Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Характеристика геологического строения 7
1.1. Тектоника 7
1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 22
1.3. История геологического развития 38
Глава 2. Нефтегазоносность 44
2.1. Динамика открытий месторождений УВ 45
2.2. Общая характеристика нефтегазоносности 48
2.3. Продуктивные комплексы 52
2.4. Нефтегазоматеринские толщи 59
2.5. Типы характерных залежей 70
2.6. Зоны нефтегазонакопления и их характеристики 74
Глава 3. Методика исследования и полученные результаты 113
3.1. Теоретические основы применяемой методики 113
3.1.1. Закон распределения выявленных и невыявленных залежей нефти и газа по величине запасов 115
3.1.2. Функция распределения фактически выявленных залежей по величине запасов 117
3.2. Расчёт основных параметров и полученные результаты 122
Глава 4. Перспективы нефтегазоносности и дальнейшие направления работ 143
Заключение 150
Список сокращений 151
Список использованной литературы 152
- Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- Нефтегазоматеринские толщи
- Функция распределения фактически выявленных залежей по величине запасов
- Перспективы нефтегазоносности и дальнейшие направления работ
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
История изучения геологического строения БХР охватывает десятилетия, а представления о его глубинной структуре базируются преимущественно на материалах сейсморазведочной съёмки, дополненных результатами бурения.
На сегодняшний день наибольшее распространение получило представление о трёхчленном строении разреза северо-восточного борта Амударьинской синеклизы в целом и БХР в частности [85], в котором отчётливо дифференцируются:
1) эпипалеозойский фундамент;
2) пермо-триасовый промежуточный комплекс;
3) юрско-четвертичный осадочный чехол.
Эпипалеозойский фундамент
История изучения фундамента Средней Азии в целом и БХР в частности насчитывает не одно десятилетие – ещё с начала освоения недр данной территории, когда были сделаны первые шаги по проведению региональных геологических и геофизических съёмок и бурения скважин.
Вопросам исследования фундамента запада Средней Азии посвящён ряд научных работ эпохи бывшего СССР. Данные труды связаны с именами таких авторов, как И.С. Вольвовский, Р.Г. Гарецкий, В.С. Князев, А.И. Летавин, Ю.А. Лихачёв В.И. Шрайбман и др., на основе которых были не только получены представления о геологическом строении фундамента, сформированного в эпоху герцинской складчатости, но и определён петрографический состав слагающих его образований.
В БХР породы фундамента не выходят на поверхность, что ограничивает возможности его непосредственного исследования. В связи с этим первые представления о его строении были получены на основе анализа обнажений палеозойских пород на соседних территориях, в пределах горного обрамления БХР. В дальнейшем внедрение в практику исследовательских работ геофизических съёмок и глубокого бурения значительно расширило возможности получения дополнительной информации о строении фундамента также и на территориях, в на которых он перекрыт мощной толщей осадочного чехла.
Палеозойские образования вскрыты скважинами на ряде площадей Бухарской (Газли, Джаркак, Рометан и др.) и Чарджоуской (Алат, Зекры, Фараб и др.) ступеней, где они сложены значительно дислоцированным комплексом метаморфических, интрузивных и вулканогенно-осадочных пород. По данным [42], в пределах Газлинского поднятия они представлены гранито-гнейсами и диоритами, Мубарек-Азляртепинской системы дислокаций - биотитовыми гранитами и гранодиоритами.
Как было указано ранее, поверхность фундамента БХР характеризуется погружением в юго-западном и юго-восточном направлениях. На Бухарской ступени палеозойские образования зафиксированы на относительно небольших глубинах: от 825 м на Мешеклинском поднятии до 3000 м в Тузкойском прогибе. В пределах же более погруженной Чарджоуской ступени фундамент вскрыт скважинами лишь на отдельных локальных поднятиях на глубинах до 4000 м. Таким образом, глубина залегания поверхности фундамента в пределах БХР закономерно увеличивается от 0 км на севере территории до более 4 км на юге. Выше по разрезу породы фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием перекрыты отложениями мезо-кайнозойского осадочного чехла и лишь на отдельных площадях – образованиями пермо-триасового промежуточного комплекса.
Пермо-триасовый промежуточный комплекс
На сегодняшний день существует множество мнений, вызывающих разногласия по вопросу особенностей строения пермо-триасового комплекса на территории Средней Азии. До сих пор продолжаются дискуссии, предметом которых является уместность его включения в состав фундамента или осадочного чехла или же выделения его в качестве отдельного структурно-тектонического этажа [28; 36; 42; 105]. Данный вопрос детально рассмотрен в работах многочисленных авторов (В.Г. Васильев, И.С. Вольвовский, В.С. Князев, Н.А. Крылов, А.И. Летавин, П.Ф. Флоренский и др.).
Наиболее обоснованным и логичным автору настоящей работы представляется вариант выделения пермо-триасового комплекса в отдельный структурно-тектонический этаж, занимающий промежуточное положение между фундаментом и осадочным чехлом [36; 72; 123]. В пользу данного утверждения уместно будет привести следующие аргументы.
Во-первых, слагающие пермо-триасовый комплекс породы представлены типичными молассовыми образованиями, вероятно, представлявшими собой продукт разрушения выступов палеозойского фундамента, сформированных в эпоху герцинской складчатости. А поскольку на территории Средней Азии данные породы распространены спорадически и приурочены к локальным прогибам, логично предположить, что, сносимые с выступов фундамента, они заполняли пониженные участки между ними, фактически выравнивая сформированный рельеф и накапливаясь уже в платформенных условиях.
Во-вторых, пермо-триасовая толща в значительной степени уплотнена по сравнению с юрско-четвертичными отложениями, а породы иногда дислоцированы и метаморфизованы. Наконец, от ниже- и вышележащих комплексов фундамента и юрско-четвертичного осадочного чехла соответственно данные образования отделены поверхностями несогласий.
Таким образом, ввиду образования пермо-триасовых пород в типичных платформенных условиях, отнесение их к фундаменту не уместно. В то же время данные породы характеризуются повышенной степенью преобразованности, не характерной для осадочных отложений. В связи с этим автор настоящей работы считает целесообразным принять пермо-триасовую толщу в качестве промежуточного комплекса.
В течение долгого времени вопрос присутствия данных образований в разрезе БХР решался отрицательно. Так, по данным [14], породы палеозойского фундамента практически повсеместно перекрыты юрскими отложениями. Такого же мнения придерживается и ряд других исследователей [36; 42; 91].
Однако по данным других авторов [39; 104], на территории БХР отложения пермо-триасового комплекса всё же присутствуют, но распространены лишь на ограниченных участках, преимущественно в его южной части. Данный факт также подтверждён результатами бурения скважин на площадях Алат и Фараб, вскрывших данную толщу, сложенную конгломератовыми образованиями [104].
На основе анализа истории геологического развития Западного Узбекистана можно предполагать, что БХР в пермо-триасовое время занимал приподнятое положение, чем и обусловлено крайне ограниченное распространение образований промежуточного комплекса в его пределах. В пользу данного предположения также свидетельствует факт того, что соседняя территория Восточной Туркмении, занимающая более гипсометрически низкое положение, должна была характеризоваться и более благоприятными условиями для накопления данной толщи, что подтверждается широким распространением пермо-триасовой толщи в её пределах. Таким образом, предполагается, что северной границей повсеместного развития образований промежуточного комплекса является Амударьинская ФРЗ, не исключая, впрочем, их спорадического распространения и за её пределами. Таким образом, бесспорным является отсутствие пермо-триасовых пород на большинстве площадей БХР. Тем не менее, нецелесообразно игнорировать факт выявления данных образований в южной части исследуемой территории по результатам бурения скважин. Хоть автор настоящей работы ничуть не отрицает преимущественное отсутствие промежуточного комплекса в БХР, однако результаты бурения скважин позволяют всё же предположить наличие в разрезе данных отложений, по крайней мере, в южной приграничной части исследуемой территории.
Юрско-четвертичный осадочный чехол
Юрско-четвертичные отложения с резким стратиграфическим и угловым несогласием залегают на породах эпипалеозойского фундамента и пермо-триасового промежуточного комплекса.
В результате характерного погружения поверхности фундамента Амударьинской синеклизы к её осевой части, мощность мезо-кайнозойских отложений в БХР закономерно возрастает в юго-западном направлении, от 0 м на границе с Центрально-Кызылкумской и Зирабулак-Зиаэтдинской зонами антиклинальных поднятий и прогибов до 4000 м и более на юге территории.
Также характерно региональное увеличение мощности осадочного чехла в юго-восточном направлении, по простиранию Бухарской и Чарджоуской ступеней. Так, первая из них, занимающая более гипсометрически высокое положение, характеризуется относительно сокращённой мощностью осадочного чехла, обусловленной выпадением из разреза юрских отложений на ряде площадей.
В то же время юрско-четвертичные отложения Чарджоуской ступени представлены более полным комплексом, в т.ч. за счёт присутствия мощной юрской толщи.
Нефтегазоматеринские толщи
Вопросу изучения НГМТ Западного Узбекистана посвящены многочисленные работы, наиболее значимыми из которых являются труды А.М. Акрамходжаева, Ш.Х. Амирханова, М.Х Арифджанова, А.Г. Бабаева, А.К. Каримова, А.В. Киршина, И.С. Старобинца, М.Э. Эгамбердыева и др. По результатам геохимических исследований этих авторов в Бухаро-Хивинской НГО установлены 2 основные НГМТ: нижне-среднеюрская и верхнеюрская. По данным [5], нижнемеловые отложения обладают низким генерационным потенциалом, не достаточным для формирования крупных скоплений УВ.
Большинство исследователей придерживается точки зрения о преимущественной генерации нижне-среднеюрской толщей газовых УВ. Нижнеюрские отложения сложены континентальными, среднеюрские – бассейновыми осадками, в них зачастую зафиксировано присутствие углистого вещества и растительного детрита, подтверждающего роль наземной растительности в формировании данных отложений. Эти образования развиты в пределах исследуемой территории спорадически, содержат гумусовый тип органического вещества (ОВ) [80] и, несомненно, обладают высокими генерационными свойствами [125].
В Бухаро-Хивинской НГО рассматриваемые отложения содержат достаточное количество ОВ (рис. 19), среднее содержание которого закономерно увеличивается в юго-восточном направлении, составляя более 1 % на территории Бешкентского прогиба. Горизонты, содержащие углистые прослои, характеризуются ещё большими значениями этого параметра. В целом, на востоке территории данная величина составляет более 0,5 %, на западе - обычно менее 0,3 %, увеличиваясь по мере приближения к южной границе БХР.
Рис. 19. Распределение среднего содержания ОВ в нижне-среднеюрских отложениях Амударьинского нефтегазоносного бассейна (по [119]) Наиболее вероятно, что очаг генерации УВ приурочен к максимально погруженной части Амударьинской синеклизы, откуда они мигрировали в её краевые части. Из рисунка видно, что наибольшие значения среднего содержания ОВ также характерны для этой области, в пределах которой нижне-среднеюрская НГМТ достигла глубин, достаточных для генерации УВ.
В объёме верхнеюрской толщи основная роль в генерации УВ отводится XVI горизонту, залегающему в её подошве и сложенному трещиноватыми известняками. Породы обогащены глинистым битуминозным материалом и содержат ОВ преимущественно сапропелевого типа [8].
Тем не менее, существуют и альтернативные точки зрения по этому вопросу. Так, совершенной иной взгляд на данную проблему освещён в работе О.В. Барташевич [22], согласно которой выявленные в верхнеюрских отложениях скопления УВ сформированы в результате их миграции из нижне-среднеюрской НГМТ. А по материалам [88], установлено, что породы XVI верхнеюрского горизонта характеризуются весьма высокой степенью трещиноватости и высокими ФЕС, обуславливающими вертикальную миграцию УВ сквозь них из нижележащей толщи в отложения XV горизонта.
Данные предположения, несомненно, имеют право на существование, однако не объясняют наличие достаточно больших объёмов жидких УВ в выявленных верхнеюрских залежах, поскольку нижне-среднеюрская НГМТ содержит преимущественно гумусовое ОВ, способное генерировать газ. По мнению автора, картина формирования таких скоплений намного сложнее и обусловлена серией не только первичных (генетических), но и вторичных (в т.ч. обусловленных миграцией, аккумуляцией и консервацией) факторов.
Во-первых, недостаточно при анализе фазового состава УВ опираться лишь на данные о типах исходного ОВ. И, в первую очередь, необходимо учитывать вертикальную зональность образования УВ (рис. 20).
В самом общем виде она выглядит следующим образом: на небольших глубинах образуются, главным образом, газовые скопления. Ниже по разрезу, по мере увеличения степени катагенеза ОВ, появляются конденсаты в составе газовой фазы и нефтяные оторочки. Ещё ниже эту зону сменяют преимущественно чисто нефтяные скопления. И, в конце концов, на больших глубинах содержание высших УВ во флюидах постепенно снижается, формируются вначале газовые и газоконденсатные залежи, а затем чисто газовые, преимущественно метановые скопления. Подобная картина характерна сапропелевому и смешанному ОВ (I и II типы керогена), а формирование нефти в этом случае происходит лишь в узком диапазоне, соответствующем главной зоне нефтеобразования (ГЗН). Основным же отличием гумусового ОВ (III тип керогена) служит то, что на протяжении всего его преобразования в катагенезе главным продуктом являются исключительно газовые УВ [45].
Таким образом, сапропелевое ОВ на различных стадиях его преобразования способно генерировать как жидкие, так и газовые УВ, а гумусовое – только газовые (преимущественно метан). Следовательно, даже при наличии чисто сапропелевого (а фактически всё же смешанного, гумусово-сапропелевого) ОВ в составе верхнеюрской НГМТ, помимо жидких УВ данная толща могла генерировать и газ при погружении на глубины, достаточные для его формирования. По данным [88], на большей части Бухаро-Хивинской НГО (за исключением крайней северной и северо-западной частей) данная толща достигла глубин, необходимых, как минимум, для прохождения ей верхней катагенетической зоны газообразования.
Во-вторых, ввиду сильной трещиноватости XVI горизонта, газовые УВ, сгенерированные нижне-среднеюрской НГМТ, могли мигрировать вверх по разрезу и, смешиваясь с нефтяными верхнеюрскими УВ [70; 74], формировать газонефтяные, газоконденсатнонефтяные и нефтегазовые залежи XV горизонта. В этом случае под действием высоких температур и давлений (в т.ч. АВПД) могло происходить растворение нефти в газе. Подобная картина наблюдается на юго-востоке Бухаро-Хивинской НГО, где в газоконденсатных залежах XV горизонта зафиксированы АВПД (пл. Зеварды, Памук, Уртабулак и др.).
В-третьих, как было указано ранее, конечный фазовый состав УВ также обусловлен и вторичными факторами, оказывающими влияние уже в процессе миграции, аккумуляции и консервации УВ. К ним относятся: воздействие вмещающих пород и пластовых вод, структурные преобразования в регионе, распределение коллекторских толщ и покрышек и т.д., что приводит не только к изменению первичного состава и свойств УВ, но и перераспределению уже сформированных залежей. Наиболее ярким примером подобной ситуации служит аномальное распределение залежей нефти и газа по принципу дифференциального улавливания [79], согласно которому нефть фактически занимает более высокое положение, газ – более низкое (рис. 21).
По мере движения нефтегазового флюида в самую близкую к очагу нефтегазогенерации (и, соответственно, гипсометрически наиболее низкую) ловушку первым приходит газ и полностью заполняет её, вытесняя нефть в более высоко расположенную ловушку. В последней формируется нефтяная залежь с газовой шапкой (при постепенно убывающей доле жидких УВ). В конце концов, при дальнейшем поступлении газа, наступает ситуация, когда нефть оказывается вытесненной в гипсометрически более высокую ловушку [53].
Подобная зональность наблюдается и в Бухаро-Хивинской НГО [76], характеризующейся закономерным погружением фундамента на юго-запад и соответствующим региональным уклоном. А нефтяные и газоконденсатные залежи, связанные с отложениями юрского и мелового комплексов, нередко расположены гипсометрически выше, чем газовые (рис. 22, 23, 24).
Такая закономерность могла быть обусловлена тем, что при достижении нижне-среднеюрской НГМТ верхней катагенетической зоны газообразования, она генерировала значительные количества газа, образовавшего многочисленные залежи, надёжно перекрытые верхнеюрским соляно-ангидритовым флюидоупором [103]. А нефтяные УВ, сформированные при дальнейшем погружении и увеличении степени катагенетической преобразованности ОВ, были вытеснены к краевой части Амударьинской синеклизы и впоследствии были частично разрушены, образовав при этом остаточные скопления.
Функция распределения фактически выявленных залежей по величине запасов
Основы данной методики были разработаны Питером Р. Роузом по результатам анализа зависимости запасов многочисленных мировых месторождений (в порядке уменьшения от самого крупного к самому мелкому) от их количества, фактически представляющего собой в лог-логнормальном масштабе линию, близкую к прямой (рис. 42). Проведённые исследования доказали, что тренд этой линии чётко закладывается уже первыми 8-10 крупнейшими залежами, а последующие более мелкие скопления по мере их открытия лишь подтверждают его, закономерно укладываясь в заданном направлении и продолжая линию тренда.
Подобная зависимость, как правило, характеризует ситуацию, когда все залежи исследуемого объекта выявлены и, в сущности, представляют собой их ГС. В этом случае мы имеем дело с регионами с высокой степенью изученности (т.е. когда УВП практически полностью исчерпан и в дальнейшем может быть связан лишь с мелкими залежами).
На практике наиболее часто объектами исследования всё же являются слабо или недостаточно изученные регионы, в пределах которых далеко не все крупнейшие залежи на сегодняшний день открыты, представляя собой на приведённом графике их РРВ, но не ГС.
В случае если неоткрытыми остаются несколько крупных залежей региона, то приведённый график будет иметь иную конфигурацию, но отчётливый тренд, тем не менее, сохранится и будет иметь всё же выраженный вид. Сама форма кривой на графике будет характеризоваться явными «проседаниями» на отдельных участках, обозначая присутствие УВП, связанного с соответствующими ресурсами прогнозных залежей, которые могут быть открыты в дальнейшем. Также установлено, что после выявления «нехватавших ранее» залежей и повторного построения данной зависимости (но уже модифицированной с учётом вновь открытых скоплений) линия приобретает более корректный внешний вид, близкий к прямой, а выборка залежей формирует их ГС [97].
Так, в приведённом примере (рис. 43а) функция характеризуется хорошо заданным трендом, однако в то же время отчётливо заметно явное «проседание» кривой в области между второй и пятой по величине запасов залежами, вероятно, свидетельствующее о том, что с этим интервалом связан невыявленный УВП, содержащийся в неоткрытой (-ых) залежи (-ах).
В результате анализа необходимых условий, при которых данное распределение принимает корректный вид, установлено 1 неоткрытое скопление УВ с ресурсами около 20 млн. е. у. т., с учётом которого выборка залежей формирует их ГС, а рассматриваемая функция представляет собой линию, близкую к прямой (рис. 43б). Отличительной чертой кривой распределения в данном случае будет «хвост случайно открытых залежей», появляющийся вслед за ярко выраженным трендом и, как правило, характеризующийся резким обрывом значений и устремлением кривой вниз.
Таким образом, на основе тренда функции распределения появляется возможность идентификации ориентировочных размеров крупных невыявленных залежей. В этом и состоит принципиальное отличие 2 использованных в настоящей работе методик, основанных на законе распределения выявленных и невыявленных залежей по величине запасов и функции распределения фактически выявленных залежей по величине запасов: первая из них даёт возможность идентификации лишь интервальных размеров прогнозных залежей, в то время как вторая – уточнения и определения их конкретных размеров.
Стоит ещё раз отметить, что первая методика жёстко ограничивает границы исследуемого объекта конкретной НГО. Вторая же методика, как правило, требует разбиения НГО на отдельные ЗНГН, образующие дифференцированные семейства залежей.
В связи с этим обе используемые в настоящей работе методики являются взаимодополняющими. Как неоднократно упоминалось ранее, в основе исследования лежит тщательный анализ имеющейся геолого-геофизической информации, которая позволяет не только получить наиболее достоверные представления об особенностях строения исследуемой НГО, но и на их основе выделить отдельные ЗНГН, границы которых впоследствии могут быть уточнены в ходе дальнейшего анализа функций распределения как в пределах каждой из них, так и всей НГО в целом.
В частности, в случае некорректного определения границ ЗНГН совокупность залежей фактически представляет собой результат объединения разнородных выборок, которые не способны формировать сколько-нибудь выраженный тренд: отсутствие тренда как такового (рис. 44а), наличие нескольких отчётливых трендов (рис. 44б) и т.п. Подобные ситуации могут возникнуть в случае включения в выборку залежей различного генезиса, приуроченных к двум и более НГК, сформированных в разных обстановках и т.д.
Также стоит отдельно остановиться на том, что корректность получаемых результатов при проведении анализа с использованием функции распределения в значительной степени зависит от достоверности исходных данных. Очевидно, что незначительные флуктуации в разумных пределах, отмечаемые на функциях распределения, имеют право на существование в случае, если они коренным образом не меняют общую картину распределения и характерный тренд всё же прослеживается (рис. 44в).
Безусловно, ввиду проведения исследований в условиях неопределённости, некоторая погрешность в оценке геологических запасов УВ залежей допустима (в качестве таковой в настоящей работе принято возможное отклонение в размере 20 % от исходных размеров залежей).
Однако распределения, включающие явно завышенные/заниженные объёмы запасов (рис. 44г) отдельных залежей, могут служить индикаторами неучёта каких-либо геологических аспектов (например, неверного определения границ исследуемого объекта и фактического попадания в расчёт залежей из другого семейства/соседней ЗНГН).
Как бы то ни было, в каждом конкретном случае необходимо проведение комплексного анализа подобных отклонений с целью определения вызвавших их причин. Первоначальное выделение отдельных ЗНГН в пределах НГО осуществляется на основе имеющейся геолого-геофизической информации, а на следующем этапе производится уточнение и корректировка (при необходимости) их границ уже с учётом также и статистических данных.
Таким образом, использованный в настоящей работе историко-статистический анализ ресурсов нефти и газа Бухаро-Хивинской НГО основан на комплексировании имеющихся геолого-геофизических данных с двумя статистическими методиками.
При этом одна из них даёт возможность расчёта УВП региона и определения количества и интервальных размеров прогнозных залежей, вторая – по полученным результатам идентификации ориентировочных размеров наиболее крупных из них.
Перспективы нефтегазоносности и дальнейшие направления работ
На основе определённых по результатам историко-статистического анализа характеристик прогнозных залежей автором была проведена оценка их возможной локализации в пределах Бухаро-Хивинской НГО с учётом индивидуальных особенностей геологического строения каждой из 4 ЗНГН.
В первую очередь была рассмотрена возможность их приуроченности к структурным ловушкам на возможно перспективных локальных поднятиях, фонд которых был сформирован на основе имеющихся данных о выявленных в БХР локальных структурах за вычетом тех из них, которые на текущий момент признаны бесперспективными. В пределах данной территории выявлены 124 локальные структуры, 44 из них выведены из бурения по тем или иным причинам, 80 являются возможно перспективными.
На основании площадей последних в комплексе с рассчитанными плотностями концентрации запасов УВ на единицу площади по каждой ЗНГН были определены потенциальные объёмы ресурсов, которые они могут вмещать и которые впоследствии были сопоставлены с ресурсами прогнозных залежей. Так были идентифицированы те из возможно перспективных локальных структур, которые потенциально могут содержать в себе ресурсы УВ прогнозных залежей (рис. 68).
Несмотря на высокую степень геофизической и буровой изученности БХР, вероятность открытия неструктурных ловушек в юрско-меловых отложениях и по сей день остаётся высокой. Основываясь на представлениях о геологическом строении ЗНГН, в их пределах также были определены наиболее оптимальные участки для развития неструктурных ловушек с прогнозом их вероятной типизации.
Западно-Бухарская ЗНГН
По результатам историко-статистического анализа ресурсов УВ в Западно-Бухарской ЗНГН идентифицированы 4 прогнозных залежи в меловом комплексе с оценёнными ресурсами от 10 до 40 млн. е. у. т.
Согласно проведённым расчётам, ресурсы двух самых небольших по ресурсам из них могут быть локализованы в пределах 21 возможно перспективной локальной структуры: Акрабат, Базарбай, Булак, Восточная Галаасия, Восточный Ширкудук, Восточный Янгикудук, Джакасан, Дунгуз, Западный Янгикудук, Киров, Кыркляш, Лаккен, Надыркудук, Сазакли, Северная Галаасия, Северный Даутепе, Хазар, Ширин, Ширкудук, Шорбулак и Юбилейная. Указанные структуры приурочены, главным образом, к северной части Западно-Бухарской ЗНГН и расположены в пределах Газлинского, Мешеклинского и Янгиказганского поднятий, Рометанского и Тузкойского прогибов. Ресурсы двух других прогнозных залежей не могут быть обнаружены ни в одной из возможно перспективных локальных структур Западно-Бухарской ЗНГН. Однако они могут быть связаны с неструктурными типами ловушек, к аналогам которых приурочен ряд уже открытых месторождений и для развития которых созданы оптимальные условия: выклинивание отложений в северной прибортовой части БХР [107], наличие в разрезе разломов [93] и поверхностей размыва. Так, их наиболее вероятной локализацией являются:
1) области распространения разрывных нарушений;
2) присводовые зоны поднятий, которым нередко характерно присутствие некоторых комплексов отложений на крыльях и их выклинивание на сводах;
3) крайняя северная часть Западно-Бухарской ЗНГН, где происходит выклинивание отложений осадочного чехла.
С первыми из них могут быть связаны пластово-сводовые тектонически экранированные ловушки по типу месторождения Шурчи, со вторыми и третьими – пластово-сводовые литологически и стратиграфически экранированные ловушки, аналогичные таковым на месторождениях Караиз и Учкыр.
Таким образом, первоочередные ГРР в пределах Западно-Бухарской ЗНГН целесообразно направить на подготовку к поисковому бурению 21 указанной перспективной структуры, потенциально содержащими залежи, связанные с пластово-сводовыми ловушками. Во вторую очередь необходимо проведение тщательного исследования областей потенциального развития тектонически, стратиграфически и литологически экранированных ловушек, для идентификации которых обязательным условием является комплексирование методов сейсморазведочной съёмки 3D, палеотектонического метода, анализа фаций и мощностей с целью определения зон распространения разломов и/или выклинивания отложений и выпадения их отдельных секций из разреза.
Восточно-Бухарская ЗНГН
По результатам историко-статистического анализа ресурсов УВ в Восточно-Бухарской ЗНГН идентифицированы 3 прогнозных залежи в юрском и меловом комплексах с оценёнными ресурсами от 10 до 40 млн. е. у. т.
Согласно проведённым расчётам, ресурсы двух самых небольших из них могут быть локализованы всего лишь в 1 возможно перспективной локальной структуре Тавактау в северной части Северо-Мубарекского вала.
Ресурсы самой крупной из прогнозных залежей не могут быть обнаружены ни в одной из возможно перспективных локальных структур Восточно-Бухарской ЗНГН. Однако они могут быть связаны с тектонически экранированными и (в меньшей степени) массивными в биогенном выступе типами ловушек, к аналогам которых приурочена серия уже открытых месторождений.
Наиболее вероятной локализацией тектонически экранированных ловушек являются области развития разрывных нарушений, где могут быть выявлены залежи, подобные таковым на месторождениях Карактай, Северный Мубарек и Южный Мубарек. Массивные в биогенном выступе ловушки (по типу месторождения Карим) потенциально могут быть локализованы на небольшом участке на юго-западе Восточно-Бухарской ЗНГН, в области развития барьерно-рифовой системы.
Таким образом, дальнейшие ГРР необходимо направить на подготовку к бурению локальной структуры Тавактау. Вместе с тем, целесообразно комплексирование сейсморазведочной съёмки 3D с: палеотектоническим анализом и дешифрированием космических снимков для трассирования разрывных нарушений и идентификации тектонически экранированных ловушек; палеогеографическими реконструкциями с целью доизучения особенностей развития барьерно-рифовой системы.
Западно-Чарджоуская ЗНГН
По результатам историко-статистического анализа ресурсов УВ в Западно-Чарджоуской ЗНГН идентифицированы 13 прогнозных залежей в юрском комплексе с оценёнными ресурсами от 10 до 30 млн. е. у. т.
Согласно проведённым расчётам, ресурсы 2 самых мелких их них могут быть приурочены к 7 возможно перспективным локальным структурам данной территории (Бештепе, Восточный Кандым, Гужайли, Джумабай, Западный Бештепе, Западный Чукуркуль и Южный Гужайли), 3 более крупных – только к структуре Южный Гужайли. Прогноз приуроченности остальных 8 прогнозных залежей на текущем этапе изученности не представляется возможным. Однако помимо структурных ловушек дальнейшие открытия могут быть связаны и с их неструктурными типами (массивными в биогенном выступе и пластово-сводовыми тектонически экранированными).
Наиболее вероятной локализацией первых является область распространения барьерно-рифовой системы на востоке Западно-Чарджоуской ЗНГН, вторых – её северо-западняая часть, в области Каракульского прогиба, с двух сторон ограниченной ФРЗ, где на сегодняшний день уже выявлены подобные залежи (месторождение Кульбешкак).
Первоочередные ГРР необходимо направить на подготовку к бурению локальных структур Бештепе, Восточный Кандым, Гужайли, Джумабай, Западный Бештепе, Западный Чукуркуль и Южный Гужайли, потенциально содержащие залежи, связанные с пластово-сводовыми ловушками. Вместе с тем целесообразно доизучение зоны развития верхнеюрской барьерно-рифовой системы (с помощью качественных сейсморазведочных работ 3D и палеогеографических реконструкций) с целью определения возможных «пропущенных ранее» массивных в биогенном выступе залежей. Последние могут быть связаны с карбонатными телами различного генезиса, определяющего различные наиболее рациональные комплексы ГРР [124]. Кроме того, необходимо исследование северо-западной части территории для возможной идентификации тектонически экранированных ловушек. В связи с этим в этой части зоны помимо качественной сейсморазведочной съёмки 3D необходимо проведение палеотектонического анализа и дешифрирования космических снимков для трассирования разрывных нарушений.