ГКМ / 22.07.2010 / Южный Иолотань

Рис. 1. Геологическая карта района Мургабской впадины

Рис. 1. Геологическая карта района Мургабской впадины

Рис. 2. Глубина залегания кровли пород-коллекторов месторождения Южный Иолотань

Рис. 2. Глубина залегания кровли пород-коллекторов месторождения Южный Иолотань

Рис. 3. Строение месторождения Южный Иолотань по данным бурения

Рис. 3. Строение месторождения Южный Иолотань по данным бурения

Супергигантское газовое месторождение Южный Иолотань расположено в юго-восточной части Туркменистана в непосредственной близости от границы с Ираном и Афганистаном. В геологическом отношении эта территория приурочена к Мургабской нефтегазоносной области – крупной одноименной позднемезозойской впадине, располагающейся на южной оконечности молодой эпипалеозойской Туранской плиты. Впадина на севере, западе и юге ограничена разломами, а на востоке прослеживается в район северо-западной части Афганистана.  

Мургабская впадина условно делится на Байрам-Алийский (северный) и Кушкинский (южный) районы. Здесь промышленные притоки газа и нефтегазопроявления установлены в отложениях мелового, а также юрского возрастов. В Байрам-Алийском районе крупные залежи газа открыты на площадях Байрам-Али, Шихитли, Майская, а нефти – на площадях Шараплы и Кели. В Кушкинском районе газ с небольшим содержанием конденсата получен на площадях Ислим и Карачоп.

Собственно платформенный чехол начинается с трансгрессивно залегающих юрских отложений, представленных в нижней части карбонатным комплексом, а в верхней – мощной толщей (800–1200 м) каменной соли, гипса и ангидрита, в которой установлены явления диапиризма. Это толща в пределах Мургабской впадины является региональной покрышкой и контролирует распространение по разрезу залежей газа.

Надсолевые отложения мела-неогена представлены преимущественно морскими песчано-глинистыми породами; карбонатные породы занимают резко подчиненное положение. Четвертичные отложения представлены главным образом аллювиальными и потоковыми отложениями.

По материалам сейсморазведки установлено, что платформенный чехол  залегают на мощной (до 5–7км) толще, которая по характеру залегания очень близка к перекрывающим ее юрским и меловым отложениям. Предположительный возраст ее, исходя из общих представлений об истории геологического развития Средней Азии позднепалеозойский или  пермо-триасовый.

Мощность отложений юры (J), мела (K), палеогена, неогена (N) и четвертичной системы (Q) в Мургабской впадине достигает 8–15 км. Мощности всех комплексов осадочных отложений, слагающих впадину, увеличиваются в направлении  с севера и юга к ее осевой части. Локально распределение мощностей отложений определяется  проявлением зон субширотных поднятий и прогибов, которые были заложены на фундаменте плиты. Распределение мощностей меловых и кайнозойских отложений в пределах Мургабской впадины позволяют сделать вывод о том, что поднятия и прогибы существовали уже в меловое и палеогеновое время. С середины олигоцена в отрогах Гиссарского хребта началось орогенное развитие, значительно активизировались тектонические движения и в Мургабской впадине. В неогеновое время на фоне общего прогибания окончательно сформировались крупные прогибы и поднятия. Вплоть до конца неогенового времени Мургабская впадина была областью интенсивной аккумуляции.

Промышленные залежи газа в Мургабской впадине выявлены в породах как юры (подсолевой комплекс), так и мела (надсолевой комплекс) и связаны с типичными платформенные антиклинальными складками, флексурными зонами и валами. При этом приуроченность месторождений к отложениям юры и мела в разных частях впадины неодинакова и зависит от литолого-фациальной характеристики соленосной толщи верхней юры. Там где развиты непластичные и фациально неоднородные соли, залежи газа установлены в надсолевых отложениях. На участках распространения однородной толщи солей промышленно газоносны только подсолевые комплексы.

Газы Мургабской впадины метановые, преимущественно сухие. Газовые проявления, связанные с подсолевым карбонатным комплексом обычно  характеризуются повышенным содержанием сероводорода, в то время как газы надсолевых комплексов – малосернистые и бессернистые.

Предпосылками образования крупных газоконденсатных скоплений в указанных отложениях являются следующие факторы: значительное обогащение их органического вещества субконтинентальной гумусовой органикой (карбон); наличие региональной соленосной толщи, способствовавшей сохранению образовавшихся в подсолевых отложениях углеводородов от диссипации; значительное развитие аномально высоких пластовых давлений; благоприятные термобарические условия и др.

Месторождение Южный Иолотань географически удачно расположено вблизи города Иолотань, что в 50 км от областного центра Марыйского велаята города Мары.  Эта часть территории представляет собой западный борт Мургабской впадины, строение  которого осложнено крупной валообразной антиклинальной складкой, простирающейся с северо-запада на юго-восток (рис. 2).  В своей юго-восточной части поднятие осложнено небольшим валом, к которому приурочено месторождение Осман.

Проявления газа месторождения Южный Иолотань связано с горизонтом карбонатных пород верхнеюрского комплекса (подсолевого). Они залегают на глубине от 3500 до 5100 м и перекрываются мощной толщей солей (рис. 3). Мощность продуктивного слоя в породах-коллекторах составляет не менее 600 м. Месторождение занимает 75 км в длину и 35 км в ширину. Согласно заявлению английской аудиторской компании Gaffney Cline & Associates (GCA),  запасы месторождения Южный Иолотань – Осман  состав­ляют около 6 трлн м³ газа, что почти в два раза больше, чем разведанные запасы российского супергиганта – Штокмановского  месторождения (3,7 трлн м³ газа).

Залежи газа месторождения Южный Иолотань относятся к сводовому типу – они располагаются в своде поднятий и удерживаются соляной покрышкой (рис. 3). В составе пород покрышки присутствуют главным образом ангидриты, но отмечаются также горизонты переслаивания мергелей.

 

Источники:

Геология СССР, Т.XXII, Туркменская ССР, М., 1972

Нефтегазоносность платформенной части восточной Туркмении // сб. трудов. Вып. 134. М., 1977

Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений // М., Недра, 2000

http://www.summitdownloadportal.com/OGT08/doc/1227531748-Jim%20Gillett%20-%20GCA.pdf


Тэги:НГКМ 

Рейтинги

Первая десятка: США, Россия, Иран, Катар, Канада, Китай, Норвегия, Саудовская Аравия, Алжир, а также Индонезия.
Читать дальше


Календарь

27-27 мая 2016 года
Российский рынок газа. Биржевая торговля
Санкт-Петербург, "Кемпински Мойка 22"

Биржевая торговля газом способна стать эффективным инструментом совершенствования системы газоснабжения в России.

Подробности

Блоги

50 лет СПГ-торговле

ЖЖ IV_G
50 лет СПГ-торговле

Wood Mackenzie подводит итоги 50 годам развития СПГ в мире: в настоящее время в торговлю сжиженным природным газом вовлечено 45 стран.

Читать полностью

ГКМ

Пеляткинское газоконденсатное месторождение

Пеляткинское газоконденсатное месторождение расположено на севере Красноярского края  в 250 км к западу от Норильска. Месторождение является крупнейшим по запасам углеводородного сырья на Таймырском полуострове и в настоящее время обеспечивает потребности в газе Норильского промышленного района.

Читать дальше

Авторский блок

А. А. Паранук
Установка непрерывной вакуумной перегонки мазута производительностью 100 тонн в сутки по сырью

В работе приводится описание установки непрерывной вакуумной перегонки мазута производительностью 100 тонн в сутки по сырью. Приведены преимущества предлагаемой установки перед существующим оборудованием по вакуумной перегонке мазута, описание установки и ее технологические характеристики. Приводится детальный анализ ее технологического оборудования.

Читать дальше

Пресс-релизы

"Саратовнефтегаз" (АК "РуссНефть") наращивает добычу природного газа
Остаточные запасы свободного газа на Западно-Рыбушанском месторождении оцениваются в 1327 млн куб м. Читать дальше

 

Из кубических футов -> в куб м

Футы кубические трлн.

Метры кубические млрд.

Футы кубические млрд.

Метры кубические млн.

Из MMBTU -> в долл за тыс куб м

MMBTU

Долл. за 1000 м. куб.

Из млн тонн СПГ -> в тыс куб м

Сжиж. природный газ млн.т.

Метры кубические млрд.

Из €/MWh -> в долл за тыс куб м

€/MWh

1000 метров кубических долл.

Из пенсов на терму (NBP) -> в долл за тыс куб м

Цена за терму, пенсов

Долл. за 1000 м. куб.

начало | телетайп | материалы | рейтинги | контакты

©  «Компания ИНТАРИ - сбор, анализ и хранение данных о трубопроводах», 2009 - 2016