image

Территория Нефтегаз № 6 2016

Геология

01.06.2016 10:00 Геологическая изученность месторождений Юго-Западного Узбекистана

В статье проанализированы результаты проведенных ранее исследований месторождений Юго-Западного Узбекистана, находящихся в северо-восточной части Амударьинской газонефтеносной провинции, изучены данные последних лет. Это позволило установить основные геологические особенности региона, уточнить нефтегазоносный потенциал и палеографические условия, а также предложить классификацию месторождений в зависимости от типа природного резервуара.
Регион является хорошо изученным. В тектоническом плане месторождения Юго-Западного Узбекистана относятся к Чарджоуской и Бухарской ступеням. В нефтегазоносном плане месторождения приурочены к одноименным нефтегазоносным областям, обладающим одним из наибольших нефтегазовых потенциалов в пределах бассейна. В пределах провинции преобладают газовые и газоконденсатные месторождения. Нефтяные залежи и оторочки прослеживаются лишь на 19% всех открытых месторождений Амударьинского газонефтеносного мегабассейна.
В стратиграфическом отношении газоносными являются отложения от нижней юры до верхнего мела. Большое влияние на формирование залежей нефти и газа оказала верхнеюрская соленосно-ангидритовая формация – газоносность меловых отложений отмечается только за ее пределами.
На основе собранной информации и исходя из геологических условий осадконакопления, тектонических особенностей региона и отдельных залежей предложена классификация месторождений Юго-Западного Узбекистана в зависимости от типа природного резервуара. Месторождения можно разделить на две большие группы: месторождения, связанные с пластовым типом природного резервуара, и месторождения, связанные с массивным типом природного резервуара.


Ключевые слова: Амударьинский газонефтеносный мегабассейн, Чарджоуская ступень, Бухарская ступень, Газли, Ташкудук, Учкыр, Уртабулак.
Ссылка для цитирования: Чернов И.В. Геологическая изученность месторождений Юго-Западного Узбекистана // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 6. С. 40–47.
Открыть PDF


40-47-r1.jpgГазовые месторождения Юго-Западного Узбекистана находятся в пределах Амударьинского газонефтеносного мегабассейна. Амударьинский бассейн (рис. 1) – это богатая углеводородами провинция бывшего СССР, уступающая по объемам запасов и добычи природного газа только Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Большая часть провинции располагается на территории Туркменистана и Узбекистана, ее окраины простираются на территорию Афганистана и Ирана. По данным компании «Петроконсалтантс» (1996), открытые объемы углеводородов составляют 40,3 млрд баррелей н.э., из них только
2 млрд баррелей приходится на нефть и конденсат, остальные – на природный газ. Среди 102 провинций, выбранных Геологической службой США для оценки неоткрытых нефтяных и газовых ресурсов, бассейн занимает 15-е место по начальным запасам углеводородов. Бассейн включает гигантские газовые и газоконденсатные месторождения, крупнейшее из которых – Даулетобад (Даулетобад-Донмез) с начальными запасами газа около 1,7 трлн м3 [8].

В Амударьинском бассейне наибольшим газовым потенциалом обладают: верхнеюрские рифы и шельфовые карбонаты, покрытые толщей эвапоритов киммериджа, и надсолевые обломочные породы готеривского яруса Шатлык, представленного высокопористыми песчаниками, нередко с карбонатным цементом с линзами алевролитов и глин [1]. Газовые материнские породы плохо определяются геохимическими методами. На основе имеющихся геологических данных предполагается, что материнскими породами могут являться угли и осколки углей нижней-средней юры, а также верхнеюрские морские, черные глинистые сланцы и мергели, толщи которых перекрываются эвапоритовой свитой Гаурдак [2]. Благодаря большим глубинам погружения и высокой степени созревания материнских пород в пределах мегабассейна сформировались благоприятные условия для образования газовых месторождений, что подтверждается их большим распространением по сравнению с нефтяными месторождениями.

В 1953 г. было открыто первое газовое месторождение Сеталантепе в северо-восточной краевой части бассейна, это стало толчком для начала активных разведочных работ на смежных площадях и на других окраинах бассейна.

В пределах северной части Амударьинского бассейна выделяются Бухарская, Чарджоуская ступени, Бешкентский прогиб и Теджен-Питнякский грабен-рифт. Образование тектонических элементов II порядка – Бухарской и Чарджоуской ступеней – обеспечило основные герцинские разломы – Предкызылкумский, Бухарский и Амударьинский. Месторождения Юго-Западного Узбекистана находятся в северной части Амударьинского мегабассейна, на территории Бухарской и Чарджоуской газонефтеносных областей.

Каждая из ступеней фундамента рассечена поперечными разломами. Так, в пределах Бухарской ступени проходят Джусантепинский, Южно-Раметанский и Северно-Мубарекский разломы. Некоторые из них протягиваются и в пределах Чарджоуской ступени. Они разделяют ступени на блоки, при опускании которых в осадочном чехле образовались наложенные прогибы, расчленившие Бухарскую и Чарджоускую ступени на отдельные крупные поднятия. На территории Бухарской ступени с северо-запада на юго-восток выделяются Янгиказганский, Газлинский, Каганский, Мубарекский своды, на Чарджоуской ступени с запада на восток – Султан-Санжар-Гугуртлинский, Кандымско-Алатский, Денгизкульский своды (рис. 2). Южнее Чарджоуской ступени расположен Карабекаульский прогиб.

На севере Амударьинского бассейна диапазон продуктивности газовых месторождений, расположенных вне ареала солей, расширен за счет вертикальной миграции газа и кроме отложений средней и верхней юры включает неокомские, апт-альбские и даже верхнемеловые отложения (Газли). На территории Узбекистана и Туркменистана известен ряд крупнейших и крупных месторождений – Газли, Наип, Ачак, Гуруртли, Беурдешик, на месторождениях Бухарской газонефтеносной области в средне-верхнеюрских и неокомско-аптских отложениях найдены небольшие нефтяные залежи и оторочки. Нефтяные залежи и оторочки прослеживаются лишь на 19% всех открытых месторождений Амударьинского газонефтеносного мегабассейна. Большая их часть сконцентрирована в юго-восточной части Бухарской и Чарджоуской ступеней, единичные залежи отмечены в центральной части Мургабского бассейна. 81% всех открытых месторождений составляют газовые и газоконденсатные залежи.

40-47-r2.jpgНижне- и среднеюрские отложения на территории Средней Азии распространены очень широко и в большинстве районов залегают непосредственно на палеозойских образованиях. Известно несколько крупных районов, в пределах которых под юрскими слоями располагаются толщи триасового и пермо-триасового возраста, мощность которых резко меняется в зависимости от района исследований. В платформенной области Средней Азии нижне-среднеюрские отложения перекрыты мощным чехлом меловых образований, но в нескольких местах они выходят на дневную поверхность.

Согласно исследованиям С.П. Максимова, Р.Г. Пакиной и А.М. Смахтиной [6], в пределах Амударьинской газонефтяной провинции выделяются три типа углеводородных скоплений, различающиеся по изотопному составу серы, углерода и химическим характеристикам.

Наличие трех типов нефтей и конденсатов обусловлено разновозрастными нефтегазоматеринскими отложениями, а различие параметров в пределах типов вызвано влиянием вторичных процессов и существованием нескольких очагов генерации углеводородов. Предположительно, для нефтей и конденсатов I типа нефтегазоматеринскими являлись нижне-среднеюрские отложения (в незначительной степени – верхнеюрские), для нефтей и конденсатов II типа – верхнеюрские (при частичной роли нижне-среднеюрских), для нефтей и конденсатов III типа – в основном нижнемеловые (незначительно – верхнеюрские) [6].

Первый тип встречается в Беурдещик-Хивинской и Заунгуской газовых областях, а также в северо-западной части Бухарской и Чарджоуской нефтегазовых областях (рис. 3). Это легкие нефти (0,82–0,84 г/см3), малосернистые (серы 0,07–0,5%) и малосмолистые.
В основном газы месторождений этого типа не содержат сероводород, за исключением месторождений Кандымской группы. Параметры нефтей и конденсатов схожи в пределах залежи и в пределах отложений разного стратиграфического возраста. Нефти и конденсаты юрских и меловых отложений имеют единый источник углеводородов.

Второй тип встречается в юго-восточной части Бухарской и Чарджоуской нефтегазоносных областей и в юго-западном Гиссарском газоносном районе. Нефти имеют высокую плотность (0,86–0,95 г/см3), повышенные концентрации серы (1–2% и более), от 10 до 30% смол и асфальтенов. Нефти и конденсаты верхнеюрских и меловых отложений близки по составу углерода, что говорит о едином источнике и общем генезисе. Концентрация сероводорода находится в пределах от 0,01 до 6,5%. На залежах Бухарской ступени (0,01–0,5%) его образование связано с биогенным восстановлением сульфатов, в то время как на месторождениях Чарджоуской ступени (Уртабулак-Денгизкульская зона, концентрация 1,0–6,5%) образование сероводорода связано с химическим восстановлением сульфатов.

Третий тип конденсатов и нефтей встречается в нижнемеловых отложениях Предкопетдагской и Бадхыз-Карабильской нефтегазоносных областей и в Шатлыкском газоносном районе. Плотность колеблется в больших пределах (0,804–0,94 г/см3), нефти и конденсаты малосернистые (0,5%), с низким содержанием смол и асфальтенов. Газы третьего типа бессернистые и малосернистые (Шатлык, Даулетобад-Донмез и др.), на юге Бахардокского склона (Кырк, Караджаулак и др.) содержание сероводорода значительно возрастает.40-47-r3.jpg

На месторождениях Юго-Западного Узбекистана распространены первый и второй типы нефтей и конденсатов. Первый тип преобладает в северо-западной части Бухарской и Чарджоуской нефтегазовых областей, второй отмечается в юго-восточной части Бухарской и Чарджоуской нефтегазоносных областей и в юго-западном Гиссарском газоносном районе.

Залежи нефти и газа в нижне-среднеюрских образованиях найдены и в платформенной, и в эпиплатформенной областях. Кроме того, выявлена аномально высокая обогащенность ряда пластов рассеянными битумами (РБ). Анализ данных по битуминозности нижне-среднеюрских отложений показывает, что число пластов, обогащенных битумами, значительно превышает количество и в особенности размеры выявленных залежей нефти и газа. Большинство залежей в разрезе юрских образований локализовано в карбонатной формации келловей-оксфордского возраста. Поскольку вся толща юрских отложений представляет собой единый водонапорный комплекс, можно предположить, что происходит переток углеводородов из нижне-среднеюрской толщи в келловей-оксфордскую и даже меловую. На основе исследований А.Г. Бабаева [3] предполагается, что нижне-среднеюрские отложения являются основным нефтегазоматеринским комплексом мезозойских отложений платформенной области Средней Азии.

Газоносность северной половины Амударьинского бассейна в ареале распространения солей связана главным образом с подсолевыми карбонатными отложениями оксфордского и верхнекелловейского ярусов, представленными пластовыми шельфовыми и рифовыми фациями, которые развиты главным образом в пределах Чарджоуской ступени и Бешкентского прогиба. В пределах этих структур к барьерным и одиночным рифам приурочен ряд крупных, крупнейших и уникальных газоконденсатных (Денгизкуль-Хаузак-Шады, Уртабулак, Зеварды, Шуртан) и нефтегазоконденсатных (Кокдумалак) месторождений. Аномально высоким содержанием жидких углеводородов отличается Кокдумалакский риф. Из газоконденсатных месторождений с карбонатным резервуаром наиболее значительными в пределах Чарджоуской ступени являются крупнейшие Кандымское [4] и Самантепинское [5]. Средние и мелкие нефтяные залежи и оторочки выявлены на месторождениях Северный Уртабулак, Южное Кемачи, Умид, Крук и др.

Месторождения углеводородов Юго-Западного Узбекистана (рис. 4) находятся в переделах Чарджоуской и Бухарской ступеней, их большая часть связана с антиклинальными складками. Диапазон промышленной газоносности меняется от нижней юры до верхнего мела. В общем разрезе рассматриваемой территории выделяются четыре главные формации: нижне-среднеюрская терригенная, средне-верхнеюрская карбонатная, верхнеюрская эвапоритовая и меловая терригенная. В них выделяются следующие продуктивные горизонты: VII – сенон; VIII, VIIIа, VIIIб – турон; IX и X – сеноман; XI, XIа – альб; XII – апт; XIII, XIV1 – неоком; XIV2 – киммеридж-титон; XV, XV1, XV2, XV3, XVa, XVНР (надрифовый), XVПР (подрифовый), XVI – келловей-оксфорд; XVII, XVIII – средняя юра [7].

Решающую роль в формировании газовых залежей сыграла соленосно-ангидритовая формация верхней юры. В районах ее распространения газ встречается только в подсолевой части разреза, причем характеризуется повышенным содержанием сероводорода (до 6,5%). Газоносность меловых отложений установлена только за пределами области соленакопления, преимущественно в границах Бухарской ступени. В кровле юрских отложений часто присутствуют известковистые песчаники, обладающие хорошими коллекторскими свойствами, а мощность ангидритов зачастую сокращается, и они выпадают из разреза. Это обуславливает возможность гидравлической связи юрского и нижнемелового водонапорных комплексов и возникновения единого юрско-нижнемелового комплекса. Присутствие солей в отложениях Чарджоуской ступени определило ограничение стратиграфического интервала газоносности юрскими отложениями, меловые газовые залежи отмечаются только в районах сокращения покрышки. На большинстве месторождений Чарджоуской ступени коллекторы представлены трещиноватыми и рифогенными известняками.

Месторождения юго-западного Узбекистана можно разделить на две большие группы:

  1. месторождения, связанные с пластовым типом природного резервуара;
  2. месторождения, связанные с массивным типом природного резервуара (рис. 4).

Некоторые исследователи выделенные группы месторождений дополнительно разделяют на отдельные классы, в зависимости от наличия структурных и стратиграфических осложнений (разломы, выклинивания, размывы), фазового состояния углеводородов, возраста и литологической характеристики.

40-47-r4.jpgМесторождения первой группы имеют более широкий диапазон нефтегазоносности, чем месторождения, связанные с массивным типов природного резервуара. Нефтегазоносность месторождений второй группы отмечается только в пределах юрских отложений, в то время как нефтегазоносность месторождений первой группы подтверждается и в меловых отложениях. Для обеих групп основным фазовым состоянием углеводородов является газ и конденсат, местами отмечаются нефтяные оторочки, чисто нефтяные залежи выявлены только на месторождениях второй группы (Северный Уртабулак и Зекры).

Характерными примерами месторождений, связанных с пластовым типом природного резервуара, являются Газли, Ташкудук, Учкыр, Аккум, Кандым, Парсанкуль. В качестве примера месторождений, которые связаны с массивным типом природного резервуара, можно привести Денгизкуль, Хаузак, Уртабулак, Северный Уртабулак, Умид, Южные Кемачи (табл.).

Литологически первая группа месторождений представлена терригенными коллекторами верхнего и нижнего отделов меловой системы – песчаниками, алевролитами с прослоями глин (Газли, Ташкудук); верхнеюрскими карбонатами – плотными известняками с пропластками ангидритов, органогенно-обломочными известняками, серыми трещиноватыми известняками с прослоями глин (Даяхатын, Кльбешкак, Аккум, Парсанкуль, Кандым); среднеюрскими терригенными породами – песчаниками с прослоями алевролитов (Даяхатын, Ходжиказган, Аккум). Вторая группа месторождений представлена верхнеюрскими карбонатными отложениями – темно-серыми плотными известняками с пропластками ангидритов (Умид), рифовыми массивами (Денгизкуль, Хаузак, Джарчи, Южные Кемачи) трещиноватыми кавернозными известняками (Уртабулак), рифовыми органогенными известняками (Зекры).

40-47-r5.jpgМесторождения первой группы преимущественно связаны с ловушками структурного типа. Большинство из них сводовые (Газли, Даяхатын, Кульбешкак), встречаются тектонически экранированные (Ташкудук, Учкыр, Ходжиказган). Кроме того, на некоторых залежах отмечаются элементы стратиграфических (Учкыр) и литологических (Зап. Ходжи) типов ловушек. Месторождения приурочены к брахиантиклинальным и антиклинальным складкам различной амплитуды, некоторые из которых осложнены тектоническими нарушениями.

Скопления углеводородов на месторождениях второй группы приурочены к крупным антиклинальным ловушкам, где в верхней части карбонатной толщи залегают большие массивы высокопористых и кавернозных карбонатных пород (рифы). Углеводородные флюиды в основном находятся в зоне трещиноватых известняков в верхней части массива под перекрывающими плотными породами-покрышками. Скопления имеют сложную геометрию и морфологию, так как их очертания контролируются преимущественно литологическими факторами – условиями пространственного размещения пород с межгранулярным типом пористости, высокой кавернозностью и трещиноватостью. Большинство месторождений второй группы представлены рифовыми массивами (Денгизкуль, Зекры, Крук, Зап. Крук, Джарчи, Юж. Кемачи, Сев. Уртатабулак), на отдельных месторождениях отмечаются литологическое экранирование и тектонические нарушения (Уртабулак).

Различие в типах пластовых резервуаров двух вышеуказанных групп может быть объяснено различными палеогеографическими условиями. На палеогеографической карте Юго-Западного Узбекистана (Уртабулак-Шуртанская площадь) отмечается четкая зона разграничения месторождений с разным типом природного резервуара (рис. 5).

В келловей-оксфордское время Амударьинский бассейн был разделен на глубоководное море, занимавшее юго-восточную область бассейна и мелководный шельф его окраинной части. Комплекс барьерных рифов и атоллов сформировался вдоль границы шельфа и в окраинных районах глубоководных бассейнов. Наиболее мощные и углеводородопродуктивные части рифа представлены известняками оксфордского яруса. Практически половина открытых углеводородных запасов бассейна содержится в данном рифовом комплексе и имеет большой потенциал прогнозных ресурсов. Общая мощность верхнеюрских карбонатов в зоне рифовых фаций достигает 500–600 м [8].

Шельфовые отложения келловей-оксфордского яруса состоят из различных мелководных фаций, включая ооли-
товые, обломочные, органогенные и доломитовые известняки, небольшие прибрежные келловейские карбонатные образования, глинистые известняки и мергели, локальные свиты ангидритов оксфордского яруса. Кроме того, присутствует терригенный материал, местами преобладающий вдоль северной границы бассейна.

Рифы и связанные с ними породы лучше всего изучены на границах северо-восточной части Амударьинского бассейна, в первую очередь в пределах Чарджоуской ступени в Узбекистане, где они содержат значительные объемы нефти и газа. Основное развитие рифа пришлось на конец формирования оксфордского и, вероятно, начало киммериджского ярусов, когда происходила наиболее значительная дифференциация бассейна на зону глубоководья, рифы мелководья и лагуны. Расширенный полукруглый барьерный риф, отделивший шельф от глубоководного бассейна, рассечен на сегменты приливными каналами длинной 4–8 км, глубиной 50–100 м, шириной от нескольких сотен метров до 1,5 км. Каналы, заполненные и перекрытые молодыми эвапоритовыми породами, играют важную роль в формировании ловушек углеводородов в барьерно-рифовом комплексе. Несколько одиночных рифовых построек образовалось в пределах глубоковод-
ного бассейна. Фации рифов мелководья, развивавшиеся в направлении суши из зоны рифов, состоят из различных мелководных карбонатов, переслаивающихся с ангидритами. Дальше к берегу карбонатный разрез включает терригенный материал, который был принесен с прилегающих земель.
От Чарджоуской ступени барьерный риф простирается на запад и юго-запад, где он отделяет обширный северный шельф от глубоководного бассейна и в дальнейшем погружается на глубины, превышающие 5 км.

Автор выражает признательность к.г.-м.н. Г.П. Кузнецовой и Б.С. Шукурову за помощь в написании статьи, а также А.Ю. Юшкову – за помощь при сборе материала и редактировании.

 

Таблица. Месторождения Юго-Западного Узбекистана
Table. Fields of South-West Uzbekistan

Характеристика
Characteristics

Пластовый тип природного резервуара
Formation type of natural reservoir

Массивный тип природного резервуара
Massive type of natural reservoir

Возраст горизонтов нефтегазоносности
Age of oil and gas content horizons

Средняя юра – верхний мел (сенон)
Middle Jurassic – Upper Cretaceous (senon)

Верхняя юра
Malm

Виды углеводородных скоплений
Types of hydrocarbon accumulations

Газ, газовый конденсат, нефтяные оторочки
Gas, gas condensate, oil rims

Газ, газовый конденсат, нефтяные оторочки, нефть
Gas, gas condensate, oil rims, oil

Литологическая характеристика коллектора
Lithological characteristics of the reservoir

Песчаники, алевролиты с прослоями глин, известняки с прослоями ангидритов, органно-обломочные известняки, трещиноватые известняки с прослоями глин
Sandstones, siltstones interbedded with clay, limestone interbedded with anhydrite, organ-clastic limestone, fractured limestones interbedded with clay

Известняки с пропластками ангидритов, рифовые массивы, трещиноватые кавернозные известняки, рифовые органогенные известняки
Limestones with interlayers of anhydrite, reef tracts, fractured cavernous limestones, reef organogenic limestones

Тип ловушки
Trap type

Структурный, стратиграфический, литологический
Structural, stratigraphic, lithological

Структурный, рифогенный
Structural, reef

Примеры месторождений
Examples of fields

Газли, Ташкудук, Учкыр, Даяхатын, Кульбешкак, Ходжиказган, Парсанкуль, Кандым
Gazly, Tash Kuduk, Uchkyr, Dayahatyn, Kulbeshkak, Hodzhikazgan, Parsankul, Kandym

Сев. Денгизкуль-Денгизкуль-Хаузак-Шады, Уртабулак, Сев. Уртабулак, Умид, Джарчи, Юж. Кемачи, Крук, Зап. Крук, Зекры
North Dengizkul-Dengizkul-Khauzak-Shady, Urtabulak, North Urtabulak, Umid, Dzharchi, South Kemachi, Crook, West Crook, Zekry



← Назад к списку


im - научные статьи.