ГКМ / 22.07.2010 / Южный Иолотань

Рис. 1. Геологическая карта района Мургабской впадины 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. 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

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

Газовые вести из Ирана

Блог любителя экономики
Газовые вести из Ирана

Иран через Сирию рвется на европейский рынок газа.
Читать полностью

ГКМ

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение располагается на севере Западно-Сибирской платформы, его суммарные запасы газа составляют 2,6 трлн. куб. м.
Читать дальше

Авторский блок

А. Паранук
Адсорбенты цеолиты и их применение в промышленности

В данной статье приводиться применение адсорбентов цеолитов в газовой промышленности, выделены их преимущества и недостатки перед другими адсорбентами
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

 

начало | телетайп | материалы | рейтинги | контакты

©  «Компания ИНТАРИ - сбор, анализ и хранение данных о трубопроводах», 2009 - 2017