Развитие газовой отрасли Туркменистана в годы независимости

05 Сентябрь 2024

Экономика

По размерам запасов газа газоконденсатное месторождение Довлетабат условно разделяется на части Довлетабат-1, Довлетабат-2 и Довлетабат-3 и занимает большие площади. Добыча сырья из сотен эксплуатационных скважин, пробуренных на такой огромной территории, создает надежные условия для укрепления национальной экономики и развития на современном уровне нефтегазовой отрасли, являющейся ее базовой отраслью. Данная статья содержит информацию о комплексе газоконденсатных месторождений Гарабиль-Гуррукбиль и Центральные Каракумы, разрабатываемом в настоящее время управлением «Döwletabatgazçykaryş» Государственного концерна «Туркменгаз».

Многопластовое газоконденсатное месторождение Гуррукбиль расположено восточнее редкого по своему геологическому строению и обладающего огромным объемом залежей газоконденсатного месторождения Довлетабат и относится к территории Тагтабазарского этрапа Марыйского велаята. Расстояние от опытной скважины № 68, где на газоконденсатном месторождении Довлетабат получен газ, до месторождения Гуррукбиль составляет 15-20 километров, а до газового месторождения Гарабиль, открытого на восточной стороне месторождения Гуррукбиль, - 10-15 километров.

Магистральный газопровод, берущий начало от Довлетабатского газоконденсатного месторождения, проходит в 90 километрах к северо-западу от месторождения Гуррукбиль, которое расположено в центральной части сланцев Гуррукбиль, относящихся к Довлетабат-Ходжагубурдекской разломной зоне. Газоконденсатное месторождение Гуррукбиль было открыто в 1990 году с первым в регионе притоком газа из барремных и аптических отложений из скважины № 3, расположенной в куполе Западный Гарабиль в восточной части данной кладовой. По результатам 3 обмерных, 13 разведочных и 10 пробных скважин, пробуренных до 1998 года, выявлено 6 газоконденсатных залежей альбского, аптского, барремского (В1 и В2) и готеривского (Г1 и Г2) ярусов. Для каждого из них характерен газоводяной контакт.

Месторождение Гуррукбиль по сложности геологического строения относится ко второй группе «сложных структур», по разделению залежей на группы и размерам опробованных залежей внесен в число крупных ярусов.

Газовое месторождение Гарабиль расположено на правом берегу реки Мургап и относится к территории Тагтабазарского этрапа Марыйского велаята.

Месторождение расположено в западной части возвышенности Гарабиль, нынешнее русло и долина реки Мургап рассекают юго-западный фланг структуры. Первые разведочные работы по выявлению газового месторождения Гарабиль начались в 1969 году. В 1970 году в результате бурения и испытания скважины № 1 был получен промышленно значимый приток газа с готеривского горизонта. При бурении параметрической скважины № 2 на месторождении в скважине произошло поглощение, приведшее к образованию газового фонтана, таким образом, в Туркменистане впервые был получен приток газа из бухарского горизонта. Путем бурения параметрической скважины № 3 на месторождении впервые вскрываются все слоистые продуктивные пласты.

При бурении опорных, параметрических, разведочных и эксплуатационных скважин на структуре Гарабиль вскрыты мощности толщ от неоген-четвертичных до триасовых отложений.

Готеривский продуктивный горизонт месторождения полнослоистый, куполообразной формы. Тип бухарского продуктивного горизонта считается водоплавающим. Средняя глубина готеривского и бухарского продуктивных пластов составляет 2180 и 1359 метров соответственно. В природном газе газового месторождения Гарабиль преобладает метан – углеводородный компонент. Также газ содержит сероводород и углекислый газ.

Газовое месторождение Гарабиль было введено в опытно-промышленную эксплуатацию в феврале 2012 года.

Система разработки является основой инициатив по разработке месторождений природного газа. Это включает в себя возможность выбирать способы эксплуатации и очередность их запуска. Сюда также входят системы размещения скважин, вскрытия продуктивного пласта, технические инструкции эксплуатации скважин и темпы разработки месторождения (годовая добыча газа). Их решение основано на результатах бурения разведочных скважин и специализированных испытаний, а также геологической модели газового месторождения.

Всего на месторождении пробурено 12 разведочных скважин, в разрезе всех отложений, вскрытых по месторождению, выявлены два продуктивных горизонта: готеривский и бухарский пласты. В основном продуктивным считается готеривский пласт, где находится промышленно значимый приток газа.

Природный газ, добываемый на месторождениях Гарабиль — Гуррукбиль, на газоконденсатном месторождении Довлетабат очищается от сероводорода и подготавливается к отправке в товарном виде в газопроводы.

Комплекс газоконденсатных месторождений Центральные Каракумы (Зякли-Дервезе) расположен в пределах купола Центральных Каракумов и включает в себя северную часть Каракумской впадины и южную часть Заунгузских Каракумов. Комплекс относится к территории этрапа Ак бугдай Ахалского велаята.

На территории Центрально-Каракумского газового района открыты месторождения Чалджульба, Дервезе, Такыр, Шых, Шыхяны, Топджульба, Топарджульба, Чеммерли, Гоюн, где в настоящее время полным ходом идет процесс разработки и добываются газ и газовый конденсат.

Говоря об истории Центрально-Каракумского комплекса газовых месторождений, следует отметить, что геологическое изучение площадок Серный завод - Дервезе началось гораздо раньше. Первая скважина в данном регионе пробурена для определения содержания серы выступивших на поверхность миоценовых и плиоценовых отложений.

Первое представление о нефтегазоносности площадок дал Г.К.Орьев. В 1935 году в своей статье «Новые данные по геологии о нефтегазоносности Центральных Каракумов» он выдвигает гипотезу о том, что месторождение серы могло образоваться за счет природного газа, выделившегося из тектонических трещин.

В 1941 году на Зяклинском подъеме тогдашним Управлением геологии Туркменистана была пробурена скважина, которая способствовала выявлению туронских отложений, что, в свою очередь, дает основание предположить наличие здесь размытого антиклинального купола.

В 1953 году в результате бурения нескольких картографических скважин в окрестностях поселков Серный завод и Дервезе было выявлено, что нижние горизонты палеогена под неогеном залегают под верхнемеловыми отложениями. Полученные данные дают В.В.Прусову основание предполагать наличие здесь антиклинали, усложненной не одним, а двумя тектоническими нарушениями. По современным данным, возможно, скважины, рассмотренные В.В.Прусовым, были пробурены либо совсем в другой складке, либо в тектонически расчлененном рифте.

В 1957 году бурением структурно-порофильных и картографических скважин начались масштабные геологические исследования по определению нефтеносности региона, а также решению тектонических и стратиграфических задач.

Бурение структурно-порофильной скважины № 101 началось в октябре 1958 года на одной из линий сейсмических профилей, изученных тогдашним Дарвазинским научно-исследовательским учреждением. 26 мая 1959 года из скважины был получен газовый фонтан из нижнемеловых отложений. С получением газового потока из Центральных Каракумов методом преломленных волн (МПВ) разрабатывается ряд профилей для изучения взаимосвязи расположенных на глубине структур с верхними и начала глубоких разведочно-буровых работ. В результате, начинается бурение разведочных скважин. Месторождение Шых комплекса месторождений был открыт в мае 1959 года получением промышленно значимого притока газа из нижнемеловых отложений, в 1965 году на площадке Чашгын также получен промышленно значимый приток газа из меловых отложений. Практически все залежи, входящие в состав Центрально-Каракумского газоконденсатного комплекса, являются многопластовыми. В их разрезе выявлено более 30 крупных и мелких газовых прослоев. Продуктивные пласты вскрыты вплоть до турон-барремского яруса меловой системы. Основные промышленно значимые газовые формации расположены в нижней части верхнего альба и апте.

Эти толщи вскрыты разведочными скважинами на глубинах от 210 до 1550 метров. Газонасыщенные мощности колеблются в большинстве случаев от 3 до 5 метров, а в некоторых случаях от 10 до 20 метров. Каждое из месторождений с разными объемами запасов газа, входящих в комплекс, расчитано на несколько видов режимов эксплуатации. В связи с очень сложным геологическим строением и не менее сложным размещением продуктивных пластов в большей части комплекса месторождений несколько тонких пластов (т. е. от 1 до 3) подключаются в общий режим эксплуатации. Один вид режима эксплуатации вводится в нескольких пластах с газоводяным контактом. На месторождениях вскрыты отложения возраста от неоген-четвертичного до верхнего триаса.

Комплекс частично разрабатываемых газоконденсатных месторождений тектонически расположен в пределах Центрально-Каракумской группы месторождений, комплекс является основной составляющей Центрально-Каракумского купола размерами 220х180 километров. Купол на востоке граничит с впадинами Илим и Балгуи, на севере – с Дерялык-Довдан и на западе – с впадиной Верхний Узбой.

В разрезе купола Центральные Каракумы выделяются два структурно-тектонических слоя. В нижнюю фазу входят породы палеозойского фундамента, образовавшиеся в ходе геосинклинального развития, в верхнюю – породы верхнепалеозойско-мезоценозойского осадочного чехла, сформировавшегося в верхней платформенной системе. Самая высокая часть купола Центральные Каракумы занята платом Зякли-Дервезе.

Исторические данные геологического развития возвышенности Зякли-Дервезе свидетельствуют, что нынешняя структура отложений сформировалась преимущественно на основе сдвиговых движений в конце олигоценового — начале миоценового периода. По принципу районирования эти месторождения относятся к Центрально-Каракумскому газоносному району Амударьинской газонефтяной системы.

Центрально-Каракумский газоконденсатный комплекс частично введен в эксплуатацию – в 2012 году Такыр, в 2014 году Дервезе, Чалджульба, Шых, Шыхяны, в 2018 году Топджульба, в 2021 году Чеммерли, Топарджульба, а в нынешнем, проходящем под девизом «Кладезь разума Махтумкули Фраги», году введено в эксплуатацию газоконденсатное месторождение Гоюн. Следует отметить, что на разрабатываемых в настоящее время месторождениях имеется попутный газовый конденсат.

Природный газ газоконденсатных месторождений Такыр, Дервезе, Чалджульба, Шых, Шыхяны, Топджульба, Чеммерли, Топарджульба и Гоюн очищается и осушается на установке низкотемпературной сепарации. Производство состоит из трех технологических линий, каждая из которых рассчитана на очистку 5 миллионов кубометров природного газа в сутки.

Ввод в эксплуатацию всех месторождений, входящих в состав Центрально-Каракумского газоконденсатного комплекса, в свою очередь позволит обеспечить ежегодный объем добычи газа и попутного газового конденсата, а также обусловит надежное снабжение сырьем комплексов газо- и нефтеперерабатывающих заводов.

С целью более точного определения текущего состояния пласта и показателей скважин на месторождениях, объема запасов газа в данном комплексе месторождений отмечается необходимость реализации комплекса мер по оснащению газосборных установок предусмотренным оборудованием для проведения геофизических испытаний, определения пластового давления и температуры с помощью глубинного манометра-термометра на всех скважинах, точного измерения суточного дебита каждой скважины в отдельности. Это создаст благоприятные условия для разработки месторождений.

В соответствии с «Программой развития нефтегазовой промышленности Туркменистана на период до 2030 года» особое значение придается обеспечению отечественных и зарубежных потребителей «голубым топливом», созданию и развитию крупных газо- и нефтехимических производств в Туркменистане. Исходя из этого, беспрерывное снабжение комплекса газоперерабатывающих заводов сырьем является одной из важных задач.

Природный газ и попутно добываемый газовый конденсат Центрально-Каракумского газоконденсатного комплекса имеют важное значение в качестве сырья для построенных на сегодняшний день и планируемых в будущем газохимических комплексов.