В тектоническом отношении Арыскумский прогиб относится к Южно-Тургайской впадине, расположенной в северо-восточной части Туранской плиты. Архейско-нижнепалеозойские метаморфические породы фундамента вскрыты в пределах выступов на глубинах 600–1900 м. В опущенных блоках кровля фундамента залегает на отметках более 5 км. В структурном отношении Южно-Тургайская впадина заключена между антиклинорием Улутау и его южным погребенным продолжением – Нижнесырдарьинским сводом на востоке и Приуральской моноклиналью на западе. На юге она граничит с хребтом Каратау, а на севере – с Кустанайской седловиной. Сама впадина расчленена Мынбулакской седловиной на два прогиба: Жиланчикский – на севере и Арыскумский – на юге.

Поисковые работы на нефть и газ, проведенные в пределах Жиланчикского прогиба не дали положительного результата, все открытия месторождений связаны с Арыскумским прогибом, где поисковые работы начаты в 1982 г. За этот срок пробурено более 220 скважин на нефть и газ при средней глубине около 1900 м, проведена гравиметрическая и аэромагнитная съемка, отработаны сейсмические профили МОГТ с плотностью сети более 1 км/км². Здесь в 1984 г. открыто крупное Кумкольское месторождение нефти, в последующие годы выявлены залежи нефти и газа на площадях Арыскум, Аксай, Акшабулак, Бектас, Караванчи, Кызылкия, Майбулак, Нуралы (рис. 1). Промышленные притоки углеводородов связаны с нижнемеловыми (неокомскими) и средне-верхнеюрскими отложениями.

Нижнемеловой нефтегазоносный комплекс представлен континентальными красноцветными отложениями неокомского надъяруса и выделяется в даульскую свиту, которая расчленяется на две подсвиты: нижнюю – песчаную и верхнюю – глинистую. Песчаная формация мощностью 140 м выделена как арыскумский горизонт. Она обладает высокими коллекторскими свойствами (открытая пористость 20–30 %, проницаемость 0,5 мкм² и более). Верхняя глинистая формация служит региональным флюидоупором. Считается, что залежи углеводородов в нижнемеловых отложениях формировались не за счет собственных достаточно низких энергетических ресурсов, а в результате вертикальной миграции из более перспективных и глубокозалегающих юрских пород [2]. В пределах комплекса установлено до трех нефтегазоносных горизонтов.

Юрский нефтегазоносный комплекс наиболее полно представлен в прогнутых зонах, где развиты отложения всех трех отделов системы. В составе юрского комплекса выделяются подкомплексы: нижний, средний и верхний. В целом юрским отложениям свойственны высокие концентрации органических веществ (1–3,72 %) сапропелево-гумусового состава, содержание битумоидов 0,01– 0,46 %, что позволяет выделить их в качестве нефтематеринских пород. Коллекторские горизонты обладают высоким емкостно-фильтрационным потенциалом (открытая пористость до 30 %, проницаемость в отдельных случаях до 6 мкм²). Наличие глинистых пластов в разрезе обеспечивает условия для сохранения залежей под флюидоупорами. В пределах выявленных месторождений выделяется до 6 нефтегазоносных горизонтов в юрских отложениях [2].

На рассматриваемой территории к осадочном комплексе на основе интерпретации сейсмических профилей МОГТ выделяется три квазисинхронных седиментационных сейсмических комплекса (КССК): меловой, верхнеюрский и доверхнеюрский. Расчленение отложений на КССК проведено по принципу выделения опорных отражающих горизонтов, отвечающих региональным реперам в осадочной толще пород Арыскумского прогиба [1].

Меловой КССК характеризуется серией субгоризонтальных отражений различной интенсивности. Подошва комплекса трассируется по опорному отражающему горизонту III, отвечающему повсеместно выделяемому арыскумскому песчаному горизонту в низах неокома. Мощность комплекса достигает 2 км и более, заполняя все отрицательные и положительные формы нижележащего рельефа. Верхнеюрский КССК с кровельным несогласием залегает под меловым комплексом. Внутри КССК выделяются отражающие горизонты, основным является горизонт III^a, отвечающий подошве акша-булакской – кровле кумкольской свит верхней юры, представленных соответственно глинисто-аргиллитовой и песчано-алевролитовой формациями. Отражающий горизонт III^a прекращает прослеживаться в пределах КССК по схеме кровельного прилегания к вышележащей отражающей границе III, фиксирующей эрозионный срез на границе юры и мела. В целом КССК характеризуется, за исключением отражающего горизонта III^a, слабоинтенсивным низкоэнергетическим волновым полем с субпараллельными и субгоризонтальными отражениями. Покровно-облекающая форма залегания КССК по мощности меняется от 1 км во впадинах подстилающего рельефа до полного выклинивания на склонах выступов фундамента.

Волновая картина в грабен-синклиналях достаточно типична и закономерности, установленные для одной из них, могут быть распространены и на другие аналогичные зоны. Поэтому в качестве эталонного объекта выбрана Арыскумская грабен-синклиналь, расположенная в западной части одноименного прогиба. Благодаря наличию глубокой скважины П-1 Арыскум здесь возможно осуществление стратиграфической привязки границ выявленных сейсмических комплексов. Документирование сейсмических границ бурением позволяет дать оптимальную по эффективности сейсмостратиграфическую модель глубокопогруженных зон Арыскумского прогиба. Следует отметить, что стратиграфическая датировка юрских отложений по времени зачастую палеонтологически неоднозначна. Использование же при стратиграфической корреляции физических методов расчленения разреза является важным фактором, способствующим повышению достоверности последующего прогноза по выделению перспективных толщ.

Специфические особенности строения КССК расшифровываются на примере сейсмического профиля 860285, отработанного Турланской геофизической экспедицией через центральную наиболее глубокопогруженную часть Арыскумской грабен-синклинали (рис.2, рис.3). Здесь открыто газовое с нефтяной оторочкой месторождение Арыскум. Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная, приурочена к неокомским отложениям приподнятого блока антиклинали. Максимальный дебит газа достигает 400 тыс. м3/сут, нефти – до 70 м3/сут. В процессе бурения скв. П-1 Арыскум активные газопроявления отмечались из образований доплитного комплекса, что свидетельствует о нефтегазоперспективности этих пород и необходимости их изучения.

Сейсмический комплекс, выделяемый в низах осадочного разреза как доплитный, существенно отличается по своим характеристикам от перечисленных. Здесь намечается резко дифференцированная волновая картина в направлении от юго-западного борта грабен-синклинали на северо-восток, связанная с особенностями ее развития. В центральной части выделяется Главный Каратауский разлом, состоящий из серии сбросов и, возможно, взбросов, который разбивает грабен-синклиналь на две части: юго-западную – максимально погруженную по рифейскому основанию и северо-восточную – приподнятую. Причем, максимальная мощность осадочных образований (до 4 км) накопилась в юго-западной части грабен-синклинали, где обнаружена промышленная нефтегазоносность разреза. В то же время к северо-востоку от разлома доплитный комплекс сокращен в мощности и уже на расстоянии 5–6 км выклинивается.

Кровля КССК трассируется по отражающему горизонту IV, связанному с несогласиями и перерывами в предпозднеюрское время. Данной границе предшествует слабоинтенсивное поле субгоризонтальных отражений верхнеюрского КССК и оно приурочено к первой фазе локально выдержанного по площади пакета отражений, который на отдельных участках интерферируя с более поздними и ранними отражениями образует достаточно сложную запись с бугристой конфигурацией.

Доплитный комплекс достаточно резко сокращается в мощности и его распространение ограничивается воздыманием отражающей границы Ф и прилеганием к нему горизонта IV, причем прилеганием характерным при воздымании, когда мощность пластов вблизи подошвы КССК сокращается.

Нижняя сейсмофация контролируется отражающими горизонтами Ф и V, верхняя ее часть вскрыта скв. П-1 Арыскум в интервале 3100– 3610 м, представлена серией прерывистых отражений средней и высокой интенсивности, расходящихся в глубь грабен-синклинали. Развитие сейсмофации ограничено разрывными нарушениями, к которым по типу постседиментационного латерального несогласия примыкают внутрифациальные отражения. Строение сейсмофации усложняется наличием разломов, делящих ее на отдельные блоки. Подошвенное несогласие сейсмофации выражается в форме прилегания при раздвижении, когда отдельные отражения имеют выпуклую форму, что свидетельствует о некотором увеличении мощности пластов, возникающем за счет прерывистого осадконакопления. Подобное прилегание отражений отмечается и внутри сейсмофации, указывающее на продолжение процесса раздвижения во время осаждения материала и образования дна бассейна. В целом нижняя сейсмофация имеет бугристый клиноформный рисунок отражений, состоящий из неравномерно расположенных прерывистых фрагментов. Число интенсивных отражений и мощность пластов увеличивается в глубь палеобассейна. Запись свидетельствует о регрессивном осадконакоплении сейсмофации, когда зернистость терригенного материала увеличивается по мере удаления от борта грабена. Наличие небольших, быстро выклинивающихся “лопастей” типично для наращивания осадочных тел в условиях мелководья. Некоторая хаотичность отражения связана с активными тектоническими процессами, приводящими к разрывам и, возможно, к обрушениям и оползням. Заполнение грабена происходило в обстановке с переменной и высокой энергией осадконакопления. Вскрытая скважинами толща нижней сейсмофации, мощностью до 2 км, отнесена к нерасчлененным верхнетриасово-нижнеюрским отложениям, представленным аргиллитами, алевролитами, песчаниками, гравелитами и конгломератами от серых до черных. По каротажу скважин на диаграммах КС сейсмофация отмечается повышенными значениями: аргиллиты имеют сопротивление порядка 20–30 Ом-м, алевролиты, песчаники, гравелиты и конгломераты – до 40– 60 Ом-м и более. Значения НГК для аргиллитов составляют 1,8–2,2 усл. ед., для гравелитов и конгломератов – более 3,2 усл. ед. Перепад акустической жесткости в скв. П-1 Арыскум от вышележащих отложений к нижней сейсмофации равен 1,35 (коэффициент отражения 0,15).

Черный цвет пород и высокое сопротивление на диаграммах КС указывают на битуминозность. Битуминозность наряду с пиритизацией является индикатором застойного режима при осадконакоплении. Большое количество углефицированной органики и выполаживание пластов нижней сейсмофации вверх по разрезу от 20 до 10° подтверждает озерные мелководные условия образования отложений.

Отражающий горизонт V является подошвой следующего вышележащего сейсмофациального комплекса “Г”. Сейсмофация представлена слабоинтенсивными, низкоамплитудными, субгоризонтальными отражениями. Кровля сейсмофации, которой отвечает горизонт “Г”, по типу простого горизонтального прилегания примыкает несогласно к воздымающейся подошве – горизонту V. В принципиальном отношении не отличаются волновой картиной и лежащие выше по разрезу сейсмофации “В” и “Б”. Здесь фиксируется однородное, динамически невыразительное поле прерывистых и умеренно-непрерывных отражающих площадок, залегающих субпараллельно и имеющих латеральное седиментогенное несогласие со склоном грабена. Подобная волновая картина отвечает условиям седиментогенеза в лагунах или прибрежных мелководных бассейнах с преобладанием мелкодисперсного материала, в котором отсутствуют карбонатные и крупнообломочные разности терригенных пород, что подтверждается и вскрытым скважинами разрезом. По данным бурения здесь присутствуют в основном темноцветные терригенные отложения: аргиллиты, алевролиты и песчаники, В кровле сейсмофации “Б” прослеживается одноименный отражающий горизонт, отличающийся средней интенсивностью и выдержанностью по площади, подошвенное несогласие которого с рифейским фундаментом регистрируется по типу прилегания при воздымании. По каротажным характеристиками сейсмофации “Б”, “В” и “Г” отмечаются повышенными показателями кажущихся сопротивлений (до 40 Ом-м) и гамма-каротажа (15– 16 мкР/ч), расчлененной кривой НГК (от 1,6 до 2,6 усл. ед.) и изменяющимся в зависимости от литологического состава диаметром ствола скважины.

Наличие мощной (до 1600 м) толщи переслаивающихся пород с потенциальными коллекторскими свойствами и флюидоупоров создает хорошие условия для формирования углеводородных скоплений в ловушках, образующихся при подошвенном несогласии и выклинивании сейсмофаций, а также в приразломных условиях. В породах этого комплекса (айболинская свита) на юго-западном склоне Арыскумского рифта установлен нефтяной горизонт (скв. 5-Г Дощан).

По данным каротажа сейсмофации “А” отвечают повышенные значения КС (до 30 Ом-м), увеличенный диаметр ствола скважины, расчлененность-кривой НГК (на уровне 1,5–2,0 усл. ед.), показания ГК до 12 мкР/ч.

Между отражающими горизонтами “А” и IV фиксируется верхняя сейсмофация, состоящая из нескольких (до трех) отражений. Сейсмофация регистрируется в едином пакете с многофазным колебанием в кровле доплитного комплекса. Наблюдается увеличение интервала отражений внутрь бассейна седиментации. По данным бурения в низах сейсмофации залегает глинистый комплекс, отвечающий слабым отражениям, а вверх по разрезу появляются мелкозернистые и обломочные терригенные фации, что соответствует увеличению интенсивности и амплитудной выразительности отражений.

По каротажным данным верхняя граница доплитного комплекса имеет отчетливо выраженный характер. На диаграммах кажущихся сопротивлений значения резко возрастают от 4–6 до 20 Ом-м, диаметр ствола скважины увеличивается, отмечается ступень и на диаграммах НГК от 1,5–1,6 до 1,1 усл. ед. По сейсмокаротажным данным в кровле доплитного комплекса наблюдается резкий градиент пластовых скоростей (1000 м/с) при диапазоне изменения в доплитном комплексе от 4600 до 4900 м/с и в плитном комплексе от 2200 до 3900 м/с.

Таким образом, проведенный сейсмостратиграфический анализ позволяет наметить особенности осадконакопления доплитного этапа развития исследуемого района в триасово-среднеюрское время. Очевидно, в предраннетриасовое время на изучаемой территории существовала суша, о чем свидетельствуют отсутствие каких-либо осадочных образований палеозоя и наличие мощной коры выветривания, которая в скв. 2 Кумколь достигает 200 м и представлена гнейсами, метаморфизованными алевролитами и песчаниками рифейского возраста. В раннетриасовое время произошли процессы деструкции земной коры с образованием протяженных глубинных разломов, сыгравших в дальнейшем существенную структурообразующую роль. Вдоль линий разломов возникли линейно-вытянутые прогнутые зоны шириной до первых десятков километров. Осадконакопление происходило в сугубо континентальных условиях с характерной вертикальной и латеральной невыдержанностью пластов и широким диапазоном изменения параметров сейсмических отражений (нижняя сейсмофация). Внутрифациальный рисунок записи указывает на процессы растяжения и расширения дна бассейна седиментации на ранних этапах образования грабена, что привело к формированию блоковой структуры фундамента со ступенеобраэным погружением в направлении к центральной зоне. С субгоризонтальными базальными отражениями могут быть связаны песчаные отложения, веерообразно разнесенные у бортов прогиба на начальной стадии деструкции. Затем по мере роста амплитуды погружений и активизации процесса грабенообразования пески перекрывались более грубообломочным материалом, образованным за счет гравитационных процессов сползания и обрушения береговой линии, а также перераспределения осадочного материала водными потоками у подножия источника сноса.

Формирование долины носило неравномерный характер. При затухании тектонических движений в фациях заполнения с прилеганием (сейсмофации “Г”, “В”, “Б”) грубообломочный материал практически исчезает, увеличивается доля глин и алевритов. Расширение бассейна седиментации привело к образованию отложений, связанных с низкоскоростными потоками, по типу прибрежного (дельтового) осадконакопления. Наличие горизонтально-слоистых отражений доказывает, что осадконакопление происходило в спокойной обстановке и медленном равномерном погружении дна бассейна. По-видимому, дельтовая равнина находилась за пределами территории исследований и в долине накапливались в основном отложения продельты и частично фронта дельты. Поэтому в этих сейсмофациях возможно обнаружение отдельных песчаных баров. Данный этап развития охватывает достаточно продолжительное время – от синемюрского века ранней юры вплоть до батского яруса средней юры.

К концу ранней юры этап растяжения и погружения практически завершается. Наступает относительная стабилизация, и затем в средней юре и к началу поздней юры стали преобладать процессы сжатия. Разрывные нарушения сбросового характера сменяются на взбросонадвиги. Вектор сжатия направлен с северо-востока на юго-запад о чем свидетельствует характер записи отражений, указывающий на воздымание консолидированного основания и инверсионное залегание всего доплитного комплекса, ярко выраженное на северо-восточном борту грабен-синклинали. Глубинный разлом за счет наличия зон Дробления и скольжения в какой-то степени “гасил” усилия сжатия, что позволило сохранить от деструктивных процессов основной бассейн седиментации к юго-западу от разлома. Здесь также по рисунку сейсмической записи фиксируется воздымание консолидированного основания. По-видимому, фронт дельты, отчасти за счет сужения бассейна, постепенно смещался в это время к центру долины, что выразилось некоторым увеличением кластического материала в верх по разрезу. В этих условиях обнаружение баровых тел вполне вероятно. Этап сжатия охватывает время от тоарского века ранней юры до поздней юры.

К концу средней юры наступает этап стабилизации и затухания тектонических процессов в регионе. В келловее отложения кумкольской свиты ровным (50–60 м) пенепленом покрывают нижележащий рельеф, кроме отдельных воздымающихся блоков фундамента (Кызылкия, Аксай, Дощан и др.). В предмеловое время вновь отмечается активизация прогибания в грабеновых зонах и формирование конседиментационных сбросов, что приводило к более резкой выраженности приподнятых участков. Например, по данным бурения амплитуда Главного Каратауского разлома в это время достигала величин 200–250 м.

Полученный материал показывает, что осадочный чехол территории исследований делится на 2 этажа: нижний – доплитный и верхний – плитный. В настоящее время в верхнем верхнеюрско-меловом этаже фонд выявленных и подготовленных к глубокому бурению на нефть и газ структур практически исчерпан. Дальнейшие перспективы нефтегазоносности связываются со сложно построенным нижним доплитным комплексом. Тектонический режим, создавший на месте воздымания территории резко расчлененный рельеф с протяженными грабенообразными прогибами и сопровождавшийся образованием крупных разломов можно отнести к рифтогенным. В геологически короткий срок здесь сформировались значительные очаги концентрации и преобразования органического вещества. Резкая латеральная изменчивость свойств пород, большой размах амплитуды смещения глубин фундамента, наличие разрывных нарушений привело к существенному усложнению строения природных резервуаров и к необходимости поисков путей повышения эффективности использования геолого-геофизических работ за счет внедрения новых нетрадиционных разработок.

Таким образом, в результате проведенного исследования становится очевидной необходимость концентрации усилий на раскрытие нефтегазоносного потенциала глубокопогруженного доплитного комплекса отложений Южно-Тургайской впадины. В свою очередь, решение поставленной задачи на базе современной методики камеральной обработки и технологии полевых работ комплекса геолого-геофизических методов позволит существенно расширить реализацию возможностей сейсмостратиграфического анализа.

1. Кобзырев Г.Ю., Сапожников Р.Б., Шлезингер А.Е. Строение Арыскумского прогиба Южно-Тургайской впадины по данным сейсморазведки // Бюл. Моск. об-ва испытателей природы. Отд. геол.– 1990.– Т. 76.– Вып. 4.– С. 48–57.
2. Нефтегазоносные комплексы Южно-Тургайской впадины / X.X. Парагульгов, А.Б. Ли, Т.X. Парагульгов, Г.П. Филипьев // Вестник АН КазССР.– 1990.– № 1.– С. 49–59.

Structure features of deep sedimentary complexes in the Ariskum trough at the Southern Turgai depression are observed on the base of geological-geophisical data seismostratigraphic interpretation. Complex structure of the area and structure forming role of deep faults is determined. Pre-platform complex is revealed and its oil and gas possibuities are substantiated on the ground of paleogeogra-phic and paleotectonic investigations.

1 – Главный Каратауский разлом; 2–3 - границы (2 – Арыскумского прогиба, 3–грабен-синклиналей); 4–месторождения нефти и газа (1 - Майбулак. 2 – Арыскум, 3 – Кызылкия, 4 – Караванчи, 5 – Кумколь. 6 – Нуралы, 7 – Аксай, 8 – Акшабулак, 9 – Бектас); 5 – грабен-синклинали (I – Арыскумская, II - Сарыланская, III – Бозингенская, IV – Акшабулакская); 6 – линия сейсмического профиля

1–2 – границы (1–квазисинхронного седиментационного сейсмического комплекса (КССК), 2–сейсмофаций); 3–отражающие площадки; 4 – КССК (1 – меловой, 2 – верхнеюрский, 3 – доплитный); 5 – тектонические нарушения