

                                    Ф.Борзасекова (1968), Э.С.Гончарова (1971), М.И.Субботы (1971), В.С.Гончарова (1972).

                                    Накопленные к 1964г. данные по стратиграфии, тектонике и гидрогеологии Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области (первой по времени открытия) позволили В.Н.Корценштейну [65] выделить здесь первоначально пять водоносных комплексов и семь относительных водоупоров. По мере развертывания площадных поисково- разведочных работ увеличивался объем фактического материала по нефтегазоносности, гидрогеологии, тектонике, стратиграфии и не только Бухаро- Хивинской области, где соляно-ангидритовый флюидоупор в основном отсутствует, но и Каракумского бассейна в целом. Представленная ниже схема выделения флюидопроводящих и -упорных толщ (рис. 1.3) отражает современный уровень геологических знаний о регионе. Выделение водоносных комплексов, являющихся более сложно построенными по сравнению с водоносными горизонтами, основано на характере гидравлической связи между различными литолого-фациальными комплексами. Здесь имеется ввиду то обстоятельство, что в единый водоносный комплекс могут быть объединены несколько литолого-фациальных комплексов, причем количество их (и это важно для ниже следующего рассмотрения) может быть непостоянным в пределах рассматриваемой территории, а варьирующим в зависимости от литологического состава и выдержанности по площади отдельных водоупоров. В пределах Амударьинского НГБ главным регионально выдержанным флюидоупором, разделяющим юрский и меловой нефтегазоносные этажи, считается верхнеюрская соляно-ангидритовая толща гаурдакской свиты. За границей её выклинивания или

                                    АМУДАРЬИНСКИЙ НГБ СХЕМА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ВОДОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ В ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ ЮРСКИХ И МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

                                    Составила Л.С.Салина по материалам: В.Н.Корценштейна,1964; В.А.Кудрякова, 1976; Я.А.Ходжакулиева, 1976; З.Б.Хуснутдинова, Н.А.Зелинского, 1977; В.А.Бородкина, 1985; С.Б.Вагина, 1986 1998 г.

                                    Границы:

                                    Амударьинекого НГБ

                                    Г'^'.Ц < у і С « С Г е л» ІА- /яро Г X б 0*9 і Ї к і иЛАгп'і /і ^ ^ "-"„і хед \ . «ГС - - '^«тй^""""""""""""""^/, | /(рад и » Г"

                                    Т" I / ЕиВ /'' ' распространения верхнеюрского регионального флюидораздела- соляно-ангидритовой толщи

                                    Региональные разломы

                                    Залежи, расположенные в отложениях: А - верхнеме ловых и палеогеновых, Б - нижнемеловых, В - верхне юрских (карбонатных), Г - нижне-среднеюрских

                                    Водоносный комплекс: а - флюидораздел (К)Ь -Ьг), б - нефтегазоносный горизонт^ - КлЬ)

                                    Пояс субвертикальных межпластовых перетоков

                                    Рис,1.3. литологического замещения (по периферии бассейна) надсолевой (меловой) и подсолевой (юрский) этажи представляют собой гидравлически взаимосвязанный, так называемый "пояс вертикальных межпластовых перетоков" (см. рис. 1.3). Естественно, что такая сообщаемость юрских и меловых отложений, характеризующихся разными возможностями собственной генерации УВ и соответственно разным качеством пластовых флюидов, должна сказаться и на особенностях нефтегазоносности периферического пояса. В его пределы попадают такие крупные месторождения газа как Газли, Шатлык, Даулетабад-Донмез и более мелкие месторождения Бухарской и частично Чарджоуской (Узбекистан), Беурдешикской, Бадхыз-Карабильской ступеней (Туркменистан) и Майманинского выступа (север Афганистана).

                                    В центральной наиболее погруженной части Амударьинской синеклизы, где юрский и меловой этажи надежно разобщены, юрский нефтегазоносный этаж, представленный терригенной (.Г^г) и карбонатной (Т, ^к") толщами, вероятно также представляет собой гидравлически единый комплекс, где терригенная и карбонатная части лишь местами разъединены невыдержанными по площади нижнекелловейскими глинами. Характер распространения этих глин в зонах глубокого погружения не известен. В.Н.Корценштейн [65] считал, что сообщаемость терригенной и карбонатной частей юрской толщи в зонах неглубокого залегания в пределах Бухаро-Хивинской области обусловлена невыдержанностью по простиранию и фациальной изменчивостью XVIII, XVII (^.г) и XVI, XV (1₃^к") продуктивных горизонтов и флюидоразделов между ними, которая была подтверждена позднее А.К.Мальцевой, Н.И.Громадиной, Н.Е.Оводовым и другими исследователями [153].

                                    Несмотря на то, что результаты разного рода исследований свидетельствуют о сложном гидродинамическом устройстве осадочного чехла Амударьинской синеклизы, при прогнозировании нефтегазоносности обычно учитывалась сообщаемость только юрского и мелового нефтегазоносных этажей за пределами солевого ареала. При этом не уделялось должного внимания тому, что сам юрский подсолевой этаж в наиболее погруженных частях региона также является единой гидродинамической системой. Последнее обстоятельство не имело бы столь решающего значения в формировании нефтегазоносности региона, если бы составляющие юрский комплекс части (нижне- среднеюрская угленосная терригенная и верхнеюрская карбонатная) не являлись резко отличными по продуктам генерации, составу и фазовому состоянию производимых ими УВ. Гидравлическое единство юрского комплекса в зоне глубокого залегания пока не подтверждено результатами бурения. Однако в диссертационной работе оно по возможности доказывается с помощью косвенных показателей и в первую очередь геохимических: состава УВ, наличия и количественного содержания кислых компонентов в газах, вариаций величин конденсатосодержания газов и т.д.

                                    Очевидно, что совершенствование гидродинамической модели Амударьинского НГБ предполагает уточнение принципиальной модели формирования нефтегазоносности бассейна в целом, и, следовательно, является залогом повышения надежности прогноза нефтегазоносности и состава флюидов. * * *

                                    Таким образом, анализ опубликованных работ по вопросам геологического строения Амударьинского НГБ показал, что наиболее важными особенностями его строения и развития являются:

                                    Длительность унаследованного развития в качестве отрицательного структурного элемента.

                                    Наличие мощного регионального флюидораздела (соляно-ангидритовая толща гаурдакской свиты) между юрскими и меловыми нефтегазоносными отложениями, который на большей части территории контролирует стратиграфический диапазон распределения залежей УВ.

                                    Повышенная гидравлическая сообщаемость отложений юры и мела за пределами площади распространения верхнеюрского солевого флюидоупора.

                                    Отсутствие внутри юрских пород, содержащих две качественно различные нефтегазоматеринские толщи, надежных флюидоразделов, что обеспечивало возможность широкого развития процессов вертикальной миграции и смешивания УВ разных генерационных зон. Ранее, при прогнозе нефтегазоносности Амударьинского НГБ на этой особенности не акцентировалось должного внимания.

                                    Гидравлическая связь нижне-среднеюрских и верхнеюрских, а также юрских и меловых продуктивных горизонтов по зонам трещиноватости, разломов и выклинивания флюидоупоров.

                                    Тектоническая активизация региона на новейшем этапе развития, сопровождавшаяся перестройкой и усилением контрастности структурного плана (изменение углов наклона пластов, прирост амплитуд антиклинальных складок, образование наложенных прогибов по южной и восточной периферии Амударьинской синеклизы) и, соответственно, изменением пластовых давлений и температур, ростом интенсивности процессов генерации УВ и миграции пластовых флюидов, переформированием прежних и образованием новых залежей УВ.

                                    Асимметричность Амударьинской синеклизы, разная крутизна и протяженность южного и северо-восточного ее бортов, обеспечившая различные условия формирования месторождений УВ в их пределах.

                                    2. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ГЕОТЕРМИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕЗОЗОЙСКО- КАЙНОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ АМУДАРЬИНСКОГО НГБ

                                    В главе по материалам опубликованных и фондовых работ охарактеризованы генетические предпосылки нефтегазоносности и фактически установленная зональность в размещении нефти и газа Амударьинского НГБ.

                                    Среди других нефтегазоносных регионов Амударьинский НГБ выделяется аномально высоким преобладанием газа (более чем в 30 раз) в суммарных ресурсах УВ, несмотря на благоприятные генетические предпосылки и для крупномасштабного нефтеобразования. Всего в Амударьинском НГБ и смежных районах (мегантиклиналь юго-западных отрогов Гиссара, восточная часть Предкопетдагского прогиба) открыто более двухсот месторождений. Из них лишь 14 - нефтяные, остальные - газовые и газоконденсатные, причем лишь изредка с нефтяными оторочками и многочисленными нефтепроявлениями (рис. 2.1). Газовые и газоконденсатные месторождения по величине запасов весьма разнообразны: от уникальных и крупных (Газли, Шуртан, Шатлык, Даулетабад-Донмез и др.) до мелких, тогда как почти все нефтяные месторождения (за исключением месторождения Кокдумалак) относятся к категории мелких.

                                    Величина начальных разведанных запасов газа Амударьинского НГБ достигла 5 трлн.м³. Главными регионально нефтегазоносными отложениями Амударьинского НГБ являются юрские и нижнемеловые. На большей части территории они разделены верхнеюрским региональным соляно-ангидриговым флюидоупором мощностью до 1000 м, который контролирует размещение залежей УВ в разрезе осадочного чехла и по площади. Поэтому ареалы нефтегазоносности подсолевых (юрских) и надсолевых (меловых) отложений разобщены в пространстве и различаются по составу и преимущественному фазовому состоянию УВ.

                                    По площади и стратиграфическому разрезу распределение У В неравномерно. Нефтегазоносность верхнепалеозой-триасового структурного этажа не доказана, однако по ряду признаков он мог быть значимым источником УВ. Нижне- среднеюрские отложения изучены бурением преимущественно в прибортовых участках

                                    СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И НЕФТЕПРОЯВЛЕНИЙ В АМУДАРЬИНСКОМ НГБ И СОПРЕДЕЛЬНОЙ ТЕРРИТОРИИ угтюямуюн с.ачак султансанджар : \ J,.i 1 ^л'0^: " _а^{к0шабупак} "ДСИ'аипЧ к," \ .^Г-' - с.наип измаил' о кошуй ''' \ V, С.ГУГРТЛИ v CUPz --у гугуртли VC4 - - ". ; ЭЛЬДЖИК Ъ

                                    У ^ТА

                                    ФАРАБ .О⁴' ю.наип дарак / ^с.бапкуи

                                    ОБАПКУИ стихийное газпи джаркак сарыча .„.„куюмазар караиз шурчи акджар караулбазар- „ сарыташ₀«« олдузкак ю-з.юлдузкжс^шуртепе кизилрабат д^ангуло _d- „ ^ ~ з.крУК о i ^ карим ^ "'""^^караеаир киштуван^^рук ^/^с.майманаккарактай _ хиш^ВАН уииа^^^^ ~ ' J JiTK ^ —ДРНИЯЯ - camahtenej:*^»"s^>i4hctoh шакарбупак '-v метеджан ^кокдумалак "с.гузар „_г?тангикудук С.ШУРТАН & jjjjgbota кощкудук* N/пГИРСАН ю.кизилбайрак т

                                    Составлена по опубликованным материалам 1999 г.

                                    Условные обозначения:

                                    1-3. ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ (а - В ВЕРХНЕОРСКИХ. 6 - НИЖНЕМЕЛОВЬ1Х);1 - ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ; 2 - НЕФТЯНЫЕ: 3 - НЕФТЕГАЗОВЫЕ ( В ТОМ ЧИСЛЕ С НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКОЙ); 4- ЕДИНИЧНЫЕ ПРИТОКИ НЕ<РТИ (ИНДЕКС- ВОЗРАСТ ОТПОЖЕНИЙ: Pz (?) ПРЕДПОЛОЖИТЕЛЬНО

                                    ПАЛЕОЗОЙ. Ji г . НИЖНЯЯ-СРЕДНЯЯ ЮРА. J3 - КИММЕРИДЖ-ТИТОН. Kmc НЕОКОМ, Ki АПТ: 5- НЕФТЕПРОЯВЛЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ

                                    БУРЕНИЯ И ПРИ ОПРОБОВАНИИ (НЕФТЕНАСЫШЕННЫЙ КЕРН. ПЛЕНКИ НЕФТИ, ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ И Т.П.. ИНДЕКС- ВОЗРАСТ ОТЛОЖЕНИЙ);

                                    6 - ВНЕШНИЙ КОНТУР РАСПРОСТРАНЕНИЯ СОЛЕНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ КИММЕРИДЖ-ТИТОНА: 7 - РЕГИОНАЛЬНЫЕ РАЗЛОМЫ: 8 - КОНТУРЫ КРУПНЫХ

                                    ПОЛОЖИТЕЛЬНЫХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ (II - ЮГО-ЗАПАДНЫЕ ОТРОГИ ГИССАРА: III - КАРАБИЛЬ-ВАДХЫЗСКАЯ ЗОНА ПОДНЯТИЙ):

                                    Э - КОНТУРЫ ОСНОВНЫХ ВАЛОВ; 10 - ВНЕШНИЕ ГРАНИЦЫ КОПЕТДАГА

                                    ПРИМЕЧАНИЕ: НА ТЕРРИТОРИИ ЗАПАДНОГО УЗБЕКИСТАНА ПОКАЗАНЫ ТОЛЬКО НЕФТЯНЫЕ И НЕФТЕГАЗОВЫЕ ЗАЛЕЖИ.

                                    Рис. 2.1

                                    Амударьинского НГБ. Выявленные в них залежи УВ немногочисленны и в общем балансе запасов имеют подчиненное значение. Если нефтегазоносность верхнеюрских пород установлена практически повсеместно, то нижнемеловые отложения промышленно нефтегазоносны в двух разобщенных ареалах: по периферии бассейна, где верхнеюрский соляно-ангидритовый флюидоупор выклинивается или замещается другими породами, и в центральной его части над мощной эвапоритовой покрышкой. В верхнемеловых и палеогеновых отложениях встречены единичные мелкие газовые скопления.

                                    При оценке генерационного потенциала нефтегазоносных бассейнов в первую очередь определяются возможные нефтегазоматеринские толщи и их генетические параметры (количество и вещественный тип ОВ, его сохранность и степень катагенетической преобразованности), условия и вероятность реализации ими нефтегазогенерационных возможностей. Комплекс этих данных характеризует потенциальные возможности пород генерировать газ и нефть в благоприятных геотермических условиях, т.е. генетические предпосылки для нефте- и газообразования. Другим способом изучения нефтегазоносности региона является определение пространственных закономерностей размещения выявленных скоплений преимущественно газообразных и жидких УВ при помощи статистических, графических и других приемов. Ниже, на примере Амударьинского НГБ, проведено сопоставление пространственных особенностей размещения УВ и генерационных возможностей юрских и нижнемеловых отложений.

                                    Похожие диссертации на Условия формирования и прогноз залежей углеводородов разного состава и фазового состояния в Амударьинском НГБ

                                    

                                    Условия формирования и прогноз нефтеносности отложений баженовской свиты на примере Сахалинской и Восточно-Сахалинской площадейНикульшин Иван Андреевич

                                    

                                    Палеотектонические условия формирования и прогноз размещения зон нефтегазонакопления в поддоманиковых отложениях Варандей-Адзьвинского авлакогена : суша, Печороморский шельфСотникова, Алена Георгиевна

                                    

                                    Условия формирования и прогноз нефтегазоносности западного борта южно-каспийской впадиныМустаев Рустам Наильевич

                                    

                                    Условия формирования и прогноз нефтегазоносности васюганского нефтегазоносного комплекса на северных склонах Сургутского и Нижневартовского сводов Захрямина Марина Олеговна

                                    

                                    Строение, условия формирования верхнедевонского комплекса Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и прогноз коллекторовПармузина Любовь Васильевна

                                    

                                    Условия формирования пород-коллекторов в палеогеновых отложениях впадины ДунинЧэнь Сяоцзюнь

                                    

                                    Условия формирования и закономерности распространения высокоемких коллекторов нефти и газа в верхнеюрских отложениях зоны сочленения Парабельского мегавала и Усть-Тымской впадиныИванова Наталья Алексеевна

                                    

                                    Условия формирования зон нефтегазонакопления южной части Прикаспийской нефтегазоносной провинции Кондратьев Александр Николаевич

                                    Условия формирования и перспективы открытия залежей газа в карбонатно-галогенной толще перми юго-востока Днепровско-Донецкой впадины Яковлев Олег Эдуардович

                                    

                                    Условия формирования песчаных тел в чокракских отложений северного борта Западно-Кубанского прогиба и их нефтегазоносностьМятчин, Константин Михайлович