Геологические особенности и перспективы нефтегазоносности зон преимущественного развития газовых и нефтяных месторождений Предкопетдагского и других Альпийских кревых прогибов

Исследователи уже давно обратили внимание на то, что в ряде провинций или в отдельных зонах преимущественным развитием пользуются или нефтяные, или газовые месторождения. В краевых прогибах часто наблюдается сосредоточение на одном борту газовых, а на другом — нефтяных месторождений. Например, в Предкарпатском прогибе, во внешней его зоне, заложенной на перикратонном крае платформы, развиты многочисленные залежи газа, связанные с юрскими рифогенными постройками, образующими останцы на размытой поверхности мезозоя, или с брахиантиклинальными поднятиями в отложениях молассовой формации верхнемиоценового возраста, протягивающимися вдоль регионального надвига внутренней зоны прогиба на внешнюю. Во внутренней зоне этого прогиба развиты преимущественно нефтяные залежи, протягивающиеся вдоль регионального Карпатского надвига. Приурочены они к антиклинальным складкам, образующим протяженную зону поднятий. Залежи связаны с верхнемеловыми, палеогеновыми и нижнемиоценовыми отложениями.

Такая же избирательная закономерность в распределении залежей газа и нефти характерна и для Западно-Кубанского краевого прогиба. В Месопотамском и Терско-Каспийском прогибах намечается несколько иная закономерность. Здесь как во внутренних, так и во внешних зонах развиты преимущественно залежи нефти, тогда как в Предкопетдагском прогибе на всей его территории наблюдались в процессе бурения скважин в основном газопроявления. Правда, местами, на западе внешнего борта этого прогиба (Кызыларватский выступ) в скважинах из отложений сеномана с пластовыми водами наблюдались не только выбросы газа, но и пленки нефти. Западная часть прогиба, по-видимому, характеризуется газо- и нефтеобразованием. Об этом свидетельствует наличие залежи нефти на Модарском выступе в непосредственной близости от внешней зоны прогиба.

Интересно в связи с этим отметить, что в соседних с краевыми прогибами районах платформ обычно развиты преимущественно те виды залежей углеводородов, которые характерны для внешних зон краевых прогибов, или наоборот. Наглядными примерами являются внешние зоны Азово-Кубанского, Терско-Каспийского прогибов и прилегающие платформенные области Среднего Предкавказья, а также зоны сочленения Аравийской плиты с Месопотамским краевым прогибом. Сходная аналогия наблюдается и в зоне сочленения Туранской плиты с Предкопетдагским прогибом в его восточной части, что весьма убедительно подтверждается наличием в восточной части платформенного борта Шатлыкского газового месторождения.

Определенные закономерности в преимущественном развитии залежей нефти или газа характерны не только для молодых альпийских, но и более древних палеозойских — герцинских прогибов. В их пределах наблюдается обратная зависимость. Так, в Предуральском и Предаппалачском краевых прогибах во внутренних зонах развиты преимущественно газовые месторождения.

Как показали исследования, в основе условий формирования особенно крупных залежей нефти или газа лежит несколько важных факторов: 1) преимущественное развитие морских фаций в выполняющих и подстилающих прогибы формациях; 2) длительность и непрерывность их накопления, не считая кратковременных размывов, при условии, если они не часты и охватывают не только формации, выполняющие прогибы, но и подстилающие; 3) мощности и состав формаций; 4) тектоническая активность, степень и темпы прогибания; 5) термодинамические условия; 6) наличие мощных покрышек. Перечисленные особенности важны прежде всего для зон, в пределах которых формируются месторождения-гиганты.

Кратко рассмотрим каждый из приведенных факторов на примере альпийских краевых прогибов. Зоны преимущественного развития газовых месторождений характеризуются длительными перерывами в осадконакоплении не только в формациях, выполняющих прогибы и впадины, но и в подстилающих. Например, на территории внешней зоны Предкопетдагского прогиба палеозойские образования представлены преимущественно сланцевой формацией карбонового возраста и континентальной обломочно-вулканогенной формацией пермотриасового возраста, контактирующих непосредственно с докембрийским кристаллическим основанием. В пределах этой территории частыми, местами длительными перерывами отличаются и мезокайнозойские отложения до полного выпадения из разреза юрских отложений на выступах древнего фундамента (соседние районы Мургабской впадины, например Карабиль-Бадхызская зона древних поднятий) или нижне- и частично верхнеюрских отложений на Центрально-Каракумском и Красноводском сводах.

В западных районах платформенного склона размывы в конце палеогена и миоцена (одна из главных эпох формирования залежей нефти и газа) уничтожили полностью огромную толщу осадочных пород, начиная с миоценового до палеогенового возраста, а на большей части Карабогазгол-Кызыларватекой антеклизы до сеноманского и апт-альбското возраста включительно. В то же время здесь, как и в западных частях внутренней зоны прогиба, в разрезе палеозоя большое распространение получают отложения нижнего, среднего и верхнего палеозоя. Они представлены слабо дислоцированными осадочными образованиями. Учитывая этот факт и то, что глубоким размывом охвачены определенные тектонические зоны, которые претерпели в конце миоцена подъем и не являются характерными для всей территории прогиба и прилегающих частей платформы, можно предположить наличие здесь нефтегазовых и нефтяных залежей.

В глубоко погруженных внутренних и центральных частях Предкопетдагского прогиба мезокайнозойские и палеозойские отложения имеют мощное и повсеместное развитие. Причем они преимущественно морского генезиса. Сравнивая этот район с внутренними зонами других альпийских прогибов, можно было бы здесь ожидать крупные скопления нефти. Однако анализ истории развития этих формаций показал, что в разрезе мезозоя, кайнозоя и палеозоя здесь наблюдаются частые размывы, хотя и кратковременные. Скважины, пробуренные вдоль внутреннего борта Предкопетдагского прогиба, почти повсеместно отмечали признаки газоносности в мезозойских отложениях.

Месопотамский прогиб отличается почти непрерывностью осадконакопления начиная с инфракембрия, а Терско-Каспийский — с палеозоя, особенно с пермотриасового времени и карбона. Такая же закономерность в осадконакоплении характерна и для внутренней зоны Пред-карпатского прогиба, а также для внешних зон герцинских прогибов, таких, как Предуральский и Предаппалачские. В пределах последних непрерывность осадконакопления, хотя и не столь мощного, начинается с кембрия и силур-девона. Как видно из сравнения, зоны преимущественного и обильного нефтенакопления Месопотамского прогиба отличаются наибольшей длительностью непрерывного осадконакопления и преимущественно осадками морского генезиса.

Мощности осадочных образований, особенно морских, играют огромную роль, но не всегда самую главную. Например, мощности осадочного чехла внутренних зон большинства альпийских краевых прогибов превышают 12 км, однако в отношении перспектив нефтегазоносности резко отличаются. Из них наибольшими перспективами обладает Месопотамский прогиб.

Мезозойские отложения во всех упомянутых прогибах накапливались в морских условиях. Причем мощности их в Предкавказских и Предкопетдагском прогибах наибольшие, свыше 4000—5000 м, тогда как в Месопотамском прогибе они едва превышают 3000 м. В то же время в Месопотамском прогибе мезозойские отложения обладают наиболее высокими потенциальными ресурсами в отношении нефтегазоносности.

Мощности молаесовой формации играют весьма существенную роль в отношении степени перспектив нефтегазоносности краевых прогибов. Например, в Месопотамском, Предкавказских и Предкарпатском прогибах палеогеннеогеновое время отличается огромными амплитудами прогибания, и мощности осадков этого времени там превысили 5-8 км. Палеогеновые и нижние горизонты миоценовых отложений в этих прогибах отличаются максимальной нефтенасыщенностью. Тогда как в Предкопетдагском прогибе моласса накапливалась в условиях замедленного прогибания. Мощности ее едва превышают 3000—3500 м и перспективы нефтегазоносности ее весьма низкие.

Формационный состав тоже является важным фактором, но не исключительным. Например, в Месопотамском прогибе палеогеновые, мезозойские и палеозойские формации, подстилающие молассу, представлены преимущественно рифогенными известняками, мощность которых местами превосходит 5-7 км. Однако в западных частях внешней зоны прогиба роль карбонатных пород в разрезе мела резко сокращается, но от этого количественная характеристика нефтегазоносности существенно не уменьшается, судя по нефтяному месторождению-гиганту Бурган.

В Предкарпатском, Западно-кубанском и Терско-Каспийском прогибах наблюдается мощное развитие глинистых высокобитуминозных толщ в разрезах палеогена и неогена (мекилитовая и майкопская свиты и др.), а также в разрезах апт-альба, нижней и средней юры. В Предкавказских краевых прогибах широко развиты и известняки в разрезах верхнего мела, неокома и верхней юры. Нефтегазоносность в этих прогибах связана и с терригенными, и с карбонатными коллекторами, однако их потенциальная нефтеносность значительно слабее.

В Предкопетдагском прогибе мальм, неоком, верхний мел, а также низы палеогена сложены преимущественно органогенно-обломочными известняками. Мощное накопление известняков характерно и для подстилающих верхнепалеозойских отложений во внутренней зоне прогиба. Глинисто-сланцевые толщи здесь наблюдаются преимущественно в разрезах карбона во внешней зоне прогиба. Остальная часть осадочного чехла в Предкопетдагском прогибе представлена преимущественно песчаными фациями с прослоями алевролитового и глинистого материала. По набору формаций в разрезе мезозоя Предкопетдагский прогиб приближается к Месопотамскому прогибу, а по преимущественному преобладанию терригенных фаций в апт-альбе — к Предкавказским. Однако по преобладанию континентальных образований в разрезе верхней молассы он резко от них отличается, как отличается и меньшей степенью нефтегазоносности осадочного чехла в целом.

Из приведенного видно, что рифогенные и глинисто-сланцевые формации отличаются наибольшими нефтегенерирующими свойствами, так как они наиболее богаты органикой.

Однако при наличии перечисленных факторов, но при отсутствии тектонической активности развития этих нефтегазоносных комплексов или подстилающих их формаций отмечается слабая насыщенность разреза нефтью или газом. Как показывают многочисленные исследования, тектонический фактор играет главенствующую роль не только в распределении залежей, но и в преобразовании органики в углеводороды того или иного ряда. Мы уже выше отмечали, что в Месопотамском и Терско-Каспийском нефтеносных прогибах как во внутренних, гак и во внешних зонах именно регионально нефтеносные комплексы или непосредственно подстилающие их формации отличаются высокой тектонической активностью своего развития. Например, во время накопления продуктивной юрской формации в Месопотамском прогибе происходило формирование самостоятельных зон прогибания - палеовпадин и линейных палеопрогибов, как во внутренней его зоне, так и на внешнем борту. Мощности юрских отложений в этих палеопрогибах достигали свыше 1500 м. На внешнем борту формирование линейных зон погружения сопровождалось даже проявлением основного вулканизма (поперечная система Оман).

Сходными особенностями развития отличаются и продуктивные мезозойские формации Предкавказья, особенно Восточного Предкавказья. В юрское и меловое время здесь тоже наблюдались дифференцированные движения с формированием палеовпадин и палеопрогибов. Для Кавказа юрское время отличалось довольно сильным проявлением основного магматизма.

В районах Копетдага, в прилегающих перикратонных погружениях Туранской плиты и Мургабской впадины юрское, апт-альбское и сеноман-туронское время тоже отличалось повышенной тектонической активностью, приведшей к значительной дифференциации структуры этих комплексов. Огромная территория, охватывающая юг Мургабской впадины и Северный Афганистан, в конце юры была приподнята и выведена на поверхность, тогда как соседние зоны, наоборот, испытывали глубокое погружение. Дифференцированные движения на юге Мургабской впадины и в Северном Афганистане сопровождались проявлением основного вулканизма. Последний наблюдался и вдоль платформенного склона Предкопетдагского прогиба, судя по наличию эффузивных образований среди юрских терри генных сланцевых пород в районе Бахардокской опорной скважины. Наиболее активные складчатые движения с проявлением магматизма наблюдались в районах Копстдага на границе апт-альба и сеномана, о чем свидетельствуют находки рудных скоплений вдоль главной разломной зоны Копетдага (Западного Копетдага) в разрезах апт-альбских и сеноманских отложений. Юрские, нижнемеловые и сеноманские отложения в пределах этих регионов являются основными нефтегазоносными комплексами.

Рассматриваемые провинции испытали высокую тектоническую активизацию на границах верхнего мела и палеоген-неогена, а также в антропогене. Это основные фазы формирования альпийских краевых прогибов. Например, интенсивные погружения в Месопотамском прогибе и соседних частях Аравийской плиты в палеоген-неогеновое время периодически сопровождались интенсивными проявлениями основного магматизма, достигшего в антропогене максимума - трапповый вулканизм. В Месопотамском прогибе, как и в соседних частях Аравийской плиты, излившиеся андезитовые эффузивы образуют обширные покровы. Верхнемеловые и палеогеновые карбонатные формации в Месопотамском прогибе, как известно, являются основными промышленными нефтеносными комплексами. Палеоген-неогеновое осадконакопление Предкавказья тоже сопровождалось проявлением основного магматизма, на что указывает наличие среди палеогеновых отложений включений, состоящих из магматических пород. По данным Е.Е. Милановского и др., в Терско-Каспийском прогибе проявление эффузивного магматизма наблюдалось в четвертичное время вдоль Терско-Сунженской зоны складчатых дислокаций. Весьма широкое проявление основного магматизма наблюдалось на Кавказе и Предкавказье в акчагыльское время, о чем свидетельствуют пепловые осадки акчагыльского яруса Апшеронского полуострова и других районов. Палеоген-неогеновые формации в Предкавказье почти столетие представляли основные промышленные нефтедобывающие объекты.

Складчатые движения Карпат и интенсивные прогибания краевой Предкарпатской зоны в палеогеновую и неогеновую фазы тектогенеза тоже сопровождались проявлением основного эффузивного магматизма. Песчано-глинистые отложения палеогенового и неогенового возраста в Предкарпатском прогибе местами тонко переслаиваются с туффитами, туфами и окварцованными породами. Эти комплексы обладают наиболее высокими потенциальными возможностями в отношении нефтеносности и преимущественной нефтеносности.

Высокую активизацию тектонических движений с проявлением основного магматизма в палеоген-неогеновое время испытала также Западно-Туркменская впадина. Наличие грязевых вулканов на территории этой впадины и ее южного обрамления, располагающихся цепочками вдоль крупных разломов и действующих ныне, указывают на то, что Западно-Туркменская впадина продолжает активно развиваться и в настоящее время, испытывая интенсивное погружение и осадконакопление. Высокий термодинамический режим осадочного чехла и тектоническая активность впадины обусловили высокие перспективы нефтегазоносности пестроцветно-красноцветного комплекса неогенового возраста не только за счет формирования в них первичных залежей, но в большей степени вторичных в результате перетока углеводородов по проницаемым трещиноватым зонам из подстилающих мезокайнозойских толщ морского генезиса. Об этом свидетельствует приуроченность зон нефтегазонакопления к зонам крупных региональных разломов.

Южные окраины Западно-Туркменской впадины, расположенные на территориях Ирана и России, определяются иранскими геологами вслед за нами тоже как высокоперспективные. Эти предположения подтверждаются широким развитием здесь грязевого вулканизма, а также открытием залежей газа в карбонатных отложениях мальм-неокомского возраста в районе Горгана (Кызыл-Тепех) и красноцветах неогена на северном борту Горганской зоны погружения.

Тектоническая активизация в палеогеновое и неогеновое время характерна и для южных районов Мургабской впадины, а также Северного Афганистана. Здесь формирование глубоких прогибов (Келькорского и др.) сопровождалось в палеогене активным грапповым вулканизмом. Андезитовые лавы на юге Мургабской впадины образуют сравнительно небольшие покровы и пластовые интрузии. Проявление основного магматизма в это же время характерно и для Серахско-Герирудской зоны прогибания, осложняющей Предкопетдагский прогиб вкрест его простирания. Об этом свидетельствует довольно широкое развитие туффитов, туфов, туфобрекчий в глинисто-песчаных отложениях олигоцена в горном Бадхызе.

Эти процессы обусловили повышенную газоносность верхнемеловых и палеогеновых отложений на юге Мургабской впадины. В местах, где эти осадки надежно перекрыты, покрышками, они содержат залежи газа (Ислим, Карачоп, Карабиль). В южных частях Бадхыза (Серахская долина) иранскими геологами в одновозрастных образованиях встречены поверхностные выходы газа и нефти.

На большей части Предкопетдагского прогиба молассовая формация палеоген-антропогенового возраста, в отличие от одновозрастных осадков других краевых прогибов и впадин, характеризуется менее контрастными подвижками. Проявление основного эффузивного магматизма в ее разрезе не установлено. Молассовая формация Предкопетдагского прогиба, в сравнении с другими альпийскими прогибами, отличается весьма слабой насыщенностью углеводородами. Для широкого их образования здесь не было благоприятных термодинамических условий. Ho в отдельных зонах они наблюдались. К таким зонам относятся поперечные зоны дробления и формирующиеся над ними современные прогибы и палеопрогибы.

Как показывает анализ, наиболее высокими термодинамическими условиями, благоприятными для превращения органики в углеводороды нефтяного ряда, отличаются области глубокого и интенсивного прогибания типа Западно-Туркменской и Южно-Таджикской межгорных впадин, Месопотамского, Терско-Каспийского, Азово-Кубанского, Предкарпатского, Предкопетдагского и других прогибов, а также другие зоны активного погружения типа окраинных впадин (Мургабская, Прикаспийская, Мексиканская и др.), авлакогены (Днепровско-Донецкий прогиб) и др.

Так, по данным исследований И.М. Бучаидзе и др., глубина залегания поверхности с температурами 50°С в краевых прогибах Предкавказья не превышает 800—1000 м, а в отдельных зонах и того менее. Тогда как в прилегающих районах Русской платформы она погружается на глубины свыше 2000-3000 м. На этих же глубинах в краевых прогибах температуры пластовых вод достигают 100—120°С. Особенно они высокие в пределах Серахско-Герирудской зоны дробления, на востоке Предкопетдагского прогиба. Приуроченное к этой зоне Шатлыкское газоконденсатное месторождение-гигант характеризуется наиболее высокими температурами пластовых вод в разрезе готеривской песчаной продуктивной толщи. Ha глубинах 3400-3500 м температуры в ней достигают 120—138°С. В пределах соседней Мургабской впадины, вдоль одноименной разломной зоны, температуры, замеренные на этих же глубинах, но уже в гаурдакских (титонских) слоях, составляют, по данным В.Я. Соколова и др., 125°С на Байрамалийском и 135°С на Марыйском и Майском газовых месторождениях.

Вдоль разломов и более крупных зон дробления резко улучшаются коллекторские свойства песчаных, карбонатных и сланцевых пород за счет развития широкой сети тектонических трещин. Трещинная разновидность гранулярных и карбонатных коллекторов весьма характерна для краевых прогибов и их аналогов. Залежи, формирующиеся в таких коллекторах, отличаются самой высокой отдачей. Например, дебиты нефти одной скважины на месторождениях Месопотамского прогиба составляют 1000-2000 т/сутки, а на отдельных площадях и до 1400 т/сутки.

Процессы магматизма, как проявление глубинного тектогенеза, обычно отражают степень тектонической активности региона, а также степень прогретости осадочного чехла и степень его трещиноватости над зонами активизации. Например, Месопотамский и Предкарпатский прогибы отличаются высоким развитием основного эффузивного магматизма и характеризуются повышенной проницаемостью осадочного чехла. По широкой сети трещин термальные воды и магма устремляются в осадочную толщу, неся в нее глубинное тепло и активные катализаторы, В результате всех этих процессов в осадочной толще в отдельные этапы тектогенеза создаются благоприятные условия для быстрой переработки органического материала в углеводороды того или иного ряда. Последние зависят от комплекса вышеприведенных факторов. Формирующиеся углеводороды, обладая еще высокой подвижностью, быстро продвигаются в проницаемой толще осадков. Их продвижению вверх препятствуют лишь тектонические экраны и покрышки. Чем покрышка мощней, чем герметичность ее выше и шире ее региональное распространение, тем более крупные скопления формируются под этими экранами, заполняя структурные ловушки.

Анализ распространения крупнейших скоплений нефти и газа в различных нефтеносных, нефтегазоносных и газоносных областях показал, что в зонах распространения мощных глинистых покрышек или эвапоритовых, превышающих первые сотни метров, или представленных чередованием покрышек и коллекторов, можно встретить крупные месторождения-гиганты. Наглядным примером служат Шатлыкское и Хангиренское газоконденсатные месторождения на юго-востоке Туркмении. Первое из них расположено на платформенном борту Предкопетдагского прогиба на границе с Мургабской впадиной, а второе — на внутренней зоне этого прогиба. Оба эти месторождения лежат в области развития Серахско-Герирудской зоны поперечного современного прогибания. Промышленный неокомский комплекс в пределах этой зоны перекрывается доломитами и загипсованными породами барремского яруса, а также мощной толщей, свыше 700 м, глинистых осадков апт-альб-сеноман-туронского возраста. Наличие такого мощного экрана-покрышки обусловило формирование крупнейшего гиганта — Шатлыкского месторождения с запасами газа свыше 1 трлн. м3 и крупного Хангиренского с запасами газа свыше 500 млрд. м3, Соседние структурные ловушки этой же зоны также перспективны, но ввиду своих небольших размеров ловушек имеют значительно меньшие запасы. Об этом свидетельствуют недавно выявленные залежи газа в районах Cepaxca и Теджена. В соседних районах Мургабской впадины эта мощная покрышка удерживает основные залежи газа, конденсата и нефти в подстилающих осадках неокома и верхней юры. Последние являются здесь основными нефтегазоносными комплексами,

В западной части Предкопетдагского прогиба глинистая покрышка в разрезах апта, альба и сеномана претерпевает резкие фациальные изменения; ее глины полностью замещаются песчаниками. Глинистые толщи палеогена и миоцена вдоль складчатого борта полностью выведены на поверхность, а вдоль платформенного борта, в пределах Карабогазгол-Кызыларватской актеклизы, полностью размыты. В этих зонах на западе прогиба весь осадочный чехол до среднеюрских отложений включительно не содержит покрышек, значительно раскрыт и не представляет серьезного объекта для поисков крупных залежей углеводородов. Об этом свидетельствуют многочисленные скважины, вскрывшие палеогеновые и меловые отложения вдоль Карабогазгол-Кызыларватской антеклизы. Лишь местами в песчаниках сеномана наблюдались небольшие выбросы газа и пленки нефти с пластовыми водами. Ho, как показал анализ, небольшие скопления углеводородов вдоль тектонических экранов, являются вторичными, они поступают по разломам из соседних зон погружения. В пределах рассматриваемых зон основную роль покрышек выполняют глинисто-сланцевые осадки нижней и средней юры.

Региональное развитие залежей нефти в верхних слоях осадочного чехла Азово-Кубанского прогиба контролируется мощной (до 1500 м) майкопской глинистой серией, а также вышележащими глинистыми толщами морского неогена. В местах, где глины майкопской серии замещаются песчаными коллекторами, она сама становится продуктивной, но где она подвержена интенсивному размыву, там залежи нефти поднимаются выше (Терско-Каспийский прогиб).

В Предкарпатском прогибе основными мощными покрышками являются менилитовая сланцево-глинистая толща морского генезиса, а также вышележащая мощная эвапоритовая формация, под которыми залежи нефти во внутренней зоне и залежи газа во внешней заполнили почти все структурные ловушки. Однако широкое развитие выходящих на дневную поверхность разломов, выклинивание эвапоритовой толщи к бортам и сильное опесчанивание менилитовой толщи в сторону складчатого борта обусловили значительную разгрузку и раскрытое», от чего залежи Предкарпатского прогиба, хотя и многочисленные, сильно обводнены и недонасыщены, широко развиты выходы нефти на поверхность.

Среди упомянутых краевых прогибов Месопотамский занимает наиболее выгодное положение. Он характеризуется широким развитием в разрезе неогеновой молассы соленосной толщи, мощности которой изменяются от 750 до 6000 м и более. Эта мощная герметичная покрышка, в отличие от Предкарпатского прогиба, образует свой структурный план над палеогеновыми нефтегазоносными формациями и контролирует распространение залежей нефти и газа в подстилающих слоях кайнозоя, мезозоя и палеозоя. Большая часть залежей нефти во внутренней зоне прогиба непосредственно экранируется этой покрышкой. Ее высокие герметичные свойства обусловливают хорошую сохранность крупнейших и гигантов залежей нефти (Киркук и др.) и газа (Пазанун). Наличие такой мощной региональной покрышки позволяет удерживать крупные залежи нефти и под маломощными слабопроницаемыми покрышками-горизонтами в разрезе мезозоя. Средние суточные дебиты нефти скважин на месторождениях Месопотамского прогиба составляют 1000—3000 т/сутки, а на отдельных гигантах — до 1400 т/сутки.

Во внешней зоне Месопотамского прогиба в его юго-восточной части роль покрышки выполняет соляно-гипсовая толща верхнеюрского возраста. Она контролирует крупнейшие скопления нефти в юрских органогенных известняках валообразного поднятия Эпнала (Гхавар и др.).

В данной работе мы не останавливались на структурных особенностях зон крупного нефтегазонакопления, так как этот вопрос широко проанализирован в геологической литературе. Следует только подчеркнуть, что локальные гигантские скопления нефти или газа при наличии всех благоприятных факторов, безусловно, связаны с крупными тектоническими структурами-валами (Эпнала) или зонами поднятий, такими, как Терско-Сунженский хребет в Терско-Каспийском, или Покутско-Бориславская зона поднятий в Предкарпатском прогибах или отдельными длительно развивающимися поднятиями типа Джудуклинского (Шатлыкского) в Предкопетдагском и выступе Бурган в Месопотамском прогибах.

Заканчивая рассмотрение геологических особенностей областей и зон преимущественного развития газовых, газонефтяных и нефтяных месторождений, еще раз следует подчеркнуть, что зоны развития крупнейших скоплений нефти характеризуются наличием всех вышеупомянутых факторов. При нарушении этой связи тотчас наблюдаются преимущественное развитие газовых залежей или нефтегазовых, а также слабая продуктивность нефтегазоносных комплексов.

Учитывая комплекс отмеченных факторов, можно с большей уверенностью планировать поисково-разведочные работы на нефть и газ не только в слабоизученных краевых прогибах, но и в межгорных впадинах и в платформенных областях, где отдельные зоны погружения испытывают или испытали сходные условия осадконакопления и развития.

К слабо изученным краевым прогибам относится Предкопетдагский. Наиболее перспективными направлениями дальнейших поисково-разведочных работ на его территории авторы считают поперечные зоны активного погружения, осложняющие Предкопетдагский прогиб, и непосредственно прилегающие к ним районы и зоны поднятий, а также лежащие на их продолжениях соседние области орогена и платформы. Это прежде всего Серахско-Герирудская, Артыкская, региональная Арчман-Бахарден-Каракалинско-Горганская, Межбалхан-Узбойская и др. Отмеченные зоны осложняют внутренние впадины (Каахкинскую, Ашхабадскую и Казанджикскую), располагаясь на раздробленных погружениях выступов фундамента.

Они обычно отличаются развитием благоприятных погребенных ловушек поднятий, зон выклинивания и замещения, стратиграфического несогласия, тектонических экранов, а также повышенным - термодинамическим режимом, широким развитием трещинных коллекторов с высокой проницаемостью, наличием мощных покрышек и других геологических особенностей, благоприятных для формирования крупных скоплений и разнообразных типов залежей нефти и газа.

В Предкопетдагском прогибе наглядным примером таких зон является Серахско-Герирудская зона погружений, к которой приурочены газоконденсатное месторождение-гигант на платформенном борту (Шатлыкское), крупное газовое месторождение Хангирен во внутренней части прогиба и более мелкие залежи в центральной части прогиба. На ее территории еще не изучены зоны замещения продуктивных песчаных коллекторов готерива карбонатными в восточном направлении, т.е. в наиболее погруженные части прогиба. Здесь по аналогии с гигантским американским месторождением газа Панхендл, приуроченного к бортовой части Предвичитской зоны краевых погружений, могут быть развить; залежи нефти или конденсата. Еще не изучены в пределах этой же зоны погруженные структурные осложнения и зоны выклинивания, замещения, формирующиеся на погружениях Бадхызского выступа. Здесь со стороны Предкопетдагского прогиба намечается (и частично в юго-западной бортовой части Мургабской впадины) замещение карбонатных пород верхней юры песчаными, а в пределах юга Мургабской впадины — полное выклинивание верхнеюрских отложений. В этих зонах могут быть широко развиты залежи литологического и смешанного типов.

Весьма перспективными являются также зоны литологического замещения и стратиграфического несогласия, широко развитые вдоль Карабогазгол-Кызыларватской антеклизы на западе Предкопетдагского прогиба. Это крупное поднятие контролирует развитие Предкопетдагского прогиба на север в области Казанджикской впадины. Здесь вдоль Североприкопетдагского разлома на согни километров и более прослеживаются зоны полного выклинивания миоценовых, палеогеновых и верхнемеловых отложений, а также смены литологического состава юрских и триасовых отложений, в которых могут быть развиты протяженные зоны нефтегазонакопления. Аналогичные зоны литологического замещения, выклинивания и стратиграфического несогласия широко развиты вдоль всего южного, юго-западного и юго-восточного бортов Мургабской впадины. Эти зоны также представляют большой интерес для разведки на нефть и газ. Из них юго-восточная прибортовая часть Мургабской впадины характеризуется повышенной нефтеносностью, на что указывает открытие нефтяного месторождения в соседних с впадиной районах Северного Афганистана (Андхойского).

В заключение следует отметить, что зоны высокой тектонической активизации и связанные с ними перспективы нефтегазоносности характерны не только для краевых прогибов и перикратонных погружений платформ, но и межгорных впадин, авлакогенов и палеопрогибов в пределах платформ, где отдельные структурно-тектонические комплексы активно развивались. Они также заслуживают глубокого всестороннего изучения.