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).

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).

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.

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).

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

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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).

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 %).

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 %.

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.

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.

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.

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.

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

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

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