К оглавлению журнала

 

УДК 551.7:553.98(574.26)

© В.И. Корчагин, В.И. Карпов, И.В. Пузанова, 1996

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ТУРГАЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

В.И. Корчагин, В.И. Карпов, И.В. Пузанова (ВНИГНИ)

Тургайская нефтегазоносная область (НГО) расположена на смежных площадях Тургайской, Актюбинской, Джезказганской и Кзыл-Ординской областей Республики Казахстан. Промышленная нефтегазоносность этой территории установлена относительно недавно: первое месторождений нефти Кумколь открыто в 1984 г. (рис. 1).

Тургайская НГО находится к востоку от южного погружения Уральского хребта и южнее Западно-Сибирской провинции, от которой отделена Кустанайской седловиной. С юга Тургайскую НГО окаймляет Сырдарьинская синеклиза.

Плитным фундаментом служит протерозойское основание. В качестве промежуточного комплекса рассматриваются средне- и верхнепалезойские породы. Осадочный чехол сложен породами от триаса до палеогена, а также фрагментарно распространенными неогеновыми и четвертичными отложениями [5].

Плошадь Тургайской синеклизы около 140 тыс.км2 , однако только меньшая ее половина (около 60 тыс.км2 ) перспективна на нефть и газ.

В современном структурном плане изученный регион ограничен на востоке зоной внутриплатформенной складчатости антиклинориев Улутау и Большого Каратау, а на западе межплитными швами столкновения Казахстанской плиты с Восточно-Европейским континентом и Каракумо-Таримским микроконтинентом. Шов столкновения, ограничивающий с запада Тургайский бассейн, проводится по Апановскому разлому. Индикатором швов столкновения являются офиолитовые комплексы реликты древней океанической коры закрывшегося в перми Уральского палеоокеана (рис. 2).

Прослеживаемый на востоке региона Байконурский синклинорий рассматривается как внутриконтинентальный рифт рифейского заложения, инверсированный в силуре в результате коллизии Казахстанского континента.

На западе региона выделяется Валерьяновская зона, ограниченная Ливановским и Апановским разломами, представляющая собой вулканическую дугу средне-позднекаменноугольного возраста. Расположенная к востоку от Валерьяновской вулканической дуги Боровская зона считается фрагментом Тургайской пассивной континентальной окраины позднего девона раннего карбона. Она претерпела трансформацию в перми в результате столкновения Казахстанской плиты с Восточно-Европейским и Сибирским континентами.

Основной структурой, определяющей современный структурный план региона, является Южно-Тургайский внутриконтинентальный рифт как фрагмент единой крупнейшей внутриконтинентальной рифтовой системы, протягивающейся на север в Западную Сибирь и юго-восток в зону Талассо-Ферганского сдвига.

В структуре НГО отчетливо выделяются два прогиба: на юге - Арыскумский, а на севере - Жиланчикский, разделенные Мынбулакской седловиной. В Арыскумском прогибе расположены все открытые месторождения (см. рис. 1).

В Жиланчикском прогибе, где мощность осадочного чехла несколько меньше, чем в Арыскумском, в структуре основания отмечается чередование линейно вытянутых горст-антиклинальных и грабен-синклинальных зон [4]. Грабен-синклинали заполнены преимущественно юрскими отложениями. С запада на восток протягиваются: Ащикольская, Баймуратская, Жанакуральская, Кулагакская, Черкитауская и Сарынская грабен-синклинали. Подобная картина наблюдается и в Арыскумском прогибе, где в фундаменте прослеживаются относительно узкие грабены, выполненные триасовыми и юрскими породами, а меловые и палеогеновые отложения полностью перекрывают прогиб. Здесь выделяются Арыскумская, Акшабулакская, Сарыланская и Бозингенская грабен-синклинали с амплитудой 2,0-3,5 км. Мощность осадочного чехла обычно не превышает 2,0-3,5 км, а максимальная достигает 5,5 км [2] (рис. 3).

СТРАТИГРАФИЯ

В основании осадочного чехла залегает промежуточный комплекс, имеющий разное строение в южной и северной частях Тургайского прогиба. Если на севере мощность отложений промежуточного комплекса превышает 1 км, то в южном направлении она быстро сокращается до полного выклинивания. Выше выделяется собственно осадочный чехол, в котором прослеживаются продуктивные комплексы и перекрывающие отложения (рис. 4).

ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ КОМПЛЕКС

Промежуточный комплекс залегает на фундаменте с угловым несогласием и представлен породами от верхнего девона до перми включительно.

ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА

Верхний девон. По литологическому составу выделяются две толщи: нижняя, красноцветная, представленная гравелитами, песчаниками и алевролитами, и верхняя, морская карбонатная. Общая мощность верхнедевонских отложений достигает 500 м.

КАМЕННОУГОЛЬНАЯ И ПЕРМСКАЯ СИСТЕМЫ

Нижний карбон. Нижнекаменноугольные отложения согласно залегают на подстилающих породах и представлены доломитизированными известняками, сменяющимися вверх по разрезу органогенно-детритовыми известняками. Общая мощность достигает 1300 м.

Средний карбон - верхняя пермь.

Выделены три толщи. Нижняя, сероцветная морская карбонатно-терригенная толща состоит из темно-серых органогенно-обломочных и глинистых известняков мощностью до 900 м. Выше по разрезу появляются прослои песчаников, алевролитов и аргиллитов, в верхах толщи они становятся преобладающими, их мощность составляет 400 м. Средняя, красноцветная терригенно-вулканогенная толща залегает с размывом на подстилающих породах и представлена переслаивающимися гравелитами, песчаниками, базальтами и андезитами. Изверженные породы приурочены в основном к средней части толщи, а терригенные -к нижней и верхней. Мощность толщи около 1500 м. Верхняя, красноцветная континентальная толща состоит из песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мощность толщи 200-300 м.

ОСАДОЧНЫЙ ЧЕХОЛ

ТРИАСОВАЯ СИСТЕМА

Породы осадочного чехла залегают на образованиях промежуточного комплекса с угловым и стратиграфическим несогласием. Триасовые отложения изучены крайне слабо, в основном по разрезам скважин.

Нижний и средний триас. Самая нижняя часть мезозойского осадочного комплекса (туринская серия) сложена терригенными и вулканогенными породами, максимальная мощность которых достигает 800 м. Этот комплекс пород хорошо изучен в северной части Тур-гайского прогиба, откуда он протягивается на юг Западно-Сибирской платформы, где его мощность достигает 2500 м.

Верхний триас. Карашиликская свита сложена переслаивающимися пестроцветными терригенными породами песчаниками, алевролитами и глинами с пропластками угля. Встречаются прослои конгломератов и брекчий. Возможно, что часть свиты имеет раннетриасовый возраст. Мощность свиты более 500 м.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА

Отложения юры заполняют грабенообразные прогибы и существенно отличаются друг от друга по составу и мощности.

Нижняя юра. В основании юрского разреза выделяется сазымбайская свита в виде переслаивающихся серых и темно-серых песчаников, гравелитов, конгломератов с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность свиты до 800 м.

Айболинская свита сложена ритмично переслаивающимися темно-серыми песчаниками, аргиллитами и алевролитами. В нижней части свиты присутствуют пласты угля, а в верхней прослои обогащенных битумом пород и горючие сланцы. Мощность свиты достигает 600 м.

Нижняя - средняя юра. Тоарский и байосский ярусы. Дощанская свита состоит из переслаивающихся серых и темно-серых песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями конгломератов и гравелитов. В средней части свиты встречаются прослои обуглившихся растительных остатков и пласты угля. Мощность свиты достигает 500 м.

Средняя юра. Батский ярус. Караганская свита характеризуется тонким ритмичным переслаиванием темно-серых аргиллитов, алевролитов, песчаников при участии редких тонких пластов угля и горючих сланцев. Мощность свиты около 250 м.

Верхняя юра. Верхнеюрские отложения залегают с угловым несогласием на подстилающих породах и занимают значительно большую площадь, чем среднеюрские. Они выделяются в кумкольскую и акшабулакскую свиты. Кумкольская свита состоит из сероцветных песчаников, алевролитов и глин с редкими и тонкими прослоями органогенных известняков. Мощность свиты превышает 500 м. В свите прослеживается несколько пачек. Нижняя сложена песчаниками с прослоями алевролитов мощностью до 60 м. Средняя состоит из темно-серых глин с прослоями мергелей и известняков мощностью около 50 м. Верхняя пачка представлена пестроцветными глинами с прослоями песчаников мощностью до 100 м. Общая мощность кумкольской свиты обычно не более 200-300 м, а максимальная достигает 500 м. Акшабулакская свита представлена переслаивающимися пестроцветными тонкослоистыми аргиллитами и алевролитами мощностью около 250 м.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА

В низах мелового разреза преобладают континентальные красноцветные и прибрежно-континентальные пестро-цветные отложения. В позднем мелу (ранний турон) на территории Тургайской впадины началась морская трансгрессия, позднее она возобновилась в кампан-маастрихтское время.

Нижний мел. Неокомские нерасчлененные отложения выделяются в даульскую свиту. Она трансгрессивно залегает на породах юры, триаса и палеозоя с отчетливо проявившимся перерывом в осадконакоплении. Даульская свита подразделяется на две подсвиты. В низах нижнедаульской подсвиты выделяется арыскумский горизонт. Он сложен серыми песчаниками с прослоями алевролитов мощностью до 150 м. Верхняя часть нижнедаульской подсвиты состоит из красноцветных глин и алевролитов мощностью до 170 м. Верхнедаульская подсвита представлена переслаивающимися красноцветными глинами, алевролитами и песчаниками мощностью до 350 м.

Нерасчлененные аптский и альбский ярусы выделяются в карачетаускую свиту, трансгрессивно залегающую на подстилающих отложениях. Это красноцветные и пестроцветные терригенные породы. В нижней части свиты прослеживается сероцветная пачка песчаников и глин мощностью до 40 м. В средней части имеются две пачки песчаников с конгломератами, среди глинисто-алевролитовых прослоев отмечаются пласты с обуглившимися растительными остатками. Общая мощность апт-альбских отложений изменяется очень резко от 40 до 500 м.

Верхний мел. Сеноманский ярус. Отложения этого возраста трансгрессивно залегают на подстилающих породах. Они выделяются в кызылкиинскую свиту, которая представлена пестроцветными отложениями континентального происхождения переслаивающимися глинами и песчаниками. В нижней и верхней частях свиты преобладают глины, а в средней слабосцементированные сероцветные песчаники. При этом соотношение песчаников и глин может существенно изменяться на территории области. Мощность 100-160 м.

Туронский и коньякский ярусы. В основании туронских отложений отмечается размыв. Разрез представлен двумя литологически разнородными пачками. Нижняя часть турона сложена зеленовато-серыми глинами, алевролитами и песчаниками, сформировавшимися в морских условиях. Мощность около 80 м. Отложения верхнего турона образуют с коньякскими единую толщу красноцветных континентальных пород, среди которых изредка встречаются сероцветные прослои. Толща состоит из переслаивающихся песчаников, алевролитов и глин мощностью до 130 м.

Сантонский и кампанский ярусы сложены пестроцветными прибрежно-морскими и прибрежно-континентальными отложениями, среди которых встречаются как прослои с морской фауной, так и горизонты с обуглившимися растительными остатками. В их состав входят песчаники, алевролиты и глины мощностью до 150 м.

Маастрихтский ярус включает морские отложения, трансгрессивно, с размывом залегающие на подстилающих породах, и представлен карбонатными глинами, мергелями и известняками с прослоями песчаников. Мощность около 100 м.

ПАЛЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА

Нижняя, большая по объему часть палеогеновых отложений палеоценовая и эоценовая, сформирована морскими образованиями, а верхняя, олигоценовая, континентальными.

Нижний палеоген. Площадь распространения отложений сокращается по сравнению с меловыми.

Датский ярус сложен карбонатными глинами и мергелями мощностью до 15 м.

Палеоценовый разрез представлен глинами, алевролитами и песчаниками с прослоями мергелей мощностью до 25 м. Общая мощность нижнепалеогеновых отложений не превышает 40 м.

Средний палеоген (эоцен). Породы данного комплекса залегают трансгрессивно на подстилающих отложениях. Морские глины, алевролиты и пески нижнего эоцена образуют толщу мощностью около 50 м. Средний эоцен представлен переслаиванием глин, мергелей и известняков с прослоями алевролитов и песчаников. Мощность до 80 м. Верхний эоцен в виде зеленовато-серых глин с редкими и тонкими прослоями алевролитов и песков с размывом залегает на подстилающих отложениях. Максимальная мощность не более 250 м.

Верхний палеоген (олигоцен).

В разрезе красноцветных континентальных отложений выделяется ряд свит. Нижний - средний олигоцен. Уркимбайская свита кирпично-красных глин, алевролитов и косослоистых песчаников распространена локально. Мощность до 30 м. Черкалнуринская свита объединяет пестроцветные глины с прослоями алевролитов и песков мощностью до 60 м. Верхний олигоцен. Кайдагульская свита терригенная, угленосная. В нижней части развиты преимущественно песчаники и алевролиты, а в верхней алевролиты и глины, она содержит прослои бурых углей и обуглившихся растительных остатков. Мощность свиты около 100 м. Терсекская свита с размывом залегает на подстилающих отложениях. Нижние горизонты сложены массивными белыми кварцевыми песками, а верхние светло-серыми глинами. Мощность до 50 м.

НЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА

Неогеновый комплекс сложен преимущественно красноцветными континентальными отложениями.

Нижний - средний миоцен. Свита турме в нижней части состоит в основном из пестроцветных глин и алевролитов, а в верхней преобладают зелено-Промежуточный комплекс также представляет определенный интерес как возможно перспективный на нефть и газ. Так, на севере Тургайского прогиба отмечен ряд нефтепроявлений, приуроченных к верхнедевонско-каменноугольным карбонатным отложениям. Непромышленные притоки или пленки нефти, иногда полужидкий битум получены в процессе бурения в 13 скважинах из отложений карбона на поисковых площадях -Щербаковской, Лесной, Оспановской, Силантьевской и др. Твердый битум в трещинах базальтов обнаружен в пяти скважинах в пределах Кушмурунской, Джаныспайской и Эгинсайской впадин. В скв. 119 Новонежинской площади из визейских известняков получено 1,5 т нефти. Проявления нефти отмечены также в скв. 1-С на Сырдарьинском своде.

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

В настоящее время на территории Тургайской НГО открыты месторождения: Кумколь. Арыскум, Кызылкия, Караванчн. Нуралы, Аксай, Бектас, Коныс, Майбулак. притоки нефти получены на площадях Дощан, Караванчи, отмечены также многочисленные нефте- и газопроявления в скважинах от коры выветривания фундамента до неокома включительно [3]. Стратиграфическое распределение залежей нефти и газа на месторождениях Тургайской НГО приведено на рис. 5.

Месторождение Кумколь. В разрезе месторождения установлено семь продуктивных горизонтов, приуроченных к нижненеокомским, верхне- и средне-юрским отложениям (рис. 6).

В нижнем неокоме (интервал 1065-1115 м) выделяются два продуктивных горизонта - M-I и М-II. Коллекторами являются песчаники и алевролиты (пористость до 25 %, проницаемость до 5,880 мкм2). Дебит нефти (на 7-мм штуцере) составил из горизонта M-I 107 т/сут, а из горизонта М-II - 119 т/сут. По данным В.В. Ильинской (ВНИГНИ), плотность нефти -0,821 г/см3 . В групповом составе отбензиненной нефти содержится, %: асфальтенов - 1,5; парафинов нафтеновой фракции - 70,1; полициклической ароматики - 12,7; бензольных смол -11,5; спиртобензольных смол - 3,2. Фракционный состав, %: до 150 °С -12; до 250 °С 29; до 300 °С – 35. Групповой состав бензинов (НК до 200 °С) включает, %: парафины 44; нафтены 44; ароматику – 12.

Верхнеюрские продуктивные горизонты приурочены к основанию разреза, где выделяются три продуктивных горизонта: Ю-I, Ю-II и Ю-III (интервал 1200-1300 м). Коллекторы песчаники и алевролиты, средняя пористость 21-25 %, а проницаемость 1,650 мкм2. Дебит нефти (на 7-мм штуцере) составил: из горизонта Ю-I – 83 т/сут, из Ю-II – 92 т/сут, а из Ю-III – 81 т/сут. Плотность нефти 0,816 г/см3 с выходом бензиновых фракций 24 %. Отбензиненная часть нефти в основном состоит из парафинонафтенов 76 %, причем нафтеново-ароматическая часть имеет подчиненное значение. В групповом составе бензинов преобладают парафиновые (58 %) и нафтеновые (26 %) У В: ароматические УВ составляют 16 %.

Среднеюрские отложения содержат продуктивные горизонты Ю-IV и Ю-V. Представлены песчаниками и алевролитами со средней пористостью 25 % и проницаемостью 1,700 мкм2. Из горизонта Ю-IV получены притоки нефти дебитом 80 т/сут (на 7-мм штуцере).

Месторождение Арыскум приурочено к одноименной грабен-синклинали, расположенной в западной прибортовой части Тургайской НГО.

В нижненеокомских песчаниках установлена газовая залежь со значительной нефтяной оторочкой в интервале 866-913 м. Максимальный дебит нефти (на 7-мм штуцере) составил 96 т/сут. Плотность нефти 0,840-0,890 г/см3. Светлая фракция (до 300 °С) от 7 до 33 %, в том числе бензиновых (НК до 200 °С) от 6 до 26 %. Нефть малосернистая (сера до 0,46 %), смолистая (асфальтеново-смолистые вещества составляют до 17 %), высокопарафинистая (парафины от 10 до 27 %). Свободный газ представлен в основном метаном (95 %).

В среднеюрских отложениях (интервал 1100-1200 м) выявлена сводовая, пластовая литологически экранированная залежь газа с нефтяной оторочкой. Коллекторами являются песчаники и алевролиты.

Озерно-континентальные ритмически переслаивающиеся угленосные отложения юры рассматриваются как нефтепродуцирующая толща. В породах верхней юры содержание ОВ в среднем составляет 2-3 %, реже 5-7 %, а в некоторых прослоях аргиллитов – 8-15 %, при этом количество хлороформенного битума изменяется от 0,3 до 0,6 %.

ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Анализ материалов по размещению нефтяных и газонефтяных залежей с использованием данных по катагенезу OВ показывает, что в пределах Арыскумского прогиба наиболее благоприятной областью для формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений является восточная прибортовая зона. Она примыкает к западной окраине Казахского щита и включает Акшабулакскую, Сарыланскую и Бозингенскую грабен-синклинали. Здесь в породах юры степень катагенеза не превышает МК2-3, что, как известно, отвечает условиям формирования залежей нефти.

В юго-западной части Арыскумского прогиба, в одноименной грабен-синклинали, степень катагенеза ОВ в толще юрских отложений увеличивается до МК4. Это позволяет отнести рассматриваемую зону к перспективным для поисков газовых и газонефтяных залежей.

В результате обобщения данных по месторождениям Тургайской НГО выявлены антиклинальные и неантиклинальные типы залежей нефти и газа (рис. 7). Среди антиклинального типа установлены залежи, приуроченные к сводовым частям локальных структур, иногда осложненных разрывными нарушениями с литологическим замещением коллекторов и их выклиниванием. К ним относятся нефтяные и газовые залежи месторождения Кумколь, где развиты сводовые, пластовые, массивные и залежи промежуточного типа. На месторождении Арыскум выявлены следующие типы сводовых, пластовых залежей: тектонически и литологически экранированные и с литологическим замещением коллекторов. Поскольку в пределах Тургайской НГО широко развита разрывная тектоника, а в строении осадочного чехла наблюдается резкая литолого-фациальная изменчивость пород, большое значение приобретает поиск залежей неантиклинального типа, подобных выявленным на разведочных площадях Кызылкия, Дощан и др.

Анализ распределения ресурсов УВ показывает, что наиболее благоприятными для формирования залежей нефти и газа являются структуры длительного развития, приуроченные к выступам фундамента. Примером может служить Кумкольская структура, вмещающая одноименное месторождение.

Другим типом структур, благоприятным для формирования месторождений нефти и газа, являются приразломные инверсионные складки внутренних частей грабен-синклиналей. С таким типом структур связано месторождение Арыскум. У некоторых длительно развивавшихся конседиментационных структур наблюдаются сокращенный разрез юрских отложений на своде и быстрое возрастание его мощности на крыльях, чем и обусловлено формирование кольцевых залежей типа "лысый свод" (месторождение Кызылкия, площадь Караванчи).

Перспективная на нефть и газ территория Тургайской НГО относительно небольшая. Глубина залегания регионально-продуктивных юрско-неокомских отложений невелика не превышает 2,5-3,0 км. Поисково-разведочные работы на начальном этапе проводились с большой интенсивностью, и в результате фонд антиклинальных структур стал быстро исчерпываться. Поэтому основным направлением работ стал поиск сложно-построенных литологически, стратиграфически и тектонически ограниченных залежей, приуроченных к прибортовым зонам грабен-синклиналей, мелким и крупным пологим седловинам.

На современной стадии изученности основные объемы начальных суммарных ресурсов Тургайской НГО сосредоточены на глубине до 3 км [1].

Из двух нефтегазоносных районов области Арыскумского и Жиланчикского на долю первого приходится около 90 % начальных суммарных ресурсов УВ. Наиболее перспективными являются отложения нижненеокомского, верхне- и среднеюрского комплексов в Арыскумском прогибе, в южной части Жиланчикского прогиба и на периферии Мынбулакской седловины.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Геологоразведочные работы на нефть и газ в Южном Казахстане и их направление на 1989-1990 гг. и до 2000 г. / К.А. Клещев, В.И. Карпов, Ф.Е. Синицын и др. // Геология нефти и газа. - 1988. - № 10. - С. 19-22.
  2. Куандыков Б.М., Нажметдинов А.Ш., Сапожников Р.Б. Строение глубокопогруженных отложений Арыскумского прогиба Южно-Тургайской впадины по сейсмостратиграфическим данным // Геология нефти и газа. - 1992. -№ 12. - С. 22-27.
  3. Месторождения нефти и газа Казахстана: Справочник / Э.С. Воцалевский, Б.М. Куандыков, З.Е. Булекбаев и др. - М.: Недра, 1993.
  4. Нефтегазоносность мезозойских отложений Тургайской синеклизы / К.А. Клещев, А.А. Альпаев, Н.И. Кошелев и др. // Условия формирования нефтяных и газовых месторождений и критерии прогноза нефтегазоносности юга СССР. - М., 1986. - С. 107-117.
  5. Обухов А.Н. Эволюция межгорных впадин Центрально-Азиатского орогенного пояса. - М.: Наука, 1990.

ABSTRACT

The Turgai oil/gasbearing area is located within the territory of Kazakhstan east of southern plunge of Urals ridge and south of West Siberian province being separated by Kustanai saddle. The Syrdarya syneclise is located southward of the Turgai oil/gas-bearing area.

Proterozoic basement appears to be a platform foundation. The Middle and Upper Paleozoic rocks are regarded as an intermediate complex. Sedimentary cover comprises the Triassic-Paleogene deposits as well as fragmentarily developed Neogene and Quaternary ones. An area of about 60,000 sq km looks promising for oil and gas discovery. The first oil field -Kumkol - was discovered in 1984.

Two troughs are clearly distinguished within structure of oil/gasbearing area: Aryskum in the south and Zhylanchik in the north, separated by Mynbulak saddle. All oil and oil-gas fields discovered are concentrated in the Aryskum trough. Areas south of Zhylanchik trough and along periphery of Mynbulak saddle still possess prospects for oil and gas accumulations discovery. 9 oil and oil-gas fields were discovered within territory of oil/gasbearing area and noncommercial hydrocarbon accumulations were revealed in two areas.

Three oil/gasbearing complexes are recognized in sedimentary cover's sequence of the Turgai oil/gasbearing area: Middle Jurassic, Upper Jurassic, Lower Neocomian. All three complexes are composed of terrigenous deposits. The Middle and Upper Jurassic deposits contain about 3/4 of all the hydrocarbon resources of the Turgai oil/gasbearing area, while Lower Neocomian ones - about 1/4. There are certain prospects to discover oil and gas pools in the intermediate complex where some indications of oil presence are available.

РИС.1. СХЕМА ОСНОВНЫХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ И ПОЛОЖЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ТУРГАЙСКОЙ НГО

1 - контуры Тургайской НГО; 2 - границы структур II порядка: I - Арыскумский прогиб, II - Жиланчик-ский прогиб, III - Мынбулакская седловина; 3 - границы областей: А - Актюбинской, Т - Тургайской, Д - Джезказганской, К - Кзыл-Ординской; 4 - разломы; 5 - линия профиля; 6 - месторождения: а - нефтяные; б - газонефтяные: 1 - Майбулак, 2 - Арыскум, 3 - Кызылкия, 4 - Нуралы, 5 - Аксай, 6- Коныс, 7 - Бектас, 8 - Акшабулак, 9 - Кумколь; 7 - поисковые площади: 10 - Дощан, 11 - Караванчи; отрицательные структуры III порядка (грабен-синклинали) (цифры в кружках): 1 - Арыскумская,

2 - Акшабулакская, 3 - Сарыланская, 4 - Бозингенская, 5 - Ащикольская, 6 - Баймуратская, 7 - Жанакуральская, 8 - Кулагакская, 9 - Черкитауская, 10 - Сарынская, 11 - Бощакольская

РИС.2. ПЛИТОТЕКТОНИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ТУРГАЙСКОЙ ДЕПРЕССИИ

1 - обнажения домезозойских пород; 2 - офиолитовые комплексы; 3 - швы столкновения; 4 - разломы: а - основные, б - прочие; 5 - сдвиги; основные плито-тектонические структуры региона (цифры в кружках): 1 - Восточно-Европейский континент, 2 - Ливановский разлом, 3 - Валерьяновская зона, 4 - Апановский разлом, 5 - Боровская зона, 6 - Байконурский синклинорий, 7 - Улутауский антиклинорий, 8 - антиклинорий Большого Каратау, 9 - Каратау-Талассо-Ферганский сдвиг, 10 - Южно-Тургайский рифт. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

РИС.3. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ЧЕРЕЗ АРЫСКУМСКИИ ПРОГИБ

1 - конгломераты и гравелиты; 2 - песчаники; 3 - аргиллиты; 4 - алевролиты; 5 - известняки; 6 - метаморфические породы фундамента; 7 - нефтенасыщенный горизонт; 8 - залежи: а - нефтяные, б - нефтегазовые

РИС.4. СВОДНЫЙ СТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ТУРГАЙСКОЙ НГО

1 - конгломераты и гравелиты; 2 - песчаники; 3 - пески; 4 - алевролиты; 5 - глины и аргиллиты; 6 - известняки; 7 - мергели; 8 - вулканогенные породы; 9- прослои угля или обуглившихся растительных остатков; 10 - метаморфические породы протерозойского фундамента; 11 - перерывы и несогласия

РИС.5. СТРАТИГРАФИЧЕСКОЕ ПОЛОЖЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ТУРГАЙСКОЙ НГО

1 - залежи: а - нефтяные, б - газовые, в - газонефтяные; 2 - притоки: а - нефти, б - газа

РИС.6. РАЗРЕЗ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ КУМКОЛЬ

1 - песчаники; 2 - алевролиты; 3 - глины и аргиллиты

РИС.7. ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ТУРГАЙСКОЙ НГО

I - антиклинальные залежи: I1 - сводовые, пластовые (месторождение Кумколь, горизонт M-I), I2 - сводовые, массивные (месторождение Кумколь, горизонт М-II), I3 - сводовые, пластово-массивные (месторождение Северный Кумколь, горизонты Ю-I, Ю-II, Ю-III), I4 - сводовые, пластовые, тектонически экранированные (месторождение Арыскум, горизонт М-II), I5 - сводовые, пластовые, литологически экранированные (месторождение Кумколь, горизонт Ю-I), I51 - связанные с литологическим выклиниванием коллекторов (месторождение Арыскум, горизонт M-I), I52 - связанные с выклиниванием коллекторов, типа "лысый свод" (месторождение Кызылкия, площадь Караванчи); II - неантиклинальные залежи: II1 - литологически экранированные (месторождение Нуралы), II2 - тектонически экранированные (площадь Дощан); 1 - залежи: а - нефти, б - газа; 2 - водоносный горизонт; 3 - породы фундамента

www.1001bilet.ua/292-koncert_toto_cutugno_19_kiev_2011.html
Сайт создан в системе uCoz