В структурном отношении рассматриваемому району отвечает центриклиналь Изгант-Геязлинской впадины доверхнепалеозойского фундамента, зажатая между Казинским и Оюклинским выступами и упирающаяся в Каракумский свод. Центриклиналь снивелирована осадочно-вулканогенными образованиями карбон-пермо-триасового промежуточного комплеса, толщина которого в направлении выступов фундамента сокращается от 3–4 до 1 км и менее (преимущественно за счет регионального предъюрского размыва).

Юрско-нижнемеловые нефтегазоносные отложения западной части Бахардокского склона и внешнего борта Ашхабадской депрессии Предкопетдагского прогиба образуют единую моноклизу с региональным наклоном 1–3°, в составе которой выделяется ряд частных моноклиналей, структурных гребней и Казинская плакантиклиналь [1,2].

Наложенная на, северное замыкание Изгант-Геязлинского доюрского прогиба Геязлинская моноклиналь имеет вид выположенного структурного залива, в пределах которого проявился предмеловой размыв и локализовалась подразмывная титонская клиноформа (рис. 1).

Кыркский гребень рассекает Геязлинскую моноклиналь на западную и восточную части, из которых западная более обширна и перспективна на нефть и газ. В ее пределах выявлены локальные поднятия Елаклы, Богаты, Сингрен, Санлык, которые, несмотря на мелкие размеры, представляют первостепенный интерес в отношении нефтегазоносности. Западная часть Геязлинской моноклинали переходит по восстанию в Казинскую плакантиклиналь. Это слабоизученное сочленение заслуживает максимального внимания для поисков сложноэкранированных ловушек и залежей нефти и газа.

Казинская плакантиклиналь, облекающая одноименный палеозойский выступ, сложена группой мозаично ориентированных небольших погребенных поднятий и структурных носов, наиболее выраженными антиклинальными складками являются Атасарынская, Аткакская, Сабурская и Карамаинская. На Атасарынском и Сабурском поднятиях открыты газоконденсатные месторождения и непромыяшленные скопления нефти.

Казинская плакантиклиналь отделена от Чирлинской моноклинали Карабахшинским разрывом со взброшенным на 50–200 м по отложениям юры южным крылом, и сопряженным с разрывом одноименным: структурным гребнем. Карабахшинский гребень служит важнейшим путем транзита УВ из Ашхабадской депрессии в направлении Кызыларватского доюрского выступа – юрско-нижнемеловой погребенной плакантиклинали. Это предполагает надежность сопровождающего гребень тектонического экрана, вдоль которого происходит скольжение УВ.

Структурная дифференциация Чирлинской и Северо-Изгантской моноклиналей, составляющих внешний борт Ашхабадской депрессии, незначительна. Здесь выявлены одиночные мелкие поднятия, на одном из которых (Чирлинском) получены непромышленные притоки нефти и газа. Приток нефти зафиксирован также на моноклинали к северу от Чирлинского купола, что позволило предположить здесь литологическую нефтяную залежь [2].

На территории Западно-Бахардокского района установлена продуктивность верхнеюрских, неокомских и аптских отложений, основные залежи УВ приурочены к оксфордскому, титонскому и валанжинскому нефтегазоносным комплексам. Эти комплексы наиболее благоприятны для аккумуляции скоплений нефти и газа на моноклиналях из-за клиноформного строения, стратиграфического срезания верхней юры предмеловым размывом, частных литолого-фациальных и коллекторских неоднородностей нефтегазоносных горизонтов. Эти условия обусловливают и широкое распространение в районе сложноэкранированных ловушек и залежей УВ – стратиграфических, литологических и рифово-литологических, приуроченных преимущественно к полузамкнутым антиклинальным формам.

Верхняя часть оксфордского комплекса, сложенная горизонтами О₁ и О₂, оказалась газоносной на всех поднятиях Геязлинской моноклинали.

Горизонт O₁ представлен доломитами и доломитизированными известняками, более половины разреза которых представлено поровыми и порово-кавернозными коллекторами с Кпо от 8–10 до 18%. Рабочие дебиты газа из горизонта O₁ составили 200–250 тыс. м³/сут.

По восстанию Геязлинской моноклинали гранулярные доломиты горизонта О₁ замещаются карбонатно-глинистыми уплотненными породами, здесь вероятна серия литологических ловушек, которые могут оказаться нефтенасыщенными. О возможной нефтеносности зоны выклинивания карбонатных коллекторов горизонта O₁ свидетельствует слабый приток нефти, полученный в скв. 8 Атасары. Первоочередным объектом сейсморазведки и бурения, позволяющим выяснить строение и продуктивность зоны выклинивания коллекторов горизонта О₁, является Северно-Геязлинский структурный нос.

Горизонт О₂ сложен ангидритовой покрышкой и трещиноватым низкопористым (Кпо=3–5%) доломитовым коллектором. Однако для этого коллектора характерны высокие фильтрационные свойства и рабочие дебиты газа 100–320 тыс. м³/сут. На Сабурском поднятии доломиты расклинивают ангидритовую покрышку и нефтеносны (среднесуточный дебит нефти составил 8 м³).

Титонская клиноформа имеет в плане вид залива, стратиграфические экраны ее проницаемых горизонтов замыкают несколько крупных моноклинальных участков – вероятных зон стратиграфических ловушек УВ. Промышленная нефтегазоносность локальных поднятий в ареале клиноформы доказана (таблица), продуктивность моноклинальных участков будет проверена бурящимися скважинами. Состав, строение и нефтегазоносность титонского комплекса показаны на рис. 2.

Опишем разрез титона (снизу вверх).

Горизонт Н-III-IV –наиболее выдержанный порово-кавернозный коллектор с Кпо=10–15%, представлен доломитами и органогенно-обломочными известняками. На погружениях моноклиналей водонасыщен по данным ГИС. Характер насыщения на Кутлаякском и Елаклинском поднятиях не ясен.

Горизонт Н-II представлен плотными и глинистыми известняками. Эта покрышка выдержана на Чирлинской и юге Геязлинской моноклиналей; по восстанию последней покрышка трансформируется в поровый коллектор – доломит, содержащий песчаную примесь (Геязлинский нос, скв. 9). В “голове” клиноформы вероятно объединение коллекторов Н-II и Н-III-IV, сумма которых обеспечит, по-видимому, основную емкость стратиграфического резервуара на участке Богаты – Сингрен – Северный Геязли.

Горизонт Н-I₃ сложен чистыми уплотненными известняками и доломитами с Кпо =4–10 %, фильтрационные свойства которых за счет трещиноватости локально улучшаются на Кутлаякском, Елаклинском и Южно-Кыркском поднятиях, где этот горизонт становится нефтенасыщенным. Горизонт опробован на Елаклинском поднятии, где среднесуточный дебит нефти составил 30 м³ по штуцеру 6 мм.

Сохранится ли “уплотненность” горизонта Н-1₃ в “голове” моноклинали (как в скв. 1 и 9 Геязлинского носа) или же он трансформируется в коллектор, пока не ясно. В первом случае титонская клиноформа разобщается на два резервуара Н-(II+III+IV) и H-I₂ и две автономные зоны стратиграфических ловушек.

Горизонт H-I₂ на всех разбуренных поднятиях Геязлинской моноклинали является подразмывным, содержит основную долю запасов нефти и газа титонской клиноформы и представлен порово-кавернозными и трещиноватыми доломитами и известняками с Кпо=7–12 %. Среднесуточные дебиты нефти из этого горизонта на поднятиях Южный Кырк, Кутлаяк, Елаклы составили 50– 120 м³. В сводовой скв. 6 Кыркского поднятия из горизонта H-I₂ получен газ с нефтеконденсатной смесью; по-видимому, эта залежь имеет нефтяную оторочку. По данным ГИС перспективные на нефть и газ, поровые карбонатные коллекторы содержатся в горизонте H-I₂ на Каракакском поднятии (Карабахшинский гребень).

Горизонт H-I₁ сохранился от размыва только на Чирлинской моноклинали и Карабахшинском гребне. В скв. 3 Каракакского купола по керну установлена приконтурная часть нефтегазоконденсатной (?) залежи, экранируемой поверхностью несогласия. Коллекторами H-I₁ служат доломиты с Кпо= 10-14%.

Полученные результаты однозначно свидетельствуют о промышленной нефтеносности Геязлинской титонской клиноформы и высоких перспективах продолжения ее разведки, в первую очередь, на нефть, что подтвердило прогноз концентрации нефтяных скоплений в пределах древних “тупиковых” зон сложноэкранированных ловушек [1,2].

Валанжинский нефтегазоносный комплекс представлен морскими карбонатно-глинистыми отложениями с прослоями песчаников и ангидритов. Комплекс продуктивен на поднятиях Кырк, Кутлаяк, Елаклы, Сабур, где наряду со свободными залежами УВ обнаружены структурно-литологические. Вся территория Западно-Бахардокского района перспективна для поисков литологических ловушек и залежей УВ в выклинивающихся и замещающихся карбонатно-терригенных коллекторах, которые могут быть выявлены во всех горизонтах валанжина.

Горизонт В₄ представлен глинами, вмещающими линзы песчаников или песчанистых известняков (0–8 м), приуроченными к замкнутым и полузамкнутым антиклинальным формам. Такие линзы содержат газоконденсатные структурно-литологические залежи на Сабурском и Кыркском поднятиях; для их поисков перспективны поднятие Аткак, Геязлинский и Северо-Геязлинский носы.

Горизонт В₃ сложен доломитизированными известняками с разнообразной, сильно изменчивой структурой порового пространства. В кровле горизонта открыты водоплавающие газоконденсатные залежи на Сабурском, Кыркском и Кутлаякском поднятиях и нефтяная залежь на Елаклинском. На последнем кровля горизонта Вз содержит высокопористый карбонатный коллектор, возможно, рифового генезиса, чем и объясняется максимальный для района дебит нефти (200 м³/сут по штуцеру 12 мм). Нефтенасыщенный доломит поднят из кровли горизонта В3 в скв. 9 (Геязлинский нос), что свидетельствует о вероятности открытия в этом горизонте структурно-литологических ловушек и залежей УВ.

Горизонты B₁ и В₂ характеризуются литолого-фациальным замещением мелководно-морских карбонатно-терригенных коллекторов на лагунные глинисто-ангидритовые уплотненные разности. С таким замещением связано нефтепроявление на Чирлинском куполе (горизонт В₁) и газоконденсатные залежи на Сабурском и Кыркском (горизонт В₂) поднятиях.

Таким образом, в Западно-Бахардокском районе имеются три основных сингенетично нефтегазоносных комплекса – оксфордский, титонский и валанжинский, из которых титонский, по-видимому, включает основную долю запасов и ресурсов нефти.

Для поисков скоплений УВ определенный интерес имеет нижне-среднеюрская терригенная толща, нивелирующая расчлененный рельеф поверхности предъюрского несогласия и перекрытия регионально выдержанной глинисто-карбонатной покрышкой келловейского яруса. Каких-либо проявлений газа и нефти в нижне-среднеюрских отложениях не установлено. Значительные вариации мощности толщи (от 0–50 до 400–500 м) и резкая невыдержанность ее песчано-алевритовых коллекторов позволяют рассчитывать на литологические ловушки и скопления УВ в зонах выклинивания песчаников, наиболее вероятных в сочленениях крупных впадин и выступов доюрского основания.

В Западно-Бахардокском районе практически не изучены на нефтегазоносность карбон-пермо-триасовые отложения. Первым шагом в этом исследовании должен стать совместный анализ сейсмических материалов МОГТ и доюрских разрезов скважин для составления геолого-структурной схемы поверхности предъюрского размыва. На основе этой схемы можно наметить региональные и поисковые сейсморазведочные работы МОГТ на промежуточный комплекс и дополнить задачи отдельных скважин, бурящихся на верхнеюрско-валанжинские отложения вскрытием на полную мощность и опробованием нижне-среднеюрских и верхов доюрских отложений.

Открытие промышленных залежей нефти в западной части Бахардокского склона повышает перспективы нефтеносности прилежащей Ашхабадской депрессии Предкопетдагского прогиба. Наиболее интересен в отношении нефтеносности пригеосинклинальный борт Ашхабадской депрессии, содержащий по данным М.С. Жмуда крупные поднадвиговые ловушки УВ.

1. Геологическая основа и пути реализации перспектив газонефтеносности Бахардокского склона и Предкопетдагского прогиба / В.Н. Мелихов, В.С. Сибирев, М.А. Аширмамедов, А.А. Атаев, О.Н. Пешков, Э.Л. Рожков // Обзор информ. Нефтегазовая геология и геофизика.– 1987.– Вып. 14 (21).
2. Поиски сложноэкранированных ловушек и скоплений газа и нефти в платформенной части Туркменской ССР / В.Н. Мелихов, 3.Б. Хуснутдинов, В.С. Сибирев, Э.Л. Рожков // Обзор информ. Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений.– 1988.– Вып. 17.

The results of prospecting and prospects of oil and gas bearing formations in the Western-Bahardoc region are observered. The most important result of the study is discovering of the first in the region industrial petroliferous pools in tithonian and valanginian clinoforms, that can become objects of oil extraction. It is proposed to realise oil and gas possibilities of the region by combination of multilayer oil and condensate pools prospecting at local uplifts and search of multiple – screened traps and hydrocarbon pools at monoclines.

1 – локальные поднятия (1 – Южный Кырк, 2. – Кырк, 3 – Северный Кырк, 4 – Кутлаяк, 5 – Геязлинский нос, 6 – Северно-Геязлинский нос, 7 – Елаклы, 8 – Богаты, 9 – Санлык, 10 – Сингрен, 11 – Атасары, 12 – Аткак, 13 – Сабур, 14 – Карамая, 15 – Каракак, 16 – Чирли); 2, 3 – месторождения: 2 - нефтегазоконденсатные, 3 – газоконденсатные; 4 – притоки и проявления нефти, 5 – изогипсы верхнеюрской поверхности, м; 6 – разрывное нарушение; 7, 8 – границы; 7 – стратиграфического срезания титонских горизонтов; 8 – тектонических элементов;структурные гребни: А – Кырский, Б– Карабахшинский; буквы в кружках; КВ – Казинский выступ, ОВ – Оюклинский выступ, ГМ – Геязлинская моноклиналь, ЧМ – Чирлинская моноклиналь

1 – глины; 2 – известняки; 3 – доломиты; 4 – мергели; 5 – ангидрит; 6 – песчано-алевритовая примесь; 7–10 – тип коллектора; 7 – поровый, 8 – порово-кавернозный, 9 – трещинный, 10 – трещинно-кавернозный; 11–15 – насыщение разреза: 11 – промышлуные притоки нефти, 12 – промышленные притоки газа с нефтеконденсатной смесью, 13 – вероятная нефтенасыщенность, 14 – непромышленные притоки и проявления газа (а) и нефти (б), 15 – характер насыщения неясен; римские цифры – месторождения: I – Чирли, II – Каракак, III – Южный Кырк, IV – Кырк, V – Елаклы, VI – Кутлаяк, VII – Геязли