Cтраница 3
Наиболее крупными структурами II порядка являются: Аму-дарьинская и Мургабская впадины, Каракумский свод, Южно-Мангышлакско - Ассакеауданская впадина, Карабогазский свод, и др. Наиболее значительные скопления УВ обнаружены на Южном Мангышлаке, в Амударьинской и Мургабской впадинах. [31]
В геотектоническом плане рассматриваемая территория расположена в пределах Туранской плиты эпипалеозойской платформы юга СССР и из крупных структурных элементоа включает Центрально-Каракумский и Карабогазский своды, Амударьинскую синеклизу и южный склон платформы, который переходит в Предкопетдагский краевой прогиб. Большая часть территории принадлежит Амударьинской синеклизе, северо-восточная часть которой включает в себя Бухарскую, Чарджоускую и Багаджин-скую ступени, отделенные одна от другой прогибами и региональными разломами. От северной Бухарской ступени к южной Багаджинской происходит ступенчатое погружение палеозойского фундамента от 2 до 5 км. Максимальные мощности мезозойских отложений в Амударьинской синеклизе достигают 8 5 км в районе Мургабской впадины. [32]
К концу позднеюрской эпохи происходит общее поднятие рассматриваемой территории, особенно восточной и центральной частей. Наступает обмеление бассейна, на юго-востоке ( Амударьинская и Мургаб-ская впадины) сильное его засоление. [33]
Заунгузский прогиб отделяется от Мургабской впадины субширотной Келиф-Репетекской зоной разломов, к которой с юга почти под прямым углом подходит Мургабская зона разломов. Наиболее сложное геологическое строение имеет северная часть Амударьинской синеклизы, где сходится система глубинных разломов. [34]
В тектоническом отношении Восточно-Каракумская область соответствует в основном Амударьинской синеклизе. Наиболее погруженными ее участками являются: Хивинский, Карабекаульский, Бешкентский, Заунгузский прогибы и Мургабская впадина, в которых глубины залегания палеозойского фундамента достигают 6 - 7 и даже 10 - 12 км. Эти впадины разделяются между собой и ограничиваются Малайско-Багаджинской седловиной, Учаджинским сводом и Шатлык-Марыйским поднятием. [35]
Бухаро-Хивинская газонефтеносная область в региональном плане соответствует северо-восточному борту Амударьинской синеклизы - крупнейшему отрицательному геотектоническому элементу западных районов Средней Азии. В ее строении принимают участие мезо-кайно-зойские отложения, залегающие лесогласно на складчатом фундаменте. На рассматриваемой территории по материалам глубокого бурения и геофизических исследований установлено закономерное ступенчатое погружение фундамента к юго-востоку от его выходов на поверхность ( хр. В этом же направлении происходит и последовательное увеличение мощности всего осад очного чехла, которая возрастает от 950 м до 5000 - 6000 м, что обусловлено интенсивным проявлением крупных региональных стратиграфических несогласий ( размывов, перерывов) и выклиниванием нижних секций разреза за счет трансгрессивного их налегания на палеозойский рельеф. [36]
Туранская нефтегазоносная провинция, приуроченная к эпи-палеозойской плите, как и другие провинции молодых платформ, характеризуется существенным преобладанием ресурсов газа. Наиболее крупные скопления газа сосредоточены на востоке плиты - в Амударьинской и Мургабской нефтегазоносных областях. Основные скопления нефти обнаружены на западе Туранской плиты в Южно-Мангышлакской нефтегазоносной области. [37]
Месторождения в Чарджоуской зоне в отличие от Бухарской в основном однопластовые и кроме газовых содержат нефтяные и нефтегазовые залежи. Такая закономерность подтверждает представления о формировании газовых месторождений на северном борту Амударьинской синеклизы за счет миграции углеводородов из центральных участков депрессии. [38]
С юрскими и меловыми образованиями связаны основные разведанные запасы природного газа. Верхнеюрский гидрохимический комплекс служит региональной покрышкой, под которой сформировались газовые месторождения в Амударьинской синеклизе и прилегающих к ней районах. Все месторождения Средней Азии открыты или в зоне развития этого комплекса, или в непосредственной близости от границ его выклинивания. Так, под соляным экраном выявлены месторождения Уртабулак, Самантепе, Кандым, а непосредственно за границами его распространения - Газли, Ачак, Наип. [39]
Центрально Кызылкумский регион приурочен к пустыне Кы-зылкум. В геоструктурном отношении представляет собой свод пла-кантиклинали, бортами которой являются крупные тектонические впадины - Амударьинская и Сырдарыгаская. [40]
Конденсаты-1 распространены по всему разрезу северных районов, а в других районах Западной Сибири они в основном приурочены к нижнесреднеюрскому осадочному комплексу. В единую генетическую группу с этими конденсатами Западной Сибири входят конденсаты сред-неверхнеюрских и нижнемеловых отложений Амударьинской синекли-зы, пермских, триасовых и юрских пород Восточной Сибири, средне-девонских отложений Тимано-Печорской впадины. [41]
Наибольший интерес для поисков газоконденсатных месторождений представляют крупные бассейны глубокого прогибания, характеризующиеся мощным осадочным выполнением. К ним в пределах нашей страны в первую очередь следует отнести такие крупные впадины, как Прикаспийская, Южно-Каспийская, Днепровско-Донецкая, Амударьинская, Мургабская, Линденская, Предкавказские и Предуральские прогибы и др. В разрезе осадочного чехла этих крупных тектонических единиц установлено ( в некоторых случаях предполагается) наличие мощных нефтегазообразующих толщ, характеризующихся благоприятными геохимическими и термобарическими условиями коллекторов, локальных ловушек и газоупоров для образования и сохранения крупных однофазных углеводородных скоплений. Все это дает основание для выделения в пределах указанных выше впадин и прогибов на глубинах в среднем 4 - 6 км целого ряда перспективных зон преимущественного газонакопления. [42]
Нефти этого типа ( а чаще всего конденсаты и конденсатоподобные нефти) также довольно широко известны в Западной Сибири. Среди нефтей других регионов сюда следует отнести нефти перми, карбона и юры Восточной Сибири, нефти и конденсаты средневерхнеюрских и нижнемеловых отложений Амударьинской сине-клизы, а также ряд нефтей зарубежных месторождений. Следует отметить, что этот тип нефтей как в Западной Сибири, так и в мире распространен значительно реже чем первый тип. [43]
По литологическому составу выделяются следующие основные типы непроницаемых толщ, играющих роль покрышек нефтяных и газовых залежей: галогенная, глинистая и карбонатная покрышки. Примером первой группы покрышек являются нижне-среднеальбские глины в южных районах Туранской плиты и второй группы - в том же регионе - глины над XIII продуктивным горизонтом аптского яруса Амударьинской и Мург абской впадин. [44]
Наряду с минеральными новообразованиями на больших глубинах встречаются известняки Со свободным поровым пространством - кавернами, трещинами и даже полостями, размер которых измеряется метрами. Характерной особенностью этих месторождений является повышенное содержание сероводорода, а иногда и углекислоты в составе газовой фазы. Подобная картинэ характерна и для Амударьинской синеклизы. Таким образом, можно сделать заключение о том, что сероводород и углекислота препятствуют вторичному кальцитообразованию и, следовательно, уплотнению пород на боль: ших глубинах. Этот вывод имеет принципиально важное значение для прогнозирования коллекторов нефти и газа на больших глубинах. [45]