CC BY
159ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98
Д.К. Ажгалиев1, e-mail: dulat.azhgaliev@gmail.com; С.Г. Каримов2, e-mail: s.giiman4962@gmaii.com
1 ТОО Компания «Недра-Инжиниринг» (Астана, Республика Казахстан).
2 АО «Евразийский национальный университет имени Л.Н. Гумилева» (Астана, Республика Казахстан).
Совершенствование критериев оценки перспектив нефтегазоносности малоизученных районов Туранской плиты
В статье представлены некоторые результаты исследования, проведенного в целях оценки перспектив нефтегазоносности слабоизученного Аральского бассейна (Туранская плита, Республика Казахстан). Дана структурно-тектоническая характеристика осадочных бассейнов западной части Туранской плиты (Устюрт-Бузачинского, Мангышлакского и Аральского) в свете геолого-геофизических данных и результатов их комплексного изучения в 2009-2013 гг.
В рамках исследования проанализированы условия залегания и региональные закономерности структурно-тектонического строения отложений основных литолого-стратиграфических комплексов. Осуществлена увязка тектонического строения с площадными закономерностями распространения нефтегазоносных локальных структур. Дана оценка ранее выполненным исследованиям с точки зрения корректности применявшейся методики, последовательности выполнения работ, условий заложения и размещения скважин. С учетом уточнения тектонического строения и структурных особенностей определены направления дальнейших поисковых работ. В частности, в плане нефтегазоносности обоснована высокая перспективность палеозойских отложений Аральского бассейна, что подтверждается данными, полученными в результате бурения ряда опорных скважин, а также открытием залежей углеводородов в палеозойских отложениях Устюрт-Бузачинского и Мангышлакского бассейнов. Кроме того, в пределах восточной части Устюрт-Бузачинского бассейна в качестве ориентиров для поиска новых залежей нефти и газа предложено рассматривать крупные палеозойские объекты - мегаподнятия.
Ключевые слова: разрез, осадочный бассейн, палеозойский комплекс, опорная скважина, сейсмическое исследование, Туранская плита, Устюрт-Бузачи, Мангышлак, Аральский бассейн, локальная структура, региональное строение, прогиб, разлом, перспектива нефтегазоносности.
D.K. Azhgaliev1, e-mail: dulat.azhgaliev@gmail.com; S.G. Karimov2, e-mail: s.gilman4962@gmail.com
1 Nedra-Engineering Company LLP (Astana, Republic of Kazakhstan).
2 L.N. Gumilyov Eurasian National University JSC (Astana, Republic of Kazakhstan).
Improvement of Assessment Tools for the Petroleum Potential of Poorly Studied Areas of the Turan Plate
The article presents some results of a study conducted to assess the petroleum potential of the poorly studied Aral basin (Turan plate, the Republic of Kazakhstan). Structural-tectonic characteristics of sedimentary basins of the western part of the Turan plate (Ustyurt-Buzachi, Mangyshlak and Aral) are given, taking into account the geological and geophysical data and the results of their comprehensive study in 2009-2013.
Within the framework of the study, the mode of occurrence, regional morphology and tectonic structure of the deposits of the main lithologic-stratigraphic complexes were analyzed. The tectonic structure is correlated with the main parameters of the area morphology of oil-and-gas bearing local structures. An assessment of previous studies is made from the point of view of the correctness of the technique, the sequence of work performed, the conditions for wells location and placement.
Taking into account the refinement of the tectonic structure and structural features, directions for further exploration are determined. In particular, the high prospects of Paleozoic deposits of the Aral Basin are justified in terms of oil and gas content, which is confirmed by the data obtained as a result of drilling a number of stratigraphic wells, as well as the discovery of hydrocarbon deposits in the Paleozoic deposits of the Ustyurt-Buzachi and Mangyshlak basins.
20
№ 7-8 август 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
In addition, within the eastern part of the Ustyurt-Buzachi Basin, it is proposed to consider large Paleozoic objects -megapods - as reference points for the search for new oil and gas deposits.
Keywords: stratigraphy, sedimentary basin, Paleozoic, stratigraphic well, seismic study, Turan plate, Ustyurt Buzachi, Mangyshlak, Aral basin, local structure, regional structure, depression, snap, petroleum potential.
Геолого-экономические характеристики бассейнов Арало-Каспийского региона (казахстанская часть) Geological and economical characteristics of the Aral-Caspian region (Kazakhstan's part)
Бассейн Basin Площадь, тыс. км2 Area, thousand km2 Уровень изученности по итогам поисково-разведочных работ Exploration maturity Наличие развитых промышленных центров Developed industrial centers Возможность оптимального размещения скважин и проведения сейсморазведки (влияние ландшафта и т. п.) Capability for the optimal well placement and seismic exploration (landscape effect, etc.) Возможность использования промышленной инфраструктуры Capability of the industrial infrastructure Целевой горизонт/комплекс Target horizon/complex Месторождения углеводородов Hydrocarbon deposits Фонд выявленных структур Exploration potential Объем запасов, млрд т Deposit volume, billion tonnes Ранг по объему ресурсов Classification by inferred resources volume
Устюрт-Бузачи Ustyurt-Buzachi 131 Высокий, неравномерно High, spotted + + + PZ MZ 18 73 8,1 II группа Group II
Мангышлак Mangyshlak 99 Высокий, неравномерно High, spotted + + + 40 128 6,4
Аральский Aral 57 Низкий Low - Неоптимальная Non-optimal - PZ - 30 3,2
РЕГИОНАЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И РЕЗУЛЬТАТЫ КОМПЛЕКСНОГО ИЗУЧЕНИЯ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН В 2009-2013 ГГ.
Тектоническое строение регионов Туранской плиты, к числу которых относятся Устюрт-Бузачинский бассейн (Устюрт-Бозаши) и сопредельные территории Мангышлака и Аральского бассейна [1, 2], обусловлено формированием зоны сочленения Прикаспийского бассейна, которую образуют юго-восточная окраина Восточно-Европейской платформы (Прикаспийская синеклиза) и Казахстанская и Туранская плиты на востоке и юго-востоке, соответственно [3, 4].
В разной степени изученные бассейны Туранской плиты (Устюрт-Бузачи, Мангышлак и Аральский) характеризуются
различным возрастом главной складчатости (фундамент), разнообразием формационного состава отложений квазиплатформенного комплекса (КПК), включающего палеозой и пермотриас (рис. 1). По результатам исследований, проведенных в 2009-2013 гг. в рамках проекта «Комплексное изучение осадочных бассейнов Республики Казахстан» [5, 6], были уточнены состав и структурно-тектоническое строение палеозойской части разреза. С учетом удовлетворительной взаимной увязки и унаследованного характера структурных планов по фундаменту и палеозою прослежена довольно четкая дифференциация территории на структурно-тектонические зоны,что обусловливает введение дополнительных критериев определения перспективных в нефтегазоносном отношении
локальных объектов, а также возможность эффективного планирования и расширения поисковых работ. Обоснован перечень показателей для объективной оценки и сравнения степени изученности бассейнов (табл.). Так, бассейны Устюрт-Бузачи и Мангышлак характеризуются относительно высокой степенью изученности с учетом фонда выявленных локальных структур и количества открытых месторождений. В соответствии с предложенной ранее классификацией бассейнов Казахстана по объему прогнозных ресурсов Устюрт-Бузачи, Мангышлак и Арал отнесены к перспективной 2-й группе [6, 7]. В то же время авторы данной статьи, несмотря на неравномерную изученность бассейнов,отмечают необходимость более детального исследования нижней части разреза (КПК). Гипотеза авторов
Для цитирования (for citation):
Ажгалиев Д.К., Каримов С.Г. Совершенствование критериев оценки перспектив нефтегазоносности малоизученных районов Туранской плиты // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 7-8. С. 20-33.
Azhgaliev D.K., Karimov S.G. Improvement of Assessment Tools for the Petroleum Potential of Poorly Studied Areas of the Turan Plate. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 7-8, P. 20-33. (In Russ.)
Условные обозначения: Legend:
1 - контуры структур I порядка/бассейны: А - Прикаспийский, Б - Устюрт-Бузачи, В - Мангышлак, Г - Аральский, Д - Нижнесырдарьинский свод; 1 - enclosure of the structures of 1st class/basins: A - Caspian, B - Ustyurt-Buzachi, С - Mangyshlak, D - Aral, E - Lower Syrdarian anticlinal fold;
V^J 2 - контуры региональных структур II порядка:
Устюрт-Бузачи: 1 - Бузачинское поднятие, 2 - Южно-Бузачинский прогиб, 3 - Арыстановская ступень; прогибы: 4 - Колтык-Кулажатский, 5 - Косбулакский, б - Челкарский, 7 - Барсакельмесский; 8 - Судочий; валы: 9 - Аламбекский/Куаныш-Коскалинский,10 - Тахтакирский;
Мангышлак: 11 - Беке-Башкудукский вал, 12 - Жетыбай-Узеньская ступень,
13 - Ракушечное поднятие, прогибы: 14 - Жазгурлинский, 15 - Карабогазский,
1б - Ассаке-Ауданский, 17 - Предкавказско-Каспийский, 18 - Туаркырское поднятие; 19 - Песчаномысский прогиб;
Аральский бассейн: ступени: 20 - Южно-Аральская, 21 - Кокаральская, 22 - Уялинская, 23 - Казалинская; 24 - Таджикская депрессия;
2 - enclosure of the regional structures of 2d class:
Ustyurt-Buzachi: 1 - Buzachi arch, 2 - South Buzachi depression, 3 - Arystan bench; downfolds: 4 - Koltyk-Kulazhat, 5 - Kosbulak, б - Chelkar, 7 - Barsakelmes; 8 - Sudochye; bars: 9 - Alambec/Kuanysh-Koskala, 10 - Takhtakair;
Mangyshlak: 11 - Beke-Bashkuduk swell, 12 - Zhetybai-Uzen bench, 13 - Rakushechnoe uplift,
14 - Zhazgurli depression, 15 - Karabogaz arch, 16 - Assakeaudan depression, 17 - pre-Caucasian-Caspian, 18 - Tuarkyr dome; 19 - Peschanomysskoe uplift;
Aral basin: benchs: 20 - South Aral, 21 - Kokaral, 22 - Uyalinskaya, 23 - Kazalinsk; 24 - Tajik depression;
3 - региональные разломы: I - Северо-Устюртский, II - Центрально-Устюртский,
III - Такубайский, IV - Северо-Каратауский, V - Арало-Кызылкумский, VI - Центрально-Торгайский, VII - Иргизский, VIII - Каракольский;
3 - regional faults: I - North Ustyurt, II - Central Ustyurt, III - Takubai, IV - North Karatau, V - Aral-Kyzylkum, VI - Central Torgai, VII - Irgis, VIII - Karakolsky;
4 - зоны ландшафтных изменений: 1-1 - п-ов Куланды, 2-2 - о. Возрождения; 4 - landscape metamorphosis areas: 1-1 - Kulandy peninsula, 2-2 - Vozrozhdeniya Island;
5 - государственная граница Республики Казахстан;
5 - state boundary of the Republic of Kazakhstan;
6 - контуры Каспийского и Аральского морей б - enclosure of the Caspian and Aral seas
Рис. 1. Тектоническая схема палеозойского комплекса западной части Туранской плиты Fig. 1. Tectonic scheme of the Paleozoic complex of the Turan plate' western part
подтверждается тем, что именно в палеозое Устюрт-Бузачей и Мангышлака открыты введенные в промышленную эксплуатацию месторождения Урга Северная, Оймаша, Карачалак, Акчалак, Каракудук, Кушкаир Центральный. Анализ имеющихся данных, в том числе полученных за последние годы, позволяет сделать вывод о более широком распространении палеозойских отложений. Так, в последние годы были получены сведения, в соответствии с которыми прогнозируется наличие крупных перспективных локальных объектов на Жетыбай-Узеньской ступени, Песча-номысско-Ракушечной зоне поднятий и акватории Среднего Каспия на блоке Курмангазы [6, 8].
Таким образом, актуальными являются оценка результатов проведенных в регионе геофизических исследований и уточнение особенностей внутреннего строения Аральского бассейна.
ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И ГЛАВНЫЕ ЭТАПЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТЕРРИТОРИИ
Развитие бассейнов предопределено коллизионными процессами в палеозое (силур, девон) на северной периферии палеоокеана Тетис. Северный Устюрт с позднего рифея входил в состав Восточно-Европейской платформы, являлся отдельным блоком на крайнем южном обрамлении Прикаспия. К востоку от него существовал Казахстанский континент, возникший в раннем палеозое (ордовик - силур) на месте континентальных докембрийских блоков и нижнепалеозойских островных дуг [6].
Южная оконечность Урала сформирована в конце карбона на месте закрытия Уральского палеоокеана. В современном плане Главный Уральский глубинный разлом, вдоль которого развиты тела гипербазитов, является индикатором сложных процессов, завершившихся закрытием палеоокеана и образованием складчатой системы на контакте Восточно-Европейской платформы и Казахстанского континента [3, 8]. По северному краю Устюрта в рифей-вендское время возник протяженный Южно-Эмбинский рифт (рис. 1), «затухающий» к Каспийскому морю и выходящий на востоке к Уральскому
GEOLOGY
палеоокеану [3, 8]. В позднем девоне и раннем карбоне над рифтом формировался одноименный Южно-Эмбинский прогиб, выполненный граувакковой толщей мощностью до 5 км ф3-С^). В современном плане данные отложения слагают разрез зоны сочленения Прикаспийского бассейна и Северного Устюрта (Косбулакский прогиб). Развитие Мангышлака определили интенсивные деформации растяжения и сжатия в субширотной рифтовой зоне (кряж Карпинского и горный Мангышлак). Область сочленения крупных блоков (Северный Устюрт, Урал и Казахстанский континент), сформировавшихся в палеозое вдоль Аккулковско-Базой-ского и Арало-Кызылкумского валов, приурочена к северо-восточной части Туранской плиты. В этих условиях к востоку от блока Северный Устюрт и шло формирование Аральского бассейна.
УТОЧНЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ГРАНИЦАХ И РАСПРОСТРАНЕНИИ АРАЛЬСКОГО БАССЕЙНА
Многие годы контуры и границы Аральского бассейна, а точнее - положение его западной границы, представлялись не вполне ясными. Выделялись Северо-Западное, Северное, Северо-Восточное, Южное Приаралье, что было удобным и предпочтительным с точки зрения их географического расположения. В восточной части бассейна выделена Восточно-Аральская впадина [1, 2, 9]. Прогноз нефтегазоносности и оценка углеводородного потенциала этих районов до недавнего времени осуществлялись в отсутствие четкого представления о контурах основных структурных элементов и, соответственно, объективной модели регионального строения, определяющей положение вероятных зон нефтегазо-накопления (ЗНГН). Тем не менее в результате геологоразведочных работ в мезозойских отложениях северо-западной части территории были открыты газовые месторождения Аккулковское, Кызылой и Базойское. Более активные исследования в регионе, направленные на оценку перспектив нефтегазоносности, были начаты казахскими геологами совместно с Японской национальной компанией в 2000 г.
Ш
Условные обозначения: Legend:
I - Западно-Аральская часть,
I - West Aral;
II - Восточно-Аральская часть II - East Aral
Перспективные комплексы отложений:
Perspective sedimentary complexes: 1 - нефтеносный;
1 - oil bearing;
2 - газоносный;
2 - gas bearing;
3 - толщи пород-флюидоупоров 3 - barrier formations
Рис. 2. Схемы основных литолого-стратиграфических комплексов Западно-Аральской и Восточно-Аральской частей Приаральского региона Fig. 2. Schemes of main lithologie and stratigraphie complexes of West Aral and East Aral of the Aral region
(т. е. позже, чем в Южном Приаралье, объем разведанных запасов которого значительно больше), и лишь в 2012 г. были впервые обнаружены залежи нефти в пределах отмеченных зон газонакопления (верхняя юра, неоком) на Аккулковской площади. Более объективное представление о границах бассейна возникло после того, как исследователи при анализе бассейна стали четче разделять вдоль Арало-Кызылкумской системы поднятий (АКСП) Западно-Аральскую и Восточно-Аральскую части бассейна (рис. 2). В основу этого разграничения легли осо-
бенности простирания крупных региональных структур и состав слагающих разрез литолого-стратиграфических и нефтегазоносных комплексов [1, 9]. Западно-Аральская часть бассейна характеризовалась более резкими перепадами гипсометрических отметок и глубин залегания отражающих сейсмических горизонтов, в ней получили развитие столь различные структурные элементы, как Косбулакский, Челкар-ский (Шалкарский), Барсакельмесский прогибы и др.
Еще одной особенностью является присутствие в разрезе достаточно мощной терригенной грубообломочнойтолщи верхнепермско-триасового возраста (рис. 3), возникшей в палеозое в результате взаимодействия и столкновения вдоль АКСП пассивной окраины древней Восточно-Европейской и относительно молодой Казахстанской плит [3, 10]. Таким образом, региональные тектонические процессы сформировали условия, толщину и состав отложений, фациальную среду осадконакопления. Внутренняя структура крупных прогибов, в свою очередь, осложнялась разноамплитудными разломами более низкого порядка.
Фундамент сложен образованиями периодов рифея-протерозоя и нижнего палеозоя, широко представленными в горных массивах Большой и Малый Ка-ратау, Букантау и др. В закрытой части региона они остаются неизученными, вскрыты единичными скважинами в зоне, расположенной к северо-востоку от Челкарского прогиба (Жаксыбуташ-ский выступ). На востоке и юго-востоке бассейна отложения представлены метаморфическими, вулканогенными сильно дислоцированными породами (Аккыр, Торетам). Зеленоцветные мета-морфизованные песчаники и конгломераты выделены в разрезе зоны Базой -Аккулковская - Кызылой. Глубина залегания фундамента в последовательно расположенных простирающихся в меридиональном направлении прогибах составляет 5-6 км и более. Для этой части региона характерны более высокие скорости распространения преломленных волн (6000-6300 м/с) и мозаичный рисунок распределения аномалий магнитного и гравиметри-
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2018
23
ю - юа
S - SE Косбулакский прогиб
Kosbulak depression
Чикудук O-1 Chikuduk O-1
Аккулкоеский пдл
Akkulkovsky bar
Кызылой Г-1 Kyzyloi G-1
Ко шкара™ некая чульда
Koslikar-Ata down fold
Челкарский прогиб
tbelkarsky dome
Восточно-Аральская котловина
East AraLsk depression
Северная Арал ьс кав П-1 Се нерная Арап ы: паи П-2
North Aral P-J „ Horth Aral P-2
Рис. 3. Региональный профиль Северный Устюрт - Аральский бассейн Fig. 3. Regional profile North Ustyurt - Aral basin
ческого поля, хорошо согласующийся с составом и характером изменения пород фундамента.
Для Восточно-Аральской части характерна сравнительно несложная морфология структурных элементов. По масштабам прогибания выделяется контрастный Барсакельмесский прогиб (рис. 4), с востока практически примыкающий к АКСП [9]. Прогиб осложнен Кельмесской и Южной мульдой, имеет крутое западное крыло, пологие северное, восточное и южное крылья [10]. Характер строения, амплитуда прогибания дают основания считать Восточно-Аральскую часть основной зоной нефтегазонакопления Аральского бассейна.
Фундамент в этой части относится к нижнему палеозою, глубина залегания на значительной площади изменяется до 5-6 км. Мощность КПК, по данным сейсморазведки, составляет 2,0-4,0 км. В структурном отношении выделяется моноклиналь, погружающаяся с востока на запад в сторону Кельмесской мульды и АКСП до отметки 10-12 км и более в зоне наибольшего погружения (рис. 4). Отсутствие корректной информации о границах и модели строения бассейна оказало негативное влияние на выбор локаций для проведения геологоразведочных работ, расстановку прио-
ритетов на начальном региональном этапе изучения и, в конечном счете, на итоговый результат - открытие новых залежей нефти и газа, в особенности в сравнении с успехами узбекских геологов (рис. 5) в южной части Аральского региона.
В соответствии с картой прогноза не-фтегазоносности Казахстана [11] и по результатам комплексного изучения бассейнов (2009-2013 гг.) [5, 6] граница Аральского бассейна на западе проведена вдоль АКСП по восточному краю п-ова Куланды и о. Возрождения. Западная граница бассейна в окончательном варианте представляет собой сложное сочетание нескольких региональных разломов (рис. 4). Бассейн представлен последовательно расположенными с запада на восток крупными блоками, разграниченными по линии Центрально-Аральского (Кулундинского) поднятия, Каракольского разлома, Иргизской седловины и Центрально-Торгайского разлома.
ОСОБЕННОСТИ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ И ПРОГНОЗ ВЕРОЯТНЫХ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ И НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ
С учетом положения зоны нефтегазонакопления, общих геологических предпосылок и масштабов осадкона-
копления ожидается вполне высокий генерационный потенциал крупных прогибов (Косбулакского, Челкарско-го, Самского, Барсакельмесского/Вос-точно-Аральского). Данные прогнозы получают подтверждение на северо-западе (Косбулакский прогиб, Мынсуал-масская ступень) и юге (Барсакельмесский, Судочий прогибы) региона, для которых характерны высокие темпы и масштабы осадконакопления (рис. 3). В результате формировались зона нефтегазонакопления с залежами в широком стратиграфическом диапазоне (палеозой, юра, мел), вплоть до палеогена (месторождения Аккулковское, Кызылой, Базой, Шагырлы-Шомышты). Примыкающие с запада непосредственно к АКСП крупные прогибы (Косбулакский, Челкарский, Самский, Барсакельмесский, Судочий) выделены авторами статьи в единую Восточно-Устюртскую систему прогибов. Центрально-Аральский и Куландин-ский разломы (АКСП) сопряжены с линейно вытянутыми выступами фундамента. Палеозойскому и мезозойскому комплексам АКСП соответствует значительный по протяженности тектонический вал. Блоковое строение сочетается с закономерным расположением прогибов и переходных приподнятых линейных зон (тектонических валов),
^ГАЗПРОМ
IX Международная конференция
«Обслуживание и ремонт основных фондов ПАО «Газпром»
24-28 сентября 2018 г. Республика Крым г. Алушта
ГЕОЛОГИЯ
фиксирующих контуры прогибов и их периферийные зоны. Несмотря на общее региональное преимущественно северо-западное простирание, региональные структуры (прогибы, мульды и тектонические валы) в плане расположены мозаично (рис. 6). Отметка кровли фундамента в разрезе Восточно-Устюртской системы прогибов с севера на юг изменяется от 7-11 до 5-7 км [6]. Палеозойский комплекс на севере и юге этой части региона прослежен в интервале 3,5-5,0 и 2,54,0 км, соответственно. По особенностям и характеру поведения главной магнитоактивной поверхности, выделенной по результатам высокоточных аэромагнитных исследований [5, 6], кровля палеозоя (отражающий горизонт (ОГ) Р7) в разрезе Туранской плиты выделена в устойчивую сейсмическую границу [6, 10]. Ранее на Устюрт-Буза-чах и Мангышлаке выделение кровли палеозоя не было однозначным, и по имеющимся отражениям обосновывались сейсмические горизонты V или Ф, приуроченные к доюрской толще. Осадконакопление в палеозое характеризовалось высокими темпами. В разрезе Кошкаратинской мульды и Косбулакского прогиба толщина комплекса составляет 2-3 и 4-5 км, соответственно. И все же наряду с более качественным и однозначным прослеживанием ОГ Р2 главной особенностью регионального строения палеозойской толщи по результатам комплексного изучения бассейнов в 2009-2013 гг. является активное проявление разломной тектоники.
Южная часть Челкарского прогиба осложнена Кошкаратинской и Тобе-булакской мульдами (рис. 6). Зона нефтегазонакопления в мезозойских отложениях (Аккулковско-Кызылой-ская, Базойская) приурочены к одноименным тектоническим валам, которые, в свою очередь, являются «переходными» структурным элементами между смежными областями прогибания. По результатам сравнения геолого-геофизических и структурно-тектонических характеристик как перспективная зона обосновывается вал Куланды по изогип-се -1,6 км, амплитудой 250 м, обрамляющий с востока Тобебулакскую муль-
Условные обозначения: Legend:
Тектонические элементы I порядка. Бассейны: А - Аральский, Б - Устюрт-Бузачинский, В - Иргизская седловина, Г - Нижнесырдарьинский свод
Tectonic structures of 1st class. Basins: А - Aral, B - Ustyurt-Buzachi, C - Irgiz trough, D - Lower Syrdarian anticlinal fold
1. Граница Аральского бассейна 1. Enclosure of the Aral basin
2. Региональные разломы и тектонические нарушения II порядка: I - Арало-Кызылкумский, II - Куландинский, III - Каракольский, IV - Иргизский, V - Центрально-Тургайский 2. Regional structures and tectonic dislocations of 2d class: I - Aral-Kyzylkum shaft, II - Kulandinskaya, III - Karakolskaya suite, IV - Irgiz trough, V - Central Turgay sineclise
\ ^. 3. Зона в прошлом: 1-1 - полуостров Куланды, 2-2 - остров Возрождения 3. Zone in the past: 1-1 - Kulandy peninsula, 2-2 - Vozrozhdeniya Island
4. Барсакельмесский прогиб; мульды: К - Кельмесская, Ю - Южная 4. Barsakelmes depression; syncline: K - Keimes, S - South
A 5. Опорные скважины: 1 - Г-1 Аральск, 2 - Г-4 Торетам, 3 - П-1 Северо-Аральская
(Тунгуруксор), 4 - П-2 Северо-Аральская (Кучокинская), 5 - № 1 Куландинская, б - Г-1 Куланды Западный, 7 - Г-1 Куланды Восточный, 8 - ARL NW-1, 9 - Г-1 Алтынбулак Западный 5. Stratigraphic wells: 1 - G-1 Aralsk, 2 - G-4 Toretam, 3 - P-1 North Aral (Tunguruksor), 4 - P-2 North Aral (Kuchokinskaya), 5 - No. 1 Kulandinskaya, б - G-1 Kulandy West, 7 - G-1 Kulandy East, 8 - ARL NW-1, 9 - G-1 West Altynbulak
б. Разведочные проекты: Мк - Максат, АВ - Арал Восточный б. Exploration projects: Mc - Macsat, AE - East Aral
7. Зоны нефтегазонакопления: а - Аккулковско-Базойская, б - юго-восток Устюрт-Бузачей 7. Oil and gas accumulation area: a - Akkulkovskoe and Bazoyskoe, b - south-east of the Ustyurt-Buzachi
Рис. 4. Карта структурно-тектонического районирования платформенного комплекса Аральского бассейна
Fig. 4. Structural and tectonic map of the Aral basin plate complex
26
№ 7-8 август 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Условные обозначения: Legend:
-2,0 1 - изогипсы по поверхности доюрского комплекса (отражающий горизонт V), км;
1 - isoheights on the surface of the pre-Jurassic complex (reflecting horizon V), km;
/ 2 - региональные разломы;
2 - regional faults;
Ф 3 - месторождения углеводородов
3 - hydrocarbon deposits
Рис. 5. Юго-восток Устюрт-Бузачинского бассейна. Структурная схема поверхности доюрского комплекса (отражающий горизонт V)
Fig. 5. South-East part of the Ustyurt-Buzachi basin. Structure scheme of the surface of the pre-Jurassic complex (reflecting horizon V)
ду. С учетом намечаемой структурной «задержки» на уровне изогипсы -2,6 км на северном борту Кошкаратинской мульды прогнозируется перспективная валообразная зона - Жаксыбуташский вал амплитудой более 200 м. Дополнительным фактором, обусловливающим перспективность валообразных поднятий, является выделение их на сейсмических профилях 910416 и 1140 и относительно неглубокое залегание палеозойских отложений (рис. 7, 9). Осадконакопление на доюрском этапе сопровождалось согласным и унаследованным залеганием свит (палеозой, пермотриас), что обусловило благо-
приятные структурно-тектонические предпосылки и высокую вероятность крупных поднятий по палеозойскому комплексу. Учитывая наблюдаемую закономерность роста размеров объектов по мере увеличения глубины их залегания, можно прогнозировать наличие значительных объемов запасов углеводородов в палеозойских отложениях, на порядок превышающих объемы запасов известных скоплений в мезокайнозое. С учетом характера структурного плана тектонических валов (Аккулковско-Кы-зылойский, Базойский валы и др.) на уровне мезозоя (рис. 6) авторами сделано предположение о существовании в
нижнем палеозойском комплексе крупных структур - мегаподнятий. При проведении поисковых мероприятий в предыдущие периоды изучения не были разработаны и приняты объективные критерии оценки перспективности для обоснования приоритетных направлений поисков и выявления первоочередных зон и объектов исследований. Поэтому представляется актуальным подход авторов, предлагающих считать мегаподнятия реальными поисковыми ориентирами. В связи с этим целесообразна переоценка структурной позиции Альмамбетской и Харойской антиклинальных складок, Кассарминского, Байтерекского и Арало-Кызылкумского тектонических валов, определяющих в плане контуры Косбулакского прогиба и Актумсукского поднятия, в целях установления соответствия их тектонического положения зонам нефтега-зонакоплений, выявленным по критериям, предложенным авторами статьи. Так, по их прогнозам, на юго-востоке Устюрт-Бузачей не исключается унаследованная структурная связь между продуктивными мезозойскими структурами Куаныш-Коскалинского и Тах-такаирского валов с мегаподнятиями, предполагаемыми на уровне палеозойской толщи (рис. 6). В региональной структуре собственно Аральского бассейна, как видим, преобладает отчетливая меридиональная ориентировка разломов и систем крупных блоков (грабен-синклинали и горст-антиклинали). В доюрском комплексе, по данным сейсморазведки методом корреляционных преломленных волн, выделены две преломляющие границы со скоростью 5000-5200 и 5400-5500 м/с, соответствующие кровле пермотриаса и размытой поверхности палеозоя. Для кровли фундамента граничная скорость составляет 6,06,3 тыс. м/с. Глубина фундамента на выступах и в прогибах изменяется от 3-4 до 10-12 км, соответственно.
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ БУРЕНИЯ ОПОРНЫХ СКВАЖИН И УТОЧНЕНИЕ НАПРАВЛЕНИЙ ПОИСКОВЫХ РАБОТ
Выделение Западно-Аральской и Восточно-Аральской частей на более ранних этапах изучения не могло не
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2018
27
ГЕОЛОГИЯ
(B) N î i
Условные обозначения: Legend:
-г,о —I 1. Изогипсы по подошве мезо-кайнозойского комплекса 1. Isoheights of the Meso-Cenozoic complex bottom
/
2. Разломы: I - Куландинский, II - Центрально-Аральский, III - Базайский,
IV - Аккулковский, V - Кошкаратинский
2. Faults: I - Kulandinskaya, II - Central Aral, III - Bazayskoe, IV - Akkulkovskoe,
V - Koshkar-Ata
д о 3. Скважины: а) опорные (1 - Г-1 Куланды, 2 - П-1 Северо-Аральская/Тунгуруксор, 3 - П-2 Северо-Аральская/Кучокинская, 4 - ARL NW-1), б) разведочные 3. Wells: a) stratigraphic (1 - G-1 Kulandy, 2 - P-1 North Aral (Tunguruksor), 3 - P-2 North Aral (Kuchokinskaya), 4 - ARL NW-1), b) exploration
4. Береговая линия Аральского моря 4. Seashore of the Aral Sea
5. Месторождения углеводородов
5. Hydrocarbon deposits
j б. Перспективные участки
6. Prospecting areas
Региональные структуры II порядка: прогибы (А - Шалкарский, Б - Косбулакский), мульды (В - Кошкаратинская, Г - Тобебулакская)
Тектонические валы: А-К - Аккулковско-Кызылойский, Бз - Базойский, Кл - Куланды, Жб - Жаксыбуташский
Regional structures of 2d class: domes (A - Chelkarsky, B - Kosbulak), downfolds (С - Koshkar-Ata, D - Tobebulak)
Tectonic bars: A-K - Akkulkovsky-Kyzyloisky. Bz - Bazoisky, Kl - Kulandy, Zhb - Zhaksybutashsky
Рис. б. Южная часть Челкарского прогиба. Структурная схема подошвы мезо-кайнозойского комплекса
Fig. б. South part of the Chelkarsky dome. Structure scheme of the Meso-Cenozoic complex bottom
отразиться на объективности заложения проектных точек и повлияло на моделирование оптимальной сетки размещения опорных скважин (рис. 4). Домезозойский разрез пробурен рядом опорных скважин (№ 1 Куланды, П-1 Северо-Аральская (Тунгуруксор), ARL NW-1, Г-1 Шошкаколь, П-2 Севе-ро-Аральская (Кучокинская)) и по комплексу геолого-геофизических и биостратиграфических данных отнесен к девонско-нижнепермскому возрасту. По сейсмическим данным, толща представлена преимущественно терригенными и терригенно-карбо-натными слабометаморфизованными и слабодислоцированными породами толщиной 2,0-5,0 км. В зонах приподнятого залегания (выступы коренных пород) отложения, как правило, выклиниваются, мезокайнозойский чехол трансгрессивно залегает на породах фундамента.
Наибольший поисковый интерес представляет более значительная по развитию толща КПК ^-Р^), в которой выделяются три пачки [8]: нижняя сложена терригенной красноцветной молассой (средний и верхний девон); состав средней (фаменско-турнейского возраста) - преимущественно карбонатный; верхняя - преимущественно глинистого состава и датируется серпуховско-башкирским возрастом. Особенности и разнообразие состава пород в пачках позволяют рассчитывать на наличие в разрезе пород-флю-идоупоров наряду с породами-коллекторами.
В 1998 г. к северу от Аккулковской зоны поднятий была пробурена опорная скважина А^ Ш-1 глубиной 4700 м в целях уточнения глубинного строения и максимального вскрытия палеозойского разреза Западно-Аральской части бассейна (рис. 4, 8). Однако, по уточненным данным, скважина расположена на северном склоне Кошкаратинской мульды (Устюрт-Бузачи), под красноцветной толщей (Р2) в интервале 4468-4700 м вскрыты отложения палеозоя (средний карбон) [8].
Таким образом, с учетом уровня изученности особенностей рассматриваемой территории особую актуальность приобретает комплексный анализ на-
копленных данных. Стоит отметить, что неучтенным при анализе строения и перспективности данной части территории и не получившим должной оценки, к сожалению, остался факт получения
притока газа на площади Тобебулак в 2003 г. По мнению авторов статьи, исходя из прогнозов вскрытия палеозоя на более высокой гипсометрической отметке и наличия крупного палеозойско-
28
№ 7-8 август 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ОПОВЕЩАТЕЛИ СФЕРА МК ТАБЛО СФЕРА ВЗ СФЕРА УЛИЧНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ СФЕРА, СФЕРА ПРЕМИУМ, ОРБИТА ОРБИТА МК ОРБИТА ВЗ АВАРИЙНЫЕ СФЕРА МК АО СВЕТИЛЬНИКИ СФЕРА ВЗ АО ЗВЕЩАТЕЛИ ИП 329ТЕЛОС МК ПОЖАРНЫЕ ИП 329 330 ТЕЛОС МКИП 329/330 ТЕЛОС МК HART-MODBUS ИП 329 ТЕЛОС ВЗ ИП 329/330 ТЕЛОС ВЗ ИП 101 АЗИМУТ МК ИП 101 АЗИМУТ ВЗ ИП 535 ГОРИЗОНТ МК ИП 535
ПРОИЗВОДСТВО ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОМПАНИЯ СМД
СФЕРА МК АО СВЕТИЛЬНИКИ СФЕРА ВЗ АО ЗВЕЩАТЕЛИ ИП 329 ТЕЛОС МК ПОЖАРНЫЕ ИП 329 330 ТЕЛОС МКИП 329/330 ТЕЛОС МК HART-MODBUS ИП 329 ТЕЛОС ВЗ ИП 329/330 ТЕЛОС ВЗ ИП 101 АЗИМУТ МК ИП 101 АЗИМУТ ВЗ ИП 535 ГОРИЗОНТ МК ИП 535 ГОРИЗОНТ ВЗ ИП 535 ИП 535 ГОРИЗОНТ ВЗ ПУСК ИП 212 ТРИОН МК ИП 212 ТРИОН ВЗ ИП 212 ТРИОН-Л1 МК ИП 212 ТРИОН-Л2 МК ИЗВЕЩАТЕЛИ И О 102 АТОН ОХРАННЫЕ ИО 209 МИРАКС-Л2 ПОСТ СИГНАЛИЗАЦИ ИПОСТ
СИГНАЛИЗАЦИИ КОМБИНИРОВАННЫЙ ТЕРМОКОЖУХИ ТЕРМОКОЖУХ ОРИОН МК ТЕРМОКОЖУХ ОРИОН МК П СВЕТИЛЬНИКИ ЗЕНИТ МК КОРОБКИ КВМК ТИП - А КОМУТАЦИОННЫЕ КВВЗ ТИП - А КВВЗ ГК КВМК ТИП - Б КВВЗ ТИП - Б КВМК ТИП - В, В 2, Г, Г2,Д,Д2,Е,Е2 ЩИТЫ, ПОСТЫ ПКВ МК ТИП - А УПРАВЛЕНИЯ ПКВ ВЗ ТИП -АПКВ МК ТИП - Б ПКВ ВЗ ТИП - Б ПКВ МКТИП - В, В2, Г, Г2, Д, Д2, Е, Е20ПЕРАТИВНЫЕ НАДПИСИ ЭЛЕМЕНТЫ УПРАВЛЕНИЯ И
ИНДИКАЦИИКАБЕЛЬНЫЕ ВВОДА СХЕМЫ ПОДКЛЮЧЕНИЯОПОВЕЩАТЕЛИ СФЕРА МК ТАБЛО СФЕРА ВЗ СФЕРА УЛИЧНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ СФЕРА, СФЕРА ПРЕМИУМ, ОРБИТА ОРБИТА МК ОРБИТА ВЗ АВАРИЙНЫЕ СФЕРА МК АО СВЕТИЛЬНИКИ СФЕРА 83 АО ЗВЕЩАТЕЛИ ИП 329 ТЕЛОС МК ПОЖАРНЫЕ ИП 329 330 ТЕЛОС МКИП 329/330 ТЕЛОС МК HART-MODBUS ИП 329 ТЕЛОС ВЗ ИП 329/330 ТЕЛОС ВЗ ИП 101 АЗИМУТ МК ИП 101 АЗИМУТ ВЗ ИП 535 ПУСК ИП 212
12 ТРИОН ВЗ РИОН-Л2 МК ОХРАННЫЕ ГНАЛИЗАЦИ ИРОВАННЫЙ X ОРИОН МК ЕТИЛЬНИКИ ТИП - А А КВВЗ ГК ПОДКЛЮЧЕНИЯОПОВЕЩАТЕЛИ СФЕРА МК
ИП 212 ТРИО ИЗВЕЩАТЕЛИ ИО 209 МИР ИПОСТ СГНА ТЕРМОКОЖУ ТЕРМОКОЖУ ЗЕНИТ МК КО КОМУТАЦИОЬ
www.smd-tlt.ru
Г2, Д, Д2, Е, Е20ПЕРАТИВНЫЕ НАДПИСИ ЭЛЕМЕНТЫ УПРАВЛЕНИЯ И ИНДИКАЦИИ КАБЕЛЬНЫЕ ВВОДА СХЕМЫ ПОДКЛЮЧЕНИЯ
Время, с Time, s
Время, с Time, s
Рис. 7. Кошкаратинская мульда. Региональный сейсмический разрез Fig. 7. Koshkar-Ata downfold. Regional seismic section
го поднятия в контуре перспективного по мезозою Жаксыбуташского вала, более оптимальным было бы вскрытие газоносного горизонта к северу - северо-востоку от фактического положения скважины ARL NW-1 (рис. 5). Отметим и другие важные результаты по данной скважине:
• с помощью пробуренной скважины получено представление о разрезе северной части Кошкаратинской мульды. Однако с точки зрения увязки новых данных о глубинах залегания с имеющимися структурными построениями уровень изученности региона по палеозойскому комплексу (КПК) остается весьма низким;
• перспективные для локализации залежей нефти и газа ловушки в отложениях верхней перми и триаса вполне могут связываться с зонами разуплотнения пород и развития трещиноватости. Вероятность этого обусловлена активным развитием разломной тектоники и подтверждается выявленной связью залежей углеводородов с зонами дробления, разуплотнения и трещиноватости на локальных площадях (месторождение Оймаша);
• в соответствии с имеющейся прогнозной отметкой глубин залегания кровли фундамента, по данным сейсморазведки составляющей 6,0-6,2 км,
мощность перспективных палеозойских отложений может составлять около 1500-1800 м.
ОСОБЕННОСТИ МЕТОДИЧЕСКИХ ПОДХОДОВ К ПРОВЕДЕНИЮ ПОИСКОВЫХ РАБОТ В ПОСЛЕДНИЕ ГОДЫ
Интерес к отложениям палеозоя в разрезе Аральского бассейна особенно возрос в последние годы. Во многом этому способствовало проведение в период 2008-2010 гг. сейсмических исследований методом общей глубинной точки (МОГТ) 2D, в северной и южной половинах бассейна - в рамках проектов Максат и Арал Восточный (рис. 2). По данным МОГТ, мощность КПК оценивается в 3,0-7,0 км.
Так, на севере бассейна (проект Максат) в разрезе Уялинской ступени, по данным 3D, получена довольно четкая характеристика за счет серии устойчивых отражений в палеозойской толще -PZ-1, 2, 3, 4 (рис. 8). По предварительным данным, в толще выделяются аномалии, с которыми связываются крупные объекты, один из которых выделен на профиле 12. Значительная амплитуда и двухсводовое строение аномалии не исключают возможный рифогенный генезис структуры. Однако, к сожалению, поисковая скважина, нацеленная на
изучение данной структуры, не была пробурена ниже подошвы мезозойских отложений. Невостребованными остались новые модели, построенные по данным 3Э, ориентированные на оптимальное вскрытие перспективной толщи палеозоя.
Внутри толщи удалось зафиксировать динамически выраженные отражения в северной (с.п. 910416) и центральной (с.п. 910412) частях бассейна (рис. 8) в комплексе с результатами тектонического районирования КПК и данными аэромагнитных и гравиметрических исследований. Кроме того, находит четкое подтверждение граница Аральского бассейна на западе, проходящая вдоль АКСП. По КПК в контурах бассейна выделены Казалинская, Уялинская, Куландинская, Южно-Аральская ступени и Таджикская депрессия, имеющие единое меридиональное простирание (рис. 4).
На юге (проект Арал Восточный) изученность бурением локальных структур (в основном по мезозойским отложениям) немного выше. На основе сейсмических данных 2Э в сжатые согласно регламенту условий недропользования сроки было проведено бурение на семи локальных площадях. Полученные на них отрицательные результаты авторы данной статьи связывают с тем, что из-
GEOLOGY
Разрез ОГТ CMP number
■ ill
I
Шкала трасс (Trace scale) Шкала глубин (Depth scale) 200,00 м/см (m/cm)
м (m)
40,00 трасс/см (traces/cm)
Рис. 8. Центральная часть Аральского бассейна. Уялинская ступень. Фрагмент глубинного сейсмического разреза Fig. 8. Central part of the Aral basin. Uyalinskaya bench. Depth seismic section
за отсутствия достаточного времени и условий для кондиционной подготовки структур для исследования была применена стандартная методика. Все это в итоге привело к большим экономическим издержкам. При такой постановке
работ операторам приходилось после бурения первых скважин на 2-3 структурах ввиду отсутствия положительного результата выносить необоснованные и преждевременные решения о бесперспективности выделения больших
по площади контрактных участков под разведку. Авторы статьи убеждены, что практика бурения на локальных структурах в слабоизученных районах требует совершенствования законодательных норм, регламентирующих
'18 1 V1
V V ТЮМЕНСКИМ ^ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ~ * ФОРУМ
О «Западно-Сибирский инновационный центр» Тюменский технопарк
Принять участие в форуме:
О 8 800 234 96 92
© 2 X | oilgasforum.ru а 1 welcome@oilgasforum.ru
1920
сентября 2018
Главная тема ТНФ-2018
Цифровая экономика и «умные технологии»
Спикеры и участники рассмотрят перспективы развития индустрии на ближайшие годы.
Какова цена участия искусственного интеллекта в оценке запасов?
Как отразится переход на цифруна объемах добычи?
И сколько в итоге будет стоить нефть?
Пленарные заседания
19 сентября
Глобальная трансформация нефтегазового рынка: энергия роста
20 сентября
Цифровизация в нефтегазовой индустрии: раскрывая потенциал будущего
Форматы взаимодействия
Закупочные сессии, панельные дискуссии и научные конференции, круглые столы и биржи деловых контактов — многообразие форматов позволит Вам получить максимум практической пользы от участия в Форуме.
министерство природных ресурсов и экологии российской федерации
university
ЗД Тюменский Ж индустриалы its? университет
Сне, П-1 Северо-Аральская
Well Р-1 North Aral
щщ..... 1 км (km)
Время, с Time, s
Время, с Time, s
Рис. 9. Северная часть Аральского бассейна. Фрагмент временного сейсмического разреза Fig. 9. North part of the Aral basin. Time migration section
исполнение обязательств по рабочей программе геологоразведочных работ и своевременной подготовкой структур к поисковому бурению. В целом в пределах Аральского бассейна зоны с аномальным осадкона-коплением и масштабы погружения выражены меньше в сравнении с территорией Устюрт-Бузачей и Мангышлака, что свидетельствует о наличии благоприятных условий и предпосылок к формированию зон с очагами генерации углеводородов. Большие глубины погружения, термобарические условия и степень преобразованности органического вещества нефти способствовали активному формированию скоплений углеводородов, протекавшему вплоть до палеогена. Авторы полагают, что невысокие темпы прогибания и активная разломная тектоника, в особенности в меридиональном направлении, не способствовали образованию в Аральском бассейне значительных скоплений углеводородов в отложениях юры, мела и кайнозоя. При этом не исключается развитие незначительных по запасам газоносных и нефтеносных горизонтов в нижнем мелу и юре (рис. 2). Опорные скважины (ОП-1 Куланды, № 1 Куланды Западный, № 1 Куланды Восточный, П-1 и П-2 Северо-Аральская, ARL NW-1) в большинстве своем оказа-
лись пробуренными в пределах Северного Устюрта (рис. 4). На точное проектное расположение скважин оказали влияние фактор закрытости территории и ландшафт, береговая линия и положение зеркала воды, наличие рыхлого грунта, особый экологический статус территории и др., поскольку наряду с решением геологических задач необходимо было обеспечить безопасные во всех отношениях положение и обвязку скважин. В итоге в силу погрешностей, связанных с действием объективных факторов, фактическое положение скважин отличается от проектного. Граница Аральского бассейна практически совпадает с контурами бывшей акватории при максимальной первоначальной площади моря.Все опорные скважины оказались пробуренными в северной части бассейна с размещением в прибрежной части. В этом отношении Аральский бассейн оказался более уязвимым и неблагополучным по сравнению с Устюрт-Бузачами и Мангышлаком.
ВЫВОДЫ
1. Новые данные бурения и сейсморазведки, обобщение и переосмысление сведений, полученных на разных этапах проведенных исследований, в том числе исторического характера,
позволили, несмотря на относительно слабую изученность, провести более широкий в региональном плане сравнительный анализ. Его результаты показывают, что ранее выполненная оценка перспективности бассейна требует дополнительного обоснования и корректировок, позволяющих уточнить внутреннее строение Аральского бассейна. Обнаружение залежей углеводородов промышленного значения на ряде площадей Устюрт-Бузачей и Мангышлака и выявленные в условиях ограниченного объема данных благоприятные предпосылки (широкое распространение в разрезе, размеры локальных объектов) позволяют отнести палеозойские отложения бассейна к категории перспективных в нефтегазоносном отношении.Учитывая сравнительно слабую изученность региона, что находит свое отражение в недостаточной системности планирования исследований, а также сравнительно малых возможностях обоснования наличия потенциальных объектов исследования при разработке дизайна поисковых работ, можно заключить, что изучение внутреннего строения и оценка перспектив нефтегазоносности палеозойского комплекса Аральского бассейна в целом находятся на начальном этапе.
GEOLOGY
2. Сравнительный анализ ряда важных геолого-экономических показателей бассейнов позволяет предполагать наличие благоприятных предпосылок к обнаружению новых месторождений углеводородов в палеозойских отложениях Аральского бассейна, аналогичных месторождениям Устюрт-Бузачей и Мангышлака. Кроме того, по мнению авторов, необходимо проследить распространение палеозойской толщи далее на восток, на площади сопряженного с Устюрт-Бузачами Аральского бассейна, поскольку имеющие промышленное значение залежи углеводородов вы-
явлены на Мангышлаке и юго-востоке Устюрт-Бузачей именно в палеозойских отложениях.
3. Оценка перспектив нефтегазоносно-сти является результатом поэтапной реализации геологоразведочных работ на перспективных структурах. Авторами сделана попытка обобщения и анализа факторов (геологических и технических), которые могли сказаться на оптимальном заложении опорных скважин и успешности поиска новых залежей углеводородов в пределах Аральского бассейна. Безусловно, отрицательное влияние на поисковые работы оказа-
ли серьезные недочеты в методике их организации и пренебрежение к обязательным пунктам и видам исследований, обеспечивающим необходимый уровень кондиционности локальных объектов. 4. На примере отдельных районов бассейна Устюрт-Бузачи выявлены благоприятные предпосылки структурно-тектонического порядка, позволяющие расширить спектр направлений исследований и обосновать в палеозойских отложениях Туранской плиты поиск новых перспективных объектов, связанных с крупными структурами -мегаподнятиями.
References:
1. Chakabayev S.E., Kononov Yu.S., Zavgorodniy A.L. et al. Geology, History of Development and Prospects of Petroleum Potential of the West of the Turan Plate. Moscow, Nedra, 1973, 214 p. (In Russian)
2. Pre-Jurassic Complex of the Northern Ustyurt and the Bozashi Peninsula. Ed. by Lipatova V.V. et al. Moscow, Nedra, 1985, 133 p. (In Russian)
3. Zholtayev G.Zh., Biteutova S.A. Aral Region' Geodynamic and Prospects of Petroleum Potential [Electronic source]. Access mode: http://porta1. kazntu.kz/fiLes/pubLicate/2012-07-05-eLbib.pdf (access date - August 20, 2018). (In Russian)
4. Zholtayev G.Zh., Kuandykov B.M. Geodynamic Model of the Structure of the South of Eurasia. Neft' i gaz = Oil and Gas, 1999, No. 2, P. 62-74. (In Russian)
5. Karabalin U.S., Iskaziev K.O., Azhgaliev D.K. Complex Study of Sedimentary Basins is the Basis for Effective Forecast of the Oil and Gas Content in New Territories. Petroleum, 2013, No. 6, P. 22-28. (In Russian)
6. Akchulakov U.A. et al. Comprehensive Study of Sedimentary Basins of the Republic of Kazakhstan (Ustyurt-Bosaginskiy, Mangyshlak and Aral Basins) - Report. Astana, Kazakh Institute of Oil and Gas JSC - Ak-Ay Consulting LLP, 2012. (In Russian)
7. Akchulakov U.A. New Resource Base of Hydrocarbons of the Republic of Kazakhstan and Ways of Its Possible Realization. In "Oil Bearing Basins of Kazakhstan and Prospects for It Development. Ed. by B.M. Kuandykov et al. Almaty, KONG, 2015, 476 p. (In Russian)
8. Volozh Yu.A., Bykadorov V.A., Antipov M.P. et al. Paleozoic Sections of Turgai-Syrdarya and Ustyurt Region - Structural Features (related to the Petroleum Potential of the Cover's Deep Layers). Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika = Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies, 2016, Vol. 11, No. 4, P. 1-46. (In Russian)
9. Aral Sea' Geologic Structure and Prospects of Petroleum Potential. Ed. by B.M. Kuandykov, G.Zh. Zholtaev, O.S. Turkov. Almaty, KSC JSC, 1997, 145 p. (In Russian)
10. Azhgaliev D.K., Bigaraev A.B. Eastern Aral Hollow' Geologic Structure and Prospects of Petroleum Potential. Neft' i gaz = Oil and Gas, 2009, No. 2, P. 39-49. (In Russian)
11. Map of the Kazakhstan' Deep Tectonic Structure (scale 1:2 500 000). Ed. by S.Zh. Daukeev, A.A. AbduUin, G.R. Bekzhanov et al. Almaty, 2002, 248 p. (In Russian)
Литература:
1. Чакабаев С.Е., Кононов Ю.С., Завгородний А.Л. и др. Геология, история развития и перспективы нефтегазоносности запада Туранской плиты. М.: Недра, 1973. 214 с.
2. Доюрский комплекс Северного Устюрта и полуострова Бузачи / Составители В.В. Липатова и др. М.: Недра, 1985. 133 с.
3. Жолтаев Г.Ж., Битеутова С.А. Геодинамика и перспективы нефтегазоносности Аральского региона [Электронный источник]. Режим доступа: http://portaL.kazntu.kz/fiLes/pubLicate/2012-07-05-eLbib.pdf (дата обращения: 20.08.2018).
4. Жолтаев Г.Ж., Куандыков Б.М. Геодинамическая модель строения юга Евразии // Нефть и газ. 1999. № 2. С. 62-74.
5. Карабалин У.С., Исказиев К.О., Ажгалиев Д.К. Комплексное изучение осадочных бассейнов - основа эффективного прогноза нефтегазоносности новых территорий // Петролеум. 2013. № 6. С. 22-28.
6. Акчулаков У.А. и др. Комплексное изучение осадочных бассейнов Республики Казахстан (Устюрт-Бозашинский, Мангышлакский и Аральский бассейны), 2009-2012 гг.: отчет. Астана: АО «Казахский институт нефти и газа» - ТОО «Ак-Ай Консалтинг», 2012.
7. Акчулаков У.А. Новая ресурсная база углеводородов Республики Казахстан и пути возможной их реализации // Нефтегазоносные бассейны Казахстана и перспективы их освоения / Под ред. Б.М. Куандыкова и др. Алматы: КОНГ, 2015. 476 с.
8. Волож Ю.А., Быкадоров В.А., Антипов М.П. и др. Особенности строения палеозойских отложений Тургайско-Сырдарьинского и Устюртского регионов (в связи с перспективами нефтегазоносности глубоких горизонтов осадочного чехлаа) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2016. Т. 11. № 4. С. 1-46.
9. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Аральского моря / Под ред. Б.М. Куандыкова, Г.Ж. Жолтаева, О.С. Туркова. Алматы: АО «Ю», 1997. 145 с.
10. Ажгалиев Д.К., Бигараев А.Б. Строение и перспективы нефтегазоносности Восточно-Аральской впадины // Нефть и газ. 2009. № 2. С. 39-49.
11. Карта глубинного тектонического строения Казахстана (масштаб 1:2 500 000) / Под ред. С.Ж. Даукеева, А.А. Абдулина, Г.Р. Бекжанова и др. Алматы, 2002. 248 с.
