книги из ГПНТБ / Антропов П.Я. Топливно-энергетический потенциал Земли

ном направлении. Дебиты нефти от 100 до 200 м3 /сутки. За­ лежь пластовая сводовая. Коллектора порового типа.

Залежь пласта АВ6 по типу пластовая, литологически эк­ ранированная. Приурочена к отложениям готерива. Пласт представлен песчаниками с подчиненными прослоями алев­ ролитов и глин.

Залежь пласта AB4_s приурочена к отложениям баррема. Продуктивный пласт представлен песчаниками с прослоями глин. Пористость песчаников от 19 до 29%, проницаемость

до 1170 мдарси.	Дебиты нефти варьируют	от 93 до
162,6 м3 /сутки. ВНК	наклонный, фиксируется	на отметках

от 1685 до 1693 м. По типу залежь пластовая, вниз по па­ дению пласта литологически экранированная. Коллектора

порового типа.

Залежь пласта АВ2 - 3 приурочена к отложениям баррема. Продуктивный пласт представлен чередованием песчаников, глин и алевролитов. По типу залежь пластовая, литологичес­ ки экранированная, с коллекторами порового типа. Дебиты нефти в скважинах достигают 65—70 м3 /сутки. Дебиты газа

400—500 тыс. м3 /сутки.

Уренгойское газовое и газоконденсатное месторождение (рис. 13). В пределах месторождения выявлены залежи га­ за в сеноманских отложениях и газоконденсата в нижнеме­ ловых отложениях в пластах БУ1 5 , БУ1 2 , БУц, БУд, располо­ женных в интервале от 1403 до 3160 м.

Залежь пласта БУ1 5 приурочена к отложениям валанжина. Литологически пласт представлен песчаниками с просло­ ями алевролитов и глин. Залежь газоконденсатная, с нефтя­ ной оторочкой, пластовая, возможно литологически экрани­ рованная вверх по восстанию пласта, с коллекторами поро­

вого типа.

Залежь пласта БУ1 2 приурочена к отложениям валанжина. Литологически пласт представлен песчаниками с про­ слоями глин и алевролитов. Залежь газоконденсатная, плас­ товая сводовая, предположительно литологически экраниро­ ванная, с коллекторами порового типа. Пластовое давление 289 кг/см2, температура 34° С.

Залежь пласта БУц приурочена к отложениям валанжина. Продуктивный пласт представлен чередованием песчани­ ков и глин, преобладающих в крыльевых частях структуры. Залежь газоконденсатная, с предполагаемой нефтяной ото­ рочкой, контролируемая структурой второго порядка, воз­ можно массивная, с коллекторами порового типа. Пластовое давление 287,6 кг/см2.

Залежь пласта БУд приурочена к отложениям валанжина. Литологически пласт представлен песчаниками с про­ слоями глин. Залежь газоконденсатная, с предполагаемой

4—4541

49

Рис.	13.	Уренгойское	месторождение		(по	кн.
		Г. А. Габриэлянца, 1972):
а — структурная карта по			кровле	коллектора	сеноман­
ского	яруса;	б — профиль	по линии	1—1; 1— контур		га­

зоносности; 2 — газоносная толща сеномана

нефтяной оторочкой, пластовая, приурочена к структуре второго порядка, с возможными литологическими экранами и коллекторами порового типа. Пластовое давление и тем­ пература соответственно 274 кг/см2 и 76° С.

Залежь пласта ПК1 приурочена к отложениям сеномана, продуктивный пласт представлен песчаниками с линзовид­ ными прослоями алевролитов и глин. Все проницаемые поро­ ды гидродинамически связаны между собой, образуя ло­ вушку массивного типа. Пористость песчаников 25—30%, проницаемость от 950—1000 до 1300—1750 мдарси. Дебиты газа достигают 1,4—7,9 млн. м3 /сутки. Пластовое давление

50

1 2 2 кг/см2, температура 31—33° С. ГВК фиксируется на от­ метке— 1193 м. Залежь газовая, массивного типа, с коллек­ торами порового типа.

Утвержденные запасы по сеноманским отложениям сос­ тавляют 3,8 триллиона м3. Не исключено, что после завер­ шения разведки запасы газа возрастут до 5— 6 триллионов

м3 газа.

Медвежье газовое месторождение (рис. 14, 15). В струк­ турном отношении месторождение приурочено к Ныдинскому и Медвежьему локальным поднятиям.

Залежь пласта ПКл приурочена к отложениям сеномана. Продуктивный пласт представлен песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Пористость от 24—25 до 30—35%, про­ ницаемость от 480—520 до 750—950 мдарси. Дебиты газа в

1 — контур газоносности

4

51

Рис. 15. Медвежье месторождение (по Н. X. Кулахметову). Профиль по линии 1—1:

1 — глины; 2 — песчаники и пески

скважинах достигают 10—11 млн. м3 /сутки. Пластовые дав­ ление д температура соответственно 116—118 кг/см2 и 31— 32° С. Абсолютные отметки ГВК изменяются в северном на­ правлении от 1134 до 1146 ,м. Залежь массивная, высокоде­ битная, с коллекторами порового типа.

Заполярное газовое месторождение (рис. 16). В структур­ ном отношении месторождение приурочено к Заполярному локальному поднятию, осложняющему юго-восточную часть Усть-Тазовского вала. На месторождении, выявлены две за­ лежи газа в пределах пластов ПК. 1 и BTi9 - 2 0 на глубинах

1054—1372 м.

Залежь пласта ПК1 приурочена к отложениям сеномана, литологически продуктивный пласт представлен песчаника­ ми с прослоями алевролитов и глин. Пористость песчаников

варьирует в	пределах	25—30%, проницаемость	2000—
5000 мдарси.	Дебиты	газа в скважинах от	0,9 до

6,9 млн. м3 /сутки. Пластовое давление и температура соот­

ветственно 135 кг/см2 и 34—37° С. ГВК на		отметке 1316	м.
Залежь массивного	типа. Коллектора порового типа. Запасы
газа составляют 1,5	триллиона м3.
Залежь пласта БТ1 9 - 2 0 приурочена к отложениям турона.
Продуктивный пласт сложен песчаниками		и алевролитами
с прослоями глин. ГВК условно принят на		абсолютной	от­

метке— 1143 м. Пластовое давление 127 кг/см2, температура

52

I

Рис. 16. Заполярное месторождение:

а — структурная	карта	по кровле сеноманских	отложений; б — про­
филь по линии	1—1;	1 — контур газоносности;	2 — пески; 3 — алевро­
	литы; 4 — глины; 5 — опоки

16° С. Залежь по типу пластовая, возможно, литологически экранирована вниз по падению1 пласта. Коллектора порового типа. Запасы незначительны и составляют всего 51 млрд. м3.

53

Юбилейное газовое месторождение. В структурном отно­ шении приурочено к локальному поднятию Юбилейное, ос­ ложняющему северную часть одноименного вала.

Залежь пласта ПК1 приурочена к отложениям сеномана. Литологически пласт представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Дебиты газа достигают 5,2 млн. м3 /сутки. Пластовые давление и температура соответственно 113 кг/см2 и 32° С. ГВК фиксируется на абсолютной отметке— 1086 м. Залежь массивного типа. Коллектора порового типа.

Новопортовское месторождение газоконденсата и нефти

(рис. 17). В структурном отношении приурочено к Новопортовскому локальному поднятию, осложняющему юго-восточ­ ное окончание Новопортовского вала. Всего на месторождении обнаружено 1 1 залежей нефти и газа в юрских и меловых отложениях, залегающих на глубинах от 2185 до 900 м. Про­

дуктивные пласты, как правило, представлены	песчаниками
с прослоями алевролитов, аргиллитов и глин.	Пористость

песчаников варьирует от 10—15 до 20—25%. По типу боль­ шинство залежей пластовые сводовые, литологически экра­ нированные.

Максимальные дебиты газа около 1 млн. м3 /сутки, а дебиты нефти до 200—250 м3 /сутКи. Пластовые давления в за­ висимости от глубины залежей варьируют от нескольких де­ сятков до 190—200 кг/см2. Большинство газовых залежей имеет нефтяную оторочку.

Нет сомнений в том, что Западная Сибирь уже сейчас является редчайшей нефтегазоносной провинцией мира, но еще полностью не раскрыты ее возможности, дальнейшие геологические исследования, безусловно, приведут наших геологов к новым и столь же выдающимся успехам.

Средняя Азия и Казахстан

Средняя Азия и Казахстан также являются одним из крупных топливных центров нашей страны. К настоящему времени здесь известно около 150 нефтяных и газовых ме­ сторождений. Особенно бурными темпами, стала развиваться нефтяная и газовая промышленность Средней Азии и Казах­ стана после 1958 г., когда благодаря решительному наступ­

лению на Каракумы	были открыты газовые месторождения
и доказаны высокие	перспективы нефтегазоносности этого

региона. Первый газовый фонтан в центре пустыни, получен­ ный 16 мая 1959 г. у поселка Дарваза, возвестил об откры­

тии крупной нефтегазоносной области.		в Средней Азии
За последнюю пятилетку	(1966—1970 гг.)
и Казахстане добыто 114,5	млн. т нефти и	186,6 млрд, м3

газа. Годовая добыча нефти за восьмую пятилетку выросла на

54

57

Рис. 17. Структурная карта Новопортовского газоконденсатного месторождения (по И. И. Нестерову и др., 1971):

1 — изогцпсы по подошве пластов НП2—з » 2 — контур нефтегазоносности; 3 — линия замещения коллекторов глинами; 4 — скважины

16,2 млн. т, а газа на 19,1 млрд, м3, что выше средних тем­ пов добычи нефти и газа в делом по стране. В 1975 г. наме­ чено довести добычу нефти до 53,5 млн. т. Рост нефтедобычи должен быть осуществлен главным образом за счет Запад­ ной Туркмении и Южно-Мангышлакского района Казахской

ССР, а добыча газа — за	счет	месторождений	Восточной
Туркмении.	являются старейшими нефтегазо­
Районы Средней Азии
добывающими районами мира.		На Челекене и	в Фергане

кустарная добыча нефти из колодцев и естественных выхо­ дов осуществлялась с глубокой древности. Скоро исполняет­ ся 100 лет со дня скважинной добычи нефти в Туркменской ССР. Первая скважина «а Челекене была пробурена в 1876 г. В 1911 г. фирма Нобеля довела годовую добычу до 220тыс. г, а затем эта хищническая добыча начала снижаться. В Фер­ гане фонтан нефти получен в 1904 г. на месторождении Чимион. В 1911 г. нефть была получена на месторождении Доссор в Эмбенском районе. До 50-х годов в Средней Азии

и Казахстане	только	в	Западно-Туркменском, Ферганском
и Эмбенском	районах		были обнаружены	месторождения
нефти.	в 1958	г.	Сеталантепинского	газового место­
Открытие

рождения в Западном Узбекистане явилось .началом откры­ тия крупной Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области. Дарвазинское месторождение, открытое в 1959 г., явилось пер­ вым в Центрально-Каракумской области. Байрамалийское месторождение явилось первенцем крупной Восточно-Турк­ менской газоносной области с уникальным Шатлыкским месторождением. Эти открытия позволили доказать .высокие перспективы, нефтегазоносное™ всего запада Средней Азии и подготовили достаточно мощную сырьевую базу для стро­ ительства системы мощных и протяженных магистралей га­ зопроводов. В настоящее время газ Средней Азии питает про­ мышленность Урала, Центральных районов Европейской час­ ти СССР и полностью обеспечивает свои собственные нужды. Из газового месторождения Газли проложен мощный газо­ провод .производительностью. 24 млрд, м3 на Урал. Три нитки магистральных газопроводов из месторождений Туркмении и Узбекистана проложены ,в Центр Европейской части СССР. Шатлыкское месторождение газа в Восточной Туркмении яв­ ляется базовым для системы магистральных газопроводов производительностью до 50—60 млрд, м3 газа в год.

Геология территории Средней Азии и Казахстана характе­ ризуется разнородными тектоническими элементами (Дикенштейн и др., 1965). Большая часть территории юга Туркме­ нии, Таджикистана, Киргизии, Восточного и Южного Узбе­ кистана располагается в пределах горно-складчатой области.

56

Юго-западная Туркмения занимает восточный борт ЮжноКаспийской впадины, а северо-западная часть Казахстана располагается на территории так называемой «древней Рус­ ской платформы». В пределах Средней Азии и Казахстана известно более 80 нефтегазовых месторождений и намеча­ ются перспективы открытия новых скоплений нефти и газа.

Структурные элементы осадочного чехла отличаются большим разнообразием. Среди крупных тектонических эле­ ментов выделяются изометрической формы свод Централь­ но-Каракумского и линейно-вытянутые структуры Мангышлакского и Центрально-Устюртского поднятий. Широко развиты на рассматриваемой территории различные валы —

Байрамалийский, Репетско-Келифский и др.	Бортовые	рай­
оны платформы характеризуются зонами	ступенчатого	по­
гружения. Здесь выделяются такие ступени,	как Бухарская,
Чарджоуская и Багаджинская.

Локальные поднятия, в которых отмечены скопления неф­ ти, отличаются большим разнообразием. Это куполовидные складки типа Зеагли-Дарвазинской, линейные складки типа Байрамалийской, многокупольные типа Шатлыкской, анти­ клинальные типа Багаджинской, рифовые типа Уртабулакской и другие. Основными нефтегазоносными комплексами являются юрский — карбонатный и меловой — терригенный. Покрышками для юрских залежей служат в основном соле­ носные отложения, для меловых — глинистые. В Западной Туркмении нефть и газ приурочены к неогеновым терригенным отложениям.

На основе изучения особенностей геологического строения, характера размещений залежей нефти и газа и масштаба нефтегазоносное™ в пределах Средней Азии и Казахстана выделяются следующие крупные нефтегазоносные области: Южно-Мангышлакско-Устюртская, Бухаро-Хивинская, Восточ­ но-Туркменская, Центрально-Каракумская и Западно-Турк­

менская.

Южно-Мангышлакско-Устюртская нефтегазоносная об­ ласть охватывает районы Западного Казахстана, Каракалпа­ кии и Северной Туркмении. Тектонически она приурочена к за­ падной части Туранской платформы. Наибольший интерес в отношении нефтегазоносности представляют песчано-глини­ стые отложения юрского возраста. Глубокое бурение, начатое здесь во второй половине 50-годов, позволило в пределах об­ ласти выявить 14 месторождений, среди них наиболее крупны­ ми являются Узень и Жетыбай.

Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область расположена в пределах юго-западных районов Узбекистана и частично Восточной Туркмении; область занимает тектонические сту­ пени по борту Амударьинской впадины. Здесь выявлено 48

57

газовых и газонефтяных месторождений. Среди них такое крупное, как Газлинское с запасами около 500 млрд, м3 га­ за. Разведанные ресурсы по области составляют около 1 триллиона м3 газа. Основные нефтегазосодержащие поро­ ды приурочены к юрским карбонатным отложениям и терри- генно-меловым.

Восточно-Туркменская нефтегазоносная область в текто­ ническом отношении располагается в пределах Амударьинской впадины. Здесь известно 23 газовых месторождения. Среди них уникальное по запасам газа Шатлыкское место­ рождение, содержащее более 1 триллиона м3 газа. В север­ ной части области основные месторождения приурочены к подсолевым карбонатным отложениям юрского возраста, на юге — к надсолевым неокомским отложениям. Скважины в этом районе отличаются, как правило, высокими дебитами, составляющими 700 тыс. — 2 млн. м3 /сутки.

Центрально-Каракумская газоносная область располагает­ ся в центральной части Туркменской ССР. В тектоническом отношении охватывает Центрально-Каракумский свод и Бахардокскую моноклиналь. Здесь известно 17 газовых место­ рождений, среди них достаточно крупное Шинкское место­ рождение. Продуктивные горизонты представлены песчани­ ками юрского и мелового возраста. Запасы газа по области составляют около 150 млрд, м3, из них 87 млрд, утверждено в ГКЗ.

Западно-Туркменская нефтегазоносная область распола­ гается в юго-западной части Туркменской ССР. В тектони­ ческом отношении область приурочена к Западно-Туркменс­ кой впадине. Площадь впадины составляет около 40 тыс. км2, мощность заполняющих ее осадков достигает 20 км. В области известно 12 месторождений, среди них крупное Котуртепинское, из которого получают около 60% всей добы­ чи нефти этого района. Основные продуктивные горизонты приурочены к красноцветной толще плиоценового возраста.

Из-за ограниченности объема работы остановимся крат­ ко только на характеристике отдельных наиболее крупных месторождений нефти и газа.

Нефтяное месторождение Котур-Тепе (рис. 18) открыто в

1956 г. и приурочено к крупной брахиантиклинальной склад­ ке субширотного простирания. Северное крыло складки кру­ тое (15—30°), южное более пологое (5—10°). Месторожде­ ние разбито большим количеством сбросов амплитудой от 15—20 до 500—600 м. Наиболее значительные поперечные сбросы образовали три самостоятельных гидродинамически изолированных участка: западный, центральный и восточный. Эти участки погружаются в восточном направлении друг от­ носительно друга примерно на 600—1000 м.

58