диссертация Салина

На правах рзтсописи
С А Л И Н А Л Ю Б О В Ь СЕРГЕЕВНА
У С Л О В И Я Ф О Р М И Р О В А Н И Я И П Р О Г Н О З ЗАЛЕЖЕЙ У Г Л Е В О Д О Р О Д О В
РАЗНОГО С О С Т А В А И Ф А З О В О Г О С О С Т О Я Н И Я
В А М У Д А Р Ь И Н С К О М НГБ
Специальность 25.00Л2 - Геология, поиски и разведка
горючих ископаемых
Диссертация
на соискание ученой степени кандидата
геолого-минералогических наук
Научный руководитель доктор геолого-минералогических наук
.,.7
Н.Н.Соловьев
Москва 2003
2
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
6
1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ АМУДАРЬИНСКОГО НГБ
9
2.
1Л.
Геологические особенности
9
1.2.
Гидродинамические особенности
15
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ГЕОТЕРМИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ
ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
МЕЗОЗОЙСКО-КАЙНОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
АМУДАРЬИНСКОГО НГБ
2.1.
Геохимические предпосылки генерации нефти и газа и особенности
их размещения
2.2
22
Геотермические условия генерации УВ в мезозойско-кайнозойских
отложениях
3.
20
31
ОБОСНОВАНИЕ ИСПОЛБЗОВАНИЯ НЕУГЛЕВОДОРОДНЫХ
КОМПОНЕНТОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА В КАЧЕСТВЕ ИНДИКАТОРА
УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ АМУДАРЬИНСКОГО
НГБ
3.1.
45
Принципы прогнозирования состава и фазового состояния
углеводородных флюидов и проблема прогноза скоплений УВ
разного состава и фазового состояния в Амударьинском НГБ
3.2.
46
Обоснование использования кислых компонентов в качестве
индикатора условий газонакопления и формирования залежей в
Амударьинском НГБ
53
3.2.1. Особенности распределения кислых компонентов в
свободных газах Амударьинского бассейна
54
3.2.2. Реконструкция условий газонакопления в Амударьинском
НГБ по результатам анализа соотношения концентраций
кислых компонентов в свободном газе
59
3
4.
ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УВ РАЗНОГО СОСТАВА И ФАЗОВОГО
СОСТОЯНИЯ В ЮРСКИХ и МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ
АМУДАРЬИНСКОГО НГБ
4Л.
Условия формирования газоконденсатных залежей в подсолевых
карбонатных верхнеюрских отложениях
4.2.
68
68
Условия локализации нефтяных скоплений в Амударьинском НГБ.
Роль коллекторских свойств терригенных и карбонатных пород
4.3.
5.
в сохранении нефтяных залежей
83
Условия формирования залежей газа в нижнемеловых отложениях
90
ТИПИЗАЦИЯ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ У В
В АМУДАРБИНСКОМ НГБ
5. Г
Принципы типизации и моделирования залежей У В по условиям
ф ормирования
5.2
101
101
Модель формирования газоконденсатного месторождения,
расположенного в зоне проявления АВПД в подсолевом
верхнеюрском комплексе (на примере месторождения Култак)
5.3.
109
Модели формирования нефтяной и газоконденсатной с локальной
нефтяной оторочкой залежей в смежных ловушках
подсолевого карбонатного комплекса (на примере месторождений
Уртабулак и С.Уртабулак)
5.4.
115
Модель формирования газоконденсатного месторождения,
расположенного в зоне вертикальных перетоков флюидов из
юрских в нижнемеловые отложения (на примере месторождения
5.5.
6.
Даулетабад-Донмез)
122
Модель формирования месторождений Етымтаг и Ходжагугердаг
130
ПРОГНОЗ з о н РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ УВ РАЗНОГО
СОСТАВА И ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ В АМУДАРЬИНСКОМ НГБ
6. Т
Характеристика уточненной региональной модели формирования
нефтегазоносности Амударьинского НГБ
6.2.
136
136
Прогноз зон размещения скоплений УВ разного состава и фазового
состояния
139
4
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
148
БИБЛИОГРАФИЯ
149
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
6
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы. Восстановление условий формирования месторождений нефти и
таза является важнейшим инструментом разработки методов их прогноза. Несмотря на
длительную историю изучения этой проблемы, до сих нор нет обгцих 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 (СО2 и НгЗ), 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.
1. 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
2. Изучение особенностей распределения кислых компонентов (СО2 и Н28)
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.
3. Уточнение региональных особенностей процессов нефтегазонакопления в
Амударьинском НГБ на основе анализа соотношения СО2 и Н28 и создание
типовых моделей формирования залежей УВ разного состава и фазового
состояния.
7
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:
1. Геологическое
обоснование
возможности
использования
соотношения
кислых ингредиентов природного газа в качестве индикатора региональных
условий формирования месторождений в Амударьинском НГБ.
2. Способ
диагностирования
участвовавших
в
стратиграфических
формировании
залежей
источников
Амударьинского
УВ,
НГБ,
по
юрском
и
соотношению кислых компонентов природного газа.
3. Уточненная
модель
регионального
нефтегазонакопления
в
нижнемеловом комплексах Амударьинского НГБ.
4. Обоснование типовых моделей формирования месторождений УВ разного
состава и фазового состояния в Амударьинском НГБ.
5. Оценка перспектив (и прогноз) поисков скоплений У В 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 Сз+в более 100 г/м^), низкосернистых (при содержании
НгЗ в свободном газе менее 0,3% об.) и высокосернистых (НгЗ более 1% об.) газов;
размещения
газовых,
газонефтяных
и
нефтяных
залежей
использовались
при
8
определении наиболее эффективных направлений и объектов геолоторазведочных
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.), I X 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 (т. 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
работы.
обсуждение различных аспектов
диссертационной
9
1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ АМУДАРЬИНСКОГО НГБ
В главе рассмотрены
Амударьинского
НГБ,
характерные
имеющие
особенности
непосредственное
геологического
отношение
к
строения
проблеме
формирования и прогноза его нефтегазоносностн.
1Л. 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) АльпийскоГималайского 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
мегабассейна,
в
Центральной
отличающегося
Азии
Каракумского
преимущественной
нефтегазоносного
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,
10
СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ АМУДАРЬИНСКОГО НГБ
УЗБЕКИСТАН
Рис.1,1,
11
Месторождения:
1. Янгиказган,
2. Газли,
3. Ташкудук,
4. Шурчи,
З.Акджар,
6. Джаркак, 7. Караулбазар-Сарыташ, 8. Сеталантепе, 9. Юлдузкак, 10. З.Юлдузкак,
11. Ю-З.Юлдузкак,
16. Ю.Мубарек,
21. Карим,
12. Караиз,
13. Куюмазар,
П.С.Мубарек,
22. Каракум,
18. Карабаир,
23. Шумак,
14. Шуртепе,
19. Кызылрабат,
24. В.Ташлы,
15. Карактай,
20. Ходжихайрам,
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,
45. С.Денгизкуль,
41. Алат,
42.3.Тегермен,
46. Хаузак-Дангизкуль-Шады,
43. Тегермен,
47. Уртабулак,
44. Узуншор,
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,
68. Камаши,
69. Гирсан,
70. С.Нишан,
71.3афар,
72. Бузахур,
67. Бешкент,
73. С.Шуртан, 74, Шуртан, 75. Адамташ, 76. Гумбулак, 77. Аманата, 78. Пачкамар,
79. Кошкудук,
80. Ю.Тандырча,
84. Шакарак,
85. Етымтаг,
89.3.Карабиль,
95. Кервен,
90. Яшлар,
86. Ходжагугердаг,
91.В.Тутлы,
96. Бабаарап,
100. Шакарбулак,
81. Джаркудук,
101.Янкуи,
97.
92.
82. Джангаликолон,
87. Джаркудук,
Чамчаклы,
Балкуи,
102. Гонбадли,
88. Ходжабулан,
93. Иски,
98. Кокдумалак,
103.
Хангирен,
83.Джума,
94. Ю.Иски,
99. Тангикудук,
104. Аккумулям,
105. Хазарли, 106. Беурдешик, 107. Кирпичли, 108. Стихийное, 109. Ачак, ПО. С.Ачак,
Ш.С.Наип,
112. Наип, ИЗ.Ю.Наип, 114. Сардоб, 115. С.Гутуртли, 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. Хеджей, 132. В.Теджен,
136. Ю.Иолотань,
141. В.Учаджи,
137. Майское,
142. Елкуи,
133.Шатлык,
138. Байрамали,
143. Бешкизыл,
146. Карачоп, 147. Ислим, 148. Даулетабад-Донмез.
134. Моллакер,
139. Сейраб,
144. Сандыкачи,
135. Шоркель,
140. Учаджи,
145. Карабиль,
12
A. 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,
Г.И.Грачева,
В.П.Гаврилова,
Н.И.Громадиной,
B. И.Ермакова,
А.Н.Давыдова,
В.И.Ермолкина,
П.В.Глумакова,
А.В.Данова,
В.Д.Ильина,
Ю.Н.Година,
Г.Х.Дикенштейна,
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,
К.К.Машрыкова,
В.Г.Машадова,
И.В.Мушкетова,
О.А.Рыжкова,
М.Г.Лувишиса,
Т.Мередова,
В.Д.Наливкина,
Д.Г.Сахатвалиева,
Н.П.Луппова,
А.К.Мальцевой,
М.К.Мирзаханова,
В.А.Обручева,
Г.П.Сверчкова,
М.Ф.Мирчинка,
Н.Е.Оводова,
Я.А.Пилипа,
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
Амударьинскую
синеклизу
как
геосинклинали,
область
что позволяет
прогибания
рассматривать
древнего
заложения
(Г.И. Амурский, 1968, 1970).
Фундамент
выходящими
на
представлен
разновозрастными
поверхность
в
районе
горных
палеозойскими
образованиями,
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
осадочного
пермо-триасовый
чехла,
комплекс
представленного
отложений.
юрскими,
Мощность
меловыми
и
отложений
палеогеновыми
отложениями вместе с неоген-четвертичными образованиями не превышает 8 км.
Фундамент синеклизы рассечен рядом региональных разломов, в различной степени
отраженных в осадочном покрове.
13
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), соляноангидритовый (верхняя юра), верхний терригенный (мел), терригенно-карбонатный
(палеоген), молассовый (неоген-антропоген).
В юрский период Амударьинская
Копетдагской
геосинклинали
синеклиза оставалась обособленной
Притедженской
седловиной.
Это
от
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
Реиетек-Келифской соляно-купольной зоны, где в ядрах соляных структур ее мощность
достигает 3 км.
Современному
облику
Амударьинской
асимметрия бортовых склонов (см. рис. 1.2);
синеклизы
свойственны:
смещение осевых линий
резкая
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 келловейоксфордских отложений до 40м/км против 20 м/км [8]. Такая структура синеклизы
сформировалась в результате перестройки регионального структурного плана в
послепалеогеновое время.
АМУДАРЬИНСКИЙ НГБ
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ И СТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ
МЕЗОЗОЙСКО-КАЙНОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
Составлено по опубликованным материалам
2002 г.
ю
Карабиль
Яшлар
Сарыташ
0.5
О
-0.5
-1.0
-1.5
-2.0
-2.5
-3.0
-3.5
-4.0
-4.5
-5.0
-5.5
] песчаники
КМ
[У71
гипсы
галиты
глины
^
ангидриты ^
алевролиты
фавелиты
глинистые
аргиллиты
фу'^^^амента
известняки
размыв и замещение
1
-5.5
КМ
известняки
отложений
Рис.1.2-
залежи УВ
15
1.2. Гидродинамические особенности
Первые
гидротеологические
гидрохимических
критериев
обобщения
(динамика,
газонефтеносности
и
др.)
состав,
для
выявление
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 (196М962), ЮА.Спевака (19621970),
Е.А.Барс
(1960-1963),
A . Ф.Колотушкиной
(1961-1962),
А.А.Карцева
и
др.,
В.Н.Пашковского
(1963),
(1967),
П.П.Иванчука,
Т.Н.Авазова
(1967),
B. 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 поисковоразведочных
работ
увеличивался
объем
фактического
материала
по
нефтегазоносности, гидрогеологии, тектонике, стратиграфии и не только БухароХивинской 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
1§
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.АБородкина, 1985; С.Б.Вагина, 1986
1998 г.
/
г раницы:
Амударьинекого НГБ
распространения верхнеюрского
регионального флюидоразделасоляно-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 (ЮЬ -Ьг),
б - нефтегазоносный горизонт(и - КлЬ]
Пояс субвертикальных межпластовых перетоков
Рис,1.3.
17
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
представленный терригенной (Ji_2) и карбонатной
(J3
этаж,
'"") 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, XYII (Ji_2) и X V I , X V {]з^'°) 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 (нижнесреднеюрская угленосная терригенная и верхнеюрская карбонатная) не являлись резко
18
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:
1. Длительность
унаследованного
развития
в
качестве
отрицательного
структурного элемента.
2. 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.
3. Повышенная гидравлическая сообщаемость
отложений юры и мела за
пределами площади распространения верхнеюрского солевого флюидоупора.
4. Отсутствие внутри юрских пород, содержащих две качественно
нефтегазоматеринские
толщи,
надежных
флюидоразделов,
что
различные
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.
19
5. Гидравлическая связь нижне-среднеюрских и верхнеюрских, а также юрских и
меловых
продуктивных
горизонтов
по
зонам
трещиноватости,
разломов
и
выклинивания флюидоупоров.
6. 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.
7. Асимметричность
Амударьинской
синеклизы,
разная
крутизна
и
протяженность южного и северо-восточного ее бортов, обеспечившая различные
условия формирования месторождений УВ в их пределах.
20
2. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ГЕОТЕРМИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ
ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕЗОЗОЙСКО1САЙНОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ АМУДАРЬИНСКОГО КГБ
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.м'^. 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 УВ неравномерно.
Нефтегазоносность
верхнепалеозой-триасового
однако по ряду признаков
структурного
этажа не
он мот быть значимым источником
доказана,
УВ. Нижне-
среднеюрские отложения изучены бурением преимущественно в прибортовых участках
21
J.^TIOHMyiOH
С.АЧАК
. ,¿Й.• -ЙАЧАК •'
.СУЛТАНСАНДЖАР
;
О •
\
."^КОШАБУПАК
'"^ГйАИпЧ
ИЗМАИЛ^
К," \
т коШУЙ
О.НАИП
'^"ШУИ
СТИХИЙНОЕ
СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И
НЕФТЕПРОЯВЛЕНИЙ В АМУДАРЬИНСКОМ НГБ И
СОПРЕДЕЛЬНОЙ ТЕРРИТОРИИ
Составлена по опубликованным материалам
1999 г.
ГАЗПИ
.«„КУЮМАЗАР
КАРАИЗ
АКДЖАР*
КАРАУЛБАЗАР- . .
ДЖАРКАК
„.
САРЫТАШ-|«в.
ОПДУЗКАК
Ю-З.ЮЛДУЗКлк»Г-«*ШУРТЕПЕ
О'^^КИШТУВАН'^.^.Г
З.КРУКе._
^ ' ^ ' ^ О
у' дшлы
/г5"'-:"^«
«
П
»
"
6 А ^ Н ; ^ П И : ^ - . Ж И » ^
''-^
КИЗИЛРАБАТ
КАРАЕАИР
•;х^*'с.^йМАНАК'<АРАКТАЙ
г "КАРШ^-^^^^Р^'^с..
-^АСЫПКУДУК
"
^
-
-
ЯККАСАРАЙ-'^
ШАКАРБУПАК
МЕТЕДЖАН^'!*К0КДУМАЛАК
•
.ЛТАНГИКУДУК
'^gfeoTA^
1лл
САРЫЧА
^'С.ГУЗАР
СШУРТАН*
КОШКУДУК*
Х^ГИРСАН
Ю.КИЗИЛБАЙРАК
в
ТЮЛПЕКУИ
^ГАУРДАК
у
О^ШАКАРАК.у^Т^Й^^/дГугЕРДАГ
ШОРДАРАЙ У
джАРКУДук
.• • .^к
кГ
ЗАГДАПЙ'У'--.'-^ 'ХАМЫШЛИ
•-—о -ХОДЖАБУПАН
ЗАМРАДСАЙ
'
АНГОТ
БАЗАРКАМИ
Y~
V ^ ^ P A M
АКДАРЬЯ
КАШКАРИ
АЛИГУЛЬ
ХОДЖАСЕПЛАН
1<;»ТДЖИГДАПЕК
1
2
10
^^-1
3
4
5
6
7
7
Условные обозначения:
1-3. ЗАЛЕЖИ У Г Л Е В О Д О Р О Д О В (в - в ВЕРХНЕОРСКИХ. 6 - НИЖНЕМЕЛОВЫХ);! - ГАЗОВЫЕ И ГДЗОКОНДЕНСАТНЫЕ; 2 - НЕФТЯНЫЕ: 3 - НЕФТЕГАЗОВЫЕ
( В Т О М ЧИСЛЕ С НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКОЙ); 4 - ЕДИНИЧНЫЕ ПРИТОКИ Н Е Ф Т И ( И Н Д Е К С - ВОЗРАСТ ОТЛОЖЕНИЙ; P z (?) ПРЕДПОЛОЖИТЕЛЬНО
ПАЛЕОЗОЙ. J i 2 . НИЖНЯЯ-СРЕДНЯЯ ЮРА. J3 - КИЫМЕРИДЖ-ТИТОН. K m c НЕОКОМ, K i А П Т ; 5 - НЕФТЕПРОЯВЛЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ
БУРЕНИЯ И П Р И О П Р О Б О В А Н И И (НЕФТЕНАСЫШЕННЫЙ КЕРН. ПЛЕНКИ НЕФТИ. ВОДОНЕФТЯНЫЕ Э М У Л Ь С И И И Т П . . И Н Д Е К С - ВОЗРАСТ ОТЛОЖЕНИЙ);
6 - ВНЕШНИЙ КОНТУР РАСПРОСТРАНЕНИЯ СОЛЕНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ КИММЕРИДЖ-ТИТОНА; 7 - РЕГИОНАЛЬНЫЕ РАЗЛОМЫ; 8 - КОНТУРЫ КРУПНЫХ
ПОЛОЖИТЕЛЬНЫХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ (И - ОГО-ЗАПАДНЫЕ О Т Р О Г И Г И С С А Р Л Ml - КАРАБИЛЬ-БАДХЫЗСКАЯ ЗОНА ПОДНЯТИЙ);
Э - КОНТУРЫ о с н о в н ы х ВАЛОВ; 1 о - ВНЕШНИЕ ГРАНИЦЫ КОПЕТДАГА
ПРИМЕЧАНИЕ; НА Т Е Р Р И Т О Р И И ЗАПАДНОГО УЗБЕКИСТАНА ПОКАЗАНЫ Т О Л Ь К О НЕФТЯНЫЕ И НЕФТЕГАЗОВЫЕ ЗАЛЕЖИ.
Рис. 2 . 1
22
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
промыщленно 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
катагенетической
и вещественный
преобразованности),
нефтегазогенерационных
тип ОВ, его сохранность
условия
возможностей.
и
вероятность
Комплекс
этих
и
степень
реализации
данных
ими
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.
2.1. Геохимические предпосылки генерации нефти и газа
и особенности их размещения
Стадийность и интенсивность образования нефти и газа в зависимости от типа
ОВ,
стадий
распределения
катагенеза
и
обусловленная
УВ рассматривались
ими
картина
фазовой
в работах В.А.Успенского,
зональности
Н.Б.Вассоевича,
А.М.Акрамходжаева, А.А.Геодекяна, С.П.Максимова, М.К.Калинко, А.В.Киршина,
Е.С.Ларской,
Н.В.Лопатина,
С.Г.Неручева,
А.Э.Конторовича,
И.И.Нестерова,
23
Е.А.Рогозиной,
К.Ф.Родионовой,
В.Ф.Симоненко,
В.А.Соколова,
В.Л.Соколова,
Б.Тиссо, А.А.Трофимука, Дж.Т.Филиппи, О.П.Четвериковой и др.
На начальном
этапе развития теории
нефтегазоносных
свит
критериями
определения нефтематеринской породы являлись глинистый состав, застойно-морские
условия осадконакопления, резко восстановительная (сероводородная) геохимическая
обстановка, обогащенность ОВ не менее 2%. Последующими отечественными и
зарубежными
исследованиями
были
внесены
существенные
изменения
в
представления о литолого-фациальных, химико-битуминологических и геохимических
критериях выделения нефтематеринских свит. Было установлено, что при наличии
благоприятных факторов нефтематеринские осадки могут отлагаться в более широком
диапазоне условий седиментации: от морских до внутриконтинентальных в пределах
крупных пресноводных водоемов и соленых озер. Диапазон геохимических обстановок
формирования нефтематеринских пород также значительно расширился: от слабо
восстановительных до нейтральных и слабо окислительных сред. Расширился набор
литологических типов нефтематеринских пород. К ним, помимо глинистых, стали
относить
карбонатные,
песчано-алевритовые
и даже
песчаные
образования.
В
значительной степени был снижен и минимальный предел содержания органического
вещества. Так для условий Туранской плиты исходное содержание РОВ в породах для
отнесения их к нефтематеринским должно составлять в терригенных образованиях не
менее 0,5%, в карбонатных - 0,3% [39], а накапливаться и сохраняться - в условиях
одного из пяти типов геохимических обстановок (А.М.Акрамходжаев, 1977), [99].
Таким образом, в соответствии с расширившимися границами свойств, в число
нефтегазоматеринских свит могут попасть не только нижне-среднеюрские терригенные
отложения Амударьинского НРБ и сульфатно-карбонатные образования верхней юры,
но
и
породы
неокома,
представленные
преимущественно
терригенными
континентальными и прибрежно-морскими породами. Этот вывод очень важен для
объяснения газоносности неокомских отложений в центральной части Амударьинского
НГБ.
По результатам литолого-геохимических исследований (А.К.Каримов,
1974;
А.А.Бакиров и др., 1976; М.Э.Эгамбердыев и др., 1976, 1982; В.В.Кушниров и др.,
1978; Г.В.Редин, В.П.Грабенко, 1978, 1981; Н.И.Леонгардт, 1979; К.М.Тегелеков и др..
24
1980; О.П.Четверикова и др., 1980; А.М.Акрамходжаев, 1978, 1982; К.А.Акмурадов,
М.Ш.Ташлиев, Н.Атаев, 1982; М.В.Бордовская, А.С.Филин, 1982 и др.) основной
газопроизводящей
толщей
Амударьинского
НГБ признана
угленосно-терригенная, а основной нефтепроизводящей
нижне-среднеюрская
- верхнеюрская сульфатно-
карбонатная. Однако, еще в 80-х годах прошлого столетия О.П.Четверикова с
соавторами показала, что в нижне-среднеюрских отложениях совместно с газом могло
генерироваться такое же количество нефти, как в карбонатной толще юры. Но
уникальные газогенерационные возможности нижне-среднеюрской толщи не нашли
количественного подтверждения в немногочисленных выявленных здесь мелких и
средних по запасам залежах газа. Нефтегенерационная предрасположенность пород
верхнеюрской карбонатной толщи также не соответствует преимущественно газовому
и газоконденсатному облику многочисленных залежей УВ. Частью исследователей
признается возможность локальной
газогенерации
комплексе
апт-альбские
пород.
Нижнемеловые
в нижнемеловом
глинистые,
неокомском
верхнемеловые
и
нижнепалеогеновые терригенно-карбонатные отложения классифицированы как не
реализовавшие свои генерационные возможности.
Вопрос о генерационном потенциале малоизученных пермо-триасовых
Амударьинского
НГБ,
занимающих
промежуточное
положение
пород
между
геосинклинальными и платформенными образованиями, трактуется неоднозначно.
Эти отложения вскрыты скважинами в местах относительно
неглубокого
залегания на Чарджоуской (Фараб, Гугуртли и др.) и Карабиль-Бадхызской (Курукбели,
Карабиль, Гельчешме) бортовых ступенях бассейна. На северо-восточном борту они
представлены
красно-бурыми
конгломератами,
известковистыми
песчаниками,
туфами; содержат не более 0,2% ОВ (О.В.Барташевич, Н.С.Кукуева, 1966), что
характеризует их как отложения с низкими генерационными свойствами. Позднее
К.М.Тегелековым с соавторами (1980), опирающимся на больший объем материала,
пермо-триасовый комплекс был классифицирован как нефтегазопроизводящий.
На южном борту, в пределах Бадхыз-Карабильской ступени, мощность их
увеличивается, литологически они представлены более благоприятно и содержат
значительно
большее
количество
(А.Н.Давыдов и др., 1972).
ОВ
(до 0,7-1,5%)
и
битума
(0,001-0,01%)
25
Некоторые геологи [6], не отрицая возможности генерации УВ в породах пермотриасового
комплекса,
представляют
считают,
существенного
что
перспективы
интереса
из-за
их
нефтегазоносности
неблагоприятных
условий
не
для
аккумуляции УВ. Несколько иная точка зрения на перспективы нефтегазоносности
доюрских отложений высказана О.А.Рыжковым, З.Р.Закировым, Д.М.Адыловым [П6].
По их мнению в пределах глубоких частей Амударьинского бассейна улучшаются
условия и генерации, и аккумуляции УВ в эти отложениях из-за присутствия в разрезе
морских карбонатных и терригенных образований. Предполагаемая мощность этих
отложений в центральных частях синеклизы 7-9 км (А.А.Бакиров и др., 1970).
Продуктивность отложений верхнепалеозой-триасового этажа доказана лишь на
севере
Центрального
Туркменистана
(Г.Ф.Пантелеев,
1996;
Г.Ф.Пантелеев,
В.А.Спикин, 2001).
Нижне-среднеюрские
отложения
являются
основной, всеми
признанной
газоматеринской толщей бассейна и представлены повсеместно песчано-глинистыми
породами,
обогащенными
углисто-растительными
остатками.
В
центральных
погруженных зонах они залегают на глубинах более 5 км. Мощность их максимальна
во впадинах, уменьшается на бортах вплоть до выклинивания. Состав отложений
свидетельствует о прибрежно-морских (верхняя часть толщи) и прибрежных (нижняя
часть толщи) условиях осадконакопления (А.Г.Бабаев, 1966; Г.Х.Дикенштейн и др.,
1964; О.В.Барташевич,
1965) [58, 143]. Гумусовое ОБ нижней части толщи в
значительной степени представлено продуктами наземной растительности (линзы,
прослои углей и рассеянное углистое вещество). Постепенное увеличение мористости,
содержания
сапропелевой
Х.Б.Авазматов,
составляющей
О.П.Четверикова
и
в
ОВ предполагают
К.Н.Кравченко
в
А.К.Каримов
центральных
и
частях
Амударьинской синеклизы и Предкопетдагском прогибе. Для глинистых разностей
пород характерно содержание ОВ от долей до 2-3%, редко - 9-13%. Тип ОВ варьирует
от преимущественно гумусового до сапропелевого, что находится в соответствии с
условиями
А.А.Бакиров
их
и
осадконакопления
др.,
1976,
(Н.И.Леонгардт,
М.Э.Эгамбердыев
и
1979; А.К.Каримов,
др.,
1976;
1974;
М.Э.Эгамбердыев,
У.Х.Хакимов, 1982; М.И.Кушнир и др., 1978; Г.В.Редин, В.П.Грабенко, 1978, 1981;
26
К.М.Тегелеков и др., 1980; А.М.Акрамходжаев, 1982; К.А.Акмурадов и др., 1982 и др.).
Катагенетическая превращенность ОВ - от буроугольной до коксогазовой стадии.
В восьмидесятые годы в геологической литературе появились сведения о
возможном участии некоторых микрокомпонентов угольного вещества в генерации
нефтяных УВ и жирных газов [2, 4, 28, 104], (Т.П.Сафронова и др., 1983) в условиях
нефтегазоносных регионов Узбекистана и Туркмении, Днепрово-Донецкой впадины и
Западной
Сибири.
Гумусовое
ОВ
витринитового
состава,
согласно
работе
А.М.Акрамходжаев а (1982), на катагенетических стадиях, соответствующих главной
фазе
нефтеобразования,
генерирует
главным
образом
метан, но с
заметным
содержанием его гомологов и легкие жидкие УВ.
Анализ
материалов
Г.М.Парпаровой
по
Х.Х.Авазходжаева,
Л.И.Лабутиной,
микрокомпонентному
составу
А.В.Жуковой,
ОВ
основных
нефтегазопроизводящих комплексов Узбекистана позволил [4] оценить содержание в
них микрокомпонентов, обладающих ме^тематеринским потенциалом. Так в ОВ
нижне-среднеюрских отложений Юго-Западного Узбекистана суммарное количество
микрокомпонентов
псевдовитринита
(сапро-гумо-сорбо-микстенит,
и
фюзенита-семифюзенита),
фрагменты
обладающих
витринита-
нефтематеринским
потенциалом, значительно ниже (20-30%), чем в нефтегенных сапропелитах палеогена
Ферганской впадины (90%)) или верхнеюрских карбонатных отложениях (95-100%)
Юго-Западного Узбекистана. По мнению этих авторов, приведенные цифры хорошо
согласуются с фактической газопродуктивностью нижне-среднеюрских отложений и с
расчетами О.П.Четвериковой и др. (1980), А.К.Каримова (1974), в соответствии с
которыми эта толща генерировала не только (хотя и преимущественно) газообразные,
но и жидкие УВ.
Нижне-среднеюрские отложения изучены на ограниченном числе площадей,
преимущественно в прибортовых частях Амударьинского НГБ. Выявленные залежи
немногочисленны и в региональном балансе запасов УВ играют подчиненную роль. В
основном это скопления газоконденсатного типа с содержанием конденсата в газе от
20 г/м^ до более 100 г/м^ (Наин).
Расположенная
выше
верхнеюрская
сульфатно-карбонатная
толща
характеризуется теми же закономерностями распространения и изменения мощностей,
27
что и подстилающая нижне-среднеюрская. Вопрос о степени надежности и характере
изоляции нижне-среднеюрских отложений от верхнеюрских особенно в центральной
части Амударьинской синеклизы изучен недостаточно. Наибольшая глубина залегания
кровли - порядка 4-4,5 км. В пределах Амударьинского НГБ верхнеюрская толща
представлена карбонатными отложениями келловей-оксфордского возраста, которые
перекрываются
соленосными
образованиями
кимеридж-титонского
возраста,
выполняющими роль региональной покрышки.
Карбонатная
толща
отлагалась
в
условиях
дальнейшей
трансгрессии
и
стабилизации юрского моря, обусловивших ее полифациальность и наличие рифовых
массивов (А.К.Каримов,
1974). Органическое вещество и битумы в глинисто-
карбонатных породах распределены неравномерно. В целом содержание ОВ высокое и
колеблется в широких пределах от долей до 8% (Г.Х.Дикенштейн и др., 1968;
О.В.Барташевич,
Н.С.Кукуева,
1965;
А.К.Каримов,
Х.Б.Авазматов,
1968;
М.К.Арифджанов, 1968), [1, 5, 21]. Сведения о содержании ОВ в породах рифовых и
рифогенных фаций противоречивы: низкое - по данным О.В.Барташевич; повышенное
до 1,7-4,5% (по М.К.Арифджанову и др., 1968); низкое, но значительно обогащенное
липидными
компонентами,
обеспечивающими
большой
выход
жидких
УВ по
сведениям О.П.Четвериковой с соавторами (1980).
По содержанию РОВ и степени его битуминизации верхнеюрская карбонатная
формация может рассматриваться в качестве второй региональной генерационной
толщи
Амударьинского
сопутствующий
ей газ
НГБ,
производящей
преимущественно
[1, 2, 21, 60, 98], (Г.В.Редин,
нефть
В.П.Грабенко,
и
1978;
О.П.Четверикова и др., 1980). Существует мнение, что в зонах глубокого залегания она
располагает еще более значительными ресурсами РОВ сапропелевого типа [33].
Таким образом, в отличие от подстилающей терригенной толщи верхнеюрские
карбонатные
отложения
преимущественно
по
своим
нефтегенерирующим.
генетическим
показателям
относятся
Однако, фактически выявленные
к
здесь
скопления нефти представлены редко нефтяными залежами и оторочками под
газовыми залежами, но чаще разномасштабными нефтепроявлениями, особенно в
пределах
бортовых
обрамлений
(северо-восточного,
западного,
и
южного)
28
Амударьинской синеклизы. Нефтяные оторочки газовых залежей в большинстве своем
промышленного значения не имеют.
В пределах наиболее приподнятых блоковых поднятий Бухарской и КарабильБадхызской ступени с ее североафганским продолжением залежи преимулдественно
газовые (иногда с небольшим содержанием конденсата), изредка нефтяные.
В
направлении от бортов к центру синеклизы, на несколько больших глубинах газовые
залежи сменяются в основном газоконденсатными, в редких случаях с нефтяными
оторочками и многочисленными нефтепроявлениями выше, ниже ГВК и за пределами
залежей.
Таким образом, нефтегенерационная предрасположенность пород этой толщи,
также не находит подтверждения в преимущественно газовом и газоконденсатном
облике залежей.
Нижнемеловые
неокомские^
отложения,
представлены
в
частности
промышленно
преимущественно
продуктивные
континентальными
и
мелководноморскими породами, которые отлагались в начальную фазу трансгрессии
моря. Неоднократная смена лагунных условий осадконакопления на континентальные,
отразилась в лито-фациальном разнообразии пород. Континентальные - представлены в
основном красноцветными песчано-глинистыми породами, лагунные - гипсами и
доломитами, редкие морские осадки - сероцветными глинами и известковистыми
образованиями.
Промышленная
газоносность
отложений
нижнего
мела
связана
с
двумя
пространственно разобщенными ареалами: внутренним (надсолевым) и внешним
засолевым (или поясом межпластовых перетоков). Последний располагается по
периферии бассейна за границей выклинивания регионального соляно-ангидритового
флюидоупора. Поэтому в зоне выклинивания последнего ресурсы нижнемелового газа
могли существенно пополняться из подстилающей юрской газонасыщенной толщи
(Газли, Учкыр, Даулетабад-Донмез, Карабиль и др.), на что указывает сходство состава
газов и нефтей меловых и юрских залежей [31, 33, 98]. Внутренний (надсолевой) ареал
газонакопления,
представленный
Учаджи-Малайской
группой
месторождений,
отличается распространением исключительно "сухих" газов (почти не имеющих
аналогов
в других
частях
Амударьинского
НГБ).
Причем,
немалая
величина
29
выявленных здесь запасов газа не согласуется с неблагоприятной характеристикой
неокомских пород в качестве газогенерирующей толщи.
Различия в химическом составе газов и факт наличия или отсутствия нижнего
флюидоупора
положены
в основу предположений
о стратиграфически
разных
источниках УВ нижнемеловых залежей.
Происхождение
нефтегазовых
залежей
внешнего
«засолевого»
пояса
у
большинства исследователей не вызывает сомнений и объясняется перетоком УВ из
юрских
отложений.
Интерес
к
надсолевым
преимущественно
краен оцветным
неокомским отложениям вызван дискуссией по поводу происхождения газоносности
готеривских отложений во внутреннем ареале.
Вопросы
формирования
нефтяных
и газовых
залежей
в
красноцветных
континентальных отложениях Центральной Азии (Монголия, Китай), ДнепровоДонецкой впадины, Азербайджана, Западной и Восточной Туркмении давно интересует
исследователей (С.Н.Алексейчик, 1946; М.Н.Саидов, 1957, 1973; В.В.Вебер, 1962, 1963;
Н.Б.Вассоевич, 1963; В.Б.Чистяков, 1963; С.П.Мирзоев, 1977; А.А.Али-Заде, 1982;
А.Ф.Шевченко и др., 1983; В.И.Ермаков, В.А.Скоробогатов, 1987). Исследование
генерационных возможностей этих отложений показывает, что содержание РОВ в них,
как
правило,
меньше
нижнего
предела,
необходимого
для
отнесения
к
нефтегазоматеринским; условия сохранности РОВ весьма неблагоприятны, из-за чего
ОВ оказывается некондиционным не только количественно, но и качественно.
Отложения неокомского комплекса Амударьинского НГБ также не отвечают
критериям типичных нефтегазоматеринских толщ. Содержание РОВ преимущественно
гумусового и смешанного типов в красноцветных породах неокома узбекской части
бассейна не превышает 0,1%, очень редко достигает 0,4% [60]. В сероцветных
разностях, в частности в неокомских глинах туркменской части, - от 0,14 до 2,13%) [1].
По
мнению
А.К.Каримова
[60]
в
неоком-аптских
отложениях
Бухарской
и
Чарджоуской ступеней нет фаций с полным набором признаков, характерных для
нефтегазопроизводящих свит. Г.В.Редин и В.П.Грабенко (1981) также считают, что
неокомский комплекс пород Туркмении формировался в неблагоприятных условиях
для накопления и сохранности ОВ.
30
Несмотря на выше сказанное, А.М.Акрамходжаев, А.Г.Бабаев, А.А.Бакиров,
З.А.Табасаранский,
В.И.Ермолкин,
В.С.Саркисян,
В.И.Ларин,
Г.И.Амурский,
Н.Н.Соловьев, Н.П.Калугина считают, что берриас-барремские отложения в пределах
погруженной части Амударьинского НГБ и Предкопетдагского прогиба были способны
генерировать УВ, но в значительно меньшем масштабе по сравнению с подсолевыми
юрскими отложениями. По мнению Г.И.Амурского и Н.Н.Соловьева [11] это возможно
при интенсивном погружении этих отложений в постпалеогеновое время на такие
глубины, где термобарические условия стимулируют процесс газогенерации даже в
таких породах.
По мнению автора это находит подтверждение в результатах геотермических
исследований, изложенных ниже, в разделе 2.2.
Невозможность решения вопроса происхождения газовых залежей внутреннего
ареала с помощью только генетических критериев побудила некоторых исследователей
к
поискам
иного
подхода.
Например,
обнарзокения
очага
генерации
УВ
в
нижнемеловых отложениях путем: выяснения направлений миграции УВ и степени
сходства нефтей и тазов над- и подсолевых отложений [51]; геолого-математического
моделирования условий нефтегазообразования и аккумуляции УВ в неокомском
комплексе [106, 111]. Результаты, полученные ими не противоречат предположению о
возможности локальной газогенерации в неокомских отложениях в надсолевом ареале
газонакопления.
Таким образом, проведенное автором обобщение опубликованных материалов о
генерационном потенциале пород осадочного чехла в Амударьинском НГБ показало:
1, Главные
юрском
этаже.
источники УВ Амударьинского НГБ расположены в подсолевом
Преимущественно
2аз(?производящей
толщей
является
нижне-
среднеюрская угленосно-терригенная, нефтепроизводящей - верхнеюрская сульфатнокарбонатная.
Нижнемеловой
неокомский
комплекс,
отделенный
на
большей
(центральной) части территории бассейна от юрского этажа надежным соляноангидритовым флюидоупором, может рассматриваться в качестве г«50производящего
лишь
на
ограниченной
территории:
Сандыкачинской системы прогибов.
в
пределах
Предкопетдагского
и
31
2. Нижне-среднеюрские
терригенно-угленосные
отложения,
имея
преимущественно гумусовое ОВ и смешанное, дифференцированное по разрезу и
площади, обладают благоприятными генетическими предпосылками для генерации не
только газообразных, но и жидких УВ.
3. Распределение выявленных запасов нефти и газа как в юрских, так и меловых
отложениях не соответствует их генерационному потенциалу (табл. 2.1).
Таблица 2.1
Качественная характеристика толщ, генерирующих УВ, и соотношение величин
разведанных запасов газа и нефти в Амударьинском НГБ
Возраст
Краткая характеристика
генерирующих толщ
Нижне-среднеюрская
Преимущественно
терригенная, основная
гя^апроизводящая
Сульфатно-карбонатная,
основная
«е^/иепроизводящая
Верхнеюрская
Начальные геологические запасы
нефти и газа (в %) и их соотношение
газа
нефти
соотношение
Нижнемеловая
неокомская
в т.ч.
98,7
1,3
76:1
94,8
5,2
18:1
98,6
1,4
71:1
внутренний ареал
газонакопления
Преимущественно
терригенная, локально
гйзопроизводящая
16,6
0
17:0
внешний ареал
нефтетазонакоп
ления
Преимуп^ественно
терригенная, не является
нефтегазопроизводящей
82,0
1,4
59:1
2.2. Геотермические условия генерации УВ в мезозойско-кайнозойских
отложениях
Изучением геотермических условий нефтегазообразования в разных районах
Туркменистана
и
В.Г.Борзасеков
(1965-1980),
В.Н.Пашковский
Южного
(1967),
Узбекистана
занимались
Ф.А.Макаренко
О.А.Рыжков,
и
др.
Ю.Н.Зуев
В.Н.Корценштейн
(1960-1980),
(1967),
(1964),
Н.Рахимов,
Л.Г.Соколовский,
32
С.Шабердыев (1981), А.Я.Ходжакулиев (1972), И.Халисматов (1972), К.К.Тумарев
(1981), А.М.Акрамходжаев и др. (1981), Х.Бабаев (1982), Н.Е.Оводов, В.В.Печерников
(1987) и др.
Однако
роль
новейшего
этапа
в
изменении
геотермических
условий
Амударьинского НГБ в упомянутых работах освещена недостаточно полно. А именно в
послепалеогеновое время произошло изменение контрастности структурного плана,
резко дифференцированное изменение глубин залегания нефтегазоматеринских пород
и относительно "быстрое" погружение их в более прогретые зоны. Все это не могло не
сказаться на изменении геотермического режима основных генерационных толщ, а
также
количестве
и
составе
продуктов
генерации.
Кроме
того,
оценка
газопроизводящих свойств надсолевых отложений нижнего мела, как указывалось
выше, является предметом научной дискуссии и зависит от геотермических условий
новейшего этапа развития региона.
Как отмечалось, отложения юры, содержащие две нефтегазоматеринские толщи,
представлены
тремя
литологически
различными
частями:
нижне-среднеюрской
терригенной, келловей-оксфордской преимущественно карбонатной и киммериджтитонской соляно-ангидритовой. Литолого-фациальная изменчивость этих толщ, как
правило, возрастает от глубокопогруженных частей, к бортовым зонам синеклизы.
Меловые отложения распространены повсеместно и представлены преимущественно
терригенными породами. Толща кайнозойских пород - карбонатно-терригенными
отложениями палеогена, песчано-глинистыми породами неогена и антропогена.
Учитывая различия теплопроводящих свойств разных типов пород, слагающих
осадочный чехол Амударьинского НГБ, можно предположить, что верхнеюрская
соляно-ангидритовая толща будет влиять на перераспределение
глубинного тепла
между юрским и нижнемеловым нефтегазоносными этажами.
Рассмотрим изменение некоторых параметров теплового поля, характеризующих
неоднородность прогрева главных нефтегазоматеринских толщ Амударьинского НГБ.
Так, на карте распределения средних современных геотермических градиентов (ССГГ)
мезозойско-кайнозойских отложений Амударьинской синеклизы (рис. 2.2) показаны
зоны изменения геотермического градиента в пределах трех интервалов: менее
3,0 °С/100м; от 3,0 до 3,3 "С/ЮОм; более 3,3 °С/100м.
СХЕМА ИЗМЕНЕНИЯ ЗНАЧЕНИЙ ГЕОТЕРМИЧЕСКОГО ГРАДИЕНТА
ОСАДОЧНОЙ ТОЛЩИ
Составила Л.С.Салина
1998 г.
значения С С Г Г (оС/ЮОм)
изолинии значений С С Г Г (оС/100м)
иэопахиты неоген-четвертичных
отложений (м)
1Л>
Рис,2..2.
34
Интересно отметить плановое совпадение зон минимальных значений ССГГ и
зон, испытавших в конце палеогенового и в не стен-четвертичный периоды наибольшее
или преимугцественное погружение (см. рис. 2.2, табл. 2.2).
Таблица 2.2
Сопоставление величин ССГГ и мош:ностей неоген-четвертичных отложений
ССГГ,
"С/100м
Мощность неогенчетвертичных отложений.
150-300
Бешкентский прогиб
3,0-3,3 и
более 3,3
2,9-3,0
500-600
Сандыкачинская система прогибов
менее 2,9
800-1700
Тектонический элемент
Бухарская и Чарджоуская ступени
Аналогичное явление уменьшения теплового потока и ССГГ отмечалось в
пределах
Западного
Туркменистана
в Прибалханской
депрессии,
выполненной
(помимо прочих отложений) пяти-шести километровой толщей неоген-четвертичных
осадков
[37] и испытавшей
в среднеплиоцен-четвертичное
время
наибольшее
погружение. Предположительной причиной этого явления может быть отставание
скорости прогрева осадочной толщи от скорости погружения ее в область повышенных
температур.
Максимальными ССГГ (> 3,3 °С/100м) в Амударьинском НГБ характеризуются
положительные
Карабильской
Унтузското
структуры
второго
тектонических
вала
(Гагаринская
порядка:
ступеней,
блоковые
Юго-Западные
локальная
поднятия
отроги
Бухарской
Гиссара,
структура), Учаджинское,
и
часть
Марыйское
поднятия (включая Шатлыкский вал) и Даулетабад-Донмезская зона, что может быть
связано
с
сокращенной
мощностью
осадочного
чехла
или,
по
мнению
В.Н.Корценштейна, с выносом в бортовые и приподнятые зоны пластовых флюидов
(нефть, газ, вода) из более глубоких и прогретых областей.
Сравнение карты распределения
ССГГ
(см. рис. 2.2) с аналогичной, но
составленной для территории бывшего СССР коллективом авторов ТИН РАН [36] в
35
масштабе
1:5000000
и,
следовательно,
очень
генерализованной,
показало
их
совпадение в самых обш;их чертах. Наша схема распределения ССГГ в мезозойскокайнозойских
отложениях
детальностью,
что
Амударьинской
позволило
выявить
синеклизы
особенности
отличается
большей
геотермического
поля,
обусловленные спецификой тектонического развития на новейшем этапе.
При оценке геотермических условий генерации УВ нефтегазоматеринскими
толщами юры и мела использованы построенные автором схемы изменения пластовых
температур в нижне-среднеюрском терригенном (рис. 2.3), верхнеюрском карбонатном
(рис. 2.4) и неокомском (рис. 2.5) комплексах пород.
Эти схемы характеризуются общим сходством характера изменения значений
пластовых температур. Конфигурация изотерм в той или иной степени следует
структурному
плану
соответствующих
поверхностей.
Минимальные
величины
пластовых температур соответствуют наиболее приподнятым блоковым поднятиям и
бортовому обрамлению Амударьинской синеклизы, а максимальные - отрицательным
структурным элементам (Сандыкачинской системе прогибов и восточной части
Предкопетдагского прогиба). Иногда градиент пластовых температур (на схемах)
возрастает в пределах склонов крупных структурных элементов. Южный борт
Амударьинской синеклизы характеризуется большей напряженностью температурного
поля по кровле верхнеюрского карбонатного и неокомского комплексов.
Для выяснения
зависимости пластовых
температур
от глубин
соответствующих стратиграфических комплексов была проведена
залегания
статистическая
обработка фактических и расчетных данных (рис. 2.6, табл. 2.3).
В общем виде зависимость между глубиной (х) и величиной пластовой
температуры (у) выражается уравнением у = ах + Ь.
Уравнения для разных
стратиграфических комплексов отличаются величинами коэффициентов «а» и «б».
Анализ
показывает,
что коэффициент
«а» коррелирует
с величиной
среднего
геотермического градиента, изменение которого с глубиной имеет две тенденции. Для
надсолевых комплексов ССГГ с глубиной увеличивается, а для подсолевых (1з^"°, 11.2)
уменьшается. "Смена" тенденций происходит в интервале расположения соляноангидритовой толщи, что свидетельствует о ее влиянии (хотя и незначительном) на
распределение
тепла в осадочном чехле Амударьинской синеклизы. В надсолевых
АМУДАРЬИНСКИЙ НГБ
- ^
СХЕМА ИЗМЕНЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ТЕМПЕРАТУР И
^'^ ^ V
ГЕОТЕРМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ
/
\
В НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ
Ш
Составила Л.С.Салима
1998 г.
киишчли
/
.1
-1^
01 КЧЛкбЕ!
1^
«.МЕИ-СИ
К]/
\
ч
.у
ч
нлликчи
г5го
V
кмкчм
граница распространения
отложений
пинии равных глубин
залегания кровли отложений
числитель - фактическое или
/•-..
—
""^
х!^..
—-Х
4г> Х^
расчетное значение Т пл..
знаменатель - глубина кровли
отложений
/
;•—
гл. ••...>•/«•—••
•••••
\
'
-
изотермы (оС)
Области благоприятных геотермических
условий для генерации преим/шественно:
''и
•190..
нефти
Р и с . 2.5.
Рис, 2 . ^ .
PMC.Z.5,
А М У Д А Р Ь И Н С К И Й НГБ
СОПОСТАВЛЕНИЕ
И
ГЕОТЕРМИЧЕСКИХ
ФАКТИЧЕСКОГО
В
УСЛОВИЙ
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
НИЖНЕМЕЛОВЫХ
И ЮРСКИХ
НЕФТИ
ГЕНЕРАЦИИ
И
ГАЗ
ОТЛОЖЕНИЯХ
С о с т а в и л а Л. С. С е т и на
2 0 0 1 г.
•V
зависимость Тпл от глубины
качественная характеристика
интенсивности газогенерации
(усл.ед.) И «рактическое распре
деление газа (т у.т.)
качественная характеристика
интенсивности нефтегенерации
(усп.ед.) и фактическое распре
деление нефти (т у.т.)
—60°
100°
Рис,2.6.
интервал Тпл.. наиболее благе
приятный для интенсивной гене
рации УВ
40
неокомских отложениях центральной части Амударьинского НГБ на глубинах менее
3,0 км за счет влияния мощной соляно-ангидритовой линзы отмечается повышение
пластовых температур в среднем на 3-5 °С и более.
Таблица 2.3
Зависимости пластовых температур от глубин залегания стратиграфических
комплексов осадочного чехла Амударьинского НГБ
Комплекс пород
т к;т-1
^3
Уравнение зависимости
Тпл(°С)=Г(Н) (км)
у = ЗОх + 24
ССГГ (°С/100м)
У-31Х+23
3,1
у = 32х+20
3,2
3,0
Верхнеюрская соляно-ангидритовая толща
т к-о
Jз
11-2
у = ЗОх+26
3,0
у = 24х + 42
2,4
Аналогичное (незначительное в абсолютном выражении) влияние соленосных
отложений пластового залегания на распределение тепла в надсолевых толщах
отмечено И.Б.Кулибакиной, А.Ф.Рассказовой и Г.С.Калмыковым в других регионах
[80], которое объясняется фактом снижения теплопроводящих свойств солей и
ангидритов при высоких температурах, установленным Е.А.Любимовой с соавторами
экспериментально.
Изучению соотношения современных и палеотемператур данного региона
посвящены
работы
А.М.Акрамходжаева,
В.Н.Пашковского,
А.В.Киршина,
Х.Я.Набиханова (1981), А.М.Акрамходжаева (1982), Н.Е.Оводова (1978), А.С.Филина
(1977) и др. Методика восстановления палеотемпературного режима у авторов
различна и основана либо на определении отражательной способности витринита, либо
на
аналитических
расчетах
палеоглубин,
палеогеотермических
градиентов,
палеотеплопроводности пород. Каждый из методов дает свою величину расхождения
максимальных палео- и современных температур для Амударьинского региона, которая
колеблется от О °С (по А.С.Филину) до 40-45 ''С (по Н.Е.Оводову). Поскольку
максимальная интенсивность прогибания Амударьинского НГБ соответствует неоген-
41
четвертичному времени, следует согласиться с А.С.Филиным (1977) о соответствии
(или незначительном расхождении) современных температур - максимальным.
Поэтому
оценка
нефтегазопроизводящих
(на качественном
процессов
уровне)
проведена
современных пластовых температур
интенсивности
нами
современных
при допущении
близости
к максимальным. При этом были
учтены
преобладающий тип ОВ и особенности динамики процесса нефтегазообразования в
карбонатных (З.А.Мищунина, 1978) итерригенных толщах [35].
Нижне-среднеюрский
комплекс пород характеризуется сапропелево-гзгмусовым
ОВ. В соответствии с условными кривыми интенсивности генерации нефти и газа для
смешанного типа ОВ [35] этой нефтегазоматеринской толщи (см. рис. 2.6) основным
продуктом современной генерации должны быть газообразные
значении
жидких.
Благодаря
высоким
давлениям
УВ при подчиненном
и температурам,
которыми
характеризуется большая часть территории распространения этой толщи, для жидких
УВ предпочтительно газоконденсатное
состояние.
Современные
геотермические
условия этой толщи в южной половине Амударьинского НГБ начиная с глубин 4,5 км
(более
160 °С)
соответствуют
глубинной
зоне
газообразования.
Наиболее
благоприятными глубинами для генерации нефти в этих отложениях являются 1-2,5 км
при величинах пластовых температур 60-100 °С (см. рис. 2.3, 2.6).
Верхнеюрский
сапропелевым
карбонатный
типом
комплекс
характеризуется
ОВ. Установлено, что процессы
преимущественно
нефтегазообразования
в
карбонатных толщах отличаются от таковых в терригенных и имеют ряд особенностей
в
механизме
и
динамике
(В.В.Иванов,
М.И.Лоджевская,
1977,
1979,
1981;
З.А.Мишунина, 1978 и др.). Основные выводы этих исследователей таковы:
1. Процессы нефтеобразования в карбонатах характеризуются "растянутостью" в
широком диапазоне градаций катагенеза и смещением максимума генерации УВ вниз в область больших глубин и температур.
2. Нарастание интенсивности этих процессов происходит очень быстро в конце
стадии катагенеза ПКз (около 50 "С), далее активность их почти не изменяется и резко
падает перед началом стадии АК (около 200 "^С).
В
соответствии
с
этими
особенностями
процесс
нефтеобразования
в
верхнеюрской карбонатной толще Амударьинского НГБ «растянут» по разрезу
в
42
интервале глубин от 1,2 км (60 °С) до 6 км (200 °С) (см. рис. 2.6). Основным продуктом
генерации этого комплекса должна быть нефть, сопровождаемая
газом. Однако,
современные геотермические условия этой толщи таковы (см. рис. 2.4, 2.6), что
начиная с глубин 3,5 км, доля газа в суммарной продукции этого комплекса должна
существенно возрастать.
Неокомский
гумусовым
терригенный
ОВ. В соответствии
комплекс
характеризуется
с условной кривой
преимущественно
интенсивности
генерации
газообразных УВ (см. рис. 2.6) по данным В.Л.Соколова, В.Ф.Симоненко (1978),
Г.И.Амурского и др. (1978), [28] процесс максимального газообразования в этом
комплексе соответствует температурному интервалу 70-120 °С (глубины 1,5-3 км).
Такие, благоприятные
для газообразования
температурные условия, в надсолевом
неокомском комплексе имеют место лишь на ограниченной территории центральной
части синеклизы (Учаджинское поднятие, Багаджинский и Байрамалийский валы), где
в его нижней части открыто более 10 газовых месторождений (см. рис. 2.5, 2.6). Исходя
из современных условий теплового режима, к северу и югу от внутреннего ареала
газонакопления, прогнозируется снижение интенсивности газогенерации (120-160 °С).
Согласно геотермическим условиям
- в зоне выклинивания соляно-ангидритового
флюидораздела по периферии Амударьинского НГБ процесс генерации нижнемелового
газа исключается. Здесь ресурсы нижнемеловых скоплений могут пополняться из
подстилающей юрской газонасыщенной толщи. Интересно отметить, что пластовые
воды неокомского комплекса в ареале соляно-ангидритового флюидораздела, где
возможно развита собственная генерация углеводородов в надсолевом комплексе,
содержат
водорастворенные
газы
с преобладанием
УВ. За солевым
ареалом
водорастворенные газы с преобладанием УВ встречаются лишь во взаимосвязи со
скоплениями свободного газа в местах межпластовых перетоков [33].
Второй
(нижний)
максимум
генерации газа этими
отложениями
должен
начинаться с 200 °С. В такие геотермические условия комплекс не попадает даже в
Предкопетдагском прогибе.
В качестве особенностей современного геотермического поля Амударьинского
НГБ, имеющих отношение к генерационным процессам в нефтегазоматеринских
толщах, можно отметить:
43
- зависимость величин пластовых температур от глубины ослабляется в местах
наибольшего прогибания и накопления мощных толщ осадков за относительно
короткое
(25 млн. лет)
время
неоген-четвертичного
этапа
и
характеризуется
минимальными значениями ССГГ (менее 3,0 °С/100м);
- на распределение
глубинного
тепла
между
юрскими
и
нижнемеловой
нефтегазоматеринскими толщами соляно-ангидритовая толща влияет незначительно;
- величины современных температур нефтегазоматеринских толщ являются
максимальными;
- в условиях современного геотермического режима недр юрские
терригенная
(1].2) И карбонатная (1з) толщи, находясь на глубинах более 4,5 и 3,5 км
соответственно, находятся в зоне интенсивного газообразования. Надсолевой
неокомский комплекс характеризуется благоприятными
для
газообразования
температурными условиями лишь на ограниченной территории
центральной
части Амударьинского НГБ.
Таким образом, установленное в Амударьинском НГБ несоответствие величин
выявленных запасов нефти и газа в юрских и меловых отложениях их генерационному
потенциалу обусловлено разными причинами, а именно:
1. Литолого-геохимическими — наличие в юрском этаже двух качественно
различных нефтегазоматеринских толщ;
2. Геологическими - а) отсутствие надежных внутриюрских флюидоразделов в
юрском этаже, б) отсутствие регионального соляно-ангидритового
флюидораздела
между юрским и меловым структурными этажами по периферии бассейна. Эта
особенность строения Амударьинского НГБ является предпосылкой существования
единой гидродинамической
меловом,
что также
системы
в юрском этаже, а по периферии - в юрско-
благоприятствовало
процессам вертикальной миграции и
смешивания жидких и газообразных УВ разных генерационных толщ;
3. Геотермическими - а) при современном геотермическом режиме недр главные
нефтегазопроизводящие толщи - нижне-среднеюрская терригенная
и
верхнеюрская
44
карбонатная
- ниже глубин 4,5 и 3,5 км соответственно, находятся в нижней зоне
интенсивного газообразования, что является благоприятной предпосылкой для высокой
газообилъности
целом;
в пластовой системе юрского этажа и Амударьинского бассейна в
б) согласно
современным
геотермическим
условиям
в
нижнемеловом
неокомском комплексе, отделенном в центральной части бассейна от юрского этажа
надежным соляно-ангидритовым
флюидоупором, он
может рассматриваться
качестве газопроизводящего лишь на ограниченной территории.
в
45
3. О Б О С Н О В А Н И Е И С П О Л Ь З О В А Н И Я Н Е У Г Л Е В О Д О Р О Д Н Ы Х
КОМПОНЕНТОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА В КАЧЕСТВЕ ИНДИКАТОРА
УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ АМУДАРЬИНСКОГО НГБ
Поиск закономерностей размещения зон нефте- и газонакопления в бассейнах с
нарушенной первичной зональностью распределения УВ сталкивается с рядом проблем
[115]. При поиске специфических показателей прогноза УВ в Амударьинском
нефтегазоносном регионе мы обратили внимание на его уникальные особенности.
Характерная особенность Амударьинского НГБ состоит в том, что он является
центром крупномасштабного ареала сероводородонакопления
в Центральной Азии. В
мире известны и другие крупные сероводородсодержащие бассейны, в которых
выявлены месторождения значительно более высокосернистого газа (Варнхорн - до
22%, Асмари-Бандар - до 26%, Ледюк - до 53,5%, Джозефин - до 74%, Чжаоланьжуан
- до 92%), Мюррей Франклин - до 98%) НгЗ), принадлежащие разным государствам
(Канада, США, Англия, Франция, Германия, Китай, Иран, Афганистан и др.). Однако
Амударьинский НГБ и сопредельная с ним территория среди других существенно
выделяются:
- большой долей (52%о) сероводородсодержащих скоплений (более 120), в
которых заключено почти 3 трлн
газа (для сравнения укажем, что шесть
нефтегазоносных регионов Российской Федерации содержат лишь 162 месторождения
сероводородсодержащего газа);
- большим
разнообразием
сероводородсодержащих
залежей
по
фазовому
состоянию УВ (газовые, газоконденсатные, нефтегазовые, нефтегазоконденсатные) и
тектонических
условий
их
локализации
(тектонические
ст}пени,
поднятия,
моноклинали, прогибы типично платформенной территории, предгорные прогибы,
эпиплатформенное сооружение);
- более широким диапазоном глубин встречаемости сероводородсодержащих
газов - от 600 м (Шурчи) до 4600 м (Меана);
- высокой дисперсией концентраций НгЗ в природном газе (от следов до 7%);
46
- локализацией
сероводородсодержащих
залежей
не
только
(хотя
и
преимущественно) в верхнеюрской сульфатно-карбонатной толще разреза, но и в
терригенных
нижнемеловых отложениях, что не всегда наблюдается в других
регионах.
На содержание сероводорода, в отличие от большинства других ингредиентов
природного газа, большое влияние оказывает среда его нахождения. В геохимически
чуждых условиях он избирательно выводится из состава газа. Диоксид углерода,
напротив, более устойчив к смене среды и в иных условиях нахождения его потери
малы. По изменению величины соотношения СО2 и НгЗ можно проследить историю
массообменных процессов, ответственных за формирование и (или) переформирование
залежей сероводородсодержащего газа. Поэтому, нами предложено использование
соотношения концентраций СО2 и НгЗ в качестве специфического индикатора
условий
формирования залежей УВ разного состава и фазового состояния на примере именно
Амударьинского НГБ.
3.1. Принципы прогнозирования состава и фазового состояния углеводородных
флюидов и проблема прогноза скоплений УВ разного состава и фазового
состояния в Амударьинском НГБ
Все известные решения в области прогноза состава и фазового состояния УВ
можно
свести
к
аккумуляционному
двум
[24,
основным
139,
142].
подходам:
Первый
генетическому
и
миграционно-
базируется на предположении,
что
распределение залежей контролируется главным образом генетическими факторами.
При втором подходе исходят из того, что на изменение первичного соотношения УВ
разного состава и фазового состояния определяющее значение оказывают вторичные
миграционно-аккумуляционные
факторы. Для
Амударьинского
нефтегазоносного
региона наиболее приемлем второй подход, требующий разработки специфических
показателей прогноза, применимых в данном регионе.
Эволюционный ряд углеводородных систем в самом общем виде включает ряд
звеньев:
образование
нефтегазонакопления
УВ
=^
транспортировка
существование
в виде залежей
к
зонам
(ловушкам)
разрушение
залежей
(месторождений). Поэтому и структура раздельного прогноза нефте- и газоносности
47
территорий должна отражать последовательность процессов, составляющих онтогенез
нефти и газа с позиций их органического происхождения (табл. 3.1).
Таблица 3.1
Структура системы прогноза залежей УВ разного фазового состояния
Эволюционный
этап развития УВскопления
Генерационный
Миграционный
(миграционноаккумуляционный)
Аккумуляционный
Группы показателей прогноза,
отражающих распределение УВ разного
фа:^ового состояния
Генетические показатели,
характеризующие количество, качество и
тип ОВ, необходимого для процесса
генерации жидких и газообразных УВ,
степень катагенетической
иреобразованности ОВ.
Миграционно-аккумуляционные
показатели, характеризующие условия
миграции, смешивания, взаимодействия,
аккумуляции УВ, фазовую и
компонентную дифференциацию УВ и
неуглеводородных ингредиентов на путях
миграции; виды миграции.
Показатели, характеризующие условия
консервации
газовых, нефтяных, газоконденсатных
залежей.
Прикладной
уровень прогноза
Глобальный
Региональный
Зональный
Деградационный
Показатели, характеризующие условия
разрушения и переформирования
газовых, нефтяных, газоконденсатных
залежей.
Локальный
(реже зональный)
Показатели диагностики преимущественно нефте- и газоматеринских свит, их
классификация и конкретизация условий, в которых генерационные возможности
остаются
потенциальными
генетических
показателей
или
реализзпются
максимально,
составляют
группу
прогноза размещения жидких и газообразных УВ. В
48
отдельных регионах дифференциация УВ на преимущественно газовые и нефтяные
обусловлена,
главным
образом,
генетическими
предпосылками:
типом
ОВ,
геотермическим режимом, продолжительностью геологического времени воздействия
температуры и давления на исходное ОВ и т.д. и выражается схемой вертикальной
зональности нефтегазообразования, впервые предложенной В.А.Соколовым (1948),
развитой и дополненной в последующем А.МАкрамходжаевым, Ф.А.Алексеевым,
В.Г.Васильевым,
Н.Б.Вассоевичем,
А.Л.Козловым,
В.В.Вебером,
А.Э.Конторовичем,
А.А.Трофимуком
и
др.
При
И.В.Высоцким,
И.И.Нестеровым,
этом
обычно
В.И.Ермаковым,
В.Л.Соколовым,
подразумевается,
что
Б.Тиссо,
крупные
нефтегазоносные комплексы со своими либо нефте-, либо газоматеринскими толщами
развиваются практически
Однако,
автономно.
существуют
Амударьинский),
где
и такие
нефтегазоносные
первоначальные
генетически
бассейны
(в том
обусловленные
числе
особенности
размещения нефти и газа очень сильно искажены процессами взаимодействия УВ
разных генерационных толщ и перемещения их по разрезу осадочного чехла. В этих
случаях раздельный прогноз необходимо строить с учетом показателей, зависимых от
процессов миграции.
На современном этапе разные НГБ, а в их составе разные нефтегазоносные
комплексы и скопления У В могут находиться на разных стадиях эволюции. Состояние
нефтегазоносных
систем
должно
быть
отражено
и
в
структуре
прогноза
нефтегазоносности конкретных бассейнов и отдельных комплексов внутри них.
Например, в молодых развивающихся НГБ раздельный прогноз нефтегазоносности
основан, главным образом, на генетических и термобарических показателях, в
деградирующих НГБ - на показателях условий сохранности УВ разного фазового
состояния.
В большинстве же нефтегазоносных бассейнов современная фазовая зональность
размещения
УВ
является
следствием
явлений,
отражающих
как
первичные
(генетические), так и вторичные (миграционные) факторы ее формирования. Причем
выделение определяющего фактора не всегда возможно.
Попытки
учета вторичных
(миграционных)
факторов
основаны,
главным
образом, на принципе дифференциального улавливания Гассоу-Максимова-Савченко.
49
Однако, его проявление в "чистом" виде ограничивается либо избытком одной из фаз
(жидкой или газообразной), либо вторичным преобразованием фазового состояния УВ
в
уже
сформировавшихся
зонах
нефтегазонакопления
(при
изменении
термобарических параметров, потере одной из фаз и т. д.). Это затрудняет его широкое
использование при прогнозировании фазового состояния углеводородных систем и
состава флюидов.
В
Амударьинском
НГБ в качестве
главного
и
бесспорного
источника
углеводородов считается под солевой юрский (терригенно-карбонатный) комплекс.
Неоднозначно трактуемыми по комплексу лишь генетических показателей остаются
вопросы: 1) о степени влияния нижне-среднеюрских отложений на углеводородный
потенциал выше расположенных верхнеюрских и нижнемеловых отложений; 2) о
собственном
Поэтому
генерационном
потенциале
для целей раздельного
нижнемеловых
прогнозирования
неокомских
отложений.
УВ в Амударьинском НГБ
целесообразно использование как генетических, так и миграционно
зависимых
показателей (статистических, гидрогеологических, геохимических и др.).
Статистический метод установления закономерностей фактического размещения
скоплений нефти и газа разного состава хорошо определяет гипсометрические и
термодинамические границы преобладающей нефте- и газоносности, но глубокие слабо
разведанные горизонты остаются за пределами статистического учета. Кроме того,
установленные закономерности для одного НГБ, не обязательно характерны для
другого.
Обширная сводка гидрогеологических показателей, используемых в практике
прогнозирования нефтегазоносности, приведена Л.Н.Капченко [59]. Применительно к
Амударьинскому
НГБ
использовались
показатели
химического
состава
и
газонасыщенности пластовых вод, величины упругости водорастворенных газов,
содержания
УВ,
Рупр.т/Рпл
(В.П.Савченко,
1954;
В.Н.Корценштейн,
1961;
Я.А.Ходжакулиев и др., 1971, 1976; А.Г.Бабаев и др., 1972; О.З.Халошин, 1975;
О.П.Абрамова,
Н.А.Костюкова,
(М.Г.Лубянская
1976;
Р.М.Арутюнян,
1982),
и
др.,
содержания
1970,
1975),
1977;
Э.Т.Кудашев,
бензола,
битумов,
фенола,
1980;
Ю.А.Спевак,
органических
хлороформенного
кислот
битумоида
50
(М.Г.Лубянская и др., 1970, 1972; Я.А.Ходжакулиев и др., 1972), водорастворенного
урана (Э.Т.Кудашев и др., 1976) и др.
Остановимся на показателях, соответствующих
миграционно-аккумуляционному
этапу эволюцииУВ-систем, которые были опробованы нами для диагностики фазового
состояния
известных
залежей
верхнеюрского
карбонатного
комплекса
Амударьинского НГБ.
Особый интерес здесь представляют способы диагностики газоконденсатных
залежей.
По
мнению
В.А.Чахмахчева
[148]
уровень
изученности
природных
газоконденсатных систем, возросший к настоящему времени, позволяет достаточно
уверенно классифицировать газоконденсатные залежи по их генетическим типам на
первичные и вторичные (новообразованные в результате взаимодействия газа с
нефтью). Однако результаты сопоставления расчетных и фактических характеристик
газоконденсатных залежей Амударьинского НГБ оказались неоднозначными (см.
раздел 4.1
табл. 4.1).
Выяснилось,
что
в
условиях
Амударьинского
региона
незначительное содержание тяжелых углеводородов в газе не всегда может служить
показателем отсутствия нефти в залежи и, наоборот, - отсутствие нефти не является
признаком первичного конденсата.
Э.М.Рамазановой предложен показатель С]/С5.ь, пороговое значение которого
равно 52. Если значение его меньше 52, то залежь должна иметь нефтяную оторочку. В
условиях Амударьинского НГБ по этому показателю хорошо дифференцируются
газоконденсатные залежи, явно связанные с нефтью и первично газоконденсатные.
Залежи, фазовый состав которых видоизменялся, диагностируются неверно: так для
Уртабулакской газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой
С1/054.=
220.
Методика прогнозирования фазового состояния УВ в залежи по составу легких
фракций (НК - 130 °С) нефтей и конденсатов [149]
углеводородных
соотношений
и
сравнение
их
предусматривает расчет девяти
с
определенными
граничными
значениями, характерными для первичных и вторичных конденсатов, а также
переходных типов. Из 11 верхнеюрских залежей, проэкзаменованных нами, 7 определены как залежи первичного газоконденсата (Ачак, Гугуртли, Самантепе,
Кульбешкак, Фараб, Даяхатын, Аккум), 3 - отнесены к вторичному и переходному
51
типам (Адамташ, Карим, С.Мубарек), а верхнеюрская залежь месторождения Учкыр
диагностируется неоднозначно.
Общедоступен
газоконденсатных
С. Л .Критской
прогнозирования
залежах
[64].
математической
метод
Их
предложенный
метод
обработки
"главных
параметров
нефтяной
оторочки
Ю.П.Коротаевым,
компонент"
25
выведен
нефтяных,
75
в газовых
и
Г.С.Степановой,
по
результатам
газоконденсатных
месторождений и основан на расчете коэффициента г=А+В, где А=С2Нб/СзН8,
В=(С]+С2+Сз+С4)/С5-ь. По величине коэффициента Z залежи классифицируются на:
газовые, газоконденсатные без нефтяной оторочки; газоконденсатные с нефтяной
оторочкой; нефтегазоконденсатные; нефтяные с легкой нефтью и нефтяные с тяжелой
нефтью. Из 47 юрских и меловых залежей Амударьинского НГБ, испытанных нами по
этой методике, для 31 залежи фактическая характеристика совпадает с прогнозной. Для
остальных - прогнозная оценка типа залежи является неоднозначной.
Прогноз фазовой зональности УВ в восточной части Туранской плиты с
помощью информационно-логического анализа был выполнен В.И.Ермолкиным и др.
[55,
143]. В его основу положен комплекс термобарических, геохимических и
гидрогеологических показателей. Прогнозирование фазового состояния УВ проведено,
в
основном,
в
зависимости
от
изменения
термобарических
параметров,
характеризующих зоны аккумуляции УВ. При этом совсем не учитывалось, что в силу
специфики региона, аккумуляция УВ могла происходить в существенно иных
термодинамических условиях по сравнению с их генерацией. Кроме того, такой подход
не предусматривает прогнозирования состава природного газа.
Особое место как в диагностике фазовых типов залежей, так и в уточнении
региональной модели формирования залежей УВ Амударьинского региона занимают
исследования
В.В.Кушнирова
[81, 84,86].
Он
считает,
что
главная
формировании фазового облика залежей этого региона принадлежит
роль
в
вариациям
исходного соотношения газовых и жидких углеводородов во времени и пространстве
верхнеюрской
пластовой
системы,
температур. Недонасыщенность
а также изменению пластовых давлений и
же пластового газа высококипящими
УВ
есть
следствие дефицита либо свободной нефти в системе, либо времени необходимого для
растворения нефтяных компонентов в газе. Для Амударьинского региона в качестве
52
надежного диагностического показателя, устанавливающего фазовый тип залежи на
этапе обнаружения, В.В.Кушниров [77] предлагает отношение изобутана к бутану
нормального строения (1-С4/п-С4), исходя из того, что его величина обусловлена
процессом прямого растворения нормального бутана в свободной нефти.
Первая количественная оценка результатов взаимодействия различных объемов
газа и нефти (А.Г.Бабаев, В.В.Кушниров, 1978), выполненная для залежей БухароХивинской нефтегазоносной области (НГО), позволила установить зависимость между
величинами содержания конденсата в пластовом газе, пластовым давлением и
исходным газовым фактором. Дальнейшее исследование исходных
соотношений
взаимодействующих газообразных и жидких УВ в связи с особенностями фазового
состояния и состава газожидкостных
суммарный
результат
воздействия
систем позволили
первичных
и
[4,81,84]
вторичных
представить
(регионально-
миграционных) факторов. Согласно схеме В.В.Кушнирова углеводородные системы
Амударьинского
НГБ
находятся
в
термобарических
условиях,
допускающих
нахождение здесь как нефтяных, газовых (верхней зоны), так и газоконденсатных
залежей. Разнообразие же фазовых типов или преобладание какого-либо из них в
конкретных зонах определяется степенью газонасыщенности недр региона. Автор
согласен с В.В.Кушнировым и ставит перед собой задачу поиска способа
масштабов
смешения жидких и газообразных
УВ разных
оценки
стратиграфических
толщ в Лмударьинском НГБ (см. разделы 3.2; 4.1).
Прогноз
состава
газа для платформенных территорий Центральной Азии
осуществлялся неоднократно (В.Е.Нарижная и др., 1975, 1976; Е.И.Гайло и др., 1977;
Г.И.Амурский и др., 1978, В.И.Ермаков и др., 1979, Д.С.Сиражидинов и др., 1980;
В.И.Старосельский, 1983; В.И.Ермолкин и др., 1984, 1985, 1989; М.В.Дахнова, 1999 и
др.). Как правило, он строился на статистических обобщениях пространственного
размещения УВ и учитывал условия генезиса индивидуальных
компонентов. При этом авторы
соответствующих
публикаций
углеводородных
в основном не
подчеркивали значимого влияния газа из подстилающих отложений на формирование
состава газа в вышележащих
и каждый из комплексов
верхнеюрский, нижнемеловой) рассматривался автономно.
(нижне-среднеюрский,
53
Так,
на
схемах
(Е.ИТайло
и
др.,
1977),
В.И.Ермакова
и
др.
[61],
В.И.Старосельского [133] распространения этана в природных тазах Амударьинского
НГБ при оценке глубокопогруженных частей верхнеюрского комплекса принималась
во внимание тенденция роста его содержания с глубиной. Поэтому во внутренних
глубоких частях бассейна ими прогнозируется более высокое содержание этана. Они не
учитывали, что по крайней мере часть газа, локализовавшегося в карбонатной толще,
могла генерироваться в подстилающей угленосно-терригенной толще в значительно
более жестких термодинамических условиях. По этой причине он может быть
существенно обеднен и гомологами метана. В этой связи характерно замечание самих
авторов [61] о том, что в Амударьинском регионе предположительно из-за гумусового
состава ОВ, разных стадий его катагенеза и процессов миграции УВ, связь зональности
распространения
отдельных
компонентов
газа со стадиями
катагенеза
ОВ
не
обнаруживается. Однако прогноз состава газа был выполнен без учета этого факта.
Таким
образом,
анализ
выполненных
исследований
в
области
прогноза
скоплений УВ разного состава и фазового состояния показал, что:
1. Результаты использования традиционных показателей прогноза фазового типа
залежей в пределах Амударьинского НГБ оказались весьма противоречивы из-за
масштабного
искажения
(деформации)
первичной
генетической
зональности
распределения УВ.
2. В условиях смешивания и взаимодействия жидких и газообразных флюидов
разных толщ прогноз фазового состояния и состава УВ традиционными
затруднен,
что
методических
процессами
требует
разработки
приемов, отражающих
и фазово-геохимическими
специфических
закономерные
показателей,
связи между
характеристиками
залежей
методами
новых
миграционными
Амударьинского
НГБ.
3.2. Обоснование использования кислых компонентов в качестве индикатора
условий газонаконления и формирования залежей в Амударьинском НГБ
Анализ
особенностей
геологического
строения
и
пространственного
распределения залежей УВ показал, что одним из наиболее важных процессов в
54
эволюции
данного
бассейна
является
активное
гидравлическое
взаимодействие
генерирующих толщ, обусловившее смешивание жидких (например, из верхнеюрских
отложений) и газообразных (например, из нижне-среднеюрских отложений) флюидов
разных
фаз
генерации.
Уровень
концентрации
кислых компонентов
(особенно
сероводорода) природного газа на постгенерационной стадии также контролируется в
основном двумя процессами: миграционными потерями и смешением газов с разным
содержанием СО2 и НгЗ. Однако, условия сохранности НгЗ и СО2 при миграции
различны. Поэтому сравнительная характеристика количественных изменений их
концентраций
при
вертикальных
и
латеральных
перетоках
УВ,
может
быть
инструментом реконструкции этапов нефтегазонакопления, выявления миграционных
путей и прогнозирования фазового типа и состава углеводородных флюидов на слабо
изученных территориях.
При
превалировании
миграционно-аккумуляционных
факторов
потери
сероводорода за счет взаимодействия с минеральной частью коллекторов и пластовыми
флюидами формируются залежи вторично бессернистого (или малосернистого) газа с
высоким содержанием СО2. При преобладании процессов смешения газов разных
стратиграфических
толщ
(сероводородсодержащих
и
бессернистых)
происходит
снижение концентраций обоих кислых компонентов.
Проведенный автором анализ изменения соотношения кислых компонентов в
зависимости от известных особенностей нефте- и газонакопления в изученных частях
Амударьинского региона показал, что информация о неуглеводородных (СО2 и НгЗ),
компонентах природных газов позволяет более достоверно реконструировать условия
формирования залежей УВ и повысить надежность прогноза скоплений УВ разного
состава и фазового состояния в Амударьинском КГБ.
3.2.1. Особенности распределения кислых компонентов в свободных газах
Амударьинского бассейна
Для
Амударьинского
НГБ
характерно
почти
повсеместное
присутствие
сероводорода и повышенное содержание углекислого газа в залежах УВ подсолевого
верхнеюрского карбонатного комплекса [113],
55
Согласно статистическим данным залежи УВ с высоким содержанием
всех сероводородсодержащих
регионах,
как правило, отличаются повышенной,
во
а
нередко и соизмеримой концентрацией СО2 [23, 88, 98, 97, 107, 126]. В первично
бессернистых (т.е. не потерявших НгЗ в процессе миграции) свободных газах
повышенное содержание СО2 (более 1,5-2,0%) встречается довольно редко.
Эти данные, а также результаты распределения
и СО2, полученные нами для
Амударьинского НГБ, позволили предположить, что высокий уровень концентраций и
соизмеримое
содержание
кислых
сероводородсодержащего
компонентов
комплекса
в свободном
является
газе
верхнеюрского
первичным
(генетически
предопределенным, но не обязательно единого генезиса) и нарушается
вторичных причин в послегенерационный
вследствие
период.
В то же время в региональных сульфатно-карбонатных сероводородсодержащих
комплексах при относительно выдержанной доле СО2 в свободном газе (разброс
значений редко превышает трехкратную величину) вариации содержания Н28 в
большинстве случаев составляют 1-2 порядка и более. Высокая дисперсия значений
концентрации НгЗ определяется, главным образом, не генетическими, а вторичными
факторами (Г.И.Амурский, Н.Н.Соловьев, 1979; \^.Ь.Огг, 1979).
Для выяснения особенностей распределения кислых компонентов в свободных
газах Амударьинского НГБ нами проведен анализ гистограмм распределения СО2 и
НгЗ
в
разных
нефтегазоносных
комплексах
(рис. 3.1). При их
построении
использовались осредненные данные по месторождениям. Лишь для месторождения
Даулетабад (учитывая его уникальные размеры и "аномальность" формирования) были
взяты
три
"независимые"
точки,
характеризующие
зоны
бессернистого,
сероводородсодержащего газа и переходную между ними, где следы НгЗ встречаются
спорадически.
Для нижне-среднеюрского
угленосно-терригенного
комплекса
построение
гистограмм было лишено смысла из-за малой выборки данных. Однако надо
подчеркнуть, что НгВ в свободном газе этого комплекса отсутствует, а содержание СО2
колеблется от 0,5% до 1,2%).
Результаты
анализа
гистограмм
распределения
кислых
компонентов
соотношения их концентраций в свободных газах верхнеюрского карбонатного и
и
АМУДАРЬИНСКИЙ НГБ
ГИСТОГРАММЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИЙ С02, N25 И ПОКАЗАТЕЛЯ С02/С02+Н25
В ВЕРХНЕЮРСКИХ И НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ
Составила П.С.Салина
1989 г. с дополнениями 1996 г.
МЕЛОВЫЕ
ЮРСКИЕ
ТЕРРИГЕННЫЕ
КАРБОНАТНЫЕ
•А
%
100
<00
ОТЛОЖЕНИЯ
ОТЛОЖЕНИЯ
50
СОг.УоЛ
Нг5,%о».
Рис,5.1.
57
нижнемелового терригенного комплексов обнаруживает их принципиальное различие
(табл. 3.2).
Таблица 3.2
Содержание СО2 и
в свободных газах герригенных и карбонатных отложений
Амударьинского НГБ
Литолого-стратиграфический комплекс Содержание Н28, %
Содержание СО2, %
Отложения, с которыми сероводород генетически не связан
Нижнемеловой терригенный
(периферический пояс
субвертикальных флюидоперетоков)
Нижнемеловой терригенный
(внутренний ареал газонакопления)
0-1,3
0,5-5
0
0,1-0,4
(в среднем 0,3)
0,5-1,2
(в среднем 1.0)
Регионально сероводородсодержащие отложения
Нижне-среднеюрский терригенный
Верхнеюрский карбонатный
Верхнеюрский
0
0,003-6,0
сульфатно-карбонатный
комплекс.
0,7-8,0
(в среднем 2,6)
Большинство
залежей
представлено здесь сероводородсодержащим газом. В отличие от природного газа
терригенных отложений юры и нижнего мела, газ подсолевой карбонатной толщи
характеризуется более широкими пределами колебания обоих кислых компонентов и
более равномерным распределением частот встречаемости различных значений. Лишь
по периферии
бассейна
(где наблюдается
опесчанивание
карбонатных
пород),
сероводород местами оказался полностью утраченным.
В целом концентрация СО2 изменяется от 0,7% (Ачак, Адамташ, Беурдешик) до
6-8% (Джума, Джаркудук, Ходжагутердаг в северной части Афганистана), НгЗ - от
долей процента (Зеварды, Памук и др.) до 5-6% (Уртабулак). Среднее содержание СО2
в свободном газе комплекса составляет 2,6 %>, что в несколько раз выше среднего
уровня
концентрации
СО2 в нижнемеловом
комплексе.
Около
60% значений
концентраций НгЗ приходится на интервал 0,01-1,0%, т.е. уровень обогащения им газа
карбонатного комплекса оказывается на один-два порядка ниже, чем СО2. Это
объясняется существенно большими потерями НгЗ по сравнению с СО2 в процессе
58
миграции сероводородсодержащего газа от зон генерации
и (или) непосредственно
в ловушках. Поэтому по анализу характера изменения
соотношения
кислых
компонентов в свободных газах можно судить об особенностях формирования залежей
газа в подсолевой карбонатной толще юры Амударьинского КГБ.
По изменчивости содержания
и СО2 в газе залежей УВ можно дать
следующую обобщенную оценку особенностей формирования скоплений газа в
подсолевой карбонатной верхнеюрской толще Амударьинского НГБ:
1. Если N28 и СО2 присутствуют в соизмеримых (примерно равных) количествах,
а содержание СО2 превышает его средний уровень, то в формировании состава газа
практически не принимал участия бессернистый газ юрского терригенного комплекса.
Если же содержание СО2 ниже фоновых значений, то не исключено, что хотя бы часть
залежей такого типа сформировалась и за счет вертикального перетока бессернистого
газа из нижерасположенной терригенно-угленосной толщи.
2. В случае дефицита НгЗ в газе, но высокого содержания СО2 преобладал
процесс обессернивания сероводородсодержащего газа при внутриформационном его
перераспределении.
3. При дефиците НгЗ и пониженном содержании СО2 наиболее вероятно
формирование залежей газа за счет двух источников: юрского карбонатного и юрского
угленосно-терригенного.
4. Наконец, при отсутствии НгЗ и аномально низком для данного комплекса
содержании СО2 преобладающим и чаще единственным источником газа служили
угленосно-терригенные отложение юры.
Нижнемеловой
терригенный
комплекс.
Газы
внутреннего
ареала
газонакопления (сингенетичные терригенным отложениям нижнего мела) изначально
бессернистые и характеризуются низким содержанием СО2 (чаще доли процента). Так
как сероводород и большая часть диоксида углерода в свободном газе сингенетичны
верхнеюрскому
карбонатному
комплексу, то присутствие
сероводорода
(как
и
повышенная концентрация диоксида углерода) в свободном газе нижнемеловых
отложений
отражает
процесс
сероводородсодержащей
субвертикальной
верхнеюрской
толщи
миграции
газа
преимущественно
из
по
солевого ареала (Даулетабад-Донмез, Карабиль, Алат, Джаркудук и др.).
регионально
периферии
59
Присутствие сероводорода в газе нижнемеловых залежей установлено на 10
месторождениях (в том числе 3 на территории Афганистана, 2 - в Иране), которые
расположены
в
зоне
выклинивания
соляно-ангидритового
флюидораздела
по
периферии Амударьинского НГБ и сформировались за счет масштабной вертикальной
разгрузки верхнеюрского сероводородсодержащего газа.
Следовательно, по особенностям изменений концентраций кислых компонентов
в свободном газе можно уточнить условия формирования газовых залежей и в
надсолевом {нижнемеловом)
комплексе Амударьинского бассейна:
1. При отсутствии сероводорода и содержании СО2, не превышающем 1-1,2%
(т.е. максимальной концентрации СО2 в свободном газе, генетически не связанном с
верхнеюрскими отложениями), залежи могут рассматриваться как автохтонные (т.е. газ
сингенетичен вмещающим отложениям).
2. Если в газе отсутствует НгЗ, а содержание СО2 более \%, то в формировании
её заметную роль играла миграция газа из подсолевой карбонатной толщи (возможно
даже потерявшего сероводород полностью).
3. Если Н28 в газе залежи присутствует, а СО2 более 2,б%(среднестатистическое
содержание СО2 в газах верхнеюрского карбонатного комплекса), то источником газа
залежи
был
преимущественно
высокосернистый
газ
подсолевого
карбонатного
комплекса.
Поэтому анализ изменчивости содержания и соотношения кислых ингредиентов
в
различных
геолого-геохимических
обстановках
может
реконструкции процессов газонакопления в регионально
являться
основой
сероводородсодержащих
бассейнах.
3.2.2. Реконструкция условий газонакопления в Амударьинском НГБ
по результатам анализа соотношения концентраций кислых компонентов в
свободном газе
Первоначально для поиска количественных связей между концентрациями
кислых компонентов и увязки их с конкретной геологической
ситуацией вся
совокупность данных по сероводородсодержащим и бессернистым залежам была
60
размещена в системе координат H2S - СО2 отдельно для меловых и верхнеюрских
отложений (рис. 3.2). Для большей части точек обнаружилось отсутствие закономерной
связи между величинами концентраций СО2 и H2S. Лишь для незначительного
количества точек (15 из 118), характеризующихся соизмеримыми (примерно равными)
по величине концентрациями СО2 и H2S, отмечается плотная линейная локализация в
области
высоких
значений.
Надежно
оценить
роль
каждого
из
факторов
обессернивания для конкретных зон (месторождений) по представленному графику
невозможно. Можно лишь подчеркнуть, что в контуре солевого ареала в карбонатной
юрской толще преобладал процесс рассеивания H2S, а в ряде зон по его окраине
процесс "разбавления".
Наиболее эффективной формой анализа информации о кислых компонентах
оказалось использование показателя K=C02/(C02+H2S) и уровней концентраций СО2 и
H2S (% об.) (рис. 3.3). Такая форма обработки исходной информации позволяет
учитывать как залежи сероводородсодержащего газа, так и залежи газа, потерявшего
сероводород в процессе миграции. Таким способом можно выявлять особенности
пространственного
изменения
содержания
кислых
компонентов.
Это
позволяет
использовать предложенный показатель K=C02/(C02+H2S) в качестве индикатора
оценки
масштабов
межпластовых
(межкомплексных)
перетоков
флюидов
и
стратиграфического адреса смешивающихся бессернистого и сероводородсодержащего
газов. Схожий лишь по форме, но не отвечающий нашим целям
показатель
[H2S/(H2S+CO2)]xl00% использовался Э.Е.Лондон и А.С.Бухваловым [88] для техникоэкономического
обоснования
рентабельности
переработки
газа
с
различным
содержанием и соотношением кислых компонентов.
Достоинством графической зависимости (см. рис. 3.3) является возможность
одновременного учета трех показателей: СО2; H2S и C02/(C02+H2S). Введение
показателя
К=С02/(С02-ьН28),
количественно
реагирующего
концентрации сероводорода, позволило i^iecTb его
на
изменение
миграционно-аккумуляционные
потери и эффект снижения концентраций кислых компонентов при
разбавлении
«чужими» бессернистыми газами. Так, в случае соизмеримого содержания кислых
компонентов K=C02/(C02+H2S) равен 0,5. Увеличение значения К и стремление его к 1
61
АМУДАРЬИНСКИЙ НГБ
СОПОСТАВЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИЙ НгЗ И СО2
В СВОБОДНЫХ ГАЗАХ ЗАЛЕЖЕЙ УВ
Составила Л.С.Сагина
1996 г.
V
10в
ВЕРХНЕК1Ра1ИЕ
ЗАЛЕЖИ В КОНТОРЕ СОЛЕВОГО АРЕАЛА
Рис,3,2.
6Z
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА АМУДАРЬИНСКОГО НГБ ПО СООТНОШЕНИЮ
КИСЛЫХ КОМПОНЕНТОВ И ПОКАЗАТЕЛЮ C O 2 / C O 2 + H 2 S
Составили: H . H . Соловьев. Л.С.Салина
1 9 8 9 г. с добавлениями 1996г.
ЗАЛЕЖИ ГАЗА,Я1адЭТОЛОЖЕН-
ныЕ В ОТЛОЖЕНИЯХ:
• ВЕРХНЕЮРСКИХ КАРБОНДТНЫХ:
КАРИМ
КЖ МУБАРЕК
С.МУБАРЕК
КАРАКУМ
ШУМАК
КАРАБАИР
КЫЗЫЛРМБДГ
5 2 МЕТСДЖАН
S 3 - КИШТУВАН
5 4 CJHflyiJflM
5 5 СТИХИЙНОЕ
5 6 КМРПИЧЛИ
57 БЕУРДЕШИК
БВ-БАГАДЖА
s o ГАГАРИНСКАЯ
60-ИАЛАИ
61 - К Е Н Д Ж А
АКД>КАР
6 2 - ДЖАРЧИ
СЕТАЛАНТЕПЕ
6 3 - ЗАфАР
КАМХЛБАЗАР
6 4 - АЛАТ
САРЫТАШ
в5-С№ДОБ
ЮПККЗКМ
бв-БАЛКУИ
УЧКЫР
67-В.ДЕНГИЗКУЛЬ
ЯНГИКАЗГАН
ва-ЖЭДЖИКАЗГДН
ГУГУРШИ
es-ХЗУНШОР
АЧАК
7 0 - САКАР
ДАЯХАТЫН
7 1 - ДЖАРКАК
КУЛЬБЕШКАК
та-ШУРЧИ
АККЯ4-ПДРСАНтэ-ДЖАРКУДУК
КУЛЬ
74-ЕТЫМТАГ
ПНПЖУДУК
75ХОДЖИ
7в
ТАШЛэ!
33
34
35
36
»
"
-
УРТАБИЛМК
СДЕНГШЮЛЬ
/МИД
КЕМАЧИ
АЛАН
ПИРНАЗАР
ЗЕВАРДЫ
ГИРСАН
аПАИУК
Ю.ПАМУК
КУЛТАК
3 7 - КАМАШИ
^ , з а - БЕШКЕНТ
" о в ^ Т 3 9 - ШУРТАН
4 0 - АДАМТАШ
а!
ПАЧКАМАР
4 2 - ГУМБУЛАК
" 3 - АМАНАТА
44-САМАНТЕПЕ
Ю.КЕМАЧИ
ЧАНДЫР
4 7 - КДАРНОВСЮЕ
вв^^4в-ФАРАБ
|5в49-з.)оджи
5 0 - КАНДЫМ
51 -НА1*1
Г7-БУЗАХУР
^ПЙВАНА
79~ДЖАРКУПУК
8 0 - З.КРУК
8 1 - ДЖАНГАЛИ1С»ЛОН
8 2 - КРУК
вз-КОКДУМАЛАК
84-С.МАЙМАНДК
8 5 -С.ШУРТАН
ое- Ю.ТАНДЫРЧИ
в7-в.УЧАДЖИ
S8-ЖЭДЖАМБАСС
89-КОКЧИ
эо-НОВ. АЛАН
9 1-РЙСЫЛКУДУК
3 2 - БЕРПЫКУДУК
3 3 - ТЕГЕРМЕН
»4- ХАНГИРЕН
9 Б - В БУЗАХУР
9 6 - С.НИШАН
9 7 - ЧААЧА
Эв-БАБААРАП
Э9-АККУМУЛЯМ
ЮЮ-ИСКИ
OI-KPEPBEH.
С02
CQ2+H2S
Условные обозначения
....^ -5 о
см. на рис. ч>.^.
. Н И Ж Н Е М Е Л О В Ы Х ТЕРРИГЕННЫХ-.юг-ДАУЛЕ1АБАД(БЕСсЕРнистАЯ ЧАСТЬ),
)ОЗ-ДАУЛЕ»БАД(н13К0а1«ИТ*Я ЧАСТЬ
),Ю«-Д«''Е1»БАД(С|ТНИСТЛЯЧАСТЬ),ЮВ-К^^
юв-ЕТЫМТАГ.от-ХСЗЯЖАБУПАН,
ю е - Ш А Т Л Ы К С К А Я П>УППА,1О9^(0ДЖАГУГЕРЯАГ,
n o W Б А Р Е К С Х А Я П 9 П П А , т У Ч К Ы Р , П2-АЧАК-НАИПСКАЯ Г Р У П П А , п э - К А П Н С К А Я ГРУПП A , I 1 4 -ГУГУРТЛИ.ИАЛАЙ, « г - Б А И Р А М - А Л * - У Ч А Д Ж М Н С Ж А Я
Г Р У П П А , пв-ЧАРТ«К,
«Т^ДЖАРКадУК, t i e - А Л А Т ; «НИЖНЕ - С Р Е Д Н Е Ю Р С К И Х Т Е Р Р И Г Е Н Н Ы Х : па.
Рис.3.2>.
63
свидетельствует об обеднении газа сероводородом в процессе миграции
или
"разбавления" бессернистым газом.
Помимо
точек,
фиксирующих
залежи
сероводородсодержащего
газа
в
карбонатном комплексе, на рисунке выделены изоконцентраты, характеризующие
средний уровень СО2 (нижняя линия - 1 %) в терригенных (юрских и нижнемеловых
солевого ареала) и карбонатных отложениях верхней юры (верхняя линия - 2,6 %), а
также изоконцентраты сероводорода равные 0,3 и 1,0 % для разграничения мало-,
средне- и высокосернистых газов. Совокупность точек представленных на графике,
образует ряд полей (А-П, А-Ш; Б-П; Б-Ш; B-I, В-П; В-Ш), месторождения которых
характеризуются разным уровнем концентрации кислых компонентов и различными
условиями формирования
состава пластового газа, зависящими
от масштабов
взаимодействия флюидов верхнеюрского карбонатного и подстилающего его нижнесреднеюрского терригенного нефтегазоносных комплексов.
Так подгруппа " В " объединила залежи верхнеюрских и единичные скопления
нижнемеловых
отложений,
сформированные
за
счет
газа,
сингенетичного
карбонатной толще и отличающиеся уровнем внутрипластовых потерь сероводорода
(группы I, II, III). Залежи этой подгруппы тяготеют к зонам генерации кислых
компонентов.
Подгруппа
"Б"
объединила
залежи
преимущественно
верхнеюрских
и
незначительную часть нижнемеловых отложений, в формировании которых кроме
верхнеюрского сероводородсодержащего газа мог участвовать бессернистый газ
подстилающей терригенно-угленосной нижне-среднеюрской толщи. Большинство из
них территориально удалено от зон генерации УВ или находится за границей
распространения
соляно-ангидритового
флюидоупора
- в поясе
вертикальных
межпластовых перетоков флюидов.
Подгруппа "А" представлена, в основном, автохтонными нижнемеловыми
залежами бессернистого газа центрального ареала газонакопления, аллохтонными
скоплениями газа окраин синеклизы, а также некоторыми верхнеюрскими залежами
бессернистого
и
малосернистого
газа,
в
котором
снижение
концентрации
сероводорода происходило в процессе латерально-вертикальной миграции и (или)
смешения с бессернистым нижне-среднеюрским газом.
64
Результаты выполненного нами анализа особенностей изменения соотношения
кислых компонентов
хорошо согласуются
с нефтегазогеологической
моделью
Амударьинского бассейна и заметно дополняют представления о формировании
месторождений, раскрывая ряд неизвестных ранее особенностей газонакопления.
Схема размещения газовых (и нефтегазовых) залежей с разным фактическим и
прогнозным
соотношением
кислых компонентов
в отложениях верхней юры
приведена на рис. 3.4.
Результаты проведенного автором анализа особенностей распределения кислых
компонентов в свободных газах юрских и меловых отложений Амударьинского НГБ
показало, что:
1. Почти
весь
и
большая
часть
СО2 сингенетичны
регионально
сероводородсодержащему сульфатно-карбонатному верхнеюрскому комплексу, что
отмечают и другие авторы (В.С.Гончаров и др., 1973; В.Е.Нарижная,
1976;
Р.Г.Панкина, В.Л.Мехтиева, 1983; М.В.Дахнова, 1999 и др.).
2. Свободный газ залежей верхнеюрской карбонатной толщи характеризуется
широким диапазоном колебаний концентраций обоих кислых компонентов. Однако,
залежи с высоким содержанием НгЗ (например, Денгизкульской и Кандымской
групп) отличаются и повышенной концентрацией СО2 (при среднем содержании
около 2,6 %). Для них характерно соизмеримое содержание НгЗ и СО2, величина
коэффициента К-^0,5.
3. Залежи газа, сингенетичного терригенным толщам пород нижней-средней
юры
и нижнего
мела,
изначально
бессернистые
и характеризуются
низким
содержанием СО2 (чаще доли процента). При этом К=1.
4. По периферии
бассейна,
в зоне
опесчанивания
карбонатных
пород,
встречаются залежи, в которых сероводород полностью утрачен, но СО2 сохранился в
повышенных
концентрациях
(>1,5-2,0%).
В
этом
случае
коэффициент
К=С02/(С02+Н28) также равен 1.
5. В надсолевых терригенных отложениях нижнего мела единичные скопления
сероводородсодержащего
газа
встречаются
только
за контуром
или в зоне
АМУДАРЬИНСКИЙ НГБ
СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА
С РАЗЛИЧНЫМ СООТНОШЕНИЕМ КИСЛЫХ
КОМПОНЕНТОВ В ВЕРХНЕЮРСКОМ КОМПЛЕКСЕ
Составила Л.С. Салина
2001 г
1Беурдешик
20 км
Гир^сан
^ ^ Р ^ ^
« к ' "
П1а
ВеРХНЕОРСКИЕ ЗАПЕЖИ.
- СООТВЕТСТВУПЩИЕ ГРУППАМ
(СМ РИС 3.3):
1,0-
Ми
1в
Яшпар
МЕЖДУ ГРУППАМИ!, и, Н|
111в
4«»
МЕЖЯУ ПОДГРУППАМИ А. Б. В.
11в
Меана
\
/о,з
к
.
ПБ
111А
Хангирен t
4
РАСЯТРОСТРАНЕЬ*«1 ВЕРХНЕОРСКИХ
КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
ВЕРХНЕЮРСКОЙ
ТОЛШИ
ПА
ООЛЯНАДНГИЛРИТОВОЙ
15
Зоны с преобладаощей концентрацией сероводорода
более 1%
0,3-1.0%
менее 0 . 3 %
66
выклинивания
соляно-ангидритового
флюидораздела
и
имеют
повышенное
содержание СО2. Чапде всего сероводород в них отсутствует или фиксируется в виде
следов и очень низких концентраций.
6. Присутствие сероводорода (как и повышенная концентрация диоксида
углерода) в свободном газе нижнемеловых терригенных отложений отражает процесс
субвертикальной
миграции
газа
из
регионально
сероводородсодержащей
верхнеюрской толш;и преимущественно по периферии солевого ареала.
7. Главными постгенерационными причинами колебаний содержания кислых
компонентов являются:
а) миграционно-аккумуляционные
потери сероводорода при взаимодействии с
минеральной частью коллекторов и пластовыми флюидами, которые приводят к
дисбалансу их концентраций.
При этом сохраняется довольно высокое содержание
СО2, а показатель К~>1.
б) смешение
газов
разных
стратиграфических
сероводородсодержащего газа бессернистым) с разным
которое приводит к снижению концентраций
толщ
содержанием
(разбавление
СО2 и N28,
обоих кислых компонентов.
В этом
случае в зависимости от степени разбавления бессернистым газом К варьирует в
пределах 0,5^1,0.
Таким образом, дополнительная информация о неуглеводородных (СО2 и НгЗ),
компонентах природного газа может быть использована в качестве индикатора
условий формирования залежей УВ Амударьинского бассейна. Анализ вариаций
соотношения СО2 и НгВ может служить важным инструментом
"стратиграфических"
нефтегазонакопления.
источников
УВ
и
реконструкции
определения
процессов
Привлечение информации о кислых компонентах природных
газов дает возможность более достоверно реконструировать условия формирования и
повысить надежность прогноза залежей УВ разного состава и фазового состояния в
Амударьинском НГБ.
67
Ниже информация о кислых компонентах природного газа использована для:
1. уточнения особенностей нефтегазонакопления и описания типовых моделей
формирования залежей УВ в Амударьинском НГБ;
2. систематизации типовых моделей формирования залежей УВ, сходных по
условиям формирования.
68
4. ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УВ РАЗНОГО СОСТАВА И ФАЗОВОГО
СОСТОЯНИЯ В ЮРСКИХ И МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ
АМУДАРЬИНСКОГО НГБ
Попытки протнозирования уровня содержания различных ингредиентов
природных газах для Амударьинского бассейна предпринимались
в
неоднократно
В.Е.Нарижной (1976), Г.ИАмурским с соавторами (1977, 1979), В.И.Ермаковым с
соавторами (1977, 1979), М.С.Гуревичем и др. (1980), В.И.Старосельским (1983),
М.В.Дахновой (1999) и др. При этом изучение закономерностей их накопления в
природных
флюидах
обычно
строилось
на
статистических
обобгцениях,
подкрепляемых взглядами на генезис индивидуальных компонентов.
Автор
подошел
к решению
этого
вопроса
с учетом
закономерностях нефтегазонакопления в гидродинамически
представлений
едином юрском
о
этаже
Амударьинского бассейна и дополнительной информации об углеводородных и кислых
(СО2 и НгЗ) компонентах природных газов.
4.1. Условия формирования газоконденсатных залежей в подсолевых
карбонатных верхнеюрских отложениях
Современное
распределение
отложений
контролируется
покрышек
плохого
залежей
в
нижне-среднеюрском
мозаично-линзовидным
качества,
что
обусловило
характером
потерю
комплексе
распространения
значительной
части
генерировавшегося в нем газа. Неаккумулированный, «избыточный» по отношению к
объему ловушек этого комплекса, бессернистый газ мигрировал в вышележап];ую
верхнеюрскую толщу.
Верхнеюрский
нефтегазоносный
комплекс
Амударьинского
НГБ является
основным по количеству и разнообразию выявленных залежей УВ. Для залежей
карбонатной толщи юры характерен наиболее широкий диапазон
изменчивости
величины (от единиц до 700 г/м^ и даже более) конденсатосодержания в газе,
присутствие нефти в виде многочисленных нефтепроявлений, небольших оторочек и
редко нефтяных залежей.
69
Проблема генезиса газоконденсатов привлекает внимание при изучении любого
нефтегазоносного бассейна, т.к. непосредственно связана с прогнозом компонентного
состава
газа.
Различают
газоконденсатные
смеси
"первичные"
и
(В.П.Савченко,
"вторичные"
по
И.С.Старобинец,
происхождению
В.А.Чахмахчев,
A. С.Великовский, Я.Д.Саввина, А.С.Панченко, Л.С.Темин, В.В.Юшкин, М.Я.Зыкин,
B. В.Кушниров). Первичные - формируются за счет газоконденсатных растворов,
образующихся в зоне жесткого катагенетического преобразования РОВ. Вторичные приурочены к газонефтяным системам и образуются за счет растворения легких
фракций нефтей в сжатых газах и при повышении пластового давления в нефтегазовых
залежах.
Анализ опубликованных работ показал следующее:
1. Первичные
газоконденсаты
характеризуются
относительно
низким
конденсатосодержанием, не превышающим первых десятков граммов в 1 м^ газа.
2. Уровень
конденсатосодержания
во вторичных газоконденсатных
смесях
определяется количественным соотношением газа и нефти в пластовой системе,
растворимостью высококипящих гомологов метана в газе при соответствующих
величинах пластовых давлений и температур, составом газообразного растворителя и
нефти.
3. А.С.Великовский и др. [НО] в качестве признаков наличия нефтяной оторочки
в газоконденсатной залежи признают высокое содержание (> 1,75%) в газе гомологов
С5+ и выход стабильного конденсата более 80 см^/м^ при давлении максимальной
конденсации. Очевидно, что здесь представлена характеристика
газоконденсатов
вторичного происхождения.
4. В результате взаимодействия газа и нефти в пластовых условиях не только газ
насыщается нефтяными углеводородными компонентами, но и нефть претерпевает
определенные изменения из-за потери наиболее легких компонентов: увеличивается ее
удельный вес и содержание трудно растворимых в газе компонентов. И.С.Старобинец
[131] указывал на подобное своеобразие свойств нефтей из оторочек газоконденсатных
залежей: повышенное содержание смолистых веществ, парафинов, асфальтенов.
В основу наших исследований положены данные о фактически наблюдаемом
изменении состава и фазового состояния УВ в хорошо изученной бурением северной
70
части ретиона. Для выяснения генезиса (первичного или вторичного) газоконденсатов
верхнеюрского комплекса нами осуществлен поиск "следов" взаимодействия газов с
нефтью, с тем чтобы выделить "нефтяную" (вторичную) разновидность конденсатов и
подтвердить
тем
самым
большие
масштабы
(чем
в
настоящее
время)
палеонефтенакопления в Амударьинском бассейне.
В целом газы верхнеюрского карбонатного комплекса, несмотря на наличие
многочисленных
признаков
нефти,
характеризуются
высокой
"сухостью",
преимущественно низким потенциальным содержанием конденсата (в основном до
5 0 - 8 0 см^/м^) при значительном разбросе крайних значений (от 14 до 751 г/м^),
наличием кислых компонентов (СО2 и НгЗ), в том числе сероводорода - от следов до
6%, а диоксида углерода - до 8,7% (в североафганской части Амударьинского НГБ).
Повышенную плотность природным газам этого комплекса придают "тяжелые" газыспутники - азот, сероводород, диоксид углерода.
При построении схемы (рис. 4.1, табл. 4.1) изменения углеводородного состава
газов в Амударьинской
синеклизе
(содержание
СН4, С2.4, С5+, потенциальное
содержание конденсата) и термобарических параметров (Рпл, Тпл-) предпочтение
отдавалось
составам
газов
в
пластовых
условиях.
В
случае
вынужденного
использования устьевых проб газа вычислялось пластовое содержание высококипящих
гомологов по формуле С5+™^"-0,2-Ы,6х(С5/'^^'''^'*) [78]. Кроме того, при низком
содержании (до 0,4%) С5+ в газе для увеличения объема исходной информации
правомочно использовать
составы устьевых газов (А.И.Гриценко
и др., 1969;
В.Е.Нарижная, 1976).
Характерно, что рост "сухости" пластового газа, т.е. уменьшение содержания
гомологов метана происходит в двух противоположных направлениях (см. рис. 4.1).
Первое
-
к
центру
синеклизы
по
мере
роста
глубины
погружения
слоев
(Денгизкульское поднятие, Багаджинский, Кирпичлинский валы), второе - к периферии
синеклизы в сторону регионального подъема слоев (Каганское, частично Мубарекское
поднятия).
СХЕМА ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА ГАЗОВ В ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ
Составила Л.С.Салина
1995 г.
Месторождения:
газонефтяные и газо
конденсатнонефтяные
гаэоконденсатные с
нефтяными оторочками
_
гаэоконденсатные с
нефтепроявлениями
Изоконцентраты содержания в газе залежей, в % об.
СН.
Области сходных условий формирования газоконденсата верхнеюрских залежей:
I - оттеснения нефти газом и растворения нефти в газе, распространения
-2-4
вторичных газоконденсатов;
II - оттеснения нефти газом и растворения нефти в газе, конденсации С5+,
распространения вторичных газокоцденсатов;
III - распространения первичных газоконденсатов с незначительной долей
Характеристика состава газов и термобарических параметров:
содержание в % об.: А - С Н 4 , Б - С
В
вторичных;
- С5+;
I V - распространения первичных гаэоконденсатов;
Г - пластовая температура, "С; Д - плаа овое давление, атм,
Е - содержание конденсата
смЗ/мЗ, г/мЗ
р
V - оттеснения нефти газом и растворения нефти в газе, распространения
¿1.1.
первичных и вторичных газоконденсатов
72
Таблица 4.1
Углеводородный состав газов и термобарические параметры верхнеюрских
залежей УВ северной части Амударьинского НГБ
Месторождение
Углеводородный состав
газов, % об.
СН4
Термобарические
параметры
' п.!-,
Потенциальное
содержание
конденсата,
С4М10
Наин
92,6
5,0
0,7
101
25,5
39
С.Балкуи
88,3
6,8
0,8
104
26
46
Кирпичли
92,7
5,2
0,9
103
32
42
Беурдешик
89,0
7,6
0,9
96
26
30
Гагаринское
93,5
5,0
0,1
111
35
15
Гугуртли
92,2
4.1
0,4
86
21
20
Янгиказган
81,7
4,5
1,2
62
14,9
34
Даяхатын
93,0
4,2
0,2
78
19,0
30
Кульбешкак
91,7
4,95
0,24
79
19
25
Учкыр
92,7
2,1
0,54
75
17,6
34
Аккум-
90,8
4,8
0,7
90
21
61
Кандым
94,2
4,1
0,6
90
23,6
29
Алат
92,4
3.0
0,4
85
21
18
Багаджа
92,2
4,3
0,4
119
40
12
Чартак-Малай
93,7
4,9
0,1
130
39,8
9
Сакар
92,9
4,0
0,4
105
28
32
Фараб
90,3
4,2
0,2
94
24
33
Киштуван
94,4
3,3
0,4
95
25
29
З.Тегермен
83,5
6,4
0,1
95
25
17
Чандыр
88,5
4,4
0,6
89
22
43
З.Кокчи
92,2
4,6
0,5
85
21
29
Гавана
88
4,2
1,1
89
25
41
Парсанкуль
73
З.Крук
81,7
5,4
2,1
106
25
95
Крук
83,2
8,1
4,6
106
26
198
Ю.Кемачи
90,7
4,5
1,0
115
25
43
Умид
80,3
5,1
0,9
112
26
56
Уртабулак
88,5
2,0
0,4
86
22,5
18
Денгизкуль-
89,8
2,2
0,4
98
27,3
18
Самантепе
90,7
2,7
0,3
100
28
32
Кокдумалак
78,6
7,9
9,8
115
58
751
Сундукли
91,2
5,0
н/д
135
61,3
н/д
Алан
90,7
4,5
0,7
113
57,3
47
Култак
90,2
5Д
0,8
ПО
57
55
Зеварды
90,8
4,2
0,1
100
51
66
Сардоб
86,1
7,8
3,5
100
37
188
Марковское
90,2
5,2
1,0
104
27
53
Пирназар
91,3
4,9
1,0
104
27
51
Памук
85,8
8,3
0,8
110
28
66
Расылкудук
90,1
6,5
0,9
92
19
46
Нов Алан
91,3
4,7
1,0
118
58
51
Карим
90,4
5,7
1,0
91
22
53
Зекры
87,3
4,0
1,0
80
25,1
52
Юлдузкак
93,2
5,6
0,8
59
12,8
40
Караулбазар-
92,0
4,4
0,55
53
11,8
30
Джаркак
94,0
5,5
0,4
52
11,5
-
Сеталантепе
83,6
13,1
-
48
10,9
-
Акджар
94,0
1,7
-
50
7,5
-
Шурчи
94,5
1,5
0,1
49
7,6
-
и Тумак
90,5
3,6
0,9
78
17
49
Ходжихайрам
88,8
5,9
0,4
77
18
19
Хаузак-ТПады
Сарыташ
74
С.Мубарек
91,3
5,6
0,8
75
20
34
Ю.Мубарек
91,0
5,1
0,7
69
18
29
С.Майманак
89,7
6,6
1,2
90
21
55
Карабаир
84,9
6,6
0,6
67
14,4
-
Каракум
90,1
5,4
1,4
87
21
36
Ташлы
86,8
7,9
0,4
80
15
30
Бешкент
89,9
5,5
2,7
118
56
209
Камаши
88,2
4,9
2,9
114
56
186
Гирсан
91,4
4,9
0,4
125
64
28
Шуртан
89,9
5,4
1Д
115
36
58
С.ТТТуртан
81,0
10
5,8
129
39
298
Зафар
78,4
12,4
4,7
102
43
264
Пачкамар
80,1
13,9
1,9
82
23
90
Гумбулак
90,0
6,1
1,2
90
28
77
Адамташ
78,4
15,6
2,9
61
17
165
Джаркудук
88,0
7,7
1,8
96
30
77
Бузахур
88,0
7,5
1,3
115
36
58
Ю.Тандырчи
92,3
3,9
0,7
ПО
35
47
Рост
«сухости»
тазов по мере
приближения
к области
генерации
УВ,
противоречит представлениям об изменении компонентного состава газа в процессе
миграции (потеря тяжелых гомологов метана должна происходить на пути миграции
газа от источника У В к залежам, т.е. от центра синеклизы к ее периферии).
Наблюдаемое явление возможно лишь в случае относительно недавнего изменения
углеводородного состава продуктов генерации. Это предположение вполне вероятно,
т.к. гидравлически взаимосвязанные отложения терригенной и карбонатной частей
юрского разреза в соответствии с современными геотермическими условиями (см.
раздел 2.2) вступили в зону глубинной генерации "сухого" газа.
Рост «сухости» газов во втором направлении
миграционных
(т.е. на конечных
этапах
путей) происходит вследствие снижения пластовых давлений
и
75
температур до таких величин, когда становится возможным процесс конденсации
(выпадения из газовой фазы в жидкую) тяжелых гомологов метана.
По
этому
направлению
(от
месторождений
Уртабулак,
Зекры
-
к
месторождениям Каганского поднятия) содержание тяжелых гомологов (С5+.) в газе
изменяется соответственно: 0,39% (Уртабулак) -> 1,0% (Зекры) ^ 0,8% (Юлдузкак) ->
0,55%о (Караулбазар-Сарыташ)
0,4% (Джаркак) -> 0,1% (Шурчи). Очевидно, что
район месторождений Зекры - Юлдузкак, характеризующийся
термобарическими
параметрами: Рпл=12,8 МПа и Тпл=59 °С, соответствует зоне начала и заметного
развития процесса внутрипластовой конденсации тяжелых УВ.
Следовательно,
уменьщение
тяжелых
УВ в газе
верхнеюрских
залежей
Каганского поднятия происходит за счет процесса конденсации их в виде жидкой фазы
при термобарических параметрах пластовой системы: Рдл < 13 МПа и Тпл < 60 °С.
Анализ термобарических характеристик верхнеюрских залежей других поднятий
северного и северо-восточного обрамления Амударьинской синеклизы свидетельствует
о превыщении их над указанными выше. Так на Мубарекском и Култакском поднятиях
наиболее распространенными являются величины пластовых давлений 14,2-28,6 МПа и
температур 58-114 °С, на Чарджоуском поднятии и Янгиказганском месторождении 14,8-23,1 МПа и 76-91 °С, Ачакской группе месторождений - 21,5-27,2 МПа и 92104 °С соответственно. Таким образом, процесс конденсации,
которым некоторые
исследователи объясняют формирование нефтяных залежей Амударьинского НГБ, мог
иметь место лишь на ограниченной его территории: в пределах Газлинского поднятия
только в нижнемеловых залежах месторождения Газли (но не Учкыр), верхнеюрских
отложениях Каганского и частично Мубарекского поднятий (Карабаир - нефтяная
оторочка, Карактай - нефтяная залежь с газовой шапкой). Показанное здесь изменение
«сухости» газов (смена тенденций в районе месторождений Зекры-Юлдузкак) вполне
согласуется с данными (Д.С.Сиражидинов и др., 1980; Д.С.Сиражидинов, 1983) о
величинах давлений начала (-23,0 МПа) и максимальной (8,5^11,5 МПа) конденсации
углеводородных
систем
Карши-Мубарекского
поднятия.
Следовательно,
месторождения Каганского и частично Мубарекского поднятий, а также меловые
залежи месторождения Газли находятся в условиях максимальной
углеводородов
С5+И
не могут быть местом формирования вторичных
конденсации
конденсатов.
76
Для
выделения
месторождениях
первичного
и
остальной территории
вторичного
типов
газоконденсатов
севера и северо-востока
в
Амударьинской
синеклизы сопоставим наличие нефти и нефтепроявлений с содержанием тяжелых УВ
и
метана
в газе
верхнеюрских
залежей.
Так как газоконденсат
вторичного
происхождения образуется вследствие растворения нефтяных УВ в газе, он должен
обладать упомянутыми ранее признаками взаимодействия с нефтью. Среди всего
многообразия сочетаний величин концентраций легких и тяжелых гомологов метана в
газах залежей северного обрамления Амударьинского НГБ можно выделить две
крайние разновидности: газ месторождения Уртабулак (С2.4=2%, С5+=0,39%, П=18 г/м^)
и газ месторождения Адамташ (С2.4=15,6%, С5+=2,9%, П=165 т/ж').
открыты
газоконденсатные
и
нефтегазоконденсатные
Позднее,
месторождения
были
Бешкент,
С.Шуртан, Сардоб, Зафар, Крук, Кокдумалак, газ которых аналогичен адамташскому:
содержит много легких гомологов С2.4=6-12% и характеризуется еще более высоким
содержанием конденсата 188-751 т/м^. Адамташский тип газа имеет явные следы
контакта с нефтью: высокое содержание легких (6-15,6%) и тяжелых гомологов метана
(2,9-9,8%) или 165-751 т/'мг'). В верхнеюрских пластах этих месторождений либо
зафиксированы нефтепроявления (Адамташ, Зафар), либо сами залежи являются
газоконденсатнонефтяными (Кокдумалак, Крук, Сардоб, С.Шуртан). Следовательно,
газы месторождений Адамташ, Кокдумалак и других, упомянутых выше, можно
считать типичными
газоконденсатными
композициями
вторичного
(«нефтяного»)
происхождения.
Газ месторождения Уртабулак низкоконденсатный, с малым содержанием легких
гомологов, несмотря на присутствие
в залежи локальной нефтяной
оторочки,
практически не имеет следов взаимодействия с нефтью и принят нами в качестве
эталона первичных
газоконденсатных
смесей в данном регионе. Это кажущееся
противоречие объяснимо, если принять во внимание данные В.С.Яцеленко [154] о
взаимной растворимости тяжелых УВ и метана, полученные на основе 10-летнего
периода разработки Радченковского месторождения путем закачки в нефтяные пласты
сухого газа. Автор делает важные для нас выводы:
1. Прохождение метанового (сухого) газа через нефтяную залежь приводит к
изменениям
физико-химических
свойств
как нефти,
так и закачиваемого
газа.
77
Степень
изменений
определяется
провзаимодействовавшего
2. Прошедший
количеством
прошедшего
через
залежь
и
с нефтью газа. Это изменение имеет предел.
через
нефтяную
залежь
газ
обладает
способностью
взаимодействовать с нефтью, растворяя в себе тяжелые УВ, при прохождении через
нефтяную залежь лишь относительно небольших количеств газа (до 17% об. в жидкой
фазе).
3. Малое же содержание тяжелых УВ в провзаимодействовавшем
газе может являться следствием прохождения значительных
с нефтью
количеств сухого газа
через нефтяную залежь, или преобладания газа по сравнению с объемом нефти в
залежи. Поэтому иногда малое содержание тяжелых У В в газе не может
служить
безоговорочным признаком отсутствия нефти в ловушке.
Учитывая факт наличия нефти (локальная оторочка) в Уртабулакской залежи, ее
снецифический состав (содержание смол 15,9%, асфальтенов - до 10%) и высокую
плотность (0,945
т/см'),
сформировавшиеся в результате растворения и выноса из нее
газом легких У В [131], и минимальное содержание ТУВ в газе можно предположить,
что
через
эту
залежь
прошло
большое
количество
сухого
газа,
который,
провзаимодействовав с небольшим количеством нефти в залежи, перестал изменяться.
Его состав стал идентичен составу внедряющегося газа.
Подробнее о формировании месторождений Уртабулак и С.Уртабулак см.
главу 5. Для месторождений Уртабулакского типа вероятно двух стадийное заполнение
ловушек: сначала нефтью, затем позднекатагенетическим сухим газом, который и
признан нами в качестве эталона первичной газоконденсатной смеси.
По сходству основных признаков к первичному типу газоконденсатов можно
отнести газ месторождений Самантепе, Багаджа, Фараб, Киштуван, Гагаринское и
других, расположенных ближе к областям генерации. Все промежуточное разнообразие
газов
(между
Уртабулакским
разномасштабного
сухого,
взаимодействия
низкоконденсатного
газа
и
Адамташским
типами)
есть
результат
нефтяных УВ из ловушек раннего заполнения и
более поздней генерации. Газ месторождений
Ачакской группы, несмотря на удаление от очагов генерации газа, по своему составу
близок первичным газоконденсатам, а также сходен по составу с газом нижнесреднеюрского
комплекса (Кирпичли). Следовательно, газоконденсатные
залежи
78
Ачакской
группы
могли
формироваться
при
значительном
участии
нижне-
среднеюрского газа.
Сопоставим полученные нами результаты дифференциации газоконденсатов (по
компонентному
составу
газа)
верхнеюрских
залежей
Амударьинского
НГБ
на
первичные и вторичные с результатами других исследователей.
Согласно инструкции по прогнозированию фазового состояния углеводородов и
типа залежей по составу легких фракций нефтей и конденсатов [139] необходимо
иметь: индивидуальный углеводородный состав фракции НК-130 °С (С4.8) и произвести
расчет девяти соотношений, сравнив их с эталонными значениями для первичных,
вторичных и переходных типов залежей. В имеющихся справочниках фракция НК130 °С, как правило, не выделена, но имеются анализы фракций НК-125 °С или НК150 °С, которыми мы и воспользовались для расчетов. Допуская приближенный
характер расчетов, нам удалось определить принадлежность верхнеюрских залежей
месторождений Ачак, Гугуртли, Саман-Тепе, Кульбешкак, Фараб (по соотношениям) и
Даяхатын, Аккум (графически) к первичным; Адамташ, Карим, Сев.Мубарек - ко
вторичным и переходным, что вполне согласуется с нашими данными. Конденсаты
месторождения Учкыр - к первичным с признаками вторичных конденсатов.
С помощью метода «главных компонентов» [64] нами проведено тестирование
фазового типа известных верхнеюрских залежей Амударьинского НГБ (табл. 4.2).
Метод
основан
на
расчете
коэффициента
7=А+В,
где
А^СгНб/СзНз,
В=(С1+С2+Сз+С4)/С5+. Если:
Z > 450, то залежь газовая,
80 < 2 < 450 - газоконденсатная без нефтяной оторочки,
80 > 7 > 15 -газоконденсатная с нефтяной оторочкой,
l5>Z>^
- нефтегазоконденсатная,
7 > 2 > 2,5 - нефтяная (нефть легкая),
Z<\ или =1 - нефтяная (нефть тяжелая).
Таким образом, из 47 испытуемых этим способом залежей для 31 (66%) фактическая характеристика
совпадает с прогнозной
(расчетной).
Несовпадение
прогнозной оценки с фактическим фазовым обликом залежей отмечается в тех случаях.
79
когда "вторичные" газоконденсатные флюиды залежей утратили типовые признаки
вследствие:
а) процессов ретроградной конденсации ТУВ (залежи Каганского поднятия);
б) взаимодействия больших объемов сухого газа с нефтяными УВ (залежи
Уртабулакской группы месторождений).
Таблица 4.2
Результаты сопоставления фактического типа залежей УВ с оцененным
по величине коэффициента 2
Месторождение
Продук
тивный
горизонт
Коэффи
циент 2
Тип залежи
(фактический)
Тип залежи
(расчетный)
Газли
Х1ТТ
154
Н
ГК без н. оторочки
Ачак
У1-а
IX
X
XV
159
250
255
92
гк
гк
гк
гк
ГК
ГК
ГК
152
178
32
176
175
253
г к с н. оторочк.
ГК с н. оторочк.
ГК
Уртабулак
XIV-1
XV
XV
XV-1
ХУ-2
XV
Денгизкуль
Кульбешкак
Карим
Хаузак
С.Балкуи
XV
ХУ-а
XV
XV
УШ
122
149
47
214
126
124
97
982
248
195
ГК
С.Мубарек
Учкыр
Адамташ
Кандым
Наип
Майское
Байоам-Али
Кели
X
VI
УШ
IX
1Х-Х
К1"^
450
450
450
г к с н. оторочк.
ГК
гк
г к с и. оторочк.
гк
г к с н. оторочк.
гк
гк
гк
гк
гк
гк
гк
г
г
г
без
без
без
без
н.
н.
н.
н.
оторочки
оторочки
оторочки
оторочки
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
ГК с н. оторочкой
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
ГК с и. оторочкой
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
газовая
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
газовая
газовая
газовая
80
450
265
274
101
117
99
183
184
13
148
95
21
80
49
49
93
76
99
194
253
149
77
23
Шарапли
Акджар
К1°=
XV
XV
XV
XVI
XV
Карактай
XVI
ХУ,ХУа
Сакар
Багаджа
Каракум
Шурчи
Джаркак
Караулбазар
З.Ташлы
Гумбулак
XV
XV
ХУ,ХУ1
XV
Пачкамар
Камаши
Зеварды
XV
XV
XV
Памук
Култак
Узуншор
С.Денгизкуль
Бешкент
Марковское
XV
XV
XV
XV
XV
XV
Зафар
XV
газовая
Г
гк
гк
ГК
ГК
ГК
ГК
ГК
ГК
Г е н . оторочк.
Г е н . оторочк.
ГК
гн
без
без
без
без
без
без
н.
н.
н.
н.
н.
н.
оторочки
оторочки
оторочки
оторочки
оторочки
оторочки
Г е н . оторочк.
Н с таз. ш.
ГК без н. оторочки
НГК
Н с таз. ш.
Г е н . оторочк.
ГКН
ГК
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
ГК с н. оторочкой
ГК без н. от. - с н. от.
ГК
ГК
ГК
ГК с н. оторочкой
ГК с н. оторочкой
ГК без н. оторочки
ГК с н. оторочк.
ГК
ГК с н. оторочк.
ГК
ГК
ГК с н. оторочк.
ГК с н. оторочкой
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
ГК без н. оторочки
ГК с н. оторочкой
ГК
ГК с н. оторочкой
Таким образом, компонентный состав и фазовое состояние УВ в залежах
верхнеюрского комплекса Амударьинского НГБ определяется различным сочетанием
следующих процессов:
- механического оттеснения нефти газом;
- конденсации (выпадения в жидкую фазу) тяжелых УВ из газа;
-растворения
легких
компонентов
нефти
в
газе,
которое
зависит
количественного соотношения газообразных и жидких УВ, величин
от
пластовых
давлений и температур.
Установленные закономерности распределения первичных (Уртабулакский тип)
и
вторичных
карбонатной
(Адамташский
толщи
(см.
тип)
рис. 4.1)
газоконденсагов
позволяют
в
залежах
прогнозировать
верхнеюрской
распространение
81
обширных зон преимуш;ественно сухих (до 30-40 г/м конденсата) тазов в центральных
частях синеклизы и спорадически залежей высококонденсатных газов (более 100 г/м^
конденсата) с малочисленными нефтяными оторочками (редко нефтяных залежей) в
пределах
(рис. 4.2).
моноклинальных
склонов
и бортовых
уступов
Амударьинского
НГБ
8Z
АМУДАРЬИНСКИЙ НГБ
СХЕМА ИЗМЕНЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ КОНДЕНСАТА
В ГАЗЕ ЗАЛЕЖЕЙ ЮРСКИХ И МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
С о с т а в и л а Л.С.Салина
1998
г.
распространения верхнеюрского регионального
флоидораздела соляно-ангидритовой толщи
Залежи, расположенные в отложениях:
А - верхнемеловых и палеогеновых:
Б - нижнемеловых:
В - верхнеюрских (карбонатньых):
Г - нижне-среднеюрских
•
Рис,^.2..
Региональные
разломы
С о д е р ж а н и е к о н д е н с а т а в г а з е ( г / м ):
следы
менее 3 0
от 30 до 60
о т 60 до 100
более 100
83
4.2. Условия локализации нефтяных скоплений в Амударьинском НГБ.
Роль коллекторских свойств терригенных и карбонатных пород
в сохранении нефтяных залежей
Амударьинский НГБ, как было показано в главе 2, характеризуется явным
преобладанием (более чем в 30 раз) выявленных запасов газа над запасами нефти,
несмотря на благоприятные генетические предпосылки нефтеобразования в данном
регионе. История развития научных взглядов на оценку перспектив нефтегазоносности
этой территории представляет собой чередование этапов, когда приоритет отдавался то
нефти, то газу. При этом низкая результативность поисковых работ на нефть не
оправдывала ожиданий геологов.
Так на рубеже 30-х и 40-х годов по результатам первых регионально-поисковых
работ узбекская часть Амударьинского НГБ была оценена как весьма перспективная на
открытие нефти в отложениях нижнего мела и верхней
Обнадеживающими
фактами
при
этом
являлись
юры (С.И.Ильин, 1937).
поверхностные
нефте-
и
бит>т\юпроявления, а также близость таких традиционно нефтеносных регионов
Узбекистана,
как
Ферганский
бассейн
и
Сурхандарьинская
область
Афгано-
Таджикского бассейна.
В 70-х и 80-х годах эти надежды
поддерживались
фактами
получения
многочисленных нефтепроявлений при бурении и опробовании скважин (см. рис.2.1).
В Западном Узбекистане по данным глубокого разведочного бурения зарегистрировано
около 700 нефтепроявлений
(притоки, пленки нефти, нефтенасыщенный
керн)
(А.Н.Симоненко и др., 1977). Нефтепроявления в интервале разреза средняя юра верхний
мел (турон)
отмечены
практически
на каждой разведочной
площади
Бухарской ступени. Около половины из них приходится на интервалы продуктивных
горизонтов, содержащих залежи УВ. Стратиграфически большинство нефтепроявлений
приурочено к ХШ горизонту неокома и ХУ+ХУа горизонтам верхней юры. В
остальных горизонтах мезозойской продуктивной толщи (IX, X , XI, XII, X I V , XVIII
горизонты) нефтепроявления единичны. Число нефтепроявлений в юрских отложениях
Бухарской ступени почти в два раза превышает их количество в меловых отложениях.
Большая их часть отмечена в карбонатной формации и лишь около двух десятков - в
84
XVIII и XVII горизонтах терригенной юры. Большинство
нефтепроявлений
Амударьинской
приурочено
синеклизы.
к
При
дальней
наиболее
проведении
нижне-среднеюрских
приподнятой
периферии
поисково-разведочных
работ
в
Центральной и Восточной Туркмении также были встречены нефтепроявления
в
пределах 33 площадей, из которых половина также связана с верхнеюрскими
отложениями, а остальные - с нижнемеловыми и лишь два - с нижне-среднеюрскими
(Ч.М.Пайтыков, 1987).
Однако и сегодня результаты целенаправленных поисков промышленной нефти
исчерпываются лишь 14 в основном небольшими месторождениями (два из них даже
не учтены балансом) и более многочисленными нефтяными оторочками под газовыми
и газоконденсатными залежами.
Теоретическое обоснование возможности открытия здесь не только нефтяных, но
и газовых залежей было дано в конце 40-х годов (А.Г.Бабаев и др., 1949; О.С.Вялов и
др., 1947). Открытие в 1953 т. первых небольших газовых месторождений Сеталантепе
и Ташкудук, а затем газового гиганта Газли (1956 г.) и других отразилось и на
заключениях о перспективах наращивания сырьевой базы в Амударьинском регионе за
счет газа. Поэтому к началу 70-х годов наибольшее распространение получило мнение
о
преимущественно
газовой
продуктивности
мезозойских
отложений
Бухаро-
Хивинской области. Эта точка зрения подтвердилась значительным превышением
выявленных к тому времени суммарных запасов газа над нефтью. В это же время
появились и первые обоснования причин преимущественной газоносности региона за
счет
генетических
возможностей
генерационных
толщ.
Так
на
основании
геохимических исследований О.В.Барташевич (1963) и И.С.Старобинец (1966) пришли
к выводу о том, что единственным и главным газопродуцирующим
осадочном разрезе является терригенная
нижне-среднеюрская
объектом во всем
толща, обогащенная
гумусовым газогенерирующим ОВ.
В дальнейшем явление преимущественной газонасыщенности Амударьинского
НГБ
объясняли
(О.П.Четверикова,
по-разному:
Н.С.Викторова,
В.П.Строганов, А.М.Смахтина,
исключительно
1973;
генетическими
А.К.Мальцева,
1981), генетическими
факторами
Н.А.Крылов,
1978;
причинами в сочетании с
благоприятными условиями сохранности газообразных УВ (В.П.Строганов, 1973, 1974,
85
1976, 1984), нарушением первичного соотношения между газовыми и жидкими УВ
(А.В.Данов, А.И.Поливанова, 1965; В.П.Савченко, 1968; А.М.Акрамходжаев, 1973,
1977; Л.Г.Кузьмук, А.М.Нурбаев, 1968; М.Я.Зыкин, В.А.Козлов, Л.Г.Кузьмук, 1972;
В.В.Кушниров, 1976-1987; А.М.Акрамходжаев и др., 1985; Г.И.Амурский и др., 1976,
1978, 1984), несоответствием времени образования ловушек и проявления главной
фазы нефтеобразования (Г.А.Аржевский и др., 1969; К.Н.Кравченко и др., 1978).
Семидесятые
годы
положили
начало
и
работам
по
переосмыслению
накопленного фактического материала о распределении в разрезе и по площади жидких
и газообразных УВ. Геохимические исследования состава и содержания ОВ не столько
нижне-среднеюрских и меловых отложений, сколько карбонатной
толщи позволили определить ее как основную преимущественно
верхнеюрской
нефтепроизводящую
толщу (А.М.Акрамходжаев, 1972, 1973; А.Г.Бабаев и др., 1972; А.Г.Бабаев, 1976,
М.К.Арифджанов, 1975; А.К.Каримов, 1974; Х.Б.Авазматов, 1977; М.В.Бордовская,
1976; Г.В.Редин, 1979). С этого времени поиски нефтяных залежей в пределах
Амударьинского НГБ становятся не случайными, а обоснованными генетическими
предпосылками [105], хотя все также малорезультативными.
Причина этого явления (и не только в Амударьинском НГБ) обозначится в конце
шестидесятых - семидесятых годах, когда появятся доказательства
неповсеместного
соблюдения фазово-генетической зональности распределения УВ за счет интенсивного
проявления вторичных (миграционных) процессов (А.Л.Козлов, В.П.Токарев, 1961;
А.В.Данов, А.И.Поливанова, 1965; Л.Г.Кузьмук, А.М.Нурбаев, 1968; М.Я.Зыкин и др.,
1972; А.М.Акрамходжаев, 1973; Л.Н.Капченко, 1974; Г.И.Амурский и др., 1976, 1978;
А.Г.Бабаев, В.В.Кушниров, 1978; К.Н.Кравченко и др., 1978; Н.С.Бескровный, 1978;
И.И.Нестеров, 1978; Т.Г.Овчинников, 1980).
В результате работ этого направления было высказано предположение
рассеивании
изначально
стратиграфическом
немалых
интервале)
(но
нефтяных
сконцентрированных
ресурсов
толщи бассейна при активном влиянии свободного газа.
в объеме
всей
в
о
узком
осадочной
В общем виде влияние
более позднего по времени и мощного газовыделения в зонах проявления глубинной
фазы газообразования на размещение нефти и газа впервые оценили В.А.Дедеев и
П.К.Куликов [46] и С.Г.Неручев (1978). По их мнению, интенсивное поступление газа
86
этой генерации в толщи пород, содержащие ранее сформированные
залежи
нефти
(или нефти и газа), может привести к вытеснению нефти из ловушек.
Изучение особенностей распределения
кислых компонентов
(СО2 и НгЗ)
природного газа в нефтегазоносных юрских и меловых отложениях, проведенное нами,
также свидетельствует, что главными факторами, ограничивающими нефтенакопление
в данном регионе, являются широко развитые миграционные процессы и повышенная
газонасыщенность
рассматривается
недр
Амударьинского
НГБ
современном
вопрос о влиянии неоднородности
сохранность нефтяных залежей Амударьинского
Положение
на
об
"остаточном"
характере
коллекторских
этапе.
Ниже
свойств
на
НГБ.
нефти
подсолевых
карбонатных
отложений северо-восточного [56, 78, 119], а позднее западного и южного бортов [8,
31, 33, 103] Амударьинской синеклизы, предполагает избирательную задержку нефти
верхнеюрскими коллекторами на путях миграции и в залежах. Детальный анализ
распространения
нефтепроявлений
на
примере
газоконденсатных
залежей
Денгизкульской группы месторождений [13, 98], показал незакономерную на первый
взгляд локализацию их в объеме верхнеюрской карбонатной толщи (выше и ниже ГВК,
ВНК, ГНК). Такое рассредоточение нефтенасыщенных зон характерно для многих
месторождений Амударьинского НГБ. Аналогичная неравномерность распределения
остаточной нефтенасыщенности карбонатного коллектора (от следов до 40% норового
объема) возникает в промытой части нефтяной залежи, находящейся на конечной
стадии разработки (В.П.Митрофанов, А.А.Злобин, 2001). Сопоставление результатов
определения
остаточной
нефтенасыщенности
пород методом
ядерно-магнитного
резонанса с параметрами пористости и проницаемости коллекторов показало, что эта
неравномерность в значительной степени контролируется неоднородностью емкостнофильтрационных свойств самих пород и вязкостью нефти.
Поэтому данные о пористости и проницаемости коллекторов нефтесодержащих
месторождений различных нефтегазоносных территорий бывшего Советского Союза и
Амударьинского НГБ были сопоставлены нами с характером их нефтенасыщения
(залежь, оторочка, непромышленный приток). Исходный материал по коллекторским
свойствам терригенного и карбонатного типов коллекторов был размещен в системе
координат пористость-проницаемость (рис. 4.3). В работе использованы данные [27, 98,
*7
СОПОСТАВЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА НЕФТЕНАСЫЩЕНИЯ И КОЛ Л ЕКТОРСКИХ
СВОЙСТВ ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ ПОРОД
АМУДАРЬ И н е к о г о НГБ И ДРУГИХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РЕГИОНОВ
Составила Л.С.Салина
35 -
1 9 8 5 г. с д о п о л н е н и я м и 1 9 9 8 г.
о
о
о
П
Р О
1500
1000
500
н
и
и, А
м
ПОРОАЫ-КОААЕКТОРЫ
НЕфТЯНЫХ М
НЕФТЕГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ:
о
2000
е
ь , 10"*^
ХАРАКТЕР
НЕФТЕНАСЫЩЕНИЯ
МЕСТОРОЖДЕНИИ
А-ТЕРРИГЕННЫЕ,
Б - К А Р Б О Н А Т Н Ы Е РАЗАМЧНЫХ
Н Е Ф Т Е Г А З О Н О С Н Ы Х РЕГИОНОб С С С Р
.АО
А-ОТДЕЛЬНЫЕ
ГАЗОВЫХ
А
^
Б
О
А-ТЕРРиГЕННЫЕ, Б - КАРБОНАТНЫЕ
АМУДАРЬИНСКОЙ
СИНЕКАИЗЫ
НАЫБОЛЕЕ
ЧАСТО ВСТРЕЧАЮЩИЕСЯ
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ
НЕФТЯНЫХ
И
ИЕфТЕПРОЯВАЕНМА
НЕФТЕГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ: А-АмидАРьинской
синЕКлизы,
ОТОРОЧКИ
ИНТЕРБАЛЫ
ПОРИСТОСТИ
А
,51
Б-ДРУГИХ
то
НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ
Ж Е для К А Р Б О Н А Т Н Ы Х
РЕГИОНОВ
СССР
ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Рис.
к,Ъ.
БЛАГОПРИЯТНЫЕ
НЕФТЯНЫХ
ЗАЛЕЖЕЙ
ТЕРРИГЕННОМ ( А ) И КАРБОНАТНОМ
ТИПАХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
-/тгл
ЗАЛЕЖАХ,
ЗАЛЕЖИ
ДЛЯ СОХРАНЕНИб
&
В
ГАЗОВЫХ
в
ГХЗОКОНАЕНСАТНЫХ
6-НЕФТЯНЫЕ
ТЕРРИГЕННЫЕ
СИНЕКЛИЗЫ.'
ЗАЛЕЖАХ,
6-НЕ<ртаНЫЕ
и
ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
АМУДАРЬИНСКОЙ
АМУДАРЬИНСКОН
В ПРЕДЕЛАХ
СИНЕКЛИЗЫ
(Б)
88
100] по 66 месторождениям, заключенным в терригенных коллекторах (из них 10 находятся в Амударьинском НГБ) и 66 месторождениям в карбонатных коллекторах (в
том числе 27 - в Амударьинском НГБ).
Оказалось, что и терригенные, и карбонатные коллекторы
горизонтов
Амударьинского
НГБ
характеризуются
худшими
продуктивных
фильтрационно-
емкостными свойствами, чем таковые других нефтегазоносных бассейнов (табл. 4.3).
Таблица 4.3
Сопоставление коллекторских свойств терригенных и карбонатных нефтесодержащих
пород Амударьинского и других НГБ
Литологиче
ский тип
коллектора
Терригенный
Карбонат­
ный
Характер
нефтенасыщения
Амударьинский НГБ
Порис­
тость,
8-23
Проницае­
мость,
хЮ-'^м^
до 750
Нефтяная залежь
< 16
<40
Нефт. оторочка или
нефтепроявление
> 16
до 400
1,5-19,5
до 190
Нефтяная залежь
1,5-8
>40
Нефт. оторочка или
нефтепроявление
>8
до 160
Прочие НГБ
Порис­
тость,
Проницае­
мость,
:%
3,5-30
до 1750
1-24
до 450
При этом коллекторы Амударьинской синеклизы разных литологических типов,
обладающие близкими емкостно-фильтрационными свойствами, имеют разную степень
нефтенасыщения, т.е. содержат как промышленные залежи, так и нефтяные оторочки и
нефтепроявления. Например, в интервал со значениями пористости т=16-18% и
проницаемости К=0-190х10"'^м^
входят терригенные коллекторы месторождений:
Шурчи (XVI - залежь), Акджар (XVI залежь), Шуртепе (XIII - нефтяная оторочка).
Сарыча (ХП-ХШ - нефтепроявления), Зап.Юлдузкак (XIII - залежь) и карбонатные
коллекторы месторождений: Аккум (XV - нефтепроявление в виде пленок нефти),
Хаузак (XV - нефтепроявление). Карим (XV - нефтяная оторочка), Сев.Мубарек (ХУа нефтяная оторочка), Шурчи ( X V - залежь).
89
Однако, сопоставление фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов
Амударьинского НГБ с характером их нефтенасыщения по карбонатной и терригенной
группам
в
отдельности,
свидетельствует
о
тяготении
залежей
нефти
низкопористым коллекторам, а нефтепроявлений - к породам с относительно
к
высокой
емкостью пор. Так карбонатный коллектор нефтяных залежей имеет пористость от
1,3-3,0% до 8% и проницаемость более 40х10"^^м\ а терригенный - до 16%) и
проницаемость менее 40х10'^^м^ Если пористость коллекторов превышает
(карбонатный) и 16%о (терригенный), то залежи оказываются
газовыми, а нефть содержат в виде нефтяных
нефтенасыщений.
коррелируется
Интересно,
что
именно
оторочек
величина
преимущественно
и непромышленных
пористости
коллектора
с характером его нефтенасыщения. Аналогичный вывод
В.П.Митрофанов
и
нефтенасыщенности
А.А.Злобин
карбонатного
месторождения, находящегося
(2001),
исследуя
коллектора
величину
нефтяной
8%
залеж;и
делают
остаточной
Осинского
на конечной стадии разработки. По их данным
диапазон изменения величины остаточной нефтенасыщенности пород колеблется от
следов до 40%. Зависимость количества остаточной нефти от пористости имеет вид
тенденции, а в случае с проницаемостью она полностью отсутствует.
Таким образом, выполненный автором анализ особенностей фильтрационноемкостных свойств нефтенасыщенных коллекторов Амударьинского НГБ показал, что
их ухудшение влияет на избирательную задержку нефти на путях миграции и
консервацию
ее
в
залежах.
Неоднородность
коллекторских
свойств
способствовует "размазыванию" в них нефти, что подтверждается
пород
наблюдаемой
рассредоточенностью нефтепроявлений в верхнеюрской толще (выше и ниже ГВК,
ВНК, ГНК) (Г.И.Амурский и др., 1978, 1984). Сделанные выводы справедливы лишь
для Амударьинского НГБ.
Следует отметить, что не все месторождения Амударьинского НГБ подчиняются
указанной тенденции. Так месторождения Самантепе и Караулбазар-Сарыташ в
верхнеюрском карбонатном коллекторе имеют газовые залежи, в которых были
отмечены нефтепроявления. В соответствии с величиной пористости коллектора, не
превышающей 6%, здесь могли бы сохраниться нефтяные залежи. Но в первом ее нет, а
во втором имеется газовая залежь с нефтяной оторочкой. Месторождение Шурчи имеет
90
нефтяные залежи в терригенных X V I и XVII горизонтах и карбонатном X V горизонте.
Коллектор
X V горизонта
имеет
высокую
пористость
(18%)
при
небольшой
проницаемости. Терригенный коллектор X V I горизонта и высокопористый (18%) и
хорошо проницаемый (до 150х10"'^м^), однако, содержит залежь нефти.
Зависимость характера нефтенасыщения (залежь, оторочка, нефтепроявление) от
фильтрационно-емкостных свойств и литологического типа коллектора объясняется
тем, что газ, попадая в нефтезаполненную ловушку, легче оттесняет нефть из пород с
лучшими коллекторскими свойствами, оставляя ее в менее проницаемых участках
резервуара. По этой причине большая часть нефтяных и газоконденсатных залежей с
нефтяными
оторочками
сконцентрирована
в окраинных
частях
Амударьинской
синеклизы в пределах Бухарской, Чарджоуской и Карабиль-Бадхызской тектонических
ступеней, куда нефть была оттеснена газом. Нефть, оставшаяся на путях миграции газа,
сохранилась в худших по свойствам коллекторах в виде непромышленного насыщения
пород, линз, зональных оторочек или нефтяных залежей в тупиковых зонах типа
С.Уртабулак, С.Памук, Кокдумалак.
4.3. Условия формирования залежей газа в нижнемеловых отложениях
Нижнемеловой комплекс отложений Амударьинской синеклизы характеризуется
преимущественной
газоносностью.
Отдельные
нефтепроявления,
нефтяные
и
нефтегазовые залежи встречаются лишь по периферии Амударьинского НГБ на
глубинах
менее
1-1,5
км
(Беурдешикская,
Карабиль-Бадхызская,
Бухарская
тектонические ступени и единичные случаи в пределах Чарджоуской тектонической
ст)пени).
Нижнемеловые отложения промышленно нефтегазоносны в двух разобщенных
ареалах: по периферии бассейна, где верхнеюрский соляно-ангидритовый флюидоупор
отсутствует или замещается другими породами, не представляющими существенной
преграды для поступления УВ из юрского комплекса, и в центральной
части
синеклизы над мощной эвапоритовой покрышкой. В периферическом ареале, несмотря
на общность условий локализации в нем месторождений, можно выделить несколько
зон газонакопления, характеризующихся не всегда существенными различиями как в
91
составе газа, так и в геологическом строении - Бухаро-Хивинскую (Юго-Западный
Узбекистан и Северо-Восточный Туркменистан), Шатлык-Тедженскую, ДаулетабадКарабильскую
(Юго-Восточный
Туркменистан)
и
Майманинскую
(Северный
Афганистан). Центральный ареал газонакопления представлен Учаджи-Малайской
группой месторождений.
Наиболее
полно
обзор
представлений
на
условия
газонакопления
в
нижнемеловом этаже Амударьинской синеклизы изложен в работах А.Г.Бабаева, 1959,
1966;
А.М.Акрамходжаева,
Г.А.Габриэлянца,
1960,
В.И.Терехова,
1966,
1968;
1967;
А.А.Бакирова
П.В.Глумакова,
и
др.,
1963;
А.К.Мальдева,
1973;
В.П.Строганова, 1973, 1976; Г.И.Амурского и др., 1974, 1978, 1983; И.П.Соколова и др.,
1974 и др.
Несмотря на длительную историю, вопрос о генетическом источнике газа,
образовавшего
залежи
в
нижнемеловом
этаже,
остается
дискуссионным.
Разобщенность в пространстве двух ареалов продуктивности (периферический - «пояс
вертикальных
межпластовых
перетоков»
и внутренний
-
центральные
районы
бассейна) нижнемелового комплекса, величина разведанных запасов УВ, качественные
различия в составе и иногда фазовом состоянии УВ этих ареалов, наличие мощного (до
1000
м)
соляно-ангидритового
флюидоупора
между
юрским
и
меловым
нефтегазоносными этажами во внутреннем ареале и отсутствие его в периферическом,
противоречивость
нижнемеловых
оценок
генерационных
возможностей
и
кондиций
ОВ
отложений создали предпосылки для существования разных гипотез
происхождения и механизма формирования скоплений УВ в этих отложениях. Одни
исследователи считают все меловые залежи сингенетичными вмещающим отложениям,
другие, наоборот, предполагают их аллохтонную природу. Наконец, третья группа
исследователей пытается обосновать дуалистическую точку зрения на механизм
формирования
нижнемеловых
залежей.
Особые
споры
вызывает
вопрос
о
происхождении газоносности в готеривских отложениях центрального ареала, в
котором соляно-ангидритовый флюидоупор кимеридж-титонского возраста исключает
сколько-нибудь значимую гидравлическую сообщаемость подсолевого (юрского) и
надсолевого (мелового) нефтегазоносных этажей.
92
По периферии бассейна за границей выклинивания соляно-ангидритовой толщи
юрский и меловой этажи представляют собой гидравлически взаимосвязанный, так
называемый
«пояс
субвертикальных
межпластовых
перетоков».
Происхождение
нижнемеловых нефтегазовых залежей периферического ареала Амударьинского НГБ у
больщинства
исследователей
(В.Н.Корценштейн,
1964;
И.С.Старобинец,
1966
В.Е.Нарижная, 1965, 1976; Г.ИАмурский и др. 1974, 1978; М.Г.Лубянская и др., 1974
И.П.Соколов и др., 1974; В.Н.Пашковский и др., 1974; Я.А.Ходжакулиев,
А.К.Мальцева и др., 1977; А.Байрамов и др., 1982)
1976
не вызывает сомнений и
объясняется перетоком УВ из юрского комплекса, что подтверждается здесь сходством
газов и нефтей меловых и юрских отложений.
В нижнемеловых отложениях
периферического ареала открыты как уникальные по запасам скопления газа - Газли,
Шатлык, Даулетабад-Донмез, так и мелкие нефтегазовые залежи протяженной БухароХивинской зоны, Карабильского участка и Майманинской зоны. Несмотря на общее
сходство этих месторождений, обусловленное участием юрских флюидов в их
формировании,
каждая зона
(нефте-) газонакопления периферического пояса
характеризуется спецификой количественного содержания углеводородных (С5+) и
неуглеводородных (СО2 и НгЗ) компонентов в свободном газе залежей (рис. 4.4, 4,5;
табл. 4.4).
Особо показателен при этом факт наличия в нижнемеловых залежах (и иногда
даже повышенного содержания) сероводорода, генетически чуждого терригенным
нижнемеловым отложениям.
Отметим, что геологическая интерпретация локальных (в пределах залежей,
месторождений) и региональных особенностей
изменения содержания СО2 и НгЗ в
свободных газах Амударьинского НГБ, а также количественного соотношения этих
компонентов позволяет нам определить основные и комбинированные источники УВ,
участвовавших в формировании нижнемеловых залежей разных зон периферического и
центрального ареалов [121].
Периферический пояс нефтегазонакопления
обрамление
синеклизы)
в
целом
(южное, западное, северо-восточное
характеризуется
увеличением
содержания
высококипящих гомологов метана (Сз+в) (см. рис. 4.4) и кислых компонентов (СО2 и
АМУДАРЬИНСКИЙ НГБ
ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ С 5+В
В СВОБОДНЫХ ГАЗАХ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Составила Л.С. Салима
2001 г.
Янгиказган
Шурчи
сл.
"^•Ч,^ Караулбаз;
Карабаир
Алат» Сарыташ
Увады
Мубарек^^ ^
-Ж
Чартак
•
0,04
0,05«,
Малай
N..
Бешкизыл Ч,,
V
Г
Етымтаг
/со
ч.„.«.,—* о.у Донмез
I. , 0 , 2 2
Джаркудук^
—
^^^^ Карабиль
\ Даулетабад•0.О.ООЗ
.У IX!
-с,
•е.
Ареалы и зоны (нефте)газонакопления: А - Центральный, Б - Пе­
риферический: Б] - Бухаро-Хивинская зона нефтегазонакопления;
Бг - Даулетабад-Карабильская зона газонакопления; Бз - Майманинская зона нефтегазонакопления; Б4 - Шатлык-Тедженская зона
газонакопления
- региональные разломы;
внешняя граница распространения регионального флю' идораздела между юрскими и меловыми отложениями;
линии равных концентраций Сз+в в свободном газе за­
лежей
Рис.
мм.
АМУДАРЬИНСКИЙ НГБ
ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ С02 И Н23 В СВОБОДНЫХ
ГАЗАХ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Составила Л.С.Салина
2001 г.
Ф Газли
N1...
4
ч .
Мапай^
^
г
Етымтаг
Ю 2 \
\ о-1.0 7
Зоны нефтегазонакопления с разным содержанием кислых компонентов в газе:
А. Центральный ареал газонакопления
изменения среднего содержания СОд (~ - » ^ У О 0 ч 1 " диапазон
НзЗ отсутствует
ОД-О.4УУ^
0,2-0,4
%
•
Б. Периферический ареал нефтегазонакопления
_ среднее содержание СОг - более I %
диапазон изменения среднего содержания НгЗ от следов - до 1 % '
среднее содержание СОг - 1-2%
содержание
в виде следов '
^^^,^^wllllнw^^j - региональные разломы;
- внешняя граница распространения регионального флюидораздела
между юрскими и меловыми отложениями
Р и с . к 5.
95
реже НгЗ) в газе нижнемеловых залежей (см. рис. 4.5), наличием нефтепроявлений и
даже небольших нефтяных оторочек.
Таблица 4.4
Содержание углеводородных и кислых компонентов в свободных газах нижнемеловых
залежей Амударьинского НГБ и сопредельных территорий
Зона
нефтегазона
копления
Положение зоны
нефтегазонакопления
относительно границы выкли
нивания соляно-ангидрито
вого флюидораздела
Количе
етво
? место ^ г
рожде
НИИ
Содержание
в свободном газе,
%
Н28
СОз
С5+В
4
2
6
1
3
5
Пе1эиферический пояс еубвертикальных флюидоперетоков
0,5-2
БухароЗа
границей
и
в
зоне
>20
00,01-14
Хивинская
выклинивания.
Флюидораздел
0,01
выклинивается по восстанию
пластов
Даулетабад- За
границей
и
в
зоне
1-5
0-1
0,01-0,52
5
выклинивания.
Флюидораздел
Карабиль
выклинивается по восстанию
екая
пластов
Майманин
За
границей
и
в
зоне
1-4,5 0-0,3
0,025
выклинивания.
Флюидораздел
0,045
екая
выклинивается по восстанию
пластов
1-2
Сле
0,12-0,32
За
границей
и
в
зоне
5
Шатлыквыклинивания.
Флюидораздел
Тедженская
ды
выклинивается
по
падению
пластов.
Центральный ареал газонакопления
В зоне максимальной мощности
12
0
0,01-0,05
Учаджиод0,4
Малайская
флюидораздела
Бухаро-Хивинская
зона
нефтегазонакопления
расположена
в
пределах
северного борта Амударьинского НГБ, пологость и большая протяженность которого
обусловили
Повышенные
значительную
концентрации
длину
миграционного
СО2 (более
1%),
пути
появление
пластовых
следов
флюидов.
НгЗ в
газе
нижнемеловых залежей (Учкыр и др.), наличие конденсата в количестве 18-34 г/м^
96
(Гугуртли, Учкыр, Янгиказган и др.) и нефтяных оторочек в ряде залежей убедительно
свидетельствуют о существовании
перетока верхнеюрских
здесь условий
для
УВ (жидких и газообразных)
ступенчато-вертикального
в нижнемеловые
отложения.
Судя по изокондентратам гомолотов метана (см. рис. 4.4) и кислых компонентов
(см. рис. 4.5) наиболее активное внедрение юрских флюидов в меловые отложения
происходило в двух направлениях: в сторону месторождений Янгиказган-Газли и
Караулбазар-Карактай.
Даулетабад-Карабильская
зона газонакопления
располагается в пределах
более крутого и менее протяженного южного борта Амударьинского НГБ. Здесь в зоне
выклинивания
и отсутствия солей открыто несколько газовых
месторождений:
Даулетабад-Донмез, Карабиль, Зап. Карабиль и др. Однако, самым необычным из них
по условиям формирования, величине запасов, составу газа является ДаулетабадДонмезское месторождение. По сумме геохимических признаков можно говорить о
совместном
участии
юрских
(сероводородсодержащих)
и меловых
(изначально
бессернистых) флюидов в формировании газоносности этой зоны. Это - наличие
гидрогазохимических аномалий, присутствие в терригенных породах красноцветного
облика чуждого им сероводорода (до 1,3%), высокие концентрации углекислого газа от
4,7% (Даулетабад-Донмез) до 6-8% (Карабиль), совместное нахождение в пределах
одной залежи полей бессернистого и высокосернистого газа, наличие конденсата в газе
Даулетабад-Донмезского месторождения (до 18 г/м^), а в конденсате - «твердых»
парафинов и другие признаки. Отличительной особенностью нижнемеловых газов
южного обрамления Амударьинского НГБ является аномально высокое содержание (до
10%)) высокомолекулярных парафинов в конденсате (Даулетабад-Донмез, Карабиль)
(В.В.Юшкин, 1980; А.И.Гриценко и др., 1982), переходящих в нормальных условиях в
твердое агрегатное состояние.
Здесь также, как и в Бухаро-Хивинской зоне нефтегазонакопления, но в еще
больщей степени, ощущается влияние юрских флюидов на состав газов нижнемелового
комплекса.
Шатлык-Тедженская
характеристике
газов
зона
занимает
газонакопления.
Своеобразное
Шатлык-Тедженская
группа
положение
по
месторождений,
находящаяся за пределами распространения соляно-ангидритового флюидораздела на
97
платформенном погружении в Предкопетдагский предгорный прогиб. Эти залежи, как
и
те
что
принадлежат
периферическому
поясу
межпластовых
перетоков
Амударьинской синеклизы, обнаруживают некоторое сходство по составу газов с
юрскими УВ (повышенное содержание СО2 до 1,8%, следы НгЗ) (см. рис. 4.5). Однако
небольшое содержание конденсата в газе (от следов до 14 г/м^) (см. рис. 4.4),
преимущественно метановый состав газа сближает их с нижнемеловыми залежами
центрального ареала газонакопления. Такое «двоякое» сходство, вероятнее всего,
подтверждает точку зрения (Амурский и др., 1978, 1981), согласно которой источник
генерации газов Шатлык-Тедженской группы находится в едином, не
разделенном
соляно-ангидритовым флюидоупором мальм-неокомском комплексе пород, который
глубоко погружен в пределах Предкопетдагского прогиба.
Майманинская
зона нефтегазонакопления
расположена в пределах южного
обрамления Амударьинского НГБ на территории Северного Афганистана. В зоне
выклинивания соляно-ангидритового флюидораздела и за его пределами расположено
несколько
месторождений,
содержащих
залежи
вторично
бессернистого
или
малосернистого газа (0-0,3%) в нижнемеловых отложениях - Етымтаг, Ходжагутердаг,
Джаркудук и Ходжабулан
(см. рис. 4.5). Они же, за исключением
последнего,
характеризуются наличием газовых залежей с высоким содержанием кислых газов в
нижезалегающих
концентраций
Соотношение
верхнеюрских
сероводорода
концентраций
горизонтах,
составляет
кислых
и
в
которых
0,9-3,6%о,
диапазон
диоксида
углеводородных
изменения
углерода
компонентов
6-7,5%.
в
газе
нижнемеловых залежей этой зоны свидетельствует об условиях их формирования,
принципиально схожих с таковыми в Бухаро-Хивинской зоне периферического пояса
Амударьинского НГБ. О реальности геологической обстановки, способствующей
вертикальным
перетокам
верхнеюрских
сероводородсодержащих
газов,
свидетельствует закономерное увеличение концентраций кислых компонентов в
процессе разработки нижнемеловых залежей (Джаркудук).
Таким образом, по периферии Амударьинского НГБ обнаруживается сходство
газов нижнемеловых залежей с верхнеюрскими УВ по содержанию кислых и
углеводородных компонентов.
98
Центральный
ареал
газонакопления
характеризуется
распространением
Зшикальных по «сухости» газов с почти полным отсутствием конденсата (см. рис. 4.4).
Неоднозначность решения вопроса о происхождении газовых залежей
Малайской зоны газонакопления
Учаджи-
с помощью генетических критериев побуждает к
поискам иного подхода. Например, поиска доказательств отсутствия родства газов этой
зоны с юрскими УВ.
Свободный газ месторождений Учаджи, Малай, Сейраб, Елкуи, Бешкизыл,
Еланы, Байрамали и т.д., где юрские и меловые отложения разделены мощным соляноангидритовым флюидоупором, характеризуется очень низким содержанием СО2 (как
правило, менее 0,3 %) и отсутствием сероводорода (см. рис. 4.5). Такое соотношение
концентраций кислых компонентов в газах центрального ареала характеризует их как
первично бессернистые, т.е.
свидетельствует
об
сероводородсодержащих
ранее не содержавшие сероводород.
отсутствии
газов
вертикального
через
перетока
соляно-ангидритовую
Этот
факт
верхнеюрских
толщу.
Дрзт^ими
исследователями гидрогазохимических «следов» проникновения юрских УВ через
соляно-ангидритовый
флюидоупор
в центральной
части
синеклизы
также
не
обнаружено (М.Г.Лубянская, 1975; Р.Г.Семашев и др., 1980). Остается предположить,
что немалые разведанные запасы газа центрального ареала сформировались за счет
другого источника УВ, например, собственного.
Неокомский газоносный комплекс Амударьинского НГБ по генетическим
показателям не соответствует критериям типичных нефтегазоматеринских толщ. По
мнению А.К.Каримова (1974), Г.В.Редина и В.П.Грабенко (1981) неокомский комплекс
пород узбекской и туркменской частей Амударьинского
НГБ формировался в
неблагоприятных условиях для накопления и сохранности ОВ.
Н.Б.Вассоевич,
рассматривая
нефтегазопроизводящие
свойства
подобных
(нетрадиционных) нефтегазоматеринских пород, пришел к выводу: чем меньшим
генерационным потенциалом обладает нефтегазоматеринская толща, тем в более
жестких катагенетических условиях она должна оказаться, чтобы реализовать свои
генерационные
возможности.
О «жесткости»
говорить лишь в пределах Предкопетдагского
термобарических
условий
можно
и Сандыкачинской системы прогибов. В
пределах Сандыкачинской системы прогибов - только в неоген-четвертичный период
99
амплитуда прогибания достигла 1700-2000 м [11]. Повышенное содержание ОВ в
сероцветных глинистых разностях пород, наличие локальных зон с благоприятными
термобарическими условиями, отсутствие следов субвертикального перетока УВ из
подсолевых отложений, а также специфика состава газа нижнемеловых залежей
Учаджи-Малайской
и
Шатлык-Тедженской
групп
месторождений
характеризовать неокомский комплекс пород как локально
Результаты
геологической
интерпретации
позволяют
газопроизводящий.
локальных
и
региональных
особенностей изменения содержания углеводородных и кислых компонентов в газах
нижнемеловых
залежей
пространственной,
но
Амударьинского
и
генетической
НГБ
свидетельствуют
обособленности
не
только
периферического
о
и
центрального ареалов газонакопления. Специфика формирования каждого из них
определяется геологическими условиями и наличием разных
стратиграфических
источников УВ:
- главным
источником
нефтегазонакопления
УВ
при
является
формировании
верхнеюрский
периферического
ареала
сероводородсодержащий
нефтегазоносный комплекс;
- нижнемеловые залежи Бухаро-Хивинской и Майманинской зон сформированы,
главным образом, за счет юрских флюидов. Месторождения Даулетабад-Карабильской
зоны - за счет совместного участия верхнеюрских высокосернистых и нижнемеловых
сухих газов. Шатлык-Тедженская зона газонакопления сформировалась, вероятно, за
счет собственных продуктов генерации в едином мальм-неокомском комплексе пород
Предкопетдагского прогиба;
- в центральном ареале газонакопления источником УВ для Учаджи-Малайской
группы месторождений, вероятнее всего, является локальная область (Сандыкачинская
система прогибов) собственной генерации сухих газов отложениями неокомского
комплекса.
*
* *
Таким образом, изучение особенностей изменчивости соотношения и уровней
концентраций кислых компонентов в свободных газах Амударьинского НГБ показало,
что:
100
1. в инверсии фазового состояния УВ и формировании преимущественной
газоносности Амударьинского НГБ на новейшем этапе главная роль принадлежит
миграционным процессам.
2. Современный состав и фазовое состояние УВ в верхнеюрских, а по периферии
бассейна и нижнемеловых залежах в основном определяется масштабами смешивания
и условиями взаимодействия УВ разных фаз генерации в нижне-среднеюрских и
верхнеюрских отложениях.
3. Выявленные особенности формирования залежей УВ
позволяют
достоверность прогноза залежей УВ разного состава и фазового состояния.
повысить
101
5. ТИПИЗАЦИЯ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ В
АМУДАРЬИНСКОМ НГБ
Выше автором было показано, что изменение содержания и соотношения кислых
компонентов в свободных газах рассматриваемого региона может быть использовано
для реконструкции и уточнения особенностей регионального нефтегазонакопления. В
частности, установлено совместное участие газов, генерированных как в угленоснотерригенной, так и карбонатной толщах юры, в формировании современного облика
большинства месторождений. Основные представления о формировании залежей УВ
Амударьинского НГБ обобщены на основе типизации их моделей.
5Л. Принципы типизации и моделирования залежей УВ по условиям
формирования
Уровень и соотношение концентраций СО2 и Н28 в природном газе являются
качественным
показателем
участия
газов территенной и карбонатной толщ в
формировании современного облика залежей Амударьинского НГБ. Различие газов
юрских толщ по степени обогащенности кислыми компонентами позволило нам
использовать величины концентраций СО2 и НгЗ в качестве индикатора масштабов
смешивания юрских флюидов. Предлагаемая нами количественная
оценка долевого
участия газов разных толщ в формировании современного облика залежей позволила
получить дополнительный параметр для типизации условий формирования залежей УВ
разного состава и фазового состояния в верхнеюрских, а по периферии бассейна - и
меловых отложениях.
При дифференциации условий их формирования учитывались
показатели:
углеводородный состав газа, содержание и соотношение кислых компонентов в
свободном газе, величины Рпл и Тпл, фазовое состояние УВ, местоположение в НГБ и
относительно
показатель
регионального
степени
соляно-ангидритового
разбавленности
УВ
флюидораздела,
флюидов
исходных
а
также
залежей
позднекатагенетическим газом. Расчет последнего показателя выполнен с помощью
уравнения материального баланса.
102
Нами
проведены
расчеты
объемов
дврс
смешиваемых
газов
с
разным
содержанием СО2, как наиболее устойчивого (чем Н28) в процессе миграции, в ходе
которых получена новая характеристика залежей - "'кратность (степень)
исходных
газонефтяных
флюидов
верхнеюрской
залежи
разбавления
бессернистым
газом'\
Супдествование связи между "кратностью разбавления" и фазовым состоянием УВ
"разбавленной" залежи, находящейся в верхнеюрской толще, расширяет возможности
прогнозирования фазового состояния и состава УВ в залежах малоизученных районов
Амударьинского НГБ. Показатель «кратности разбавления» в комплексе с другими
использован нами при обобщении геолого-геохимических данных с целью типизации
условий формирования залежей в Амударьинском НГБ.
Автор
осознает приближенный
характер
своих расчетов
из-за
принятых
допущений:
1. Анализ изменения концентраций кислых компонентов в газе месторождений
Амударьинского НГБ показал, что СО2 является более устойчивым компонентом в
процессе
миграции,
чем
сероводород.
Поэтому
типичные
(для
разных
стратиграфических толщ) уровни именно его концентраций использованы нами в
расчетах;
2. Расчеты проведены для смеси газов с разным содержанием СО2, т.к.
превалирующим процессом при формировании нефтегазоносности Амударьинского
НГБ является смешивание УВ различных стратиграфических толщ;
3. Величина
концентрации
СО2 в
«смеси»
зависит
от
количественного
соотношения смешиваемых объемов;
4. Для сокращения количества неизвестных, величины смешиваемых объемов
газа представлены не в объемных единицах (например, м^), а в виде безразмерной
величины
характеризующей
соотношение
именуемой нами в дальнейшем как показатель
5. Для
упрощения
расчетов
объемов
смешиваемых
газов:
0Р£^^
Qнaч.
«кратностиразбавления»;
миграционными
потерями
СО2
пришлось
пренебречь.
Расчеты проведены по уравнению материального баланса;
Ссо^м. X д-^'см. = Ссо]разб. X Q^^-'paзб. + Сс^^нач. х Q•''нaч.,
(1)
103
где С^д^^нач. - начальная концентрация СО2 (%) (до смешивания с нижне-среднеюрским
бессернистым газом) в верхнеюрском тазе, принятая равной 8%, т.е. максимальной
концентрации диоксида углерода, встреченной в залежах Амударьинского НГБ;
Ссо1разб.-
содержание СО2 (%), типичное для нижне-среднеюрского газа-разбавителя,
принятое равным 1%;
Ссосем.
- содержание СО2 (%) в полученной смеси, наблюдаемое в настоящее время в
залежах верхнеюрского комплекса;
Qcм.,Qpaзб.,Qнaч. - объемы соответственно: смеси, разбавителя, исходного газа.
Подставляя конкретные значения
С^огР^^^-'^
С^^^нач. в уравнение
(1)
получаем:
C¿o,cм.xQ''cм=Q•'^-'paзб. + SxQ•"нaч
(2)
Если д''см = д-"'раз& + д-^'нач,
(3)
то подставив (3) в (2) получим Ссо,см.-><{0''''ра^^+^'нач)
Подставляя в уравнение (4) вместо
= д'''~'разб+8хд^'нач,
фактические содержания СО2 (%) в
С'^сог^м.
газах конкретных залежей получаем искомую величину показателя
^Р^^^'
разбавления»
Qнaч.
(4)
«кратности
для любого скопления УВ, принадлежащего Амударьинскому
НГБ.
Следовательно, по фактической концентрации СО2 в газе любой современной
верхнеюрской
залежи
можно
приближенно
оценить
степень
участия
в
ее
формировании нижне-среднеюрского газа. Так например, фактическое содержание в
верхнеюрском газе С02=2% может быть получено шестикратным разбавлением
исходного
высокосернистого
газа,
содержащего
С02=8%,
бессернистым
газом-
разбавителем с концентрацией С02=1%,
При
сопоставлении
фазового
облика
верхнеюрских
залежей
с
соответствующими величинами показателя «кратности разбавления» газом из нижнесреднеюрских отложений, обнаруживается тенденция: чем больший объем
нижне-
среднеюрского газа внедрился в нефтегазовые залежи верхнеюрского комплекса, тем в
большей степени химический
отличается
от сингенетично
состав и фазовый облик УВ современных
исходного,
тем выше вероятность
залежей
встретить
не
104
нефтяную, а газоконденсатную
залежь с минимальными
содержаниями
не только
конденсата, но и кислых компонентов (СО2 и Н28).
Ранее
некоторыми
теолотами
Д.С.Сиражидинов, А.Г.Кульбаева,
отмечалось
отсутствие
(Р.Н.Хаимов,
А.М.Новокщенов,
1983; А.Г.Бабаев, В.В.Кушниров,
однозначной
связи
фазового
состояния
1984;
1978 и др.)
УВ в
залежах
Амударьинского НГБ с величинами пластовых давлений, температур, глубинами
залегания, стадиями литогенеза вмещающих пород. Это обстоятельство существенно
затрудняло прогноз размещения залежей нефти и газа. Использование связи между
параметром «кратность
разбавления»
первоначально
газонефтяной
залежи
УВ
газом, поступившим в нее позднее, и фазовым состоянием УВ в залежах расширяет как
возможности
прогнозирования, так и обобщения геологического
материала
по
месторождениям. Эти задачи ставились нами при типизации условий формирования
залежей Амударьинского НГБ (табл. 5.1), которая отражает причинно-следственные
связи между процессами формирования залежей и характеристиками состава и
фазового состояния УВ.
В предлагаемой типизации значащих признаков все залежи Амударьинского
региона разделены на два типа: залежи, сохранившие и залежи, изменившие исходный
состав и фазовое состояние УВ. Главным признаком такого деления является степень
участия газов (выраженная через показатель «кратности разбавления» в условных
единицах) разных стратиграфических источников (11.2 и/или 1з) в переформировании
исходных залежей. Типы разделены на группы по сходству термобарических условий,
состава газов и фазового состояния УВ.
Первый тип залежей (сохранивших или мало изменивших исходный состав и
фазовое состояние УВ) характеризуется минимальной долей участия бессернистого
нижне-среднеюрского газа. Их формирование и распределение в осадочном разрезе,
несмотря на различия в фазовом состоянии (газовые: Чартак, Малай, Кели, Шарапли,
Еланы,
Майское,
Байрамали,
Бешкизыл,
Елкуи,
Учаджи,
Сейраб,
Песчаное;
газоконденсатные: Шатлык, Моллакер, Теджен, Шоркель, В. Теджен, «бессернистая»
часть Даулетабад-Донмеза; нефтяные: С. Уртабулак, С. Памук, С. Шуртан, Ц. Умид) и
ТЛ5ЛИЦ,А 5,1.
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
АВ
И
УВ
СО' Т О Я Н И Е
ФАЗОВОЕ
УВ
РАЗНОГО
В
РЕЗУЛЬТАТЕ
СОСТАВА
И
РАЗНОМАСШТАБНОГО
ФАЗОВОГО
СМЕШЕНИЯ
С
СОСТОЯНШ
СУХИМИ
ГАЗАМИ
ПОЗДНЕЙ
ГЕНЕРАЦИИ
ТЕРРИГЕННОЙ
И
КАРБОНАТНОЙ
ТОЛ11:
ПРЕИМУЩЕСТВЕННО АККУМУЛЯЦИОННЫЙ (ИЗМЕНЕНИЕ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ) В
ПРЕИМУЩЕСТВЕННО МИГРАЦИОННЫЙ И РЕТРОГРАДНЫЕ ЯВЛЕНИЯ В
ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СИСТЕМАХ
ГИДРАВЛИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫХ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СИСТЕМАХ
ПРЕИМУЩЕСТВЕННО СЕПАРАЦИОННЫИ
( В т.ч. Д Е Г А З А Ц И Я )
ГАЗОВЫЕ
ГАЗОНЕФТЯНЫЕ
НЫЕ
ЮРСКИХ
Бессернисгые, сухие, С 0 2 < ! %
с о д е р ж а н и ю компонентов с г а з ш и юрских стложенир
С е в е р н ы й борт А м у д а р ь и н с к о г о НГБ: Бухарская тектоническая ступень
шикская. Бухарская, Ч а р д ж о у с сая тектонические ступен!
<
S
а
го
S
U
<
I
<
<
<
а:
<
i X
192,8195,1 92,1 91,1 ¡93,6 93,3 ¡94,4
j94,3;
1
5,3 ^ 5,35,3
87
38,2:95,4 91,1 95,51
91,5195,6:93,6 |92,г
"5,5X5,2 ' 4,6 \ 5,6 7,6 3.5 i 3.4 : 4.8 ! 2,4
7
; 1,7
4,5
1,3
0,1
"'1Д i"
^95,1 ¡95,4.
1,9
|0,34
0,4 |0,35 0,9
i 0,9 0,541
Гз4'":""б51
i 1 : 1 I
| д о 3 1 | 31 ' 31
I
1
0,8
! 28 - д о а ф о 15
\ 1 1
1 :
I
UIA
MIA
85 i 95
65
i
1
1
1
0,2
1,2 i 0,1 ; 0,4 ¡ 2,5
1 10,893
1 i 1
1
IIIG
ШЛ!111Б 1ИЛ
93 ' 8 4
95
60
73" 64
5248
i1
1
1,1
Т75
1,2
0,25! 0,5
1I 1
1 I
DIA 111Г> IIIA • И Ь
9j"
8,4 ' 5,3
" 55 46 :
40 47
24 "20Д"Г1,"2 1 з , б 11,5 "8,7 Т о Д Г Щ ] "
20,2:22,9! 23
! 60
i 0,7 10,2510,34 0,4
I
IIIA
ЧТГ1о,9
48 Г б 2 "
ПРЕИМУЩЕСТВЕННО МИГРАЦИОННЫЙ
о
ГАЗОВЫЕ
ГАЗОНЕФТЯНЫЕ
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ
позднекатагенетического
нижне-среднеюрского
газа;
С у х и е , с низким с о д е р ж а н и е м кислых газов ( С 0 2 и H2S)
низкоконденсатные (преимущественно П < 5 0 г / м З
S X< а.<
>. и
<
< си
< XS
с
<
оX
<
4,3
"з,59 6,5 5,42: 4,76
СП
<
S
2 Л 8 ' ' У 1,77
<
го
fо
а
91 |92,2 88,2 92,6 88,3 92,7^ 89
0,3 0,15
0,01 0,002: О \ О
О
1,2
I
0,9
1,6 1,08 ¡0,93 0,75
1,6 1,45:1,23
^6
49 46
34
19
28
29 29 " 30
39
33
12
2 30
36 I 61
983|0,954|0,984 0,999 0,909 0,999 0,851 0,868 0,87б!0,702 0,924 0,711 0,764 0,9681 1 0.84210,986
,3 ;2,27 2,21
J
1IIB П Ш Ц Б П1Б
111Ь
19 ¡ 40 39,8
05 ' 78 119 130
ГбО ™17
,3 ^ 4,3 ; 4,6
I
8
i
4,6 4,6
1,7
I124 78
4,8
" 21 Г2Г18" f
87 ! 90
5,6 7,5 : 8,5
77
10,5 14,5
ЦБ
lllb
58
0,7 ; 0,5
1
IIIA
ИБ
35 :i4,9
18 ' 21 ;29,6 25,5 26
70
l i l i 62
69
85
>20 >20:>20 >20:>20
106
32 I 26 i22,4:
101 104 103
>20 >20>20
1,73 6,6 ;5,'49 4,52 3,93 1,5
3,6
5
О : 0,6 0,28 ¡0,25 0,2 0,12;
2,2 1 1,6 i
X
X
<
X
<
<
S
Ü
ш
и
90,9 84,9: 94 91,8 92,9 94,5 8 7 j :
0,2
<
1,4 I
1,1 1,1
1,1
.83,6 92,8 93,5
13, Г
3
5,6
Северный борт А м у д а р ь и н с к о г о НГБ: Бешкентский прогиб, ю-в часть
Ч а р д ж о у с к о й ступени
I
96 ;
92J
>20|>20!>20'
ш
Он
Ю-в час1ь Чарджоуской с т у п е н и
ГАЗОНЕФТЯНЫЕ И
НЕФТЯНЫЕ
Низкосернистые с высоким с о д е р ж а н и е м легких
гомологов и конденсата
Ю-з отроги Гиссарского
Ч а р д ж о у с кая и
хребта
Бухарская ступени
<
86,8
7,87
0,21 : 0,3
1,75
1,9
l,63j
\,6
1 ¡0,727|0,833|0,815 0,816 0,902|
111Б
IIIB
1111> l l b
14,4ill,5:ll,8 11 „8 7,6 14
67 i 52 : 53
53"
67
4,3 :iO,6: 15 |>20 >20 >20!
0,789
:0,84:О,956
ШБ
ШЛ
0,826|0,886:0,842
IIIБ
ПБ
I10,9]13,2 12,8
22
21
20
I 48 1 59_
91
90
75
10
1,3
J50
ПБ
>20:>20 >20
_0
10,5 :
1
2
91,2 81,6:91,3 88,2 9 0 J | 9 0 , 8 . 9 0 , 2 ^ 8 9 ¿
4
5,4
I
4,9
4,9
4,5 Í4,22:5,14i5,54 7,8
0,62 4,7710,13 0,06 0,1 i 0,09 i 0,0910,22 0,06
\i
78,4^89,9_91,4;90,2 91,3
90,7 80,3 90,2 90,3 78,6185,8.83,2
12,41 5,4 :4,95: 5,2
Jt,5^
н / д : 95 i 51
47
55
209 """^""""''бб'
209
¡0,841:0,561 0,969 0,982 0,972|0,972:0,964 0,934 0,98
ШВ
3
2,51 2,82
264 : 58 : 28 i 60
1 :0,975:0,991|0,996
¡61,3i 25 i 27 56 57,31 51 57 I 56 37 43 i 36 i 64 46
i 135;106:104 114 1 1 3 Í ] O 0 | 1 1 0 | l l 8 100 102:115I125 114
0,4 : 1,3
1,9
2
i
2,2 : 2,5
I
2,22,6
4,7
О ¡0,08 0,027 0,01 0,04
3,3 I 6 , П 4,1 3,36 3,45|3,12:2,42| 3,1 2,91 2,8 : з , 1 з :
• И Б illIB IB
15
CQ
O
a.
<
э
и
5,58
o
а,
>>
91,3
55
0,947
tí
В
< X
5,7 : 6,6
0,4
1,05! 1,0
с;
S
0,2 ;о,05 0,2
O
S
90,4:89,7
30 i 17
1
17
18
89,8 •
5,1 : 4,6 9,35 4,86 6,82 5,2 I 7,6 :6,14i
5
0,22 0.0005 0,35 0,27 0,24' 1,09 0,12|0^ 0,37 0,04
,04:0,11;0,29
S
<:
X
X
X
о;
5,9 j 6,4^ 3,32
о.
<
<
о
«
U
<
,95 4,154,28 4,91 4,28:
W
м
X
<
<
X
<
<
90,1 : 90,8 88,8190,3 94,4 93,5:81,7
91,4 90,5
93^92,2 93,7
С низким с о д е р ж а н и е м кислых газов ( € 0 2 и H2S), с б о л ь ш и м диапазоном к о н д е н с а т о с о д е р ж а н и я , о п р е д е л я е м о г о исходным с о о т н о ш е н и е м
нефти и газа
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ
1
с;
2,9
НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ
I
ЕФТЯНЫЕ
Северный борт А м у д а р ь и н с к о г о НГБ: Бухарская тектоническая ступень
шикская. Бухарская, Чарджоуск 1Я тектонические ступен!
у.
ГАЗОКОНДЕНСАТНОН
3,2 I 3,5
51
0,986
5,1
5,2
4,8
7,9
8,25'
8,1 :
0^5 0,07 0.007 0,07 0,09 0,08 0,911
92,3 88,3:
56
53
"'53 " 67
4 :
0,66 ¡0,95: 0,7 0,73
77
25
26
27
58 ¡ 2 8 : 25 ¡
115
112
104
1 1 5 Í 1 1 0 : 106:
1,5
1,1
1,3
1,6
i 2,8
^ 3 :
I
77 : 165
2,3
90
0,955 0,78610,872 0,824 0,948
ШБ
ШВ
87,3
0,65:
66 i 198
i0,989 0,984 0.983 0,983 0,976|0,969Ш,743:
78,4180,1
0,09 0,18;0,14 0,15(0,04
4,4 4,26 3,97 3,93 3,61|2,46;2,63
43
9
7,7 ¡6,05 1 5 , б | 1 3 , 9
3,9
ША
0,78:
11Ь
35
110
3 0 | 28 : 17 1 23
25,1; 7,9 i
96 ! 90^ 61 |_82^
80 1 35
10
>201>20:>20 i >20
107
стратиграфической приуроченности, является отражением в основном вертикальной
генетической (первичной) зональности распределения УВ.
Так
нефтяные
вероятно, являются
верхнеюрские
«реликтами»
залежи
северо-восточного
генетической
зональности.
борта
Подробно
бассейна,
условия
сохранности таких залежей будут рассмотрены ниже в разделе 5.3. Нижнемеловые
газовые залежи центрального ареала газонакопления (Учаджи-Малайская группа) и
газоконденсатные Шатлыкской межбассейновой зоны (Шатлык-Тедженская группа) в
силу недавнего времени аккумуляции УВ и особенностей строения осадочного чехла
не могли быть переформированными. Их формирование подробно рассматривалось в
разделе 4.2 и связано с локально реализованной газогенерацией в нижнемеловых
отложениях.
Второй тип залежей (изменивших состав и фазовое состояние УВ), к которому
относится большинство выявленных залежей Амударьинского НГБ, характеризуется
разномасштабным
участием
бессернистого
газа
нижне-среднеюрских
и
сероводородсодержащего газа верхнеюрских отложений. Он представлен широким
набором фазовых разновидностей УВ с большим размахом содержания конденсата и
других углеводородных компонентов. Это обусловлено не только смешиванием
углеводородов в различных пропорциях, но и широким диапазоном изменения
термобарических условий на путях миграции (особенно для северо-восточного борта
синеклизы), а также явлениями фазовых переходов и дегазации нефтяных УВ.
Сопоставим результаты наших расчетов кратности объемов смешиваемых газов
с
аналогичными
данными
других
исследователей,
признаюпсих
определяюпдее
значение процессов смешивания и взаимодействия флюидов разных генерационных
толщ в формировании нефтегазоносности данного региона.
Единственными в этом плане являются расчеты В.В.Кушнирова с соавторами
(1978, 1982, 1983, 1984, 1985, 1987), который считал, что для целей раздельного
прогноза полезно районирование продуктивных отложений по величине исходного
соотношения газовых и жидких УВ. По фактической величине потенциального
содержания конденсата (а автор диссертационной работы - по концентрации СО2) в
пластовом газе при существующих пластовых давлениях и температурах в залежи он
3
восстанавливал
исходное
соотношение
газообразных
и
жидких
УВ
3
(м / м ) ,
108
провзаимодействовавших в объеме каждой конкретной ловушки. При этом в качестве
стратиграфического
источника
газа-разбавителя
указывался
только
нижне-
среднеюрский газ, и видимо совсем не учитывался газ поздней генерации самой
карбонатной толщи. Поэтому, например, для Уртабулакского нефтегазоконденсатного
месторождения им давалось очень большое превышение объема газа над нефтью
(9700
таза на 1 м'^ нефти), при взаимодействии с которым газ залежи должен стать
бессернистым, с содержанием СО2 порядка 1%. Фактически же газ верхнеюрской
залежи Уртабулака характеризуется высоким
среднем
более
5%
каждого).
содержанием кислых компонентов (в
Следовательно,
высокая
газонасыщенность
газожидкостной
системы Уртабулакской залежи могла быть обеспечена только
собственным,
верхнеюрским
нефтезаполненную
ловушку.
высокосернистым
Последнее
газом,
подтверждается
пришедшим
нашими
в
данными,
полученными по величине концентрации СО2 в газе залежи, согласно которым участие
нижне-среднеюрского газа если и имеет место, то очень незначительное и составляет
менее 1 объема залежи (см. раздел 5.3).
Для большинства залежей Ачакского и Кирпичлинского валов, которые согласно
диагностическому графику (см. рис. 3.3) попадают в сектор П1А, оценка участия в их
формировании нижне-среднеюрского
газа очень высока и совпадает по обеим
методикам. Совпадение результатов наблюдается
и для залежей
сектора ШВ,
расположенных в зоне проявления аномально высокого пластового давления (АВПД),
сам факт которого уже предполагает изоляцию пластовой системы и, следовательно,
минимальный привнос как нижне-среднеюрского, так и верхнеюрского «поздних»
газов.
Предлагаемая типизация залежей проиллюстрирована моделями формирования
месторождений, относящихся к разным типам и группам
С.Уртабулак, Даулетабад-Донмез, Етымтаг, Ходжагугердаг).
(Култак,
Уртабулак,
109
5.2, Модель формирования газоконденсатного месторождения, расположенного в
зоне проявления АВПД в подсолевом верхнеюрском комплексе
(на примере месторождения Култак)
Модель формирования Култакското газоконденсатного скопления (в отложениях
J 3 ) предложена в качестве типового примера месторождения переформированного
типа, находящегося в условиях проявления АВПД. Анализ имеющейся геологогеохимической
переформирование)
информации
позволил
Култакского
и
представить
подобных
ему
формирование
месторождений
в
(и
два
последовательных этапа (до и после возникновения АВПД) и считать возникновение
АВПД главным фактором, определяющим как фазовое состояние, так и состав УВ.
Возникновение и величина АВПД повлияли на переход больщей части нефтяных УВ
исходной залежи в газообразное состояние.
В пределах
Култакского
поднятия
Чарджоуской
тектонической
ступени,
находится группа преимущественно газоконденсатных месторождений (Култак, Памук,
Зеварды,
Алан).
Они
объединены
сходством
геологического
строения,
термобарических параметров, фазового состояния УВ и химического состава газа. По
мнению одних исследователей (Г.Х.Дикенштейн и др., 1969; А.С.Пак и др., 1973) эта
группа в тектоническом отношении принадлежит северо-восточному
окончанию
Денгизкульского валообразного поднятия. Ш.Д.Давлятов, А.Г.Бабаев и некоторые
другие считают, что она более тяготеет к Бешкентскому предорогенному прогибу,
образованному в неоген-четвертичное время. Г.И.Амурский и Н.Н.Соловьев (1974) по
выраженности этой группы локальных складок в осадочном чехле объединили их в
самостоятельное Култак-Сундуклинское (Култакское) поднятие, расположенное на
стыке
юго-восточного
погружения
Чарджоуской
ступени
и
Бешкентского
предорогенного прогиба. Из-за пограничного положения месторождений Култакской
группы им свойственны черты разных тектонических элементов. Мы считаем, что
модель
формирования
Култакского
газоконденсатного
месторождения
является
типовой для месторождений Култакской группы и Бешкентского прогиба, что
обусловлено
общностью
их
развития
на
новейшем
тектоническом
этапе.
В
предшествующие этапы развития, когда формировались литолого-фациальный облик
по
пород коллекторов и покрышек, органический источник будущих УВ, объемы и типы
ловушек
и т.д., Култакское, Денгизкульское
Бешкентского
прогиба
развивались
как
поднятия
часть
и район
современного
юго-восточного
погружения
Чарджоуской ступени.
Характеристика
геологического
строения
и
тектонического
развития,
морфологические особенности локальных структур данного района приведены в
работах многих исследователей (О.А.Рыжков, 1962; Б.Б.Таль-Вирский, 1962-1964;
А.Г.Бабаев, 1966, 1978, 1980; А.М.Акрамходжаев, 1967, 1983; Г.И.Амурский и др., 1976
и др.).
Залежи месторождений
карбонатным
отложениям
Култакского
верхней
поднятия приурочены к подсолевым
юры и
характеризуются
порово-трещинно-
кавернозным типом коллектора. Вмещающие залежь известняки предположительно
принадлежат рифовой постройке (А.С.Пак и др., 1973; В.Д.Ильин и др., 1978;
Ф.И.Макушев и др., 1982), хотя ряд исследователей считает их эрозионными
останцами. Продуктивны X V , ХУа-1, ХУа-2 и X V I горизонты, имеющие единый
газоводяной контакт, что объясняют (А.С.Пак и др., 1973; А.Р.Ходжаев и др., 1974)
необычайно сильно развитой трещиноватостью всей карбонатной толщи Култакского
поднятия. Покрышкой для залежей служат соляно-ангидритовые отложения верхней
юры мощностью до 900м.
Залежи преимущественно газоконденсатного типа. В группе лишь одна нефтяная
залежь (С. Памук) и одна нефтегазоконденсатная
(Ц. Памук).
Непромышленные
нефтепроявления и признаки нефти получены выше (Зеварды), в зоне и ниже ГВК
(Култак).
В свободном газе месторождений содержится: 0,07-0,2% НаЗ; 2,8-3,3%) СО2 (в
пластовых водах сероводород не обнаружен) и от 50 до 100 г/м^ конденсата (в газе
месторождения Зафар, расположенном в пределах Бешкентского прогиба, - до
309 г/м^). Северопамукская нефть тяжелая (0,85-0,92 т/см^), смолистая (6,2-18,0%)),
парафинистая
(0,73-0,96%)), сернистая
(0,1-1,0%). Конденсат
близок
по
своим
свойствам к нефтям, обладает высокой плотностью (0,814-0,865 г/см^), повышенным
содержанием серы (0,14-2,59%), парафина (1,88-4,92%), смол (до 5%) и ароматических
УВ.
Ill
Верхнеюрские залежи месторождений Култакской группы характеризуются
наличием АВПД (более 50 МПа) с высокими коэффициентами аномальности (1,7 - 2,0)
и пластовыми температурами 100-110 °С. Необходимым условием для появления АВПД
КААникеев, БА.Тхостов, Е.В.Кучерук считают наличие тектонических напряжений,
вызывающих деформацию и сжатие флюидонасыщенных коллекторов залежей в
тектонически активных ранее или активизированных недавно районах. По мнению
В.Н.Пашковского и Н.Н.Соловьева [109] роль тектонических напряжений проявляется
не только в формировании АВПД, но и в создании систем временных субвертикальных
флюидоводов в зонах трещинного разуплотнения межсодевых линз и пропластков,
аккумулирующих
в
солевых
толщах-покрышках
рапу
и природный
газ. Для
Амударьинского НГБ таким периодом, привнесшим существенные перемены в
тектонический режим территории, является новейший.
Необходимым условием для сохранности
АВПД в природном резервуаре
является наличие относительной или полной изоляции его от гидродинамической
пластовой системы не только "сверху", но и "снизу". Надежность изоляции залежи
"сверху" мощной соляно-ангидритовой толщей не вызывает сомнений. Н.М.Чернов
[150]
считает,
что
запечатывание
вторичным
кальцитом
карбонатного
нефтевмещающего коллектора в результате жизнедеятельности пластовой микрофлоры
на контакте нефть-вода обеспечивает
процессы
имеют
Исследование
место
кернового
газоконденсатных
на
изоляцию залежей "снизу".
нефтяных
материала
месторождениях
месторождениях
карбонатных
зоны
Среднего
коллекторов
АВПД
Аналогичные
Поволжья.
на нефтяных
Амударьинского
и
региона
свидетельствует о росте вторичной кальцитизации порового пространства от середины
залежи
к водонефтяному
контакту
(Н.М.Чернов,
1974; А.Г.Бабаев,
1978). На
возможность процесса кальцитизации приконтактного слоя нефтегазовых залежей в
результате
жизнедеятельности
сульфатредуцирующих
бактерий,
для
которых
жизненно важным является использование нефтяных УВ и сульфатов вод, указывала и
В.Е.Нарижная [94].
Можно предположить, что АВПД, возникшее на неоген-четвертичном этапе в
уже существовавших газонефтяных залежах, стало причиной изменения их фазового
типа вследствие растворения нефти в газе и формирования газоконденсатных залежей.
112
О наличии двух фаз УВ (жидкой и газообразной) в залежах до появления АВПД
свидетельствуют многочисленные реликты жидкой углеводородной фазы в виде
нефтепроявлений, оторочек из тяжелых, смолистых, сернистых нефтей, компоненты
которых трудно переводимы в газовую фазу даже при АВПД.
При трансформации фазового облика этих залежей в газорастворенное состояние
должно было перейти максимально возможное количество нефти, находившейся в
каждой залежи, но все же недостаточное для полного насыщения высококипящими
гомологами при современных Р^л и Тпл- Об этом свидетельствуют; превышение более
чем на 20 МПа величин Рдл над давлениями начала конденсации и присутствие в
составе газоконденсата таких не свойственных ему нефтяных компонентов как смолы,
асфальтены, "твердые" парафины .
Зона распространения низкосернистых залежей УВ в Амударьинском КГБ,
характеризующихся наличием АВПД, имеет на наш взгляд некоторые особенности,
которые не противоречат такому механизму. Ранее упоминалось о «запечатанности»
залежей с АВПД, а это значит, что зона вторичной кальцитизации вблизи ГВК является
преградой
для
поступления
в
залежи
новых
порций
УВ
Следовательно, определяемые сегодня уровни концентраций
и
сероводорода.
в свободном газе
залежей (0,09-0,2%), по-видимому, являются остаточными.
Ранее попытки объяснения пониженных концентраций сероводорода в залежах с
АВПД делались неоднократно. Существует мнение, что пластовые давления порядка
40-50 МПа действуют
подавляюще
на процессы
генерации
(абиогенной
сульфатредукции). Другие [58] - видят причину низкой сернистости газа (например,
Зевардинского месторождения) в связывании сероводорода окислами железа в зоне
ГВК, которые содержатся в темных глинистых известняках. Для "самоочистки"
газовой залежи от сероводорода эти авторы допускают циркуляцию пластовых вод, в
которые диффундирует НгЗ. Однако, существование залежей с АВПД наоборот
подразумевает ограничение циркуляции вод или ее отсутствие. Третьи [20, 41, 112] считают, что при аномально высоких термобарических параметрах пластовой системы
жидкие флюиды (нефть, вода) могут стать емким поглотителем сероводорода из
залежей. Последнее объясняется данными, получаемыми в процессе разработки
сероводородсодержащих залежей [53, 134, 135]. Но в рассматриваемом нами случае в
113
подошвенных водах отсутствуют даже следы сероводорода, лто может быть объяснимо
только ограниченностью газообмена залежи с пластовыми водами.
Величина
современного
конденсатосодержания
в
газе
определяется
соотношением провзаимодействовавших объемов нефтяных и газовых УВ и величиной
АВПД в залежи. Подтверждением принципиальной схемы формирования Култакского
месторождения
является
закономерное
изменение
концентраций
некоторых
углеводородных («твердые парафины» с числом атомов углерода более 16) и кислых
компонентов свободного газа в пределах залежи, показанное на рис. 5.1.
Поскольку определяюпдим фактором при формировании состава и фазового
состояния УВ Култакского месторождения являются аномальные термобарические
условия,
то
следует
искать
такие
закономерности
в
распределении
газовых
компонентов, которые могут быть следствием только этих условий. Несомненно
влияние высоких пластовых давлений более 20МПа [44], а тем более АВПД (> 50
МПа) на условия перехода нефтяных парафинов в газовую фазу. Содержание твердых
парафинов в газоконденсате Култакского месторождения возрастает от кровли к
подошве массивной залежи (т.е. к зоне палеонефтенасыщения) (см. рис. 5.3). Причем
более высокие
значения
(до 4%
вес.) соответствуют
южному
биогерму,
где
обнаружены признаки нефти в зоне и ниже ГВК (скв. 15 и 11). Это совпадение может
косвенно указывать на генетическое родство современных
высокопарафинистых
конденсатов и нефтей палеозалежей.
Аналогичны закономерности уменьшения (от периферии к центру и своду)
концентраций СОг, НгЗ и коэффициента К=С02/(С02+Н28). Однако распределение
кислых компонентов и К по площ;ади залежи носит более асимметричный характер,
чем других показателей. Совместный анализ изменений в распространении твердых
парафинов, СОг, Н28, коэффициентов 1-С4/п-С4 и С02/(С02+Н28) указывает на наличие
диффузионного массопереноса от периферии к центру и кровле залежи, но с большим
смещением в северном направлении. Возможно, это свидетельствует о недостаточно
полной
изоляции
залежи
от
водонапорной
системы
верхнеюрского
нефтегазоводоносного комплекса, воздействие которой на залежь осуществляется с
юга и юго-запада.
Составила Л.С. Салина
1990 г.
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ
ЭТАПЫ Ф О Р М И Р О В А Н И Я КУЛТАКСКОГО
I ЭТАП
ПРОФИЛЬ ПО ЛИНИИЫ
(по СА.ПАКУ Ио А0.5Р ,км1973Г.)
<Ч
л'5
Ю5
В А.
ФОРМИРОВАНИЕ
ЗААЕЖИ
НЕфТЕГАаОЮЙ
ПРИ НОРМАЛЬНОМ
ПЛАСТОВОМ ЛАВАЕНМи
Б.НАЧААО ЗАПЕЧАТЫвАНМЯ Н Е ф ТЕГЛ^ОВОЙ
ВТОРИЧНЫМ
ЗАЛЕЖИ
'СНМЗУ'
ГКМ
1ЭТАП
ФормиробАнмЕ
ВОМ ЗАЛЕЖИ
КАЛЖИТОМ
ДВПД к З А Л Е Ж И ;
ПЕРЕфОРМИРОвАНИЕ
НЕФТЕГАЗО­
В ГАЗОКОНДЕНСАТ-
НУМ
ЧАСТИ
ПОКРЫШКА
ЗАЛЕЖИ
1 И Н Л »ЛПЕЧАТЫВАНИЯ Э А А Е Ж И | о ^ г ч п в » а
1 ВТОРИЧНЫМ
со.
< оI
КАЛЬЦИТОМ
|1О]
СОДЕРЖАНИЕ
I
аллЕжи:
^•исжтои.о
ГАЗОВАЯ ^ Н Е Ф Т Я Н А Я |JJЗAtW»TllAS
ПАРАФИНА В КОНАЕНСАТЕ.%МЛСС.
СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ ХУА-2 ГОРИЗОНТА
•1?.
о
(км
•гш
СХЕМА
сопоетАМЕни* «сАожнЕний
ПРИ киРЕмии СКВА­
виЕшнин кентуг Г 1 К
Ж И Н с ПРИЗНАКАМИ ТЕКТОНиЧЕСМЙ ДЕЗиНТЕГРАЦИИ
КАРЬОНАТНОГО
МЛССН6Л4ЛЛЕЖИ
у
ГРАНИЦЫ
РЛСЛРОСТРАНЕКиЯ БИОГСРМОВ
ЛИНИИ РАВНЫХ: КвИЦЕНТРАЦИН
в КОИАЕИСАТЕ;
ЗНАЧЕНИЙ К =
ПАРАФИНА
^^'^'и ,
ПРИЗНАКИ НЕфТи ( П Л Е Н К И )
И З О Г И П С Ы К Р О В Л И ХУл-г Г О Р И З О Н Т А ( В Е Р Х Н Я Я
ПАЧКА)
рл>«вмы.вьиЕАЕинмЕ па ГЕОФНЗиЧЕСКим
ГРАНИЦЫ РАСЛРОСТРАНЕНиЯ БиОГЕ:РМ06: 3-ПО ДАННЫМ
МГ
УзССР(1д73г.),б-по ДАННЫМ
вНЕШКий КОНТУР ГАЗОНОСНОСТН
ДАННЫМ
АИНЕАМЕНТЫ, ВЫДЕЛЕННЫЕ ПРИ ДЕШИфРИРОВА-
АФ.Аян,Б.А.ААимоьА(19»|
Х¥А-2
ГОРИЗОНТА
'Л
Рис,5.1
К С : А - ЛИНЕЙНЫЕ,Б- ИЗОМЕТРИЧЕСКИЕ
I, , ,
,»СА0ЖИЕИи<1 к ПМЦЬССЕ ЬаРЕИИ*: А-РАПйГА»
• О 0 < ( > "Р»«»*£""«
П0Р<)Л-МЕК4ААЕКТвР<>В,в-ЛРИ1»Т,
В-СИ«ТМЕ КРАОКИ, Г - ПОГАРЦЕНИЕ ГА. РАСТВОРА
115
Рассмотренная
модель
формирования
газоконденсатного
месторождения
отнесена ко второму типу залежей «изменивших исходный состав и фазовое состояние
УВ» при ограниченном участии позднекатагенетических газов (показатель «кратности
разбавления» изменяется в пределах от 2 до 3) в условиях проявления аномально
высокого пластового давления. Формирование залежей этого типа можно представить
в два этапа:
I этап - до образования АВПД.
1.
Наличие
исходного
сероводородсодержагдего
газа
соизмеримого
в
залежи,
соотношения
находящейся
нефти
под
и
давлением,
соответствующим гидростатическому.
2. Образование вторичной кальцитизации карбонатного коллектора в зоне ВНК и
постепенная изоляция залежи от водонапорной системы нефтегазоносного комплекса.
Расходование кислых компонентов (особенно НгЗ) на внутрирезервуарные потери.
II этап - после образования АВПД.
3. Формирование аномально высокого Рдп в залежи под влиянием деформации
коллектора при неотектонических напряжениях.
4. Ограничение подтока в залежь новых порций углеводородных газов поздней
генерации, а вместе с ними и кислых компонентов (Н28 и СОг).
5. Переформирование нефтегазовой залежи в газ окон денсатную под действием
изменившихся термобарических условий и процессов ретроградного испарения нефти.
5.3. Модели формирования нефтяной и газоконденсатной с локальной нефтяной
оторочкой залежей в смежных ловушках подсолевого карбонатного комплекса
(на примере месторождений Ургабулак и С.Уртабулак)
На примере пары смежных месторождений Ургабулак (нефтегазоконденсатное)
и Северный Уртабутк (нефтяное) рассмотрены условия формирования и сохранения
верхнеюрских
нефтяных
залежей,
которые
при
определенных
обстоятельствах
трансформируются в газоконденсатные с нефтяной оторочкой и/или многочисленными
нефтенасыщенными зонами.
116
Остаточный характер нефтенасыщения верхнеюрских карбонатных отложений
северо-восточното борта Амударьинското НГБ (В.П.Савченко и др., 1970), [13, 33, 56,
98, 103] показывает, что некоторые крупные в настоящее время газонасыщенные
ловушки ранее были заполнены нефтью. Обращает внимание различие фазового
состояния УВ в ближайших ступенчато расположенных ловушках [83, 93]. При этом в
каждой паре таких ловушек более северные и гипсометрически приподнятые ловушки
заполнены нефтью (С.Уртабулак, С.Памук, С.Шуртан, Ц.Умид), а южные, опущенные представлены газоконденсатными скоплениями (Шуртан) с нефтяными оторочками
(Уртабулак, Ц.Памук, З.Умид). Эти пары рассредоточены среди газоконденсатных
залежей в пределах Денгизкульского, Култакского поднятий и Бешкентского прогиба.
В зависимости от причин, обусловивших сохранность или новообразование
немногочисленных нефтяных залежей при оттеснении нефти газом из других ловушек,
различают "реликтовые" [93] или "новообразованные" скопления.
Используя информацию о кислых компонентах природного газа, рассмотрим
вероятные
способы
формирования
одной
из
пар таких
залежей
на
примере
месторождений Уртабулак (газоконденсатное с локальной нефтяной оторочкой) и
Северный Уртабулак (нефтяное) (рис. 5.2).
Несмотря на принадлежность месторождений Уртабулак и С.Уртабулак к единой
зоне нефтетазонакопления, контролируемой Денгизкульским валообразным поднятием,
их верхнеюрские залежи обнаруживают черты как сходства (морфология резервуара,
литологический состав коллекторов и покрышек, минерализация и химический состав
вод, наличие нефти), так и различия (разные величины запасов нефти, состав и фазовое
состояние УВ, термобарические характеристики). Очевидно именно в отличительных
особенностях этих залежей необходимо искать ключ к восстановлению условий их
формирования. Следуя сказанному ранее о главенствующей роли газообразных
флюидов
и
взаимодействии
их
с нефтью,
необходимо
найти
доказательства
проникновения (или препятствия тому) газа в эти ловушки, а в самих ловушках - следы
взаимодействия нефти и газа.
Результаты сопоставления
структурных, гипсометрических,
литологических
характеристик верхнеюрских залежей Уртабулак и С.Уртабулак не дают однозначного
ответа на вопрос о преимуществах проникновения избыточного газаз одну из них.
Модель пластовой системы месторождений Уртабулак и Северный Уртабулак
Составила Л.С.Салина
1995г
ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ
УРТАБУЛАК
МЕСТОРОЖДЕ­
УРТАБУЛАК
НИЕ
(XV
ГОР.)
Рпл., Тпл..
МПл •с
96
СРЕДНЕЕ СОДЕ?ЖЛН»1Е,Х« ТЕМПЕРАТУРЫ
смол ЛСФЛИЬ
ТЕН06
СЕРЫ П»РЛФИНЛ
НАЧАЛА
УРТАБУЛАК
ггь
СУРТАЕУААК
29.0 102 20.^ 2.55 2.30 2.72 26-55
кил,1с Гип
КОНЦА
НЕФТИ
62.6 6.78 абб 5.78 75-155 298-385 М А Н
МА
ХАРАКТЕРИСТИКА
СВОБОДНОГО
ГАЗА (% об)
ГНК-2520
УРТАБУЛАК
ш
од
(18;;:')
СОг
5.2
Н,3
5.0
ГОРИЗОНТА (по В.И.Соколову и др..
1977:
по А.С.Паку и др.. )971)
М 1:30000
Г1Ц
-О
3
КОНТУР
«
Л .
ГАЗОНОСНОСТИ;
АСфААкТЕНОВ
АСфААЬТЕН0&;»-иЗВЕСТНЯКН: 9 - Р И Ф О В Ы Й
КОНАЕНСАТНАА.Б-
НЕфТ«НМ;
» НЕФТН
2 - В Н Е Ш Н И Й
КРОВЛИ
(•/•»ЕС.);
КОНТУР
НЕФТЕНОСНОСТИ;
Х У ПРОДУКТПБНОГО
6-АИНИИ
РАВНЫХ
ЗНАЧЕНИЕ
ЗНАЧЕНИЙ
ПОСТУПАЕННА
}-Г»АНицА
ГОРИЗОНТА;
ГАЗА.
$-СКВА-
К ИЛИ С О -
К ; 7-иЗОКОНЦЕНТ-
М А С С И В ; Ю - С О А Я Н О - А И Г И Д Р И Т О В М Е ОТАОЖЕННЯ;
« - Р А З Р Ы В Н О Е Н А Р У Ш Е Н И Е ; 15-НАПРАВАЕИНЕ
Рис. 5.2.
13
7
в ЧИСАМТЕАЕ-НОМЕР. Б ЗНАМЕНАТЕЛЕ - СООТВЕТСТВУЮЩЕЕ
АЕРЖАНМа
РАТЫ
11
5
12
РИФОВОГО МАССИм: <1-и}огипсы
ЖИНЫ:
ъ^.
С.УРТА6УАЛК|
УРТАБУЛАК
1-ВНЕШНИЙ
8
2
N1.23000
АсфААЫЕНЫ
+
СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ
XV
УРТАБУЛАК^!^
1.90
С.УРТАБУЛАК
1
88.5
сн,
(«ААЕЖИ.Л-ГАЗО-
118
Массивные залежи нефти (С.Уртабулак) и газоконденсата с клиновидной нефтяной
оторочкой
мощностью
известняках
XV
до
20 м
горизонта
(Уртабулак)
верхнеюрской
установлены
карбонатной
в
высокопористых
формации,
который
подстилается плотными трещиноватыми известняками X V I горизонта, а сверху
экранируется сульфатно-галогенной толщей мощностью до 450-670 м (см. рис. 5.2).
Обе ловушки с амплитудами 320 м (Уртабулак) и 200 м (С.Уртабулак) образованы
массивами высокопористых известняков, по мнению одних - рифогенной природы
(А.СПак и др., 1971; В.И.Соколов и др., 1977; В.Д.Ильин и др., 1969, 1970;
В.В.Корсунь, 1975 и др.), по мнению других - эрозионных выступов (А.Г.Бабаев, 1974,
1978; В.И.Братащ и др., 1977). Время формирования ловущек также датируется
неоднозначно
(что
не
безразлично
для
решения
поставленной
задачи);
а)
структурообразующие движения предшествовали накоплению регионального соляноангидритового флюидоупора кимеридж-титонского возраста (В.И.Браташ и др., 1967;
A. Г.Бабаев, 1974); б) полосы распространения высоко пористых известняков барьернорифовой системы пересечены зонами молодых антиклиналей во время проявления
новейших тектонических движений [12, 103] (В.В.Корсунь, В.В.Кушниров, 1986).
Форма и объем залежей контролируются размерами соответствующих рифовых
массивов (эрозионных останцов). Нефтяная залежь расположена гипсометрически
выше газоконденсатной, что можно расценивать как весьма благоприятное условие для
попадания в нее в дальнейшем газа. Однако резкая неоднородность емкостнофильтрационных
свойств
пород
в
латеральном
направлении
(В.В.Корсунь,
B. В.Кушниров, 1986) в пределах рассматриваемых структур могла препятствовать
латеральной
сообщаемости
этих
ловушек
и проникновению
газа
в
больших
количествах.
Таким образом, анализ данных о пространственном положении рассматриваемых
структур, литологическом составе окружающих пород и т.д. не является достаточным
для оценки степени участия газов глубинной зоны газообразования юрской толщи в
переформировании
фазового
облика
УВ
залежей
Уртабулак
и
С.Уртабулак.
Дополнительную информацию по этому вопросу может дать сравнение физикохимических свойств пластовых флюидов (нефти, газа) и термобарических параметров
обеих залежей (табл. 5.3, рис. 5.2).
119
Таблица 5.3
Сопоставление термобарических параметров верхнеюрских залежей и физикохимических характеристик нефтей месторождений Уртабулак и С.Уртабулак
(по данным С.А.Пак и др.,1971; В.И.Соколова и др.,1977).
Место
рожде
кие
Лбе.
01-м.
ВНК
:(м)
р
Плот
ность (МПа)
неф
TH/'j.
Уртабу
лак
С.Урта
булак
-2322
0,942
22,5
96
62,6
6,78
0,66
5,78
-2217
0,887
29,0
102
20,4
2,53
2,30
2,72
Содержание (% вес)'
пара
смол асфа
се
льте
р»Ь| : фина
нов
Ткип СО
нач. кон.
ип
[еф
ги
75155
2655
ман
298383
ма
Обнаружен ряд несоответствий:
1. Несоответствие величин пластовых давлений и температур этих залежей
глубинам залегания. Так нефтяная залежь С.Уртабулака при положении ВНК на 105 м
выпхе, чем в нефтегазоконденсатной Уртабулакской имеет более высокие величины Рдл
(в среднем на 5-6 МПа) и Т ^ , а не наоборот. Этот факт подтверждает
разобщенность
ловушек,
которая
ранее
лишь
предполагалась
гидравлическую
на
основании
литологической неоднородности пород, и отрицает возможность непосредственного
перетока нефти из залежи (Уртабулак) с меньшим энергетическим запасом (Рпл) в
залежь (С.Уртабулак) с большим пластовым давлением несмотря на благоприятную
структурно-гипсометрическую обстановку.
2. Нефть локальной оторочки месторождения Уртабулак существенно обогащена
тяжелыми компонентами
(асфальтенами, смолами, парафином) и, соответственно,
отличается по физическим свойствам (плотности, температурам начала и конца
кипения и др.) и этим отличается от таковых характеристик нефти месторождения
С.Уртабулак (см. табл. 5.3). Эти факты свидетельствуют о явном различии физикохимических процессов, которым были подвержены нефти обеих ловушек.
3. Уртабулакская
залежь
характеризуется
аномально
сухим,
практически
метановым газом (СН4 - в среднем 88,5%, СгНб - 1,9%, С5+ - 0,14% или 18 г/м^), что не
согласуется с фактом наличия нефти в залежи. По мнению А.С.Великовското с
120
соавторами
[ПО],
Н.М.Заломиной
(1965),
Ю.П.Коротаева,
Г.С.Степановой,
С.Л.Критской [64], А.С.Панченко (1976) и других критерием наличия нефтяной
оторочки в залежи является повышенное содержание гомологов метана в газе.
Такое соотношение, на первый взгляд, противоречивых фактов объяснимо с
помощью результатов анализа разработки нефтяных месторождений путем закачки в
нефтяной пласт сухого газа. Практика показывает, что закачиваемый газ лишь до
определенного времени взаимодействует с нефтью, лишая ее легких компонентов
растворимых в газе [154]. Когда объем закачиваемого газа многократно превысит
объем нефти в залежи, газ перестает реагировать на присутствие нефти, т.е. больше не
обогащается нефтяными УВ, а остается сухим. К этому времени состав и свойства
самой нефти оказываются значительно измененными. Вследствие выноса газом легких
компонентов нефти происходит обогащение ее тяжелыми асфальтово-смолистыми
компонентами. Подобные изменения нефти наблюдаются в промышленных установках
по извлечению асфальтенов из нефти путем взаимодействия больших объемов сухого
газа с исходной нефтью. Аналог этого процесса в природных условиях описан
И.С.Гольдбергом [40] при объяснении формирования пластово-линзовых асфальтитов
на нефтяных месторождениях в Тимано-Печорском нефтегазоносном регионе.
По аналогии с упомянутыми процессами обогащение нефти из оторочки
Уртабулакской
залежи
тяжелыми
компонентами
(парафином,
асфальтенами
и
смолами) могло произойти в результате взаимодействия больших объемов сухого газа
и нефти, вытесняемой им из залежи. На направление поступления сухого газа в
Уртабулакскую залежь (с юга и юго-востока) указывает закономерное изменение по
площади содержания асфальтенов в нефти (от 11,5 до 2,5%) и величины коэффициента
К=С02/(С02+Н28) от 0,396 до 0,469 (см. рис. 5.2). Принимая во внимание факты,
указывающие
на
обособленность
Североуртабулакской
залежи
от
пластовой
гидродинамической системы (литологическая изменчивость пород в латеральном
направлении, более высокие пластовые давления и температуры), логично ожидать в ее
нефти минимальное содержание асфальтенов, смол и парафина (см. табл. 5.3).
На основании изложенного справедливо полагать, что нефтегазоконденсатная
залежь Уртабулак первоначально содержала нефть в гораздо большем количестве,
которая по свойствам и компонентному составу была сходна с той, которая
121
сохранилась
в
неизменном
виде
в
Североуртабулакской
ловушке.
В
пользу
предположения о прохождении через Уртабулакскую залежь больших объемов газа
свидетельств)ДОТ и высокие концентрации кислых компонентов (до 6% каждого).
Особенно показательна в этом отношении высокая концентрация Н28, который в
первую очередь связывается агрессивными по отношению к нему окислами металлов.
По мнению Г.И.Амурского и Н.Н.Соловьева высокий концентрационный уровень Н28
в
газе
залежи
мог
сохраниться
лишь
в
том
случае,
если
первые
порции
сероводородсодержащего газа, внедрившегося в нефтяную залежь, прореагировав с
поглотителями сероводорода, исчерпали их ресурсы в объеме ловушки.
Расчетная величина показателя «степень разбавления» нижне-среднеюрским
бессернистым газом для Уртабулакской залежи очень низкая. Роль избыточного по
объему газа, вытесняющего нефть из залежи и растворяющего ее легкие компоненты в
данном случае принадлежит верхнеюрскому высокосернистому газу.
Таким образом, сравнение физико-химических свойств и состава пластовых
флюидов, термобарических параметров обеих залежей свидетельствуют о реликтовом
характере нефтяной залежи С.Уртабулак и остаточном нефтенасыщении резервуара
месторождения Уртабулак. Аналогичными парами месторождений являются также:
Ц.Памук - С.Памук, Шуртан - С.Шуртан, З.Умид - Ц.Умид.
Формирование рассмотренных
выше залежей в главных чертах является
типичным для большинства месторождений Амударъинского НГБ, изменивших состав
и фазовое состояние УВ. Как видим, их формирование также происходило в несколько
этапов. Новейший этап, во время которого был преобразован состав и фазовое
состояние
УВ,
большинства
оказал
решающее
газоконденсатных
влияние
залежей
УВ.
на
создание
Поступление
современного
в
облика
нефтесодержащие
ловушки объемов газа, значительно превышающих как исходный объем нефти, так и
объем ловушек, привело к: а) механическому вытеснению нефти в направлении
дальнейшей миграции, минуя С.Уртабулакскуго ловушку; б) сохранению нефти только
в
трудно
доступных
для
газа
слабо
проницаемых
участках
взаимодействию между собой нефти и газа и формированию
коллектора;
в)
специфического
компонентного состава нефти (обогащенность парафином, асфальтенами, смолами).
Поэтому показателем нефтеносности в условиях Амударъинского НГБ является
122
минимальная степень участия позднекатагенетического газа в переформировании
фазового облика и компонентного состава УВ залежей, которую можно оценить рядом
методических приемов [4, 9, 85].
5.4. Модель формирования газоконденсатного месторождения, расположенного в
зоне вертикальных перетоков флюидов из юрских в нижнемеловые отложения
(на примере месторовдения Даулетабад-Донмез)
На примере
уникального
месторождения
Даулетабад-Донмез
рассмотрена
модель формирования газоконденсатного скопления в нижнемеловых отложениях,
расположенного в периферической зоне субвертикальных перетоков газа из юрской
толщи.
Месторождение
расположено
на
южном
борту
Амударьинского
НГБ
и
приурочено к моноклинальной зоне сочленения Бадхызского поднятия и СевероБадхызского прогиба. Месторождение уникально не только по величине запасов газа и
площади газоносности (более 2,5 тыс. км^). Оно распространяется с полузамкнутого
Даулетабадского вала вниз по региональному
наклону
слоев
на
Бирлещикскую
моноклиналь, Донмезский и Кенганский структурные носы. Месторождение состоит
из двух блоков - южного, приуроченного к Даулетабадскому валу, и северного моноклинального, с большей частью запасов. Газоводяной контакт наклонен на северозапад и север. Общий перепад высот ГВК составляет 970 м. Пластовое давление
изменяется
незначительно
(от
34
до
41 МПа).
Залежь
расположена
в
зоне
выклинивания регионального соляно-ангидритового флюидораздела между юрскими и
меловыми отложениями (рис. 5.3).
На
месторождении
проведен
большой
объем
буровых
работ
(поисковоразведочных и эксплуатационных), а также промысловых исследований в
период разработки. Изучению геологического строения и состава флюидов посвящены
многочисленные
опубликованные
работы
(М.К.Мирзаханов
и др.,
1975,
1982;
В.В.Юшкин и др., 1980; Р.Г.Семашев и др., 1980; Л.И.Смирнов и др.,
1980;
А.Байрамов, А.Ч.Каррыев, 1982; А.И.Гриценко и др., 1982, 1983; Г.И.Амурский и др.,
1982; М.Я.Зыкин, Л.Г.Кузьмук, 1982; К.Н.Кравченко, 1983; А.А.Плотников, 1985;
МОДЕЛЬ ПЛАСТОВОЙ СИСТЕМЫ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
||:ст^?Ь>
ДАУЛЕТАБАД-ДОНМЕЗ
Составила Л.С.Салина
1 9 9 1 г.
Рис.5.3,
1^
124
В.В.Семенович и др., 1983; А.Н.Давыдов и др., 1984; Е.С.Ларская, 1986; Е.Я.Гаврилов
и др., 1985; М.Л.ЗЫКИН и др., 1985, 1986 и др.).
Вопрос контроля гитантской газовой залежи, большая часть которой "висит" на
моноклинальном склоне, широко обсуждался в геологической литературе. Залежь
считают либо тектонически-, либо гидродинамически-, либо литологически-, либо
стратиграфически-,
либо
газожидкостноэкранированной.
Однако,
и
другие
особенности ее строения и формирования остаются слабо изученными. К их числу
относятся характер взаимоотношения южного и северного полей газоносности;
"структурная"
позиция
тазоводяных
контактов;
условия
гидравлического
взаимодействия с подстилающими комплексами пород; стратиграфический адрес и
местоположение источников газа, предопределивших существенные вариации его
кислых компонентов по площади и др. Нам кажется, что специфика состава газа
Даулетабад-Донмезского скопления является «подсказкой» для выяснения механизма
его формирования.
Это месторождение резко выделяется среди других скоплений Амударьинского
НГБ не только необычным геологическим строением, но и специфическим составом
газа и конденсата. Аномальным является уже сам факт наличия сероводорода в газе
регионально бессернистого нижнемелового комплекса. Кроме того, обращает внимание
неповсеместное распространение свободного и водорастворенного НаЗ, согласованное
увеличение: концентраций НгЗ и СО2 в газе, величины конденсатосодержания в нем,
содержания в конденсате "твердых" парафинов и вполне закономерное изменение по
площади месторождения расчетных параметров (СН4/ТУВ, С02/(С02+Н28), 1-С4/п-С4),
характеризующих направление массопереноса в объеме гигантской залежи (см. рис.
5,3).
В основу развиваемой ниже модели формирования Даулетабад-Донмезского
месторождения положена идея о механизме его сероводородного заражения (Амурский
и др., 1979-1982). В последующие годы обоснованность предложенного механизма и
соответственно
результатами
прогноза
бурения
распространения
и
испытания
сероводорода
нескольких
была
десятков
подкреплена
разведочных
и
эксплуатационных скважин [93]. Наметившиеся ранее тенденции распространения НгЗ
в залежи подтвердились фактическими данными.
125
Среди особенностей Даулетабадского
месторождения
наибольший
интерес
представляют: неповсеместное распространение в терригенном коллекторе свободного
и водорастворенного НгЗ, высокие концентрация СО2 в газе и аномально высокое
содержание
"твердых"
парафинов
Г.И.Амурский и др., 1982,
в
конденсате
(В.В.Юшкин
и
1984). Причем, величина последней
др.,
1980;
характеристики
аномальна даже для нефтей Амударьинского бассейна и оказывается сопоставимой
лишь
с
содержанием
Озексуатского,
парафинов
Жетыбайского,
в
высокопарафинистых
Узеньского,
нефтях
Харьягинского,
(например,
Мыльджинского
месторождений) других нефтегазосносных регионов.
Для
анализа
использованы
результаты
исследований
пластового
газа
и
конденсата, полученные сотрудниками ВНИИГаза под руководством В.В.Юшкина и
института
Химии
под руководством
Б.А.Кульджаева
(Туркменистан),
а
также
результаты полевых определений СО2 и Н28, выполненных специалистами ПО
"Туркменгазпром". Результаты обобщения использованной информации приведены на
рис. 5.3 Б-Е.
Отметим,
что
первое
полевое
определение
сероводорода
на
скважине
первооткрывательнице показало полное его отсутствие [92]. Позднее, начиная с конца
1979 г., в восточной и юго-восточной частях северного блока сероводород был
обнаружен в свободном газе (от следов до 1,315 %) и в законтурных пластовых водах.
Отсутствие сероводорода в южном блоке (если не считать его следов в одной
скважине) и северо-западной части северного подтвердилось и в дальнейшем.
Компонентный состав углеводородной части свободного газа (СН4=95-98 %, С2.4=1-2%,
С5+ до
0,2 %)
сходен
с
таковым
других
залежей
шатлыкского
горизонта
Предкопетдагского ареала газонакопления.
Поступление Н28 именно из подсолевых юрских пород по тектоническим
нарушениям обосновывается [30] сходством изотопного состава серы сероводорода
нижнемеловой
залежи
Даулетабад-Донмезското
месторождения
и
карбонатов Чарджоуской ступени. Согласно другому варианту [123]
верхнеюрских
сероводород
поступает из верхнеюрской карбонатной толщи по системе многочисленных, но
преимущественно безамплитудных дизъюнктивов, которые не могут быть отнесены к
категории экранирующих головную часть Даулетабад-Донмезской залежи. Наличие
126
флюидопроводащей зоны мезотрещиноватости в юго-восточной части месторождения,
где горизонты верхнеюрского карбонатного комплекса непосредственно контактируют
с
породами
нижнего
мела,
подтверждается
результатами
дешифрирования
разномасштабных космических снимков с макроскопическим изучением керна пород,
наличием осложнений волнового поля на сейсморазведочных профилях МОГТ, ростом
газопродуктивности скважин [144].
Косвенно генетическое родство сероводорода этой залежи с верхнеюрским
карбонатным комплексом подтверждается
синхронным увеличением
содержания
сероводорода (до 1,3 %) и диоксида углерода (до 4 %) в газе юго-восточной части
северного газового поля (рис. 5.3 Б, Г).
В бессернистой части залежи содержание СО2 не превышает 1%, что характерно
для
первично
бессернистых
газов
(см. главу 3), сингенетичных
нижнемеловым
отложениям. Таким образом, переменное содержание в пластовом газе залежи кислых
компонентов предполагает формирование ее из двух источников: бессернистого газа
при
латеральной
миграции
его
со
стороны
Предкопетдагского
прогиба
и
сероводородсодержащего газа при субвертикальной разгрузке юрского водоносного
комплекса в юго-восточной части месторождения. Родство углеводородного газа
бессернистой части залежи, обращенной в сторону Предкопетдагского прогиба, с газом
месторождений
В.Теджен, Моллакер, Шатлык Е.Я.Гаврилов
с соавторами
[26]
обосновывают сходством изотопного состава углерода метана и закономерным
изменением
состава
газа
с глубиной.
Эти авторы
не разделяют
мнение
о
существовании второго (верхнеюрского) источника питания залежи, а предполагают,
генерацию сероводорода в надсолевых ангидритизированных алевролитах нижнего
мела в пределах и вблизи месторождения. Если признать (согласно представлениям
этих авторов), что углеводородная часть газа поступает с северо-запада (со стороны
Предкопетдагского прогиба), а сероводород - по вертикали из пластовых вод
ангидритизированных пород, залетающих на 20-50 м ниже подошвы газоносных
песчаников, то совпадение направления массопереноса УВ и
в пределах залежи
должно обусловить наибольшие концентрации сероводорода с северо-западной части
залежи, что противоречит фактически наблюдаемому.
127
Для более обоснованного определения стратиграфических источников газа
Даулетабад-Донмезского месторождения вся площадь газовой залежи условно была
разделена нами на 3 зоны: высокосернистую, бессернистую и переходную. Для каждой
из них определены
средние
содержания
H2S, СО2 и вычислены
отношения
K=C02/(C02+H2S). Полученные характеристики нанесены в виде соответствующих
точек № 104, 102, 103 на диагностический график (см. рис. 3.3). Точка № 104,
соответствующая высокосернистой зоне залежи, попала в сектор I I В в окружение
точек, характеризующих типичное соотношение кислых компонентов в верхнеюрских
залежах и производных от верхнеюрских. Точки № 102, 103, соответствующие
бессернистой и переходной частям залежи, оказались в секторе III Б среди точек,
характеризующих
залежи
Предкопетдагского
ареала
газонакопления
(Шатлык,
Моллакер, Теджен, В.Теджен). Числовое значение коэффициента К от (0,8-1,0) для
точек № 102, 103, 104 указывает на отклонение концентраций СО2 и H2S от
эквивалентного
(первичного)
за
счет
постепенной
потери
сероводорода
при
вертикальном перетоке из верхнеюрских отложений и массопереноса внутри залежи,
разбавления бессернистым газом.
Таким образом, закономерности количественного изменения
концентраций
кислых компонентов и их соотношений обнаруживают сходство газа этой залежи как
с
подсолевыми
нижнемеловыми
газогенерации
верхнеюрскими
скоплениями,
УВ. Это
сероводородсодержащими
приуроченными
сходство
предполагает
к
залежами,
области
формирование
так
и
самостоятельной
месторождения
Даулетабад-Донмез за счет двух различных источников газа, упомянутых выше.
Изменение коэффициента К по площади залежи от 0,8 до 1,0 по мере
приближения к бессернистой зоне (см. рис. 5.3 Е) свидетельствует о наличии процесса
пластовой сероочистки газа в территенном коллекторе залежи, следы которого
обнаруживаются по присутствию вторично пиритизированных пород и изменению их
окраски [144].
Поступление бессернистых УВ в залежь происходило в направлении восстания
пласта. В этом же направлении увеличивается и коэффициент сухости углеводородного
газа (см. рис. 5.3 В), указывающий на направление миграции УВ внутри залежи.
Согласно экспериментальным данным И.С.Старобинца и др. [132], исследовавшим
128
причины дифференциации бутанов нормального и разветвленного строения в процессе
миграции, при массопереносе в виде фильтрации должно наблюдаться увеличение
отношения 1-С4/п-С4. На Даулетабад-Донмезском месторождении рост отношения 1С4/П-С4
от 0,7 до 1,0 (рис. 5.3 Д) происходит с северо-запада на юго-восток, достигая
1,0 в зоне максимального сероводородного заражения.
При анализе распределения кислых и углеводородных компонентов газа по
площади
Даулетабад-Донмезского
месторождения
наше
внимание
привлекла
неожиданная согласованность изоконцентрат «твердых» парафинов и СО2 [10].
Почти
все
исследователи
(А.И.Богомолов,
А.Ф.Добрянский,
А.А.Петров, В.А.Соколов и др.), изучавшие условия образования
углеводородов, полагают, что наивысшей «производительностью»
парафинов
обладает
органическое
вещество
А.А.Карцев,
парафиновых
в
сапропелево-гумусового
отношении
состава
с
повышенным содержанием восков и жирных кислот и ограничивают их генезис зонами
высоких температур. Практические наблюдения показывают, что твердые парафины не
содержатся в конденсатах залежей, имеющих пластовое давление ниже 20,0 МПа [44].
В рассматриваемом регионе таким условиям отвечает Предкопетдагская область
активного
прогибания.
Именно
здесь
мальм-неокомские
и
подстилающие
их
утленосно-терригенные юрские отложения на этапе позднеальпийской тектонической
активизации оказались в весьма жестких термобарических условиях [ И ] .
Повсеместная
ассоциация
парафинов
с
нефтью
или
продуктами
ее
преобразования (озокериты Предкарпатья, Западной Туркмении, Ферганской впадины
и др.) указывает на их генетическую общность. Причиной обогащения ими, например,
высокопарафинистых
нефтей
Западной
Сибири,
как
считают
В.И.Кордус,
П.И.Мотовилов и др. [63], и озокеритовых руд (В.Б.Порфирьев, 1949) вероятнее всего
являются эпигенетические факторы. Очень редко встречаются высокопарафинистые
конденсаты (месторождения Даулетабад-Донмез, Карачаганак).
Как уже упоминалось, в Амударьинском бассейне и сопредельных территориях
редкие небольшие залежи нефти распространены, главным образом, в верхнеюрском
карбонатном комплексе. Причем, содержание парафинов в этих нефтях редко
достигает даже 3-4%. Это в еще большей степени подчеркивает необычность состава
конденсата
Даулетабад-Донмезского
месторождения,
где
нефть
отсутствует,
а
129
газоконденсатный
фактор
не
превышает
18 г/ж".
Доля
промежуточного
гомологического звена (между метаном и "твердыми" парафинами) в газе, начиная с
пентана,
здесь
ничтожно
мала
(0,11-0,22%),
тогда
как на
Карачаганакском
месторождении она достигает 1,94% (К.С.Басниев, Ю.А.Журов, 1981). Согласно [117]
растворителем высокомолекулярных парафинов могут быть газообразные гомологи,
при этом растворение будет тем легче, чем ближе молекулярные веса растворителя и
растворяемого. Поэтому тяжелые газообразные гомологи метана могут выступать в
качестве носителя твердых парафинов на Карачаганаке, но из-за своего дефицита на
месторождении Даулетабад-Донмез они не могут выполнять такую роль.
Общие закономерности в распространении СО2 и парафинов (рис. 5.3 Г)
позволяют предположить, что СО2 в процессе формирования месторождения мог
выполнять функции агента, транспортирующего высокомолекулярные парафины и
ответственного за распространение их по залежи. На вероятность этого процесса в
природных условиях указывают результаты многочисленных экспериментальных и
аналитических
М.Ф.Двали,
работ
(М.А.Капелюшников,
С.Н.Белецкая,
Т.П.Жузе,
Я.Д.Саввина,
С.Л.Закс,
М.Н.Соколов,
А.С.Великовский,
А.Ю.Намиот,
М.М.Бондарева, В.Е.Нарижная и др.). На участие диоксида углерода в различных видах
миграции жидких УВ указывалось В.Н.Корценштейном [68].
Отметим, что все месторождения
синеклизы,
расположенные
внутри
неокомских отложений
солевого
ареала,
Амударьинской
отличаются
пониженной
концентрацией свободного СО2, низким содержанием или отсутствием конденсата. И
лишь Даулетабад-Донмезское и Карабильское месторождения, сформировавшиеся за
зоной выклинивания регионального соляно-ангидритовото флюидоупора, выделяются
повышенным содержанием СО2 в газе и аномально высоким содержанием парафина в
конденсате, что может быть связано с вертикальной разгрузкой юрских флюидов.
Возможное участие СО2 в процессе перераспределения твердых парафинов при
формировании
Даулетабад-Донмезского
подтверждение
в
результатах
месторождения
экспериментальных
работ
находит
косвенное
И.И.Дунюшкина
и
А.И.Намиота (1978). По их данным растворимость смеси нефтяных УВ в СО2,
сопоставима с растворимостью индивидуального углеводорода, обладающего равной с
ней
(смесью)
молекулярной
массой.
Поэтому
при
достаточно
жестких
130
термобарических условиях парафиновые УВ, являющиеся составной частью нефти, в
контакте
СО2 могут
с
образовывать
однофазную
смесь.
Во
всяком
случае
экстраполяция их номограммы в область температур более 100 °С обнаруживает, что
минимальное расчетное давление смесимости Даулетабад-Донмезского конденсата и
СО2 оказывается в 1,4-1,6 раза ниже фактического пластового давления в залежи таза.
А так как в области генерации парафинов и СО2 величина этого параметра была
значительно
выше,
то
несмотря
на
условность
выполненной
экстраполяции,
существование однофазной парафиново-углекислотной композиции в пластовом газе
представляется вероятным.
Выполненное нами сопоставление комплекса геохимических характеристик газа
(в частности
кислых компонентов)
и конденсата,
особенностей
изменения
их
распространения по площади Даулетабад-Донмезского месторождения подтверждает и
уточняет предложенную ранее (Г.И.Амурский и др., 1982,
1984,
1991)
модель
формирования:
1. Формирование
месторождения
происходило
из
двух
различных
стратиграфических источников таза (юрского и нижнемелового).
2. В
процессе
газонакопления
осуществлялся
активный
внутрипластовый
массоперенос углеводородных и кислых компонентов.
3. На молодой возраст и динамическую неустойчивость газового скопления
указывают: отсутствие выраженной гравитационной дифференциации углеводородной
части газа по высоте залежи; резкая изменчивость содержания кислых компонентов;
4. К числу дополнительных показателей участия подсолевых юрских флюидов в
формировании залежи следует отнести общность закономерностей распространения
H2S и СО2 в пластовом газе по площади северного блока.
5.5. Модель формирования месторождений Етымтаг и Ходжагугердаг
Газовые месторождения Етымтаг и Ходжагугердаг находятся в пределах
североафганской
части
Амударьинского
НГБ
в
зоне
выклинивания
соляно-
ангидритового флюидораздела между юрскими и меловыми отложениями. Они
характеризуются типичными чертами месторождений, формировавшихся в условиях
131
повышенной субвертикальной
флюидопроницаемосги
осадочной толщи. Так
на
Етымтагском месторождении, осложненном разрывным нарушением, газонасыщен
разрез
от
нижне-среднеюрских
Ходжагугердатском -
до
коньякских
отложений
верхнего
от верхнеюрских до альбских. Промышленно
мела,
на
газоносным
является более узкий интервал разреза: верхнеюрские - нижнемеловые отложения.
Условия формирования этих месторождений принципиально не отличаются от
газовых месторождений периферического пояса межпластовых перетоков флюидов
Амударьинского
НГБ,
выявленных
на
сопредельных
территориях
Восточного
Туркменистана и Западного Узбекистана. Разная степень гидравлического единства
пород юрского и мелового этажей в пределах разных зон засолевого пояса определяет
большее или меньшее сходство состава УВ в верхнеюрских и нижнемеловых залежах
одного и того же или близко расположенных месторождений. Случается, что переток
УВ из верхнеюрской залежи в нижнемеловую и заражение ее сероводородсодержащим
газом провоцируется началом эксплуатации верхней залежи (Джаркудук, Учкыр,
Даулетабад-Донмез и др.) или аварийной ситуацией [93], как это произошло на
месторождении Етымтаг.
Месторождения
Етымтаг
и
Ходжа-Гугердаг
расположены
в
близко
расположенных локальных структурах (рис. 5.4). Седловина между ними и сводовая
часть Етымтагской складки осложнены разрывными нарушениями. Предполагается,
что верхнеюрские залежи месторождений Етымтаг и Ходжа-Гугердаг первоначально
были объединены единым газоводяным контактом ниже отметки -1865 м [93]. В 1964 г.
в одной из разведочных скважин месторождения Етымтаг, вскрывшей залежь
высокосернистого газа в верхнеюрских отложениях, произошел аварийный выброс
газа.
В
результате
длительного
(около
2
лет)
фонтанирования
скважины
и
грифонообразования началось истощение верхнеюрской залежи и сероводородное
заражение расположенной выше готеривской залежи бессернистого газа, а затем и ее
разрушение.
Соляно-ангидритовый
флюидораздел
между юрскими
и
меловыми
залежами имеет здесь сокращенную мощность за счет литологического замещения и
стратиграфического срезания.
\Ъ1
МОДЕЛЬ СЕРОВОДОРОДНОГО ЗАРАЖЕНИЯ НИЖНЕМЕЛОВОЙ ЗАЛЕЖИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЕТЫМТАГ
Составили Н.Н.Соловьвв. Л.С.Салина, А.Н.Тимонин
1М1г.
ЕТЫМТАГ
им
ХОДЖА-ГУГЕРДАГ
2
•рп*.31.1(2Г.5)
СО, > 7.5
•)ЗНкЧЕНИ«
1>0»(МП^. Н , 5 и С 0 1 ( % » ) Ж О » » Л » И И , I СКОБКАХ - ПОСЛЕ А1АРИИ
ЕТЫМТАГ
ХОДЖА-ГУГЕРДАГ
•
6
сгаажины
внешний (а) и
внутренний (6)
к о н т р ы гаэоноснвсти
Х№ горизонта
разрывные
нарушения
иэоконце^траты
Н23. % 0«
высоко
сернистого
малосер
Н ИСТОГО
J
^ИС.
^к.
0 , 0
о**
направление
перетока газа
о
о
бессер
Нйстого!
133
Начальные
(доаварийные)
и
текущие
(послеаварийные)
параметры
верхнеюрских сероводородсодержащих и бессернистых залежей нижнего мела этих
месторождений представлены в таблице 5.4.
Таблица 5.4
Сопоставление уровней среднего содержания кислых компонентов в газе
нижнемеловых и верхнеюрских залежей месторождений Ходжа-Гугердат и Етымтаг
Месторо
ждение
Про ^
дуктив
ные
отло
жения
Ходжа-
Абс. отм. ГВК
до и после
аварии, м
Рщ! до и после
аварии,
Мпа
После
После
-1232(?)
Гугердаг
1зК-о
Етымтаг
1зК-о
24,6
Содержание Содержание
СО2 в газе
НгЗ в газе до
до и после
и после
аварии, %
аварии, %
Тесле :до: После
0
0,9
7,5
-1865
-1777
31,8
27,5
3,2
-1232(?)
-1090
24,6
12,1
-1865
-1249
нет
дан
ных
19,2
следы
(?)
-3,6
0,1
-3,6
-6,3
<3
(?)
>6
В результате вертикального перетока сероводородсодержащего
>6
газа через
аварийную скважину ГВК в юрской залежи Етымтагского месторождения поднялся на
более чем 600 м (с отметки -1865 м на -1249 м), т.е. гипсометрически выше седловины,
разделяющей Етымтагскую и Ходжагугердагскую структуры. Это стало причиной
разъединения их на две самостоятельные залежи. Уменьшение величин Рпл в юрской
залежи Ходжа-Гугердаг, замеренных до аварии (31,8 МПа) и в послеаварийный период
в середине 60-х и начале 70-х
годов (27,4 МПа) показало, что юрская залежь
Ходжагугердагского месторождения активно реагировала на процесс разрушения
Етымтагской.
Менее уверенно решается вопрос о доаварийном состоянии и взаимоотношении
залежей газа в терригенных отложениях гогерива. Близость величин пластовых
давлений,
замеренных
в
скважинах-первооткрывательницах
Етымтагской
и
Ходжагугердагской залежей, соответственно 24,57 и 24,6 МПа, допускает возможность
существования
до аварии
единой
залежи.
Однако
Ходжатугердагская
залежь
совершенно не реагировала на падение пластового давления в Етымтагской. Исходя из
134
этого, можно полагать, что при формировании месторождений залежи таза в
готеривских отложениях могли взаимодействовать, но в настоящее время они
гидравлически разобщены.
Сведения о начальном (доаварийном) составе газа в залежи X I V горизонта
Етымтагского месторождения скудны и недостаточно представительны. Поэтому
сделать однозначное заключение о наличии или отсутствии сероводорода и фоновом
содержании диоксида углерода довольно трудно. Вместе с тем по имеющейся
информации
концентрация
последней
была
существенно
ниже
современной
(послеаварийной). Косвенно это подтверждается тем, что готеривские залежи Етымтаг
и Ходжа-Гугердаг возможно даже имели единый контур газоносности. В свободном
газе готеривской залежи Ходжа-Гугердага среднее содержание СО2 приближается к 1 %
(точнее 0,9%), т.е. является повыщенным и указывает на возможную
примесь
верхнеюрских УВ, что не исключает присутствие сероводорода в виде следов. Для
сравнения напомним, что газ типичных нижнемеловых залежей Учаджи-Малайской
группы
месторождений
характеризуется
содержанием
всего
0,2-0,4%
СО2 и
отсутствием сероводорода Н28. С учетом неоднородности состава газа по площади
залежи, наличия дизъюнктивов и уменьшения надежности
соляно-ангидритового
флюидораздела между юрской и нижнемеловой частями продуктивного разреза
реальное
содержание
диоксида
углерода
в готеривской
залежи
Етымтагского
месторождения предположительно местами могло достигать 3%.
Особенности современного распределения сероводорода в объеме готеривской
залежи
месторождения
Етымтаг
показаны
на
рис. 5.4.
Закономерный
рост
концентраций НгВ в газе от периферии залежи к центру и от кровли ее к подошве
газоносного горизонта трассирует местоположение зон вертикальных
сероводородсодержащего
газа
из
верхнеюрского
комплекса.
В
перетоков
текущем
(послеаварийном) составе газа залежи X I V горизонта среднее содержание СО2
достигло 6,3%, что соизмеримо с его содержанием в высокосернистом газе юрского
комплекса. Это обстоятельство предполагает практически полное переформирование
нижнемеловой готеривской залежи Етымтагского месторождения в течение нескольких
лет в результате техногенного перетока высокосернистого газа из нижерасположенной
залежи, вызванного аварийным фонтанированием одной скважины.
135
Таким образом, выше показана реализация нового подхода к изучению условий
формирования месторождений
(залежей) сложного состава и разного
фазового
состояния УВ. В результате использования соотношения кислых компонентов в
природном газе разновозрастных горизонтов юры и мела были уточнены региональные
особенности нефтегазонакопления в Амударьинском НГБ и созданы типовые модели
формирования месторождений УВ разного состава и фазового состояния. Изучены
принципиальные возможности формирования и (или) сохранения нефтяных скоплений
в условиях преобладающей по объему генерации газообразных УВ. Количественная
оценка долевого участия газов разных толщ в формировании современного облика
залежей была использована в качестве дополнительного показателя при типизации
залежей (месторождений) УВ разного фазового состояния и состава в верхнеюрских, а
по периферии бассейна - и меловых отложениях. Полученные результаты позволят
более надежно выполнить прогноз зон размещения скоплений УВ разного состава и
фазового состояния в слабоизученных районах Амударьинского НГБ
136
6. ПРОГНОЗ з о н РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ УВ РАЗНОГО СОСТАВА
И ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ В АМУДАРЬИНСКОМ НГБ
Глава посвящена описанию уточненной по результатам исследований автора
ретиональной модели формирования нефтегазоносности Амударьинского НГБ, на
основе которой выполнен прогноз зон размещения скоплений УВ разного состава и
фазового состояния в слабоизученных комплексах пород и районах бассейна.
6.1. Характеристика уточненной региональной модели формирования
нефтегазоносности Амударьинского НГБ
Надежность прогноза фазового состояния и состава УВ зависит от правильности
представлений о: геологическом строении региона; главных нефтегазоматеринских
толщах и качественных отличиях их флюидов; основных флюидоразделах; масштабах
смешивания и зонах взаимодействия флюидов разных нефтегазоматеринских толщ;
возможных результатах их взаимодействия и т.д.
Главная роль в предлагаемой модели
отводится процессам
смешения
и
взаимодействия флюидов разных нефтегазопроизводящих толщ и фаз генерации УВ.
Ее основные положения сводятся к следующему:
1. Согласно результатам лито лого-геохимических исследований в пределах
Амударьинского
среднеюрская
НГБ
основной
гатопроизводящей
угленосно-терригенная,
а
толщей
нефтепроизвод^щей
является
-
нижне-
верхнеюрская
сульфатно-карбонатная. Ограниченная гязотенерация в нижнемеловом (неокомском)
комплексе возможна в пределах Предкопетдагского прогиба и наиболее глубокой части
Амударьинской синеклизы - Сандыкачинской депрессии. Отсутствие
надежных
флюидоразделов внутри
различные
нефтегазоматеринские
юрских
пород,
содержащих две качественно
толщи, а также несоответствие фактической и генетической
зональности распределения УВ предполагает, что юрский подсолевой этаж является
единой
гидродинамической
системой,
характеризующейся
широким
развитием
процессов вертикально-ступенчатой миграции и смешивания УВ разных толщ и фаз
137
генерации. В настоящее время обе юрские толщи (и 11_2, и Тз''"") находятся в
термобарической зоне (на глубинах более 4,5 и 3,5 км соответственно), благоприятной
для генерации позднекатагенетического газа.
2. Региональный
меловыми
соляно-ангидритовый
нефтегазоносными
отложениями,
флюидораздел
между
контролирует
юрскими
и
стратиграфический
диапазон распределения залежей УВ на большей части бассейна. За внешней границей
распространения
верхнеюрского
флюидораздела,
по
периферии
бассейна
осуществляется повышенная гидравлическая сообщаемость отложений юры и мела.
3. Положение
нижнемеловых
газовых
залежей
в
центральном
ареале
газонакопления соответствует первичной генетической зональности, а за пределами
распространения
соляно-ангидритового
флюидораздела
(по периферии
бассейна)
контролируется теми же условиями, что и в юрском комплексе пород, т.е. процессами
вертикального перераспределения и смешивания УВ разных генерационных толщ.
4. Перестройка и усиление контрастности структурного плана на новейшем этапе
развития (изменение углов наклона пластов, прирост амплитуд
антиклинальных
складок, образование наложенных прогибов по южной и восточной
Амударьинской
периферии
синеклизы) стали причиной увеличения пластовых давлений и
температур, интенсивности процессов генерации позднекатагенетического газа и
миграции пластовых флюидов, и, как следствие, - переформирования прежних и
образования новых залежей УВ, измененения состава и фазового состояния УВ.
5. Изменение состава газа по площади и разрезу существенно зависит от
масштабов смешения и взаимодействия флюидов разных генерационных толщ.
6. Газоконденсаты залежей юрского подсолевого этажа имеют преимущественно
вторичное "нефтяное" происхождение. Величина конденсатосодержания зависит от
соотношения объемов нефти и газа, вступивших в контакт в данной флюидальной
системе, величин пластовых давлений и температур.
7. Нефтенакопление в Амударьинском НГБ подавляется существенным участием
позднекатагенетического
газа
газонефтяных
Перспективы
геологическими
залежей.
условиями
в
переформировании
(например,
поисков
исходных
нефти
локальное
нефтяных
определяются
ухудшение
и
такими
филырационно-
емкостных свойств нефтенасыщенных пород, наличие на миграционном пути газа
138
литологических экранов, зон минерального запечатывания), при которых нефть либо не
вступала в контакт с газом, либо не могла быть оттеснена за пределы ловушки.
Особо
следует
нефтегазоносности
подчеркнуть,
Амударъинского
шивания и взаимодействия
генерации
УВ.
что
в
уточненной
формирования
НГБ главная роль отводится процессам
флюидов разных
Остановимся
модели
вкратце
на
нефтегазопроизводящих
вопросе,
имеющем
сме­
толщ и фаз
непосредственное
отношение к осуществлению способа смешения и взаимодействия нефти и газа разных
стратиграфических
толщ в условиях
Амударьинского
НГБ. В зависимости
от
положения в разрезе данного бассейна преимущественно газо- и преимущественно
нефтегенерирующих
толщ
Н.Н.Соловьевым
(1980)
были
рассмотрены
два
теоретических случая.
1. Газо- и нефтегенерирующие толщи гидродинамически не связаны (или такая
связь затруднена). В этом случае каждый из комплексов характеризуется первичным
распределением нефти и газа, которое контролируется генетическими факторами.
Примером самостоятельной реализации генерационно-аккумуляционного потенциала
является надсолевой
нижнемеловой
комплекс
в пределах
центрального
ареала
газонакопления.
2. Газогенерирующая
толща
располагается
стратиграфически
ниже
нефтегенерирующей, но между ними отсутствует надежный регионально выдержанный
флюидоупор. Лишь при относительно невысоком (или соизмеримом с нефтяным)
газовом потенциале подстилающих отложений в верхней, первично нефтегенной толще
могут быть распространены и газовые и газоконденсатнонефтяные месторождения в
соотношениях,
зависящих
от
масштабов
газовом
потенциале
поступления
газа
из
подстилающих
отложений.
При
высоком
нижней
толщи
нефтенакопление
в
вышележащей преимущественно нефтегенерирующей толще будет полностью или в
значительной
степени подавлено поступающим
снизу газом. Примером
такого
соотношения и являются терригенная и карбонатная юрские толщи Амударьинского
региона, где влияние «избыточного» газа в сумме с другими
геологическими
причинами сказалось на современном размещении залежей УВ разного фазового
состояния и компонентного состава. Поэтому в инверсии фазового состояния УВ и
139
формировании преимущественной тазоносности Амударьинского НГБ на новейшем
этане главная роль отводится миграционным процессам.
Принципиальные схемы формирования залежей УВ разного состава в юрских и
меловых отложениях приведены на рисунках 6.1, 6.2.
6.2. Прогноз зон размещения скоплений УВ разного состава и
фазового состояния
С учетом изложенных выше представлений о процессах нефтегазонакопления в
условиях гидродинамической сообщаемости как внутриюрских, так и юрско-меловых
комплексов пород выполнен прогноз состава и фазового состояния У В в юрском и
нижнемеловом этажах Амударьинского НГБ (рис. 6.3, 6.4, 6.5) [126, 127, 138].
Юрский терригенный комплекс - З1.2 (рис. 6.3).
Современное распределение залежей в нижне-среднеюрском
комплексе
отложений
контролируется мозаично-линзовидным характером распространения покрышек, что
обусловило потерю значительной части газа из-за невыдержанности флюидоупоров.
Это в значительной степени ограничивает возможности формирования в нем крупных
газовых скоплений. «Избыточный» по отношению к суммарному объему ловушек в
нижне-среднеюрских отложениях бессернисгый газ мигрировал в вышележащую
верхнеюрскую толщу.
Поскольку на глубинах более 4,5 км нижне-среднеюрские отложения находятся в
термобарической зоне, благоприятной для генерации позднекатагенетического газа, то
с ростом глубин следует ожидать изменение отношения конденсатсодержащих УВ к
сухому газу в пользу последнего. Содержание гомологов метана в нем едва ли будет
превышать 3% (чаще около 1%), а диоксида углерода - менее 1%.
Залежи
газа
газоконденсатным
с
относительно
фактором
высоким
50-100 г/м^
или
(для
даже
Амударьинского
более
(как,
региона)
например,
на
месторождении Наип) могут быть встречены по периферии бассейна. Величина
конденсатосодержания и состав конденсата, как было показано в соответствующих
разделах, определяются не только генетическими причинами, но и вторичными
то
АМУДАРЬИНСКИЙ НГБ
ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ
РАЗНОГО СОСТАВА И ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ В ЮРСКИХ И МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ
Составила Л.С.Салина
2001г.
ПРИМЕРЫ
ПРИМЕРЫ
Учкыр
Бешшшл
Елкук
АААТ
ни
|АЕНГМШЬ|
КАНАЫМ
1С«МАНТЕПЕ
БЕ1(РАЕЫиК
КмРпичАЫ
ГА^АИ
СЕТАААНП-1
АЧАК
НАиП
НАР.
Аккум
.ПАК*НК!1М|
МАААЙ
J^A<XATWH
БАГАДЖА
РАСЫАКЧк)Ц
м А»
ГАГАРиНСМ
\С.БААВДН
ЗАЛЕЖИ:
1о
пО|
• ••
КОЛЛЕКТОРЫ:
БЕССЕРНИС
КАРБОНАТНЫЕ
СЕРОбОДОРОДСОЛЕРЖАЦЕГО ГА5А
ГЕРРИГЕНМые
ФАЮиАОРАМЕЛЫ:
ЭКРАИиРУЮЩМЕ
СОЛЯНО-АНГИАРИТОЬЫЕ
ГЛИНИСГЫЕ
Ор • I СМЕШАННОГО ПкЬА
ПРОЬ0А11ии1
Рис.в,1,
ЮЖНОГО БОРТА АМУДАРЬИНСКОГО НГБ
концент­
рация s
гязе COz
и НгО
'/.об.
te
к
s
Составила Л.С.Салина 2002г.
ЛшУМй(Ев)
Лшйнгйпишои(Шб)
Группы
Етк1мтйг(1в-Ев)
Мшугердйг(1в-Шб)
ШннйРйн
Инг or
бйЗЙРИДМН
м е с т о р о ж д е н и й
дямрядснй
ЙПИГУПЬ
ЛшйРкчдчкЫь-Шб)
1йупегй6йд(11б-ш6)
Ходшй6у/1ян(ШВ)
/^яряот(Шб)
Дкдйрья
СОг НгВ
Tn/iCC)
СОг
А.а
.0.5
il)
69
ояв
Уб
ТплСС) «15
рн =0.843
П'Ь.п%СЗ.
нкмб7'с т
Кг
0.5
au 57-310
о
15
I
г
I
Яг s
•рн-0.869 7
в.г
72-400
ТПАСС)
í.«8-
СОг
.«.4 •
5-.».5 "
П-З.Ч'/. _
• нкнгв-с
Рпд(МПл) «-Э0
0.1
-.0.* •
.05 •
3
, .
Ák' • •
Ч.0
«В
СОг-HtS
í
:
•
•
•
pu .0.905-0.9«
• 6 = 0.86-2.69%
. п=г-б%
HW-86*/, .
ç«=0.Bil3-0.878
•
П =4.2-6.5«/.
ПРЕОБААЛкКНМй т и п ПОРОА:
ТЕРРиГЕННЫЙ
KOAAEKTOPOt:
КАРБОНАТНЫЙ
-НАПРАВАЕМНЕ ВОЗМОЖНОЙ
U КиСАЫХ ГАМК
МиГРАЦии ЧЬ
-ГРУПП» МЕСТОРОАжянг»лнколон (Ш») ждЕнии, сходных
по УСАОЯиЯМ форииPObAHU«; к еКОБКМ - HkUMlHObAHUE ДИАГН.ГРУППЫ
Р и с . 6.2. .
СОАЕНОСНЬШ
I П0КРк1ШЕК: AHruAPUTOtUÛ
пшнистый
1^2.
Рис.ЬЗ
143
процессами, в частности растворением нефтяных компонентов в газе при смешивании
УВ разных толщ и соответствующих термобарических условиях.
Юрский карбонатный комплекс - Jз (рис. 6.4).
Основной особенностью комплекса является надежная изоляция сверху и плохая
закрытость снизу. Высокая гидравлическая
газогенным
комплексом
обусловила
сообщаемость его с подстилающим
возможность
привноса
снизу
огромного
количества газа. В результате появления в системе избыточного по объему количества
газа
первичная
генетическая
зональность
распределения
УВ
оказалась
почти
полностью нарушенной. Из-за этого процесс нефтенакопления в Амударьинском НГБ
оказался подавленным настолько сильно, что сохранились лишь отдельные нефтяные
скопления. Реликты бывшей преимущественно нефтяной зоны в виде многочисленных
нефтенасыщенных участков непромышленного значения, локальных оторочек и реже
небольших нефтяных залежей особенно заметны в пределах хорошо изученного
северо-восточного борта бассейна. Поэтому фактически установленное соотношение
нефти и газа в этом комплексе даже приблизительно не отвечает его генерационным
возможностям и резко смещено в пользу газа.
Первичный состав, фазовое состояние УВ и особенности их распределения в
объеме верхнеюрской толщи оказались искаженными в результате поступления,
смешивания и взаимодействия автохтонных УВ с аллохтонными. Кроме того, газы
нижней зоны газообразования, в пределах которой находится значительная часть
верхнеюрской
толщи
(глубины
более
3,5 км)
центральных
районов,
также
характеризуются иным составом: высокой долей кислых компонентов (~ 10% и более)
и низким содержанием гомологов метана (< 3%).
В центральных и южных районах бассейна, расположенных в ареале ЮжноТуркменской
зоны
новейшего
прогибания,
совместное
влияние
позднекатагенетических газов угленосно-терригенной и верхнеюрской толщ газа на
формирование состава углеводородных флюидов карбонатного комплекса должно быть
наиболее сильным. Зоны активного новейшего прогибания наиболее предпочтительны
и для обогащения газа кислыми компонентами. Здесь в карбонатной толще юры
вероятно
распространение
высокосернистого
газа.
Это
подтверждается
и
145
результатами
бурения
на
Яшларской,
Астанабабинской,
Аккумулямской,
Сандыкачинской и Джанталиколонской площадях. Этими обстоятельствами
определяется вероятность распространения здесь газов с пониженным содержанием
как легких (< 3%), так и тяжелых гомологов метана (< 30 г/м^), высоким содержанием
кислых компонентов ( Н г З » 1 % и С 0 2 » 2 , 5 % ) . Там, где степень разбавления
сероводородсодержащего газа метановым газом из нижне-среднеюрской терригенной
толщи, почти не содержащим тяжелых УВ и кислых ингредиентов, достигала больших
масштабов, возможно накопление и малосернистого газа. Перспективы поисков такого
газа связаны, в первую очередь с X горизонтом и его аналогами в низах карбонатной
тощи.
Тем не менее, на отдельных участках зоны преимущественного распространения
сухого газа не исключается формирование групп месторождений с более диф­
ференцированным распределением гомологов метана, от незначительного до 6%.
Перспективы поисков этансодержащего газа на таких участках в первую очередь
связаны
с
ловушками,
отличающимися
затрудненной
связью
с
терригенным
комплексом. Однако данных для прогноза таких ловушек пока явно недостаточно.
Перспективы поисков остаточных скоплений нефти связаны в основном с ловушками
Северо-Уртабулакского типа.
Использование
возможностей
зонально-локального
прогноза
масштабов
сероводородонакопления в новых районах существенно ограничивается отсутствием
данных, раскрывающих условия гидравлического взаимодействия территенного и
карбонатного комплексов.
Нижнемеловой терригенный комплекс - К и ? (рис. 6.5).
Сингенетично газоносен, по нашему мнению, только в пределах центрального
ареала газонакопления. Здесь распространены предельно сухие газы (Байрамали,
Учаджи, Сейраб и др.). В незначительных количествах конденсат установлен только в
Ирикопетдагской части Южно-Туркменской системы новейшего прогибания (на
месторождениях Шатлык, Теджен и др.). Одной из причин появления конденсата на
этих месторождениях может являться то, что здесь юрские и меловые отложения
из-за
отсутствия солей кимеридж-титона образуют, по-существу, единый очаг генерации.
Поэтому на Тедженском, Моллакерском и Шоркельском месторождениях, в отличие от
Рис,G,5,
147
других месторождений, в газе шатлыкского горизонта увеличивается содержание СО2
до 1-2 % и отмечены следы НгЗ, основным источником которых служит сульфатнокарбонатная толща юры.
Все месторождения и залежи (за исключением Даулетабадского, имевшего
двойное питание), известные по периферии бассейна за пределами солевого ареала,
сформировались за счет вертикальной разгрузки юрских флюидов (такой же механизм
формирования
имела
и
В
тех
месторождении).
преимущественно)
комплекса,
залежь
случаях,
источников
формировались
газа
в
когда
надсолевом
залежи
бессернистого
скопления
газа
первично
комплексе
создавались
из
на
за
Алатском
счет
(или
зпгленосно-терригенного
бессернистого
газа
с
низким
содержанием СО2 (Янгиказган, Газли, Джаркак и др.). При подтоке малосернистого
газа из карбонатной тощи юры возникали скопления вторично бессернистого (нередко
в смеси с первично бессернистым) газа с повышенным содержанием СО2 (Карабаир,
Карактай, Ходжагугердаг и др.).
* * *
Таким образом, комплексное использование геологической информации и
данных о содержании кислых компонентов в природном газе в качестве индикаторов
условий
формирования
месторождений
(залежей)
позволило
уточнить
пространственную модель нефтегазонакопления Амударьинского НГБ. В результате
нового методического подхода к проблеме раздельного прогноза УВ были получены
дополнительные критерии прогнозирования фазового состояния и компонентного
состава природного газа в слабоизученных районах и комплексах этого бассейна.
Подобный принцип может быть применен для решения аналогичных задач и в других
бассейнах регионального сероводородонакопления.
148
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
1. Проведен
анализ
особенностей
распределения
кислых
компонентов
обоснована возможность использования их соотношения в свободном газе
реконструкции региональных условий нефтегазонакопления
На
основе
полученных
результатов
предложен
и
для
в Амударьинском КГБ.
способ
диагностирования
стратиграфических источников УВ, участвовавших в формировании месторождений.
2. Выполнена типизация залежей. Выделены два типа:
-залежи, сохранившие и (или) мало изменившие исходные состав и фазовое
состояние УВ;
- залежи, супдественно изменившие состав и фазовое состояние УВ.
По различиям в термобарических условиях залегания, составе и фазовом
состоянии УВ месторождения разных типов разделены на группы. Данная типизация
использована в качестве одного из элементов прогноза состава и фазового состояния
УВ.
3. Оценены наиболее вероятные условия нахождения (сохранности) нефтяных
скоплений в условиях «избыточного» газонакопления. Показано, что избирательное
сохранение нефти в подсолевой карбонатной толш:е юры конролировалось участками
(зонами)
снижения
фильтрационно-емкостных
свойств
коллекторов
и
(или)
изолированными от подстилающих газогенных толщ ловушками.
4 . Дано
обоснование
уточненной
региональной
модели
формирования
Амударьинского НГБ, в которой главная роль отводится процессам смешивания и
взаимодействия флюидов разных нефтегазопроизводящих толщ и фаз генерации.
5. Выполнен прогноз поисков залежей УВ разного состава и фазового состояния
в нижне-среднеюрских, верхнеюрских и нижнемеловых отложениях. Выделены зоны
газо(нефте)накопления
бессернистых
компонентов.
с
разным
содержанием
и сероводородсодержащих
гомологов
газов с разным
метана,
конденсата,
содержанием
кислых
149
БИБЛИОГРАФИЯ
1. Акмзфадов К А., Ташлиев М.Ш., Атаев Н. Нефтегазоматеринский потенциал
юрских и нижнемеловых отложений Центрального и Восточного Туркменистана //
Органическое вещество в современных и ископаемых осадках. Материалы VII
Всесоюзного семинара. - Ташкент: АН СССР, 1982, с.318-319.
2. Акрамходжаев A . M . Нефть и газ - продукты преобразования органического
вещества. - М . : Недра, 1982, 261с.
3. Акрамходжаев A . M . , Киршин А.З., Кушнир М.И. Методика раздельной оценки
масштабов генерации жидких и газообразных углеводородов // Узб. геол. журнал. 1978, № 5 .
4. Акрамходжаев A . M . , Киршин A . B . , Кушниров В.В. Особенности изменения
фазового состояния и состава углеводородных тазожидкостных систем на больших
глубинах // Геология нефти и газа.- 1985, № 9, с.39-46.
5. Акрамходжаев A . M . , Эгамбердыев М.Э., Ибрагимов А.Г. Тела рифогенных
биокластитов - наиболее перспективный резерв литологических ловушек нефти и газа
// Узб. геол. журнал. - 1978, № 5, с.3-13.
6. Амзфский Г.И., Бондарева М.С., Соловьев H.H. Геологические предпосылки
поисков тазовых месторождений в глубоких горизонтах Средней Азии // Поиски и
разведка газоносных горизонтов на больших глубинах. Сб. научных трудов. - М.:
ВНИИГАЗ, 1974, в.46/54, с.50-60.
7. Амурский Г.И., Кулибакина И.Б., Соловьев H.H. Вертикальная зональность в
образовании и аккумуляции сероводорода // Геология нефти и газа. - 1984, № 2, с.47-52.
8. Амурский Г.И., Кубасов И.М., Соловьев H.H. Прогноз газоносности юга
Туранской
плиты
//
Вопросы
газоносности
Европейской
части
СССР
и
Среднеазиатских районов. - М.: ВНИИГАЗ, 1976, с. 91-103.
9. Амурский Г.И., Салина Л.С., Соловьев H.H. Использование соотношения
кислых
компонентов
природного
газа
при
создании
геологической
модели
сероводородсодержащего газового месторождения // Оптимальные методы разработки
сероводородсодержащих
месторождений
газа.
Тезисы
практической конференции. - Ашхабад: 1986, с.43-45.
докладов
II
научно-
150
10. Амурский Г.И., Салина Л.С., Соловьев H.H.
углекислоты
и
Даулетабадского
парафинов
в
связи
с
Особенности накопления
реконструкцией
условий
формирования
газового месторождения // Формирование, поиски и разведка
месторождений газоконденсатов и газов сложного состава. - М.: ВНИИГАЗ, 1985,
с.59-66.
11. Амурский
Г.И.,
Соловьев
H.H. Влияние
новейшего
прогибания
на
формирование газовых месторождений. // Формирование залежей нефти и газа на
различных этапах развития седиментационных бассейнов. Сб. научных трудов. - М.,
ВНИГНИ, 1981,в.230, с.97-106.
12. Амурский Г.И., Соловьев H.H. Кольцевые фотоаномалии - предвестники
антиклинальных структур // Советская геология. - 1982, № 9, с.38-43.
13. Амурский
Г.И.,
Соловьев
H.H.,
Кузьминов
В.А.
Новые
методы
реконструкции условий новейшей дифференциации нефти и газа в Амударьинском
бассейне (по результатам дешифрирования космических снимков) // Изв. АН СССР,
сер. геологическая. - 1984, № 8, с.112-122.
14. Амурский Г.И., Соловьев H.H.
Условия
формирования
Шатлыкской
межбассейновой зоны газонакопления // Геология нефти и газа. - 1974, № 1, с. 14-18.
15. Анисимов
Л.А.
Геохимия
сероводорода
и
формирование
залежей
высокосернистых газов. - М.: Недра, 1976, 160с.
16. Анисимов Л.А., Потапов А.Г.
Геология, разведка и разработка залежей
сернистых газов. - М.: Недра, 1983, 200с.
17. Арутюнян P.M.
Прогноз газоносности ловушек по гидрогеологическим
признакам в районах северо-туркменской
системы прогибов и
Амударъинской
синеклизы // Реф. сб., сер. Геол. и разв. газ. и газоконден.
месторождений.
ВНИИЭГазпром, 1977, № 10, с.29-34.
18. Бабаев А.Г., Кушниров В.В. Газоконденсатная характеристика залежей как
показатель исходного соотношения газообразных и жидких углеводородов в зонах
нефтегазонакопления // Геология нефти и газа. - 1978, № 11, с.38-43.
19. Багринцева К.И.
Недра, 1977, 232с.
Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа. - М.:
151
20. Болотова И.А., Салина Л.С.
Влияние водной среды на изменчивость
концентраций сероводорода в природном газе на примере месторождений юговосточной части Чарджоуской ступени // Геология и нефтегазоносность Средней Азии.
Сб. научных трудов. - М., ВНИГНИ, 1978, в.209, с.95-100.
21. Борцовская
М.В.,
Филин
A.C.
Показатели
нефтегазоматеринского
потенциала юрских газо- и нефтепроизводящих толш; Восточной Туркмении //
Органическое вещество в современных и ископаемых осадках. Материалы VII
Всесоюзного семинара. - Ташкент: АН СССР, 1982. с.185.
22. Бородкин
В.А.
Растворенные
газы
подземных
вод
Амударьинской
газонефтеносной провинции и их значение для оценки промышленных ресурсов
углеводородного
сырья
//
Формирование,
поиски
и
разведка
месторождений
газоконденсатов и газов сложного состава. -М.: ВНИИГАЗ, 1985, с.139-143.
23. Валитов Н.Б. Закономерности размещения, условия формирования и прогноз
оероводородсодержащих газов и нефтей на территории СССР: Автореф. дис. на
соиск.уч.степени д.г.-м.н. - М.: ВНИГНИ, 1983. 42с.
24. Вельдер В.Б., Кабанова З.В. Органическое вещество мезозойских отложений
Средней Азии и Северного Кавказа как показатель размещения нефтяных и газовых
залежей // Органическое вещество в современных и ископаемых осадках. Материалы
VII Всесоюзного семинара. - Ташкент: АН СССР, 1982, с.173-174.
25. Воронов А.Н.
Прогноз качества газового сырья // Науч.-техн. обзор, сер.
Геол., методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. ВИЭМС, 1984,48с.
26. Гаврилов Е.Я., Гончаров B.C., Теплинский Г.И. О генезисе газов ДаулетабадДонмезского газоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа. - 1985, № 9,
с.35-39.
27. Газовые и газоконденсатные месторождения / В.Г. Васильев, В.И. Ермаков,
И.П. Жабрев и др. - М.: Недра, 1983, 375с.
28. Газообразование и основные закономерности распределения газов в недрах
/Г.И.Амурский, Х.Ф.Джамалова, В.И.Ермаков и др. // Основные условия генерации и
аккумуляции нефти и газа. - М.: Наука, 1978, с.110-122.
152
29. Гассоу
У.К.
Основные
положения
гипотезы
дифференциального
улавливания нефти и газа // Проблемы нефтяной геология в освещении зарубежных
ученых. - М., 1966, с.
30. Генезис сероводорода Даулетабад-Донмезского газового месторождения /
В.В.Семенович, С.П.Максимов, Р.Г.Панкина и др. // Геология нефти и газа. - 1983, № 3,
с.32-37.
31. Геология и нефтегазоносность севера Афганистана / В.Я. Браташ, С В .
Егупов, В.В. Печников, А.И. Шеломенцев. // Сб. научных трудов. - М.: ВНИГНИ,
Недра, 1970, в.ЬХХХ, 288с.
32. Гидрогеологические особенности карбонатного резервуара Астраханского
газоконденсатного
месторождения
/Н.И.Воронин,
Е.И.Бенько,
В.Ф.Лактюшина,
Л.А.Анисимов // Геология нефти и газа. - 1986, №7, с.58-60.
33. Геологические предпосылки перспектив газоносности Восточной Туркмении
/ Под ред. Г. И.Амурского, И.П.Жабрева. - М.: Недра, 1976, 392с.
34. Геологическое
обоснование
развития
новой
сырьевой
базы
газовой
промышленности Восточной Туркмении / Г.И.Амурский, Э.С.Гончаров, Г.И. Ледовская
и др. // Науч.-техн. обзор, сер. Геол. и разведка газ. и газоконд. месторождений.
ВНИИЭГазпром, 1978, 51с.
35. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э.Конторович, И.И.Нестеров,
Ф.К.Салманов и др. - М.: Недра, 1975, 679с.
36. Геотермическая карта СССР. М 1:5000000. Объяснительная записка / Под
ред. Ф.А.Макаренко - М.: Наука, 1972, 37с.
37. Геотермические условия юга Туркменистана / Т.Аширов, В.Г.Дубровский,
О.А.Одеков, Я.Б.Смирнов // Геотермия. - М.: АН СССР, ТИН, 1976, ч.1, с.65-70.
38. Геохимия природных газов восточной части Каракумского газонефтеносного
бассейна и прилегающих районов / В.Е.Нарижная, Б.Х.Гринман, Л.И.Корешкова и др. //
Науч.-техн.
обзор,
сер.
Геол.
и
разведка
газ.
и
газоконд.
месторождений.
ВНИИЭГазпром, 1975, 39с.
39. Геохимия
рассеянного
органического
вещества
пород
и
прогноз
нефтегазоносности / А.М.Акрамходжаев, Ш.Х.Амирханов, А.В.Киршин и др. //
153
Органическое вегцество в современных и ископаемых осадках. Материалы VII
Всесоюзного семинара. - Ташкент: 1982, с.35-36.
40. Гольдберг
И.С.
Условия
образования
асфальтитов
в
нефтяных
и
газоконденсатных залежах // Геология нефти и газа. - 1975, №. 5, с.47-51.
41. Гончаров B.C., Гончаров Э.С., Хельквист В.Г. Условия распространения и
поисковые признаки месторождений сероводородсодержаш:их природных газов //
Геология нефти и газа. - 1973, № 9, с.32-38.
42. Гончаров B.C. Закономерности распределения сероводорода в пластовых
водах в связи с поисками сероводородсодержащих залежей газа // Формирование,
поиски и разведка месторождений газоконденсатов и газов сложного состава. - М.:
ВНИИГАЗ, 1985,0.132-138.
43. Гончаров B.C. Использование кислых компонентов растворенных газов в
качестве поисковых признаков газовых месторождений // Повышение эффективности
прогнозирования поисков и разведки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИГАЗ, 1983, с.176-183.
44. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты
месторождений природного газа. - М.: Недра, 1983, 263с.
45. Дахнова М.В. Геохимия серы в связи с проблемой нефтегазоносности.
Диссертация на соискание уч. степени д.г.-м.н. - М.: ВНИГНИ, 1999, 160с.
46. Дедеев В.А., Куликов П.К.
Основы процессов нефтегазонакопления (на
примере Западной Сибири). - Л.: Наука, 1977, 144с.
47. Дунюшкин И.И., Намиот А.Ю. Исследование условий
смешиваемости
нефтей с двуокисью углерода // Нефтяное хозяйство. - 1970, № 3, с.59-61.
48. Дюнин В.И. Гидрогеодинамика глубоких горизонтов платформ. Автореферат
дисс. на соискание уч. степени д.г.-м.н. - М.: МГУ, 1998,44с.
49. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А.
Тепловое поле и нефтегазоносность
молодых плит СССР. - М.: Недра, 1986, 224с.
50. Ермолкин В.И., Бобылева A . A . , Сорокова Е.И.
Геолого-геохимическая
модель генетических типов конденсатов // Изв. АН СССР, с ер .геологическая. - 1989,
№ 1,0.111-119.
154
51. Ермолкин
В.И., Саркисян
B.C., Ларин
В.И.
Источники
генерации
углеводородов в юго-восточной части Туранской плиты // Нефтегазовая геология и
геофизика. - 1975, № 2, с.27-29.
52. Жузе Т.П. Сжатью газы как растворители. - М.: Наука, 1974, 50с.
53. Зайцев Я.Ю., Степанова Г. С.
Изменение содержания сероводорода в
пластовом газе по мере снижения давления // Газовая промышленность. - 1980, № 1 1 ,
с.26-29.
54. Закономерности
размещения
и условия
формирования
месторождений
газовой серы (на примере Амударьинского бассейна) / М.С.Гуревич, Г.А.Беленицкая,
Т.А.Мишнина и др. - Л.: Недра, 1980, 238с.
55. Закономерности распространения углеводородных скоплений
Туркмении
/
В.И.Ермолкин,
Е.И.Сорокова,
А.С.Филин,
Восточной
А.А.Бобылева
// Обз.
информация. ВНИИЭГазпром, 1984, в.1, 49с.
56. Зыкин М.Я., Козлов В.А., Кузьмук Л.Г. О рациональной разведке газовых
залежей с нефтяной оторочкой // Геология нефти и газа. - 1972, №. 6, с.25-31.
57. Зыкин М.Я., Кузьмук Л.Г., Невская Г.А.
методики
разведки
залежей
в сложнопостроенных
Вопросы совершенствования
ловушках
с
карбонатными
коллекторами (на примере месторождений Амударьинской синеклизы Уртабулак и
Култак) // Поиски и разведка газовых месторождений на поздних стадиях освоения
газодобывающих районов. - М.: ВНИИГАЗ, 1984, с. 152-162.
58. Ильин В.Д., Спевак Ю.А. Причины изменения содержания сероводорода и
углекислого газа в газовых залежах // Методы поисков и разведки месторождений
нефти и газа. Экспресс информация, сер. геол. ВИЭМС, 1976, № 2, с. 15-20.
59. Капченко Л.Н. Гидрогеологические основы теории нефтегазонакопления. Л.: Недра, 1983,263с.
60. Каримов А.К. Битуминологические предпосылки нефтегазообразования и
нефтегазоносности осадочных отложений Узбекистана. - Ташкент: Фан, 1974, 284с.
61. Карта распределения этана / В.И.Ермаков, В.П.Ступаков, Е.И.Гайло и др. //
Геология
природного газа
(полезные компоненты
природных
формирования и ресурсы). - М.: ВНИИГАЗ, 1979, с.102-110.
газов - условия
155
62. Карцев A . A . , Вагин С Б . , Матусевич В.М. Гидрогеология нефтегазоносных
бассейнов. - М.: Недра, 1986, 224с.
63. Количественная оценка потерь нефти и газа на путях миграции на основе
сравнительного анализа состава углеводородных систем / Н.М. Кругликов, Л.Л.
Багдасарян, И.А. Волков и др. // Отчет о НИР. -Л.: ВНИГРИ, 1983, т.1, т.2.
64. Коротаев
Ю.И.,
Степанова
Г.С.,
Критская
СЛ.
Прогнозирование
существования нефтяной оторочки в газоконденсатных месторождениях // Геология
нефти и газа. - 1974, № 12.
65. Корценштейн
В.Н.
Гидрогеология
Бухаро-Хивинской
газонефтеносной
области. - М.: Недра, 1964, 239с.
66. Корценштейн
В.Н.
Методика
гидрогеологических
исследований
нефтегазоносных районов. - М., Недра, 1976, 309с.
67. Корценштейн
перспектив
В.Н.
Некоторые
нефтегазоносности
по
вопросы теории
гидрогеологическим
и практики
критериям
//
оценки
Советская
геология. - 1961, № 6, с. 16-19.
68. Корценштейн В.Н.
О роли глубинной углекислоты в механизме миграции
углеводородов // Происхождение нефти и газа и формирование их месторождений. М.: Недра, 1972, с.542-543.
69. Кравченко К.Н., Кошелев Н.И., Смирнов Л.Н. Особенности тектонического
развития нефтегазоносных бассейнов юга СССР как один из главных факторов их
преимущественной
нефтеносности
или
газоносности
//
Условия
раздельного
формирования зон нефте- и газонакопления в земной коре / Сб. научных трудов. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1978, ч. I, в. 137, с.93-101.
70. Кравченко
К.Н.
О
генетической
общности
газовых
месторождений
Даулетабад-Донмез и Хьюготон-Панхендл // Советская геология. - 1983, №9, с.23-30.
71. Круглов Ю.Ю. Особенности фазового поведения газоконденсатных систем
при разработке
сероводородсодержащих
месторождений.
Автореферат
дисс.
на
соискание уч. степени к.т.н. - М.: ВНИИГАЗ,1996, 20с.
72. Крылов
H.A.,
Оводов
Н.Е.,
Силич
A . M . Некоторые
особенности
пространственного размещения газовых и нефтяных месторождений в пределах
платформенной части Туркмении и Западного Узбекистана и направления поисково-
156
разведочных работ на нефть и газ // Проблемы геологии нефти. Сб. научных трудов
ИГиРГИ. - М.: Недра, 1972, в.З, с.239-259.
74. Крылов
H.A. Некоторые
тектонические
закономерности
размещения
скоплений нефти и газа на молодых платформах // Проблемы геологии нефти. - М.:
Недра, 1975, с.24-37.
75. Кудашев Э.Т.
Амударьинского
Водорастворенные газы юрских и меловых отложений
бассейна
//
Вопросы
промышленного
освоения
газовых
месторождений Средней Азии. - М.: Недра, 1980, с.35-38.
76. Кудашев Э.Т., Талипов С , Хуснутдинов З.Б. О характере газонасыщенности
вод подсолевых юрских отложений Амударьинской газонефтеносной области и
формировании в ее пределах газовых месторождений // Узб. геол. журнал. - 1976, № 1,
с.35-41.
77. Кудряков
В.А. Формирование
залежей
нефти и газа
как элементов
геогидродинамических систем. - Ташкент: Фан, 1976.
78. Кузьмук Л.Г., Нурбаев A . M . Некоторые особенности формирования залежей
нефти и газа Амударьинской газонефтеносной области в связи со струйной миграцией.
Сб. научных трудов. - М.: ВНИИГАЗ, 1968, в.42/50, с.195-203.
79. Кулибакина И.Б. Перспективы нефтегазоносности бассейнов соленакопления
// Обз. информация,
сер. Геол. и разведка
газ. и газоконд.
месторождений.
ВНИИЭГазпром, 1986, в.1, 49с.
80. Кулибакина И.Б., Рассказова А.Ф., Калмыков Г.С. О влиянии соленосных
отложений на палеотемпературный режим недр // Реф. сб., сер. Геол. и разведка газ. и
газоконд. месторождений. ВНИИЭГазпром, 1980, JY« 1, с. 26-30.
81. Кушниров В.В. Начальный состав газовых углеводородов в ретроградных
газожидкостных системах // Советская геология. - 1983, № 9, с.14-23.
82. Кушниров
В.В. О зависимости
между
объемом
свободного
газа
в
ретроградных газожидкостных системах и удельным содержанием в них газового
конденсата // Доклады АН УзССР. - 1984, № 9, с.45-46.
83. Кушниров В.В. Оценка начального конденсатосодержания природных газов
// Геология нефти и газа. - 1982, № 1, с. 12-18.
157
84. Кушниров В.В. Ретроградные газожидкостные системы в недрах. - Ташкент:
Фан, 1987, 180с.
85. Кушниров В.В. Способы диагностики фазового типа газоконденсатных
скоплений и оценки запасов нефти в оторочках по составу углеводородных флюидов //
Науч.-техн. обзор, сер. геол. Методы поисков и разведки месторождений нефти и газа.
ВИЭМС, 1978, 42с.
86. Кушниров
В.В.
Формируюш;ее
воздействие
некоторых
факторов
на
соотношение изомеров бутана в свободных газах природных тазожидкостных систем //
Вопросы литологии, фации, палеогеологии и геохимии нефтегазоносных отложений
Узбекистана. - Ташкент: ИГиРНИГМ, 1979, с.85-95.
87. Ларин В.И. Количественная оценка процессов тазонакопления. - М.: Недра,
1982, 160с.
88. Лондон Э.Е., Бухвалов А.С.
Взаимосвязь в распределении кислых и
углеводородных компонентов в природных сероводородсодержаших газах // Геология
нефти и газа. - 1973, № 1, с.49-56.
89. Максимов СП., Строганов В.П., Ильин В.Д.
Ловушки - спутники в
структурных парах - новый объект, для поисков залежей нефти в Амударьинской,
преимущественно газоносной области// Геология нефти и газа. - 1981, № 3, с.35-40.
90. Месторождения
сероводородсодержаших
газов
СССР / И.П.Жабрев,
Г.И.Амурский, Г.И.Ледовская и др. // Науч.-техн. обзор, сер. Геол. и разведка газ. и
газоконд. месторождений. ВНИИЭГазпром, 1977, 65с.
91. Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И.
Изменение нефтей при
фильтрации через породы. - М.: Недра, 1983, 175с.
92. Мирзаханов М.К., Кубасов И.М., Халлиев С П . Даулетабад - первое газовое
месторождение на Бадхызе // Геология нефти и газа. - 1975, №8, с.76-77.
93. Модели сероводородного заражения газовых месторождений (на примере Средней
Азии) / Г.И.Амурский, И.Н.Соловьев, Л.С.Салина, А.Н.Тимонин // Обз. информация, сер.
Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. ВНИИЭГазпром, 1991, 48с.
94. Нарижная В.Е. Геохимия природных газов Средней Азии. - Л.: Недра, 1965,
267с.
95. Нарижная В.Е. Природные газы Средней Азии. - М.: Недра, 1976, 232с.
158
96. Нарижная В.Е., Уродовских Л.Х. Закономерности
распространения ценных
попутных компонентов в составе природных тазов Западного Узбекистана и Восточной
Туркмении // Вопросы промышленного освоения газовых месторождений Средней
Азии. ВНИИЭГазпром, 1980, с.21-22.
97. Некоторые закономерности пространственного распределения конденсата в
газовых месторождениях Амударьинской газонефтеносной области / И.П.Соколов,
Н.А.Зеленин,
Х.У.Умаров,
А.К.Газизова
//
Геология,
разработка
газовых
месторождений и использование газа в Средней Азии. Сб. научных трудов. - Ташкент:
ВНИИЭГазпром, 1974, в. 1/1, с.45-57.
98. Нефтеносность мезозойских отложений Западного Узбекистана. Под ред.
А.Р.Ходжаева. - Ташкент: Фан, 1977, 176с.
99. Нефтематеринские
породы
Узбекистана
и
методика
определения
их
генетического потенциала продуктивности / А.М.Акрамходжаев, Х.Х.Авазходжаев,
М.Э.Эгамбердыев и др. - М.: Недра, 1977, 192с.
100. Нефтяные и газовые месторождения Средней Азии / Г.Х.Дикенштейн,
Г.А.Аржевский, Г.А.Габриэлянц и др. - М.: Недра, 1965, 430с.
101. Новые данные о генетических предпосылках нефтетазообразования
в
юрских и нижнемеловых отложениях юга и запада Узбекистана / М.Э. Эгамбердыев, А.
Абдуазизов, Б.С. Хикматуллаев, Ф.С. Умаров // Узб. геол. журнал. - 1976, № 5,
с.40-44.
102. Обпдая модель преобразования органического веш;ества и генерации нефти и
газа / С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, И.А. Зеличенко и др. // Теоретические, природные и
экспериментальные модели нефтегазообразования и их использование в прогнозе
нефтегазоносности. Тезисы докладов VI Всесоюзного семинара (27/XI-1/XII-1989г.). Л.: ВНИГРИ, 1989, с.5-7.
103. о возможности раздельного прогнозирования преимущественно газоносных
и нефтеносных территорий (на примере Амударьинского бассейна) /Г.И.Амурский,
Э.С.Гончаров, В.А.Иванова и др. // Проблемы прогноза газоносности. - М.: Недра,
1978, с.98-108.
159
104.0 генетической связи газа и нефти с микрокомнонентным
составом
исходного вещества / В.И.Ермаков, Е.И.Гайло, И.В.Гришина и др. // Изв. АН СССР,
сер. геологическая. - 1978, № 3, с. 135-140.
105. О перспективах открытия залежей нефти на территории Юго-Восточной
Туркмении / С.П.Мирзоев, Т.А.Ботнева, М.К.Калинко и др. // Нефтегазовая геология и
геофизика. - 1977, №. 1, с.3-7.
106. Оценка перспектив газоносности неокомских отложений платформенной
части Туркменской ССР на основе геолого-математического моделирования на ЭВМ /
В.С.Вагеров, В.И.Демин, В.Б.Леонтович и др. // Применение математических методов и
ЭВМ при поисках и разведке месторождений нефти и газа. - Новосибирск: 1976, с.1726.
107. Панкина Р.Г., Мехтиева В.Л. Происхождение кислых газов (H2S и СО2) и
прогнозирование их содержания в углеводородных скоплениях // Науч.-техн. обзор,
сер. геол. Методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. ВИЭМС, 1983, 53с.
108. Пантелеев
Г.Ф.,
Спикин
В.А.
Верхнеиалеозойско-триасовый
«промежуточный» комплекс ~ новый объект поисков нефти и газа на территории
Северного Туркменистана // Сырьевая база газовой отрасли России и перспективы ее
развития в X X I веке. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2001, с.227-234.
109. Пашковский
В.Н.,
Соловьев
H.H.
Геологическая
модель
зон
рапогазонасыщения по материалам совместной интерпретации геолого-теофизических
и дистанционных материалов (на примере верхнеюрских отложений
Западного
Узбекистана) // Космическая информация при поисках, разведке и эксплуатации
газовых месторождений - результаты и перспективы использования. - М.; ВНИИГАЗ,
1987,0.171-185.
ПО. Прогнозирование нефтяной оторочки в газоконденсатном пласте по составу
пластового газа / А.С.Великовский, В.П.Савченко, Я.Д.Саввина и др. // Газовая
промышленность. - 1965, № 9, с. 1-6.
111. Прогноз месторождений нефти и газа / А.Э.Конторович, Э.Э.Фотиади,
В.И.Демини др. - М . : Недра, 1981, 350с.
160
112. Происхождение
сероводородсодержащих
природных
газов
нефтегазоносных бассейнов / Г.И. Амурский, Э.С.Гончаров, И.П.Жабрев, Н.Н.Соловьев
// Советская геология. - 1977, № 5, с.56-68.
113. Распределение месторождений сероводородсодержащих газов Западного
Узбекистана и Восточной Туркмении по степени обогащения сероводородом /
И.П.Соколов, В.Е.Нарижная, Б.Х.Гринман и др. Сб. научных трудов. - Ташкент:
ВНИИЭГазпром, 1974,в.1/2.
114. Рассеянное органическое вещество мезозойских отложений восточной части
Туранской плиты / А.А.Бакиров, М.В.Бордовская, В.Н.Батунченко, Г.Б.Шевцова //
Органическое вещество в современных и ископаемых осадках. - М.: МГУ, 1976, с.152153.
115. Региональные факторы, контролирующие размещение и пространственное
обособление зон преимущественно газо- и нефтенакопления в седиментационных
бассейнах / И.И.Нестеров, А.Г.Потеряев, В.В.Потеряева и др. // Условия раздельного
формирования зон нефте- и газонакопления в земной коре. Сб. научных трудов. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1978, ч. I, в.137, с.29-37.
116. Рыжков
газоносности
O.A., Закиров
альпийских
и
З.Р., Адьшов
герцинских
Д.М.
предюрских
К
познанию
прогибов
на
перспектив
территории
Среднеазиатских республик // Сб. научных трудов. - Ташкент: СредАзНИИГеол. и
минер.сырья, 1978, в.31, с.24-36.
117. Саввина Я.Д., Великовский A . C . Влияние строения углеводородов на
поведение их в бинарных
системах с метаном // Изучение
газоконденсатных
месторождений. Сб. научных трудов. - М . : ВНИИГАЗ, 1962, в. 17/25, с.163-184.
118. Савченко В.П. Вопросы формирования нефтяных и газовых залежей //
Нефтяное хозяйство. - 1952, № 5, с.37-44.
119. Савченко В.П. Методика направленных поисков газовых месторождений //
Закономерности размещения газовых месторождений. - М.: Недра, 1968, с.5-55.
120. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений таза и
нефти. - М.: Недра, 1977, 413с.
121. Салина
Л.С. Условия
формирования
залежей
газа в
нижнемеловых
отложениях Амударьинского нефтегазоносного бассейна // Сырьевая база газовой
161
отрасли России и перспективы ее развития в X X I веке. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2001,
0.211-219.
122. Семашев Р.Г., Гончаров B.C., Ганиев Б.Х. Роль гидродинамического
фактора в формировании Даулетабад-Донмезской зоны газонакопления // Газовая
промышленность. - 1980, № 12, с. 16-18.
123. Сероводород
Даулетабад-Донмезского
месторождения:
масштабы
и
особенности распространения / Г.И.Амурский, И.П.Жабрев, Г.А.Зотов и др. // Газовая
промышленность. - 1982, № 11, с.16-17.
124. Соколов И.П., Нарижная В.Е., Зеленин П.А. Некоторые закономерности
распространения
кислых
Амударьинской
синеклизы
компонентов
в
//
разработка
Геология,
природных
газах
газовых
месторождений
месторождений
и
использование газа в Средней Азии. Сб. научных трудов. - Ташкент: ВНИИЭГазпром,
1974,в.1/1,с.15-27.
125. Соловьев H.H., Амурский Т.Н., Салина Л.С.
Прогноз поисков залежей
углеводородов разного фазового состояния в Амударьинском регионе // Повышение
эффективности прогнозирования поисков и разведки газовых и газоконденсатных
месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1983, с. 164-170.
126. Соловьев H.H., Кузьминов В.А., Салина Л.С. Перспективы поисков скоплений газа
в южных районах Туранской плиты // Геология нефти и газа.- 1996, № 9, с. 17-23.
127. Соловьев H.H., Кузьминов В.А., Салина Л.С. Прогноз ресурсов и добычи газа в
Туркменистане // Газовая промышленность.- 1996, № 11-12, с. 20-22.
128. Спевак Ю.А., Костюкова H.A. Газогеохимические показатели направленных
поисков залежей нефти и газа в верхнеюрских отложениях Бухарской и Чарджоуской
областей // Геология нефти и газа. - 1982, № 4, с.39-42.
129. Старобинец
И.С. Газогеохимические
показатели
нефтегазоносности
и
прогноз состава углеводородных скоплений. - М.: Недра, 1986, 200с.
130. Старобинец И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов. -Л.:
Недра, 1974, 151с.
131. Старобинец И.С. Геохимия нефтей и газов Средней Азии. - М.: Недра, 1966,
291с.
162
132. Старобинец
преобладающего
И.С.,
Стативко
Г.С.,
Литвинова
В.Н.
Диагностика
вида массопереноса углеводородных газов при миграции по
соотношению нормальных и изомерных алканов
С4-С5
// Геология нефти и газа. - 1979,
№ 7, с.47-50.
133. Старосельский В.И. Закономерности размещения полезных компонентов
природного газа в газоносных бассейнах // Науч.-техн. обзор. ВНИИЭГазпром, 1983,
В.7, 38с.
134. Степанова Г.С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. - М.:
Недра, 1983, 192с.
135. Степанова
Г.С,
Зайцев
И.Ю.,
Бурмистров
А.Г.
Разработка
сероводородсодержащих месторождений углеводородов. - М . : Недра, 1986, 163с.
136. Стратиграфия, сопоставление и условия седиментации основных горизонтов
нижнемеловых отложений Амударьинской синеклизы в связи с перспективами их
газоносности / Р.Н.Хаимов, А.М.Новокщенов, Б.Я.Календарев, В.С.Шеин // Науч.-техн.
обзор. ВНИИЭГазпром, 1976, 60с.
137. Строганов В.Н.
О главных фазах генерации газообразных и жидких
углеводородов и условиях формирования зон нефте- и газ о накопления // Советская
геология. - 1973, № 9, с.65-75.
138. Сырьевая
база
газо-химических
комплексов
Восточной
Туркмении
(геологические предпосылки) / С.Ш.Батыров, С.Н.Алехин, Г.И.Амурский и др. Ашхабад: ТуркменНИИНТИ, 1983, 51с.
139. Теоретические
основы
раздельного
формирования
зон
нефте-
и
газонакопления. Сб. научных трудов. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1978, ч. II, в. 138.
140. Тепловой режим недр СССР. Под ред. Ф.А.Макаренко, Б.Г.Поляка // Сб.
научных трудов. - М.: Наука, ГИН, 1970, в.218, 221с.
141. Тимонин А.Н. Особенности формирования залежей газа в подсолевом
карбонатном комплексе Амударьинской синеклизы // Газовая геология России. Вчера.
Сегодня. Завтра. - М.: «ВНИИГАЗ», 2000, с. 169-174.
142. Условия раздельного формирования зон нефте- и газонакопления в земной
коре. Сб. научных трудов. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1978, ч. I, в.137, 152с.
163
143. Фазовая зональность регионального нефтегазонакопления / В.И.Ермолкин,
Е.И.Сорокова, А.С.Филин, А.А.Бобылева//Советская геология. - 1985, № 9, с.21-32.
144. Формирование
Даулетабад-Донмезского
газового
месторождения
(тектонодинамическая модель геологической основы разработки) / Г.И.Амурский,
И.П.Жабрев, Н.Н.Соловьев, З.Б.Хуснутдинов // Советская геология. - 1984, № 3,
с.11-21.
145. Хант Дж. Геохимия и теология нефти и газа. Под ред. Н.Б.Вассоевича и
А.Я.Архипова. - М.: Мир, 1982, 704с.
146. Хуршудова
Е.С.,
Шамсутдинова
А.Р.,
Кушниров
В.В.
Некоторые
особенности изменения начальных концентраций сероводорода в природных газах
ретроградных газожидкостных систем // Геология нефти и газа. - 1988, № 7, с.37-41.
147. Ходжакулиев Я.А. Гидрогеологические закономерности формирования и
размещения скоплений газа и нефти. - М.: Недра, 1976, 336с.
148. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. - М.:
Недра, 1983,231с.
149. Чахмахчев
В.А., Виноградова
Т.П. Инструкция
по прогнозированию
фазового состояния углеводородов и типа залежей по составу легких фракций нефтей и
конденсатов. РД 39-9-137-79. - М.: ИГиРГИ, 1979, 18с.
150. Чернов Н.И. О природе АВПД на локальных поднятиях в пределах БухароХивинской нефтегазоносной области // Реф. сб., сер. Геология и разведка газовых и
газоконденсатных месторождений. ВНИИЭГазпром, 1974, № 10,
с.22-26.
151. Эгамбердыев
М.Э.,
Хакимов
У.Х.
Литолого-фациальные
факторы,
контролирующие накопление и распределение OB в юрской территенной формации
Южного и Западного Узбекистана // Органическое вещество в современных и
ископаемых осадках. Материалы VII Всесоюзного семинара. - Ташкент: АН СССР,
1982,0.307-308.
152. Эгамбердыев
М.Э., Хакимов У.Х., Хикматулаев
генетического потенциала продуктивности
среднеюрских
Б.С.
Определение
отложений Южного и
Западного Узбекистана // Вопросы литологии, фаций, палеогеографии и геохимии
164
нефтегазоносных отложений Узбекистана. Сб. научных трудов. - Ташкент: САИГИМС,
1976, В.22.
153. Юрские терригенные отложения Восточной Туркмении / А.К.Мальцева,
Н.И.Громадина, Н.Е.Оводов и др. - М.: Наука, 1977, 108с.
154. Яцеленко B.C. Изменение физико-химических свойств нефти под влиянием
закачки сухого газа // Геология нефти и газа. - 1966, № 6, с.2 5-29.
155. Leythaeuser D., Schaefer R., Weiner В. Generation of low molecular matter an
зошсе beds as a function of temperature and facies // Chem. Geol. - 1979, v.24, № 1-2,
p.95-108.
156. Philippi G.T. The deep subsurface temperature controlled origin of the gaseous and
gasoline-range hydrocarbons of petroleum // Geochim. et cosmochim. Acta, - 1975, v.39,
p.1353-1373.
157. Thompson K. Light hydrocarbons in subsurface sediments // Geochim. et
cosmochim. Acta. - 1979, v.43, № 5, p.657-672.