В тектоническом отношении Тургайская синеклиза расположена в зоне сочленения Уральской геосинклинальной системы и Центрально-Казахстанского срединного массива, что предопределило сложное геологическое строение и историю развития структур. Тургайская синеклиза с юга на север осложнена отрицательными структурами более высокого порядка – Арыскумской, Жиланчикской впадинами и далее через Кустанайскую седловину Зауральским краевым прогибом (А. М. Захаров, 1971 г.). Все открытые месторождения УВ сосредоточены на юге Тургайской синеклизы в Арыскумском нефтегазоносном районе. В 1984 г. было выявлено Кумкольское месторождение, затем обнаружены нефтегазовые залежи на площадях Арыскум, Караванчи, Кызылкия, Нуралы, Аксай и др. Промышленные притоки УВ связаны с нижнемеловыми (неокомскими) и средне-верхнеюрскими отложениями.

В северной части синеклизы нефтегазопоисковые работы проводились в незначительных объемах. В пределах Кустанайской седловины пробурены структурно-поисковые и структурно-картировочные скважины, в которых встречены проявления нефти, газа и битума, связанные в основном с верхнедевонско-нижнекаменноугольной толщей. Бурение проводилось в условиях выхода пород палеозоя на предмеловую поверхность размыва, что, очевидно, предопределило отсутствие промышленных запасов УВ из-за неоптимальных условий для сохранения залежей. Однако в итоге лабораторных исследований и обобщения, проведенных Н.П. Кирдой, А.М. Захаровым и др. (1971–1985 гг.), получены ценные сведения о параметрах и свойствах палеозойской части разреза. Показано, что породы палеозоя, ранее относимые к фундаменту, имеют существенно гетерогенное строение и слагают как консолидированное основание, так и покрывающий его осадочный чехол.

С фаменского времени на севере синеклизы отлагаются субплатформенные осадки. Причем палеозойский доплитный комплекс подразделяется на два этажа: нижний и верхний. Нижний этаж, по данным А.М. Захарова и др. (1985 г.), сложен карбонатно-терригенными формациями фаменского яруса и нижнекаменноугольного отдела и заполняет в основном протяженные линейные прогнутые зоны, развитые в каледонском консолидированном основании. Нижние горизонты существенно карбонатные и содержат органогенные, известняки с обильными остатками брахиопод, фораминифер, пелеципод. Коллекторские свойства пород достаточно благоприятны. Например, открытая пористость известняков достигает 32,55 %, эффективная пористость – 19,7 %, проницаемость – 48,5·10^-3 мкм². Вверх по разрезу карбонаты сменяются терригенными разностями (гравелитами, песчаниками, алевролитами). Песчаники характеризуются открытой пористостью до 17 %, проницаемостью 13·10^-3 мкм². Изучение керна скважин (Н.П. Кирда и др., 1982 г.) показало, что в верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложениях содержание органического углерода меняется от 0,01 до 2,97 %, органического вещества от 0,05 до 0,8 %, битумоидов от 0,011 до 0,028 %. Мощность нижнего этажа достигает 800–1000 м.

Расположение Тургайской синеклизы в зоне сочленения разновозрастных Уральской герцинской геосинклинали и Центрально-Казахстанского каледонского срединного массива существенным образом отразилось на дислоцированности палеозойско-мезозойских пород по площади и разрезу. Так, вблизи от Уральской геосинклинали (к западу от Ливановского глубинного разлома) палеозойско-мезозойский комплекс полностью подчинен складчатости этого типа. По мере продвижения на восток, за Центрально-Тургайским разломом, впадина по существу уже является эпикаледонской платформой, где близость к области герцинского тектогенеза сказывается в основном на проявлении дизъюнктивной тектоники и связанного с этим магматизма. Осадочный чехол разбит на грабенообразные прогибы и горстовидные поднятия. Связано это с тем, что на рубеже франского и фаменского веков характер развития эпикаледонского массива резко меняется: тенденция к консолидации сменяется тектонической активизацией. Последняя совпадает с трансгрессией, продолжавшейся в течение фаменского века и достигшей максимума в турне. Определяющую роль в процессе перестройки структурного плана играли крупные конседиментационные разломы, часто секущие ранее существовавшие структуры. Характеризуя эндогенный тектонический режим всей новообразованной области тектонической активизации, А.Б. Веймарн и Е.Е. Милановский рассматривают его как рифтогенный*.

В пределах рассматриваемой территории наиболее крупной отрицательной структурой является Кушмурунский грабенообразный прогиб (рис. 1, рис. 2), образование которого связано с процессами рифтогенеза в фаменско-турнейское время. С запада и востока структура ограничена Центрально-Тургайским и Севастопольским разломами. По геофизическим данным (Е.А. Попов и др., 1974 г.) амплитуда смещения вдоль плоскости сбрасывателя Центрально-Тургайского разлома достигает 1,5 км, что дает представление о возможности накопления осадочных толщ внутри грабенообразной структуры в сравнении с более обнаженными пограничными территориями. Мелководные существенно карбонатные верхнедевонско-нижнекаменноугольные осадки сменяются вверх по разрезу континентальными среднекаменноугольными, представленными преимущественно красноцветными обломочными, эффузивными и туфогенными разностями. Палеозойские осадки перекрываются толщей эффузивов туринской серии триаса, заполняющей значительную часть площади (до 9 тыс. км²) Кушмурунского прогиба. Вулканогенные породы нижнего-среднего триаса предопределяют закрытость территории в геолого-геофизическом отношении ц отсутствие достаточных сведений о нижезалегающих палеозойских отложениях. В то же время в прибортовой части Кушмурунского прогиба в ряде скважин, пробуренных на Новонежинской, Щербаковской, Лесной и других площадях, зафиксированы нефтепроявления. Нефти, по данным ВНИГРИ и СНИИГГиМСа, характеризуются высоким содержанием масел (89,5–95,2 %), низким содержанием асфальтенов (0,31–0,91 %), по углеродному составу наблюдается переход от метановых в вышележащих породах к ароматическим в нижележащих, что может свидетельствовать о миграции более легких фракций. Дебит газа в скв. 3 Щербаковской 8–10 м³/сут.

Концентрация всех выявленных признаков нефтегазоносности в краевых частях Кушмурунского прогиба, анализ палеотектонических и палеогеографических условий становления структурного облика региона указывают на верхнедевонско-нижнекаменноугольную толщу, выполняющую рифтогенный прогиб, как на перспективную в нефтегазоносном отношении. Качественный и количественный состав органического вещества способствовал генерации УВ-флюидов. Застойный гидродинамический режим в палеозойских горизонтах позволял реализовать нефтегазоматеринский потенциал на месте без существенных потерь на путях миграции. Вдоль однородных литологических сред возможности для латеральной миграции сохраняются вполне удовлетворительными. Так, на Щербаковской площади по результатам бурения скважин выделен единый резервуар в верхнедевонских известняках. Наиболее проницаемые коллекторы трешинно-кавернозного типа развиты в карбонатных верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложениях, а покрышки – в вулканогенной толще нижнего-среднего триаса, хотя локальные флюидоупоры могут быть связаны и с глинистыми пропластками в отложениях позднего палеозоя. Развитие разломов и интрузий предопределяет горизонтальную неоднородность среды и ограничения для путей миграции флюидных потоков.

Одна из важнейших региональных проблем – решение вопроса о нефтегазоносности верхнедевонско-нижнекаменноугольных толщ для всего палеозойского обрамления Центрально-Казахстанского срединного массива, где под мезозойско-кайнозойским чехлом широко развиты рифтогенные грабенообразные прогибы. С этой точки зрения оптимальным объектом, где вероятность обнаружения залежей нефти и газа достаточно велика, является Кушмурунский грабенообразный прогиб. Здесь в палеозое происходило наиболее крупное осадконакопление потенциально нефтегазоносных толщ. В позднем палеозое в аридных условиях с близлежащих источников сноса в прогибе аккумулировались грубозернистые терригенные осадки, перекрытые затем в триасе лавовыми потоками. В альпийскую тектоническую эпоху регион характеризовался спокойным платформенным режимом, способствующим созреванию органического вещества, миграции УВ-флюидов по кратчайшему пути и накоплению внутри прогиба. Однако особенности глубинного строения, наличие толщи эффузивов, перекрывающих перспективный структурный этаж, осложняют нефтегазопоисковые исследования и требуют нестандартного подхода к геолого-геофизическим работам. Очевидно, наряду с опытно-методическими и производственными сейсмическими исследованиями МОГТ необходимо бурение параметрических скважин с включением комплекса ГИС и, учитывая резко дифференцированное по физическим свойствам строение разреза, проведение грави-, электро- и магнитометрии.

This paper highlights the peculiarities of the geologic framework of the northern part of the Turgai syneclise. The analysis of geological and geophysical data carried out provided the basis for a good understanding and substantiation of petroleum potential of the Paleozoic in the Kushmurun graben-like trough where exploration is recommended to be conducted by means of a combination of methods.

Образования: 1 – триасовые эффузивные, 2 – пермские терригенные, 3 – каменноугольные терригенно-карбонатные, 4 – карбонатные, 5 – средне-верхнедевонские вулканогенно-терригенные, 6 – досреднедевонские терригенно-вулканогенные, 7 – интрузивные; 8 – разломы; 9 – линия профиля; 10 – рекомендуемая скважина

Усл. обозн. см. на рис 1