土库曼斯坦油气地质和石油潜力

　　土库曼斯坦油气资源十分丰富，是一个油气资源出口国家。目前已发现东西两个含油气盆地，东部阿姆河盆地为一个富气盆地，而西部西土库曼盆地为一个产油盆地。

　　土库曼斯坦总体上勘探程度还不高，完钻探井和参数井3370 口，总进尺1300 × 104m。完成了全国重磁力勘探工作以及二维地震勘探工作，从1999 年起在西土库曼地区和东部阿姆河右岸完成部分地区三维地震工作，二维地震勘探程度为0.39km/km2,探井勘探程度为20.5m/km2，平均钻探深度为3900m，实际上仅勘探了盆地上部含油气层系。东部下白垩统含油气层系和西部新近系含油气层系勘探程度高，而深部地层勘探程度较低。

　　在土库曼斯坦海陆总共发现183个油气田，其中油田和带气顶油田34 个，气田和凝析气田149 个，探明天然气储量约6.1 × 1012m3，探明原始石油可采储量7.0 ×108t，剩余石油和凝析油可采储量约4.9×108t。2006年产天然气650 × 108m3，其中东部年产气约530 × 108m3,年产石油和凝析油850 × 104t，其中西部产油约750 × 104t。预测全国油气总地质资源量为454×108t石油当量，油气总可采资源量为306×108t石油当量，其中剩余石油和凝析油可采资源量约77 × 108t，剩余天然气资源量为22.5×1012m3。该国油气勘探潜力主要分布在西部里海海域，石油资源量110 × 108t，天然气资源量5.5 ×1012m3。

　　一、阿姆河盆地油气地质特征和资源潜力分析

　　阿姆河盆地是一个大型中生界富气盆地，在地理位置上分属土库曼斯坦东部和乌兹别克斯坦西南部，其分界线为阿姆河一线，盆地东南部还向阿富汗北部延伸。在区域构造方面，该盆地位于哈萨克斯坦板块南缘，其褶皱基底是由不同时期古生代火山岩和变质岩组成，沉积 盖层主要是由中、新生界地层组成，最大沉积岩厚度达7～8km。现今盆地形态为一个半盆地，其外形呈三角形，盆地总面积为29 × 104km2。

　　1953年乌兹别克斯坦布哈尔阶地发现第一个气田——谢塔兰捷佩气田，随后相继在1955年发现加兹里大型气田，打开该盆地找气新局面。1961年又在土库曼斯坦发现巴伊拉马气田，1966年发现阿恰克和纳伊普等大型气田后，在20世纪70—80年代先后发现了泽阿格里—达尔瓦扎、萨特雷克和道列塔巴特—顿麦兹等大型气田，证实该盆地的土库曼斯坦东部广大地区为富气区。

　　1. 盆地石油地质特征

　　（1）阿姆河盆地地质结构具有盆地边缘断阶带和盆地内部次一级隆起和坳陷十分发育的特征。除了科佩达克山前坳陷和中央卡拉库姆隆起以外，可进一步分为：西北部布哈尔、恰尔召乌和乌尔杰希克阶地、南部发育巴特赫兹—卡拉比尔阶地和库什金等隆起带，盆地中部分布马雷、东扎翁古兹、巴加真和乌恰真等构造带，相应把盆地分为希文、扎翁古兹和北卡拉比尔等坳陷。天然气主要富集在盆地边缘断阶带，成为气田集中分布的富气聚集带，具有气田规模大、储量丰度高的特征，如布哈拉、恰尔召乌、乌尔杰希克和巴特赫兹—卡拉比尔等断阶带，每个富气带探明天然气储量（0.8～1.8）× 1012m3。

　　（2）盆地内部构造圈闭十分发育，有短轴背斜、长垣构造、断裂背斜圈闭和生物礁圈闭、砂岩岩性尖灭圈闭和岩性—构造圈闭等多种类型，短轴背斜圈闭和生物礁圈闭是本区主要油气圈闭类型，前者占已知气田总数65.4%，而后者占已知气田总数18.4%。在盆地边缘布 哈拉、恰尔召乌和别尔捷希克断阶带分布一些大中型气田，其圈闭类型均属于短轴背斜和长垣构造圈闭类型。

　　构造圈闭规模较大，数百平方千米以上，背斜幅度150～200m 以上，含油层系多，如阿恰克、萨马捷佩和萨特雷克等大型气田。仅中—下侏罗统砂岩气田圈闭类型以构造型为主，规模较小，气层厚度较薄，气田单位面积储量丰度较小。

　　（3）盆地内部发育3套潜在生油气岩系：中—下侏罗统含煤岩系、上侏罗统海相泥质碳酸盐岩和下白垩统（阿普第阶—阿尔必阶）泥质岩生油岩。经地球化学和油、岩系统分析研究，烃源岩以中—下侏罗统含煤岩系为主，其次为深部（4000m 以下）上侏罗统泥质灰岩。

　　（4）盐上白垩统砂岩和盐下上侏罗统碳酸盐岩是盆地主要含气层系，次为中—下侏罗统和第三系砂岩气层。下白垩统泥欧克姆阶萨特雷克组砂岩为该盆地主要含油气层系，岩性上为一套红色砂岩层，属泛滥平原洪积相或风成相沉积，物性较好，泥质胶结、疏松，孔隙度15%～20%，最大孔隙度30%，渗透率200～700mD，产层有效厚度30～100m，单井天然气产量高,达(45～135)×104m3/d，属于高产砂岩气层，如道列达巴特—顿麦兹和萨特雷克气田。次为阿普第阶和阿尔必阶—赛诺曼阶砂岩气层。

　　上侏罗统碳酸盐岩储集层具有高孔隙渗透性能和储量丰度高的特征，是一套高产含气层系。堤礁带和点礁具有高溶蚀孔洞和高渗透的特征，岩性上为一套以珊瑚和藻类等造礁生物组成的礁块灰岩，孔隙度20%～28%，渗透率119～5310mD。在乌兹别克斯坦的布哈尔和恰尔召乌阶地分布一个近东西走向的堤礁带，长达250km，发现47 个生物礁，其中30 个生物礁已证实为气田，最近，又在盆地南部堤礁带发现了亚什拉尔和南尤洛坦高产气田，为此，上侏罗统生物礁成为寻找高产大型气田有利地区。

　　（5）盖层封闭性对含油气系统中油气富集程度影响较大，盆地内部分布2种类型（泥岩和盐膏岩）盖层，上侏罗统盐膏岩是一套区域性盖层，盖层厚度4 0 0 ～1200m，盖层分布范围约30 × 104km2，盆地边缘盖层厚度减薄至40～50m，岩性相变为硬石膏层，盆地内部为纯盐岩。盐岩盖层和硬石膏盖层有一定差异性，盐岩盖层封闭性最好，而硬石膏仅能封闭侏罗系圈闭中石油，不能封闭圈闭中天然气。次为下白垩统泥质岩盖层。

　　（6）按天然气性质：盐上白垩系砂岩中天然气属于低含硫的干气型，气中硫化氢含量很低，甲烷含量为85%～90%，重烃含量约10%，气中凝析油含量22～30g/m3。而盐下碳酸盐岩中天然气硫化氢含量高，甲烷含量86%～91%，重烃含量4%～5%，硫化氢含量2%～5%，气中凝析油含量27～58g/m3。

　　2. 天然气资源储量分析

　　自1961年发现巴伊拉马里气田以后，特别是1966年发现阿恰克和纳伊普大型气田，相继又发现萨特雷克和道列塔巴特—顿麦兹特大型和巨型气田，使土库曼斯坦东部阿姆河盆地有两次大幅度的天然气储量增长高峰,为建成土库曼天然气开采基地奠定了基础。1966—1973年第一次天然气储量增长高峰期：发现18 个天然气田，探明天然气储量达1.8 × 1012m3，年均探明储量2259 ×108m3。1980 — 1985 年第二次天然气储量增长高峰期与发现和详探道列塔巴特—顿麦兹巨型气田有关，新增天然气储量达1.6 × 1012m3，年均新增储量2670 × 108m3。

　　探明天然气总储量约5.0 × 1012m3。自1985 年以后，由于盐上萨特雷克主力气层勘探程度愈来愈高，构造圈闭都已钻探，储量转化率达73.8%，盐上主力产层进入寻找非构造气田阶段。天然气勘探效率明显下降，每年新增天然气储量（500～650）× 108m3，开始不能弥补当年产量需求。自1991 年土库曼斯坦独立后，由于经济上因素，勘探投入大规模减少，勘探工作量萎缩，直到1997年以后，勘探逐渐有些好转。在1991—2001年期间先后发现约20 个新气田，新增加探明天然气储量2630 ×108m3，累计产气6306 × 108m3。这一时期没有完全达到储采平衡状态，仅从1997 — 2000 年起有所好转。

　　最近几年来，由于加强盐下生物礁气田勘探力度，先后在阿姆河右岸和南部地区发现数个新气田，2005年在盆地南部发现南尤洛坦生物礁高产气田，预计天然气3P储量约1.5×1012m3，勘探取得重大突破，拓宽了盐下深部侏罗系生物礁气田勘探领域。2006 年新增储量1600 ×108m3，使土库曼斯坦天然气勘探逐渐走向良性循环阶段。预测阿姆河右岸和南部穆尔加勃坳陷中部亚什拉尔—南尤洛坦地区生物礁气田有利勘探区天然气资源潜量分别为1.5 × 1012m3 和5 × 1012m3。其次，卡拉库姆隆起区东部斜坡带是找下白垩统非构造气田有利地带。

　　3. 天然气产能规模分析

　　在系统分析研究该盆地土库曼地区天然气资源量、剩余储量和生产能力的基础上，对该地区今后天然气生产规模进行概念性分析。

　　自1966年起中亚—欧洲天然气管线建成投产后，该区探明天然气储量主要集中分布在特大型和巨型气田中，占总储量73.3%。该国气田开发采用稀井高产和先动用大型气田优质储量等方针，使天然气年产量迅速增加，在阿恰克、纳伊普、萨特雷克和道列塔巴特—顿麦兹等特大型气田相继投产后，到苏联解体前，该地区经历了3次产量增长期，分别是：

　　（1）1966 —1971年天然气年产量由0.52 × 108m3 增加为155 × 108m3；

　　（2）1971 — 1981年期间天然气产量增加到638× 108m3；

　　（3）1981—1990年期间天然气产量达到高峰，年产量850 × 108m3 左右。

　　这使得土库曼斯坦成为中亚地区主要的天然气生产基地，不仅能满足该国天然气需求，还能向俄罗斯和欧洲出口天然气，成为中亚地区天然气主要输出国家。

　　自苏联解体后，受地缘政治和经济等多种因素的影响，外输天然气出口受到限制，致使天然气实际产量逐年下降，由1990 年850 × 108m3 降为1998 年133 × 108m3。

　　近几年来，与俄罗斯天然气股份公司达成供气和出口天然气协议，天然气产量又逐年回升，2003 年天然气产量达591 × 108m3，2006 年天然气产量达650 × 108m3近年来，对气田开发采取一系列稳产增产措施，促使产量增加：

　　（1）对克尔皮奇里、纳伊普和萨特雷克等13个老气田（采出程度68% 以上）开展气井修井措施，使气井生产总数由900 口增加到1000 多口，导致老气田处于最佳生产状态。

　　（2）对道列塔巴特—顿麦兹和马莱等6个主力气田（采出程度20%～40%），采取补打新的生产井，每年完钻30～40 口生产井以上，单井日产天然气100 ×104m3 以上，使道列塔巴特—顿麦兹巨型气田年产量仍保持高峰稳产水平，占土库曼斯坦天然气总产量50% 以上。

　　（3）恰尔塔克、加兹雷捷佩和巴尔古伊等3个新气田投入开发，逐年增加天然气年产量，弥补老气田产量递减。

　　在分析研究已探明气田开发动态基础上，同时考虑了新发现气区和气田储量，对该国天然气生产规模做了概念性评估分析。目前，探明气田动用程度为：已投入开发50个气田，探明剩余天然气储量约2.7×1012m3，准备投入开发气田11 个，探明天然气储量2570 × 108m3，详探气田73 个，探明天然气储量约3.0 × 1012m3，封存气田11 个，探明储量1351 × 108m3，该国探明天然气储量潜力较大。2010年以后天然气产量增加主要依靠东部阿姆河右岸和雅什拉尔—南尤洛坦气田群以及里海海域古勃金等新气田投入开发，而该国业已投入开发气田的天然气产量从2009 年起将逐年下降，由2010 年680 ×108m3 降为2020 年500 × 108m3。致使在2010 年天然气总产量达到1150 × 108m3，2015 — 2020 年达1400 × 108m3。

　　2015 — 2020 年期间东部地区天然气生产能力约（950～1000）× 108m3，西部地区及其海域天然气生产能力为（400～450）× 108m3。现对主供气田地质特征及其潜力分述如下。

　　该气田位于盆地西南部巴特赫兹—卡拉比尔构造隆起带的北坡，为单斜背景上的一个水动力圈闭气田，可分为南、北两个含气块。1976 年发现该气田，含气面积2500km2，探明天然气储量约1.7 × 1012m3。1982 年投入开发，高峰年产约450 × 108m3，处于开发稳产阶段。

　　萨特雷克层砂岩为该气田主要含气层系，在岩性上为一套砂岩和粉砂岩，气层厚度由北向南逐渐变薄，为7～35m，孔隙度18.3%～20.2%，渗透率195～707mD。单井天然气产量 (83～92)×104m3/d。原始地层压力34.5mPa，地层温度120～133℃。天然气中甲烷含量95.8%，一般不含硫化氢，气中凝析油含量5.4～15.9g/m3该气田位于恰尔召乌州萨卡尔地区，在大地构造方面处于巴加真长垣带和列佩捷克—切什明盐丘构造带接合部分，为一个构造带，构造带面积400km2，构造幅度64～78m，可进一步分为南北两个高点。1982 年发现该气田，已钻探井和生产井58口，其中生产井44口，探明含气面积约230km2，气藏高度73m，气水界面-2210m，探明天然气储量2000 × 108m3（下白垩统萨特雷克层砂岩夹粉砂岩薄互层，为该气田主要产层，可进一步分为5个小层，地层厚度由西南向东北方向减薄，孔隙度13%～26%，渗透率3～375mD。

　　气层有效厚度2.0～54.6m，单井产量为（2～102.5）×104m3/d。1986 年投入开发，年高峰产量达75 × 108m3。

　　3）萨曼捷佩气田该气田位于恰尔召乌断阶带法拉勃含气小区阿姆河右岸，离恰尔召乌城东南50km，为一个穹窿状背斜构造，构造面积约500km2，构造幅度210m。构造东南倾没部位于乌兹别克斯坦境内。1964 年发现气田，上侏罗统碳酸盐岩为主要产层，在岩性上可分为3个岩性段，自上而下依次为硬石膏层（厚度70～75m，孔隙度1.06%）、层状灰岩（厚度30～35m，孔隙度2.66%）和块状灰岩。在储盖组合方面中部层状灰岩段实为该气田假盖层，而主要产气层为一套微粒灰岩、假鲕和鲕状灰岩，孔渗性能较高，分布广泛，孔隙度5.74%，渗透率为53～155mD，单井天然气产量（2.6～130）× 104m3/d。气藏类型属块状气田，含气面积400km2，含气高度230m，有统一气水界面, 探明天然气储量约1000 × 108m3。原始地层压力26.8mPa，地层温度100.2℃。天然气中硫化氢含量高，甲烷含量89.9%；硫化氢含量2.92%；氦气含量0.01%。

　　气中稳定凝析油含量18g/m3，凝析油密度0.8169～0.8423g/cm3,含硫量0.16%～1.12%。1986 年投入开发，天然气年产量水平约50 × 108m3。

　　4）萨特雷克气田该气田位于马雷城以西50km，在大地构造方面位于穆尔加勃坳陷西南部，为一个短轴背斜构造，由东西两个局部高点组成，构造面积约1200km2,构造幅度230m。

　　1968年发现该气田，探明天然气储量8100×108m2，1973年投入开发，1985 年高峰产量约200 × 108m3，目前已处于气田开发后期，天然气产量逐年递减，通过修井等增产措施，天然气年产量维持在（20～30）× 108m3 水平。

　　下白垩统戈捷里夫组地层下部萨特雷克层砂岩为该气田主要产层，气层有效厚度24～47m，平均孔隙度21%，渗透率210mD，单井天然气产量高达96 × 104m3/d。气藏类型属于构造层状为主，天然气充满程度很高，两个局部构造的鞍部都已充满天然气，有统一气水界面(-3245m)，气柱高度达230m。气藏原始地层压力为36.8mPa，压力系数为1.13，地层温度137℃。天然气成分以甲烷为主，其含量高达95.05%，不含硫化氢气。

　　二、西土库曼盆地石油地质特征和资源潜力

　　该盆地位于土库曼斯坦西部和里海东南部，是土库曼斯坦主要产油区，同时，又是油中伴生气主要产地，有利勘探面积约3.0 × 104km2，其中陆上面积约1.0 ×104km2，海域面积约2.05 × 104km2。在大地构造方面，该盆地属于南里海复合盆地东部的一个次级构造单元，其地质结构、沉积和储层特征以及含油气性均与其西部 库林坳陷（阿塞拜疆）十分相似。

　　该盆地经历了120 年油气勘探开发历史。在1882 年首先发现涅比达克油田，证实为新近系含油气远景地区，自20世纪30年代起，加强该区地球物理和钻探工作，先后发现库姆达克、切列肯和科图尔杰佩油田等。总共发现35 个油气田，其中油田3 个，油气田21个。全区探明石油原始可采储量5.85 × 108t，剩余可采储量约2.0 ×108t，其中陆上剩余可采储量约1.6×108t。2006年石油产量约650×108t。

　　1. 石油地质基本特征

　　西土库曼盆地实属于南里海上新统复合盆地的一部分，是由滨巴尔汉和戈格兰达格—奥卡列姆构造隆起带、克兹尔库姆坳陷、阿拉达格—麦谢里安阶地和海域土库曼构造阶地等5个构造单元组成，滨巴尔汉和戈格兰达格—奥卡列姆构造隆起带是油气富集区带，已成为现今主 要油气开采基地，勘探开发程度高，而海域土库曼构造阶地，近期地震普查结果，发现远景构造圈闭，成为今后石油储量和产量最有利地区。

　　该盆地是一个中、新生代沉积盆地，主要是由中生界、古近系—中新统以及上新统—第四系3 套构造层组成，沉积岩总厚度达10～15km，其中上构造层上新统最大沉积厚度可达7500m。阿克恰格组、阿普塞伦组和上、下红层组是该盆地主要产油气层，在沉积上属于河流—三角洲相沉积，砂岩发育，砂层厚度大，凡是钙、泥质含量低的疏松砂岩，储集条件好，孔隙度达20%～25% 以上，平均渗透率100～300mD 以上，最大渗透率可达1000mD。

　　克兹尔库姆坳陷及其周缘中新统灰色泥岩发育，生油岩厚度大，埋深一般超过5000m 以上，烃源岩演化程度较高，可能已达到气煤阶段以上，不仅能生成常规油，还能生成天然气和凝析油，这已为坳陷周缘构造隆起带油气田流体性质和相态分布特征所证实，其共同规律是：自下而上原油性质逐渐变差，上部油层原油生物降解愈来愈强烈，而下部油层以轻质原油或富气和凝析油气为主，这说明该区油气来自深部中新统烃源岩。

　　盆地储盖组合条件好，油气藏具含油气层系多（5～15 层以上）、含油气井段长（2000～3000m）、油气藏面积、储量和油气充满程度下大上小等特征，充分说明上新统油气层油藏属于次生性油气藏。

　　2. 油气资源储量分析

　　西土库曼盆地是由海陆两部分组成，其中陆上部分属于勘探开发成熟地区，但是勘探程度差异较大，陆上平均勘探程度达500m/km 2，储量转化率高达55% ～62%，海域勘探程度很低，是今后勘探远景地区。

　　1）陆上油气资源潜力

　　分析对该盆地进行石油资源储量评估，认为深部勘探程度低，油气资源潜力较大。预测陆上石油和凝析油远景资源量约13.5 × 108t，其中3～5.0km 深层资源量为5.97 × 108t，埋深大于5.0km 资源量为4.15 × 108t，深层勘探是今后新增储量重点。

　　（1）戈格兰达格—埃克列姆隆起构造带是最有利含油气远景区带,近期发现涅比特里贾和萨杜特(下红层组)油气田。

　　（2）加拉鲍加兹隆起区斜坡带是勘探侏罗系和前侏罗系地层远景区。

　　（3）在已知油气田深部（阿克帕特拉武克—切基奇列列克、切列肯—格图尔捷佩、科尔佩贾—布路达伊林、涅比特利杰—丘诺尔塔、加梅什雷真）等油气带勘探白垩系地层含油气性。

　　2）海域油气资源潜力分析

　　土库曼斯坦海域南北长约500km，海域面积78000km2，水深100m 范围占海域总面积65%。完成二维地震77300km，完钻探井113 口，钻井进尺44.5 × 104m。发现构造圈闭40个，探明10个油气田，其中石油可采储量7000 × 104t，天然气储量4000 × 108m3。2006 年石油产量约130×104t，预测石油远景资源量为110×108t，天然气远景资源量为5.5 × 1012m3。现划分为32 个勘探区块，其中有6个油气田和2个勘探区块与外国油气公司签署了勘探开发产量分成协议。

　　（1）切列肯等油气田开发区块：由杰伊童（拉姆）和吉加雷列格（日达诺夫）油气田组成，还包括宾切列肯构造，探明石油可采储量7000 × 104t，天然气储量620 ×108m3。由英国和阿拉伯龙石油公司操作。目前，该油气田已投入开发，单井日产原油193.7t、天然气59.9 ×104m3，2001 年原油产量32.4 × 104t，2006 年原油产量99.64 × 104t，准备2010 年产量达到250 × 104t。

　　（2）Ⅰ勘探开发区块：由加拉戈尔—杰尼兹（古勃 金）、季亚尔别基尔（巴里诺夫）和马格蒂姆古雷（东利瓦诺夫）3 个油气田组成，预测天然气资源1 × 1012m3，石油资源量2×108t以上，凝析油资源量约3×108t。由马来西亚石油公司操作，目前正在详探和试生产开发。有4 口探井，其中2 口探井获得高产油流。预测2008 年天然气产量达25 ×104m3，2010 年达高峰产量100 ×108m3。

　　（3）11-12 勘探区块和28-31 勘探区块，分别由丹麦马亚克石油公司和俄罗斯石油公司操作。

　　3. 油气产能规模分析

　　西土库曼盆地陆上是20世纪老采油区，1950年以后，库姆达格等大型油田相继投入开发，目前已有22个油田（藏）投入开发，大部分主力大型油田采出程度达65%～82% 以上，含水率高达54%～78%，已处于油田开发中后期。自该国独立后，石油年产量从1991 年540 × 104t 降为1995年410×104t，在1998—2002年先后新投入开发油田8个，使石油年产量略有回升，但全区油田产量仍大规模递减。如2002 年，全区采用气举、机械采用和修井等增产工艺措施，进行1100 多次修井工作，才使年增石油产量（130～150）×104t，约占年产量20%，虽然短期内使该区产量略有提高，2003年石油和凝析油产量达800×104t，但仍弥补不了陆上老油田产量下降趋势，2005年在海域油田产量上升（200×104t）条件下，该地区海陆总石油产量仅为650×104t。为此，海域油气田详探和开发成为今后石油产量增加必要条件。

　　该地区探明天然气和溶解气储量和产量有限，2005年探明剩余储量约4200 × 108m3,其中溶解气储量约1700 ×108m3。科尔佩杰主力气田为该地区主供气田，采出程度较低（15%），此外，Ⅰ勘探区块3 个油气田开发，有一定增产潜力。预计该区天然气和溶解气生产规模可达到（100～200）× 108m3。

　　三、油气需求量及其出口潜力

　　土库曼斯坦是世界上天然气主要输出国家，而原油出口规模不大。该国油气出口受地缘政治影响很大，输油气管线都必须过境俄罗斯和独联体各国，才能出口世界和欧洲各地。受上述因素影响，该国独立以后，天然气出口能力受阻，使天然气年产量大幅度下降。该国输气主管线及其支线总长度约8000km。现有南北两条外输天然气主干线，其中西部地区输气管线1500km。向北部外输气管线与中亚至欧洲中部输气主干线网相联结，由5条输气管线组成一个天然气输气走廊，其管径为1220～1420mm，境内全长3940km，外输能力约500 × 108m3，天然气可出口俄罗斯和乌克兰。2007年以后向俄罗斯天然气出口量可能增加到（700～800）× 108m3，为此，准备扩建西部里海沿岸中亚—欧洲中部—Ⅲ输气管线，其输气能力由100 × 108m3 增加到300 × 108m3。西南部新建一条科佩达克至伊朗库尔特奎输气管线，全长200km，管径1020mm，最大输气量为140 × 108m3。

　　随着该国天然气化程度提高和经济发展，国内的天然气需求量已从1995 年80 ×108m3 增加到2006年178×108m3，预计2015 — 2020 年达200 × 108m3。按该国天然气发展规划，将加快气田勘探开发力度，2010 年天然气出口量可达950 × 108m3，石油出口量可达700 × 104t，2015 — 2020 年达1200 × 108m3，石油出口量约（1100～1500）× 104t（根据土库曼斯坦政府业已承诺出口协议，2006年向伊朗出口天然气60 × 108m3，相应在2010 年出口量达140 × 108m3。经俄土两国政府协商，天然气出口边境气价已由65 美元/103m3 提高到100 美元/103m3，俄罗斯天然气股份公司2006 年购买土库曼天然气420 × 108m3。

　　从2010 年起增加到（700～800）× 108m3。根据中土两国2007年签署政府协议《合作勘探开发阿姆河右岸气田和建设中土输气管线》，准备从2009年起向中国供气，最终供气能力达300 × 108m3。