CC BY
2DOI 10.24412/2949-4052-2024-4-59-74
УДК 553.98:551.24 (574.1)
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ НА ПРИМЕРЕ ЮЖНО-ТОРГАЙСКОГО
ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА НН^^ННН © Ажгалиев Дулат Калимович ТОО «PetroGas WK», г. Атырау, Республика Казахстан © Ажгалиев Талгат Дулатович ТОО «RAMS QAZAQSTAN», г. Алматы, Республика Казахстан
Аннотация. В последние годы c появлением новых данных уточняются представления на модель формирования залежей в разрезе Южно-Торгайского осадочного бассейна. Важным результатом, наряду с юрско-меловой толщей, является расширение диапазона вероятной продуктивности разреза за счет выделения продуктивности фундамента и верхнего палеозоя. Новые данные подтверждают рифтовый генезис крупных структур II-ого порядка: грабенов-синклиналей и горстов-антиклиналей. В разрезе выделены 3 структурно-формационные комплексы, строение и вещественный состав которых увязывается с основными стадиями рифтогенеза, отражающих основные этапы осадконакопления и развития бассейна: дорифтовый (верхний палеозой), рифтовый (нижняя - средняя юра) и эпирифтовый (верхняя юра - мел). Разнообразие в характере продуктивности доюрской толщи, включая образования фундамента, позволяет выделить 3 зоны для формирования ловушек и локализации залежей нефти и газа: собственно фундамент, верхняя разуплотненная часть на выступах фундамента («кора выветривания») и отложения верхнего палеозоя. Скопления УВ в доюрской толще выявлены на структурах Дощан, Кызылкия, Кенлик Северный, Кумколь, Аксай, Нуралы, Караванчи, др. В связи с этим, более детальное изучение внутреннего строения и развития региона позволяет уточнить условия формирования и особенности проявления углеводородных систем. В современном представлении углеводородная система является совокупностью понятий область генезиса и аккумуляции первичных углеводородов, каналы миграции, время поступления и локализации подвижных углеводородных флюидов в ловушки нефти и газа. В свете современных представлений на моделирование углеводородных систем в разрезе бассейна обозначается круг наиболее актуальных задач поисковой геологии, решение которых базируется на применении геолого-геохимических, термобарических и численных методов, обосновывающих новые возможности эффективного прогнозирования и оценки его ресурсного потенциала.
Ключевые слова: Южно-Торгайский бассейн, бассейновый анализ, моделирование, углеводородная система, фундамент, верхний палеозой, ловушка, комплекс, генерация, нефтегазоносность.
GEOLOGICAL JUSTIFICATION FOR MODELING HYDROCARBON SYSTEMS ON THE EXAMPLE OF THE SOUTH-TORGAI SEDIMENTARY
BASIN
4\Цля цитирования. Ажгалиев Д.К., Ажгалиев Т.Д. Геологическое обоснование для моделирования углеводородных систем на примере южно-торгайского осадочного бассейна // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов. 2024. №4. С. 59-74. БОТ 10.24412/2949-4052-2024-4-59-74.
© Azhgaliev Dulat Kalimovich
LLP «PetroGas WK», Atyrau, Republic of Kazakhstan © Azhgaliev Talgat Dulatovich
LLP «RAMS QAZAQSTAN», Almaty, Republic of Kazakhstan
Abstract. In recent years, with the emergence of new data, ideas on the model of deposit formation in the section of the South-Torgai sedimentary basin have been refined. An important result, along with the Jurassic-Cretaceous strata, is the expansion of the range of probable productivity of the section due to the allocation of the productivity of the basement and the Upper Paleozoic. New data confirm the rift genesis of large second-order structures: grabens-synclines and horsts-anticlines. The section distinguishes 3 structural-formational complexes, the structure and material composition of which are linked to the main stages of rifting, reflecting the main stages of sedimentation and development of the basin: pre-rift (Upper Paleozoic), rift (Lower - Middle Jurassic) and epirift (Upper Jurassic - Cretaceous). The diversity in the nature of the productivity of the pre-Jurassic strata, including basement formations, makes it possible to distinguish 3 zones for the formation of traps and localization of oil and gas deposits: the basement itself, the upper decompressed part on the basement protrusions ("weathering crust") and Upper Paleozoic deposits. Hydrocarbon accumulations in the pre-Jurassic strata were identified on the Doshan, Kyzylkiya, Kenlik Severny, Kumkol, Aksai, Nuraly, Karavanchi structures, etc. In this regard, a more detailed study of the internal structure and development of the region makes it possible to clarify the conditions of formation and features of the manifestation of hydrocarbon systems. In the modern view, the hydrocarbon system is a set of concepts: the area of genesis and accumulation of primary hydrocarbons, migration channels, time of receipt and localization of mobile hydrocarbon fluids in oil and gas traps. In the light of modern concepts of modeling hydrocarbon systems in the basin section, a range of the most urgent tasks of exploration geology is designated, the solution of which is based on the use of geological-geochemical, thermobaric and numerical methods that substantiate new possibilities for effective forecasting and assessment of its resource potential.
Keywords: South Torgai basin, basin analysis, modeling, hydrocarbon system, basement, Upper Paleozoic, trap, complex, generation, oil and gas potential.
Введение. В настоящее время Южно-Торгайский осадочный бассейн (далее - ЮТБ) является одним из основных нефтегазоносных регионов Казахстана, расположенный на юго-востоке страны, к востоку от Уральской складчатой системы. В региональном тектоническом отношении ЮТБ выделен между горным массивом Каратау, Улытауской антиклиналью и Нижнсырдарьинским сводом, представляет собой южную часть крупного Торгайского мегапрогиба, выраженного в виде меридионально вытянутой депрессии - рифта (рисунок 1). Северная часть Торгайского мегапрогиба представлена Северо-Торгайским осадочным бассейном, который далее продолжается на север на территории РФ.
На сегодняшний день около 70 % площади ЮТБ покрыто региональными профилями 2D-MO^ различной кратности, пробурено более 2000 скважин различного назначения, включая эксплуатационные скважины. По результатам поисковых работ открыто более 50 месторождения нефти и газа [1, 2].
В последние годы оценка состояния изученности, модели строения и состава разреза ЮТБ уточнена по результатам регионального отраслевого
проекта «Комплексное изучение осадочных бассейнов РК» за период 2009-2013 гг. (далее - Проект КИОБ РК). Авторы: Акчулаков У.А., Коврижных П.Н., Бигараев А.Б. и др.
При анализе особенностей регионального строения и развития, стратиграфического расчленения и геолого-сейсмической интерпретации разреза ЮТБ использованы имеющиеся и опубликованные данные многих исследователей региона Торгайского мегапрогиба (Жолтаев Г.Ж., Оздоев С.М., Парагульгов Х.Х., Акчулаков У.А., Филипьев Г.П. и др.).
В разрезе ЮТБ выделяется три структурно-формационных комплекса (далее - СФК): дорифтовый верхнепалеозойский, квазиплатформенный комплекс (КПК), рифтовый юрский (комплекс рифтового заполнения), пострифтовый платформенный верхнеюрско-меловой. Характер проявления нефтегазоносности позволяет четко выделить интервалы развития основных углеводородных комплексов (далее - НГК), связанные с образованиями допалеозойского фундамента, отложениями верхнего палеозоя (верхний девон -нижняя пермь), юры и нижнего мела. Это, в свою очередь, указывает на существование «устойчивых» углеводородных систем и возможности количественной оценки их проявления и оценки их основных элементов. Решение данной многогранной задачи в значительной мере может быть обеспечено с учетом совершенствования методов прогноза нефтегазоносности и повышением технических возможностей в анализе и обработки геолого-геофизических данных.
Рисунок 1 - Схема осадочных бассейнов Казахстана
(по данным проекта «Комплексное изучение осадочных бассейнов РК», 2009-2013 гг.) [9]
где: Западный Казахстан: 1 - Прикаспийский, 2 - Устюртско-Бозашинский, 3 -Мангышлакский бассейн. Юго-Восточный Казахстан: 1 - Северо-Торгайский, 2 - Южно-Торгайский, 3 - Аральский, 4 - Сырдарьинский, 5 - Шу-Сарысуский, 6 - Прииртышский, 7 -Северо-Казахстанский, 8 - Балхашский, 9 - Тенизский, 10 - Илийский, 11 - Зайсанский, 12 -Алакольский.
В связи с этим, сложившиеся региональные представления на внутренне строения и специфику развития ЮТБ, как типичной рифтовой геоструктуры, определена главная цель данной статьи, которая заключается в определении и обосновании критериев и возможностей для моделирования углеводородных систем и их основных элементов.
Материалы и методы исследования. Основным методом явился анализ и обобщение геолого-геофизических материалов по результатам бурения и интерпретации региональных и площадных сейсмических работ 2Д и 3Д-МОГТ, комплексирования различных методов (прямые методы разведки и потенциальные физические поля).
В данной статье ЮТБ рассмотрен в составе Торгайского мегапрогиба как самостоятельная геоструктурная единица. По составу и особенностям строения мезозойско-кайнозойской толщи в разрезе ЮТБ, как структуры верхнего порядка, выделены Жиланшикский и Арыскумский прогиб, Мынбулакская седловина [1, 2, 3, 4].
Авторами данной статьи выполнен анализ материалов о внутреннем строении и нефтегазоносности ЮТБ с привлечением сведений по новым пробуренным скважинам за период 2014-2020 гг. (структуры Тузколь, Кетеказган, Таур, Аксай Южный, Жыланкыр и др.). В данной статье также учтены результаты ГРР за последние годы, полученные ведущими нефтяными и консалтинговыми компаниями (АО НПЦ «Геокен», АО «ПетроКазахстан», ТОО «КазГерМунай», ТОО «Айдан-Мунай» и др.). Использованы имеющиеся распространенные представления на тектонику и характер особенности строения разреза, основные положения по которым сводятся к следующему.
Структурный план ЮТБ определяется положением региональных структур нижнего порядка. грабенами-синклиналями и горстами-антиклиналями (межграбенные выступы коренных пород). В разрезе четко выделяются основные отражающие границы Ф, Р7, V, IV и III, приуроченные к кровле кристаллического фундамента, верхнего палеозоя, поверхности нижней юры
(айбалинская свита), карагансайской свиты средней юры и кровле верхней юры (кумкольская свита), соответственно.
Состав фундамента гетерогенный, по имеющимся представлениям возраст «коренного основания» изменяется от допалеозойского до нижнепалеозойского возраста. Основание (низы) фундамента представлено разнообразными глубокометаморфизованными образованиями докембрийского и нижнепалеозойского возраста, (AR+PR)-PZ1). По данным сейсморазведки и бурения глубина залегания коренных пород изменяется от 6500-7000 м в грабенах-синклиналях до 850-1200 м в горстах-антиклиналях. Соответственно, осадочное заполнение в прогибах может составлять порядка 5-7 км.
На формирование структурного плана ЮТБ значительное влияние оказали интенсивные тектонические движения в период коллизии древней ВосточноЕвропейской и Казахстанской литоферной плиты (Жолтаев, 2003 г.) [7]. Этап коллизии двух геоструктур относится к периоду от позднего триаса до окончания юры. Контуры Торгайского мегапрогиба в раннем-среднем триасе смещались к югу, в этом же направлении увеличивалась интенсивность и глубина мезозойского рифтогенеза [2, 6]. В региональном отношении вдоль полосы столкновения (коллизии) формировался протяженный Торгайско-Сырдарьинский тектонический пояс с образованием ряда мезозойских впадин междугового, задугового и внутриконтинентального типа.
В разрезе ЮТБ наиболее древние породы осадочного чехла представлены серо- и красноцветными континентальными образованиями нижнесреднедевонского и средневерхнедевонского возраста (Захаров, 1977; Жолтаев, 1997). При этом нижний (дорифтовый) СФК, представленный верхнепалеозойскими отложениями, по условиям образования приурочен и осложняет верхнюю часть кристаллического основания (фундамента). Зачастую, на контакте фундамента и отложений верхнего палеозоя формируется дезинтегрированная разуплотненная зона (кора выветривания фундамента). С учетом этого обосновывается более дифференцированный подход к оценке строения и перспективности всей домезозойской части разреза. Отложения нижнего СФК (верхний девон - нижний карбон - нижняя пермь) залегают на фундаменте допалеозойского возраста (Каримов С.Г., Ажгалиев Д.К.) [4].
Средний (рифтовый) СФК соответствует времени проявления рифтогенеза и накопления толщи заполнения грабенов-синклиналей (рисунок 2).
V]
б
Рисунок 2 - Толща рифтового заполнения и контуры прогибов на конец среднеюрского этапа осадконакопления (карагансайская свита)
где: 1 - основные тектонические элементы (области): I - Южно-Торгайская впадина (I-a - Арыскумский прогиб, I-b - Мынбулакская седловина), II - массив Улытау, III -Нижнесырдарьинский свод; 2 - контуры прогибов и рифтового заполнения на начало среднеюрского этапа осадконакопления, 3 - Главный Каратауский тектонический разлом, 4 - месторождения углеводородов (1 - Арыскум, 2 - Кызылкия, 3 - Кумколь, 4 - Аксай, 5 -Блиновское), 5 - административная граница, 6 - линия регионального разреза Нижнесырдарьинский свод - массив Улытау (в соответствии с рисунком 5).
Грабены-синклинали: Ar - Арыскумская, Aksh - Акшабулакская, Sr - Сарыланская, Bzn -Бозингенская; горсты-антиклинали: Ak - Аксайская, Achs - Ащисайская, Tb - Табакбулакская.
На данном этапе происходило обособление протяженных в северо-западной ориентировке грабенов-синклиналей (Арыскумская, Акшабулакская,
Сарыланская и Бозингенская) и горстов-антиклиналей (Аксайская, Ашисайская, Табакбулакская и Бозингенская). Главной особенностью состава литолого-стратиграфических комплексов являются исключительно
внутриконтинентальные условия формирования и мощное накопление терригенных отложений юрского возраста.
Верхний (пострифтовый) СФК определяет платформенные условия формирования и общее повсеместное погружение ЮТБ, начало которого датируется верхней юрой и продолженем развития в кайнозое.
Результаты исследования и моделирования. Как показывают результаты уточнения регионального строения региона, важной особенностью является постепенное омоложение формационного состава толщ заполнения грабен-синклиналей в направлении с севера на юг, что, по мнению авторов, связывается с проявлением мезозойского рифтогенеза. В ядрах грабенов-синклиналей по мере усиления в южном направлении процессов рифтогенеза в разрезе отмечаются все более молодые по возрасту и мощные комплексы отложений. В этом же направлении в составе осадочного заполнения увеличивается присутствие и доля терригенных и карбонатно-терригенных отложений юрского возраста, которые являются регионально продуктивной в масштабе всех бассейнов РК толщей и содержат потенциальные объемы основных коллекторских горизонтов и пачек. На временном отрезке «средний триас -верхняя юра» мезозойского этапа осадконакопления вектор тектонического смещения периодически менялся на противоположное направление - юга на север.
Отдельным перспективным направлением является изучение особенностей строения верхнепалеозойских отложений ЮТБ, в связи с чем, одной из первостепенных поисковых задач должно рассматриваться картирование зон приподнятого залегания и выступов фундамента, которые, в свою очередь, указывают (маркируют) зоны с благоприятными условиями для формирования ловушек нефти и газа в отложениях верхнего палеозоя. Вещественный состав верхнепалеозойских отложений в зонах тесного контакта и «совместного» залегания с фундаментом отражает условия образования разуплотненных и дезинтегрированных участков в период обстановки пенеплена и влияния континентальных процессов. Вместе с этим, в период 2005-2010 гг. бурением установлены участки широкого и мощного развития карбонатных отложений: Кенлик - Кызылкия, Акшабулак - Нуралы, Арысское - Блиновское. Наиболее характерным является зона поднятий Кенлик - Кызылкия, объединяющая структуры Кенлик Северный, Кызылкия Северный, Карабулак, приуроченная к области одноименных выступов фундамента (центральная часть Аксайской горста-антиклинали).
Довольно контрастное развитие и значительная амплитуда поднятий (80100 м) с учетом карбонатного состава резервуарной части разреза позволяет
рассматривать их в качестве построек и предполагать на ряде аналогичных приподнятых участков в составе горстов-антиклиналей обстановку мелководного осадконакопления. Из карбонатов верхнего палеозоя на данных площадях были получены высокодебитные притоки нефти и газа. В отдельных скважинах интенсивность притоков и дебиты составили порядка 200-300 м3/сут и более.
Основные положения, раскрывающие сущность и природу залежей УВ в ЮТБ, в принципе, отражает взгляды части исследователей в том, что залежи могли образоваться «in situ», как в домезозойских (фундамент и КПК), так и юрско-меловых отложениях. Юрский рифтовый комплекс заполнения включает отложения нижней (айбалинская, сазымбайская свита) и средней (дощанская, карагансайская свита) юры, который в связи с погружением на большие глубины (3000-3500 м и ниже), полагаем, вполне мог иметь самостоятельные очаги генерации. В последние годы в отложениях айбалинской и сазыбайской свиты нижней юры, дощанской и карагансайской свиты средней юры получены притоки нефти и газа в породах-коллекторах преимущественно глинистого состава. В ряде случаев на площадях Акшабулак, Майкыз, Тузколь, Бектас и др. породы-коллекторы представлены темно-серыми аргиллитоподобными глинами и алевролитами с прослоями битуминозных пород и горючих сланцев (Бигараев, Ажгалиев, 2023) [5]. Таким образом, обнаружение залежей в разрезе центральных наиболее погруженных частей грабенов-синклиналей в отложениях преимущественно глинистого состава позволяет выделить при изучении ЮТБ относительно новое направление поисковых работ, связанное с прогнозом и обнаружением залежей т.н. «нетрадиционной нефти» (рисунок 3).
Рисунок 3 - Углеводородная система юрской толщи рифтового заполнения (айболинская и сазымбайская свита нижней юры, дощанская и карагансайская свита средней юры) в разрезе (А) и на плане (Б). По данным Болат Е., 2021 г.
где: 1 - отметки кровли отложений фундамента, км; 2 - разломы; 3 - вероятный очаг генерации УВ; 4 - зоны накопления и локализации УВ; 5 - предполагаемые пути и каналы миграции УВ; 6 - сейсмический отражающий горизонт, соответствующий кровле фундамента.
Залежи УВ в коренных породах и отложениях верхнего палеозоя могли изначально мигрировать снизу и иметь глубинное происхождение. Предположение о преимущественной миграции УВ и «подпитке» доюрской части разреза «снизу» связывается с мощными глубинными разломами, которые могли являться каналами и проводящими путями для перемещения УВ вверх по разрезу. Возможности В данном случае время накопления нефти и газа и образование залежей в ловушках соответствует циклам активизации подвижек блоков фундамента и проявления рифтогенеза. Объекты в палеозое характеризуются разнообразием строения и располагают, как видно, огромным потенциалом для реализации широких комплексных научных исследований.
Вместе с этим области значительного накопления юрских отложений в приосевых участках внутри грабенов-синклиналей и крупных прогибов имели одновременно ослабленные зоны по вертикали и «подводящие» каналы, которые обеспечивали независимо от каналов миграции, связанных с разломами, отдельные подток и подъем УВ вверх по разрезу (рисунок 4).
По результатам предварительного изучения регионального и глубинного строения ЮТБ появляются данные, позволяющие получить определенную характеристику основных элементов углеводородных систем, как вероятные пути и каналы миграции, области генерации и аккумумляции, стратиграфические уровни преимущественного накопления и локализации залежей УВ.
ЭО 40 44 46 №2 60 00
_|_I_I_I_I_I_L
Риунок 4 - Временной разрез 89 02 10 и принципиальная схема нефтегазоподводящих каналов
где: 1 - приосевые центральные глубокопогруженные области грабенов-синклиналей; 2 -подпитка УВ-ами отложений нижней и средней юры по нефтегазоподводящим каналам с больших глубин
Обсуждение результатов. Результаты исследований по уточнению особенностей региональной тектоники и характера строения разреза позволяют определить новые возможности и факторы для геологического и объемного моделирования углеводородных систем.
- Структурно-тектонический фактор, контролирующий пространственное размещение УВ и приуроченность к рифтовым зонам ЮТБ.
- Тектонические разломы и наличие коллекторских пачек, содержащих породы-суперколлекторы в отложениях верхней юры и нижнего мела, в комплексе, обеспечивающие активную миграцию УВ.
- Наличие достаточно мощной толщи нижнеюрских и среднеюрских отложений в разрезе грабенов-синклиналей, которые вполне можно отнести к нефтегазоматеринским свитам.
- Формирование условий для образования многочисленных ловушек неантиклинального типа по вертикали на контакте грабенов-синклиналей и горстов-антиклиналей, а также различных структурных «задержек» на «связующих» их моноклиналях и бортах.
- Возможности и, предположительно, высокий углеводородный потенциал верхнепалеозойских отложений КПК (верхний девон - нижний карбон), широкое развитие которого прогнозируется в протяженной полосе с запада и востока от линии простирания Арыскумской грабена-синклинали. Первые подтверждения в данном отношении получены ранее по зоне Кенлик - Кызылкия к востоку в полосе сочленения с Аксайской грабена-синклинали.
Отметим некоторые представления в части формирования и характеристики нефтегазоносных систем. Нефтегазоносность в разрезе ЮТБ выявлена практически по всему стратиграфическому диапазону и наиболее актуальным остается вопрос о первичности или вторичности залежей УВ в фундаменте, верхнем палеозое, юрских и нижнемеловых отложениях. Одна из распространенных точек зрения сводится к следующему. Условием заполнения ловушек является наличие разуплотненной трещиноватой среды. Подвижные УВ мигрируют вверх по ослабленными зонам, заполняют ловушки, при этом возраст нефтевмещающих толщ не имеет существенного значения. Важен контакт в виде пористой разреженной среды на границе между отложениями различного возраста. Пример тому выступы коренных пород с залежами в образованиях коры выветривания, перекрытые отложениями арыскумского горизонта нижнего неокома (Мадишева, Портнов, 2022) [9]. В итоге не ясно каким образом сформированы залежи в разновозрастных толщах. Однако, расположение примерно на одном гипсометрическом уровне позволяет считать возможным переток УВ как в одну, так и в обратную «сторону» (рис. 5).
Рисунок 5 - Широтный региональный разрез I - I 1 (Нижнесырдарьинский свод - массив Улытау) и схема образования скоплений углеводородов в рифтовом домезозойском комплексе
(положение разреза в плане показано на рисунке 2)
где: 1 - разломы, 2 - ориентировка нефтеподводящих «проводящих» каналов, 3 - скопления УВ. Грабены-синклинали: Ar - Арыскумская, Aksh - Акшабулакская, Bzn - Бозингенская. Горсты-антиклинали: Ak - Аксайская, Achs - Ащисайская. Региональные структуры: НСС -Нижнесырдарьинский свод, У - массив Улытау
С учетом отмеченных выше возможностей характер нефтегазоносности и развития углеводородных систем в разрезе ЮТБ в силу ряда особенностей (факторов) можно считать уникальным. Для этого отметим ниже следующие особенности нефтегазоносности.
- На практике при обработке материалов скважинных геофизических исследований (ГИС) продуктивные интервалы и горизонты выделяются четко и однозначно. По характерному рисунку записи кривых ГИС в разрезе уверенно выделяются реперные горизонты, седиментационные циклы и зоны развития палерусловых отложений.
- Углеводордная система рассматриваемого региона предполагает существование залежей с разнообразными показателями фазового состава. Показательным является в данном отношении месторождение Ащисай, которое практические не содержит в нефти растворенный газ.
- Характерным для резервуарной части разреза региона является широкое развитие в юрско-меловой толще пород-суперколлекторов (по данным площадей Акшабулак, Кумколь и др. (Бабашева М.Н. и др., 2004).
Отдельно отметим некоторые особенности проявления нефтегазоносности доюрской части разреза ЮТБ в составе фундамента и верхнего палеозоя (КПК). Так, в разрезе древних выступов фундамента выделена продуктивность образований верхней выветрелой дезинтегрированной части, представленной «корой выветривания». Одновременно, выступы фундамента сопряжены с участками присутствия отложений верхнего палеозоя (КПК).
Выводы и заключение.
1. Высокое разнообразие литолого-фациальных обстановок осадконакопления и стратиграфический диапазон продуктивности ЮТБ, наряду с особенностями нефтегазоносности разреза свидетельствует о довольно широких возможностях для геолого-геофизического и объемного моделирования углеводородных систем.
2. Результаты изучения строения и возможных масштабов нефтегазоносности нижней глубинной части разреза (дорифтовый комплекс), наряду с более изученной верхней юрско-меловой части разреза, указывают на развитие локальных поисковых объектов (ловушек) в сложных геологических условиях залегания. С увеличением глубинности изучения и бурения перспективные поисковые объекты характеризуются преимущественным развитием ловушек неантиклинального типа.
3. Распространение перспективных объектов связывается с погруженными интервалами юрского разреза (сазымбайская, айболинская, дощанская,
карагансайская свита). Данные условия предопределяют широкое разнообразие форм и морфологии ловушек УВ, связанных генетически с зонами литологического выклинивания, стратиграфического экранирования и замещения. Ловушки УВ формируют структурные «задержки» на моноклиналях и бортах крупных прогибов. В приосевых центральных зонах грабенов-синклиналей прогнозируется широкое развитие пород-коллекторов нетрадиционного типа приемущественно глинистого состава.
4. Для решения вопросов моделирования углеводородных систем следует учитывать закономерности распространения основных нефтегазоносных комплексов в соответствии с определенной временной связью между структурно-тектоническим развитием и геодинамической позицией с одной стороны, а также способностями накопления и сохранения НГМТ до этапа генерации углеводородов с другой стороны.
5. Совершенствование технологии моделирования углеводородных систем на основе геолого-геохимических, термобарических и численных методов позволяет рассчитывать на новые возможности для эффективного прогнозирования и уточнения суммарного ресурсного потенциала ЮТБ. Данный показатель будет весьма актуален в связи с усиливающейся в настоящее время тенденцией снижения общей добычи в регионе и переход на позднюю стадию разработки большинства месторождений в юрско-меловом комплексе.
6. В свете современных представлений на моделирование углеводородных систем в разрезе ЮТБ обозначается круг наиболее актуальных задач поисковой геологии, решение которых базируется на применении геолого-геохимических, термобарических и численных методов, обосновывающих новые возможности эффективного прогнозирования и оценки ресурсного потенциала ЮТБ. Такими задачами являются:
- бассейновый анализ, являющийся одним из ключевых инструментов в распоряжении геологов и инженеров-нефтяников;
- уточнение генезиса и морфологии глубокозалегающих перспективных объектов;
- оптимизация работ по доразведке и разработке месторождений, обоснование долгосрочной стратегии их промышленного освоения;
- детальное моделирование нефтегазоносных систем и уточнение историко-геологической модели ЮТБ;
- определение генерационного потенциала осадочных комплексов в верхнем палеозое с привлечением геохимических исследований и численного бассейнового моделирования.
ЛИТЕРАТУРА
1. Акчулаков У.А., Коврижных П.Н., Урдабаев А.Т. и др. Комплексное изучение осадочных бассейнов Республики Казахстан. Южно-Торгайский
бассейн. Отчет. АО «Казахский институт нефти и газа» и ТОО «Ак-Ай Консалтинг». Астана. 2013.
2. Акчулаков У.А., Бигараев А.Б. О перспективах нефтегазоносности Южно-Торгайского бассейна // Нефть и газ. 2014. № 1.
3. Агамбаев Б.С., Нугманов Б.Т., Каримов С.Г., Ажгалиев Д.К. Перспективы расширения минерально-сырьевой базы нефти и газа в Южном Казахстане // PETROLEUM. Аналитический журнал. Алматы. 2004. № 6. С.32-40.
4. Ажгалиев Д.К., Каримов С.Г. Перспективы нефтегазоносности северной части Арыскумского прогиба Южно-Торгайской впадины // PETROLEUM. Аналитический журнал. Алматы. 2005. № 3. С.52-59.
5. Ажгалиев Д.К., Бигараев А.Б. Новые объекты и направления поисковых работ в Южно-Торгайском осадочном бассейне // Геология и охрана недр. Алматы. 2023. № 3 (88). С.54-64.
6. Волож Ю.А., Быкадоров В.А., Сапожников Р.Б. Особенности строения палеозойских отложений Торгайско-Сырдарьинского и Устюртского регионов (в связи с перспективами нефтегазоносности глубоких горизонтов осадочного чехла) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2016. № 4. С.1-46.
7. Жолтаев Г.Ж. Тектоника Большого Каспия // Нефть и газ. 2003. № 3. С.13-23.
8. Корчагин, В. И. Нефтеподводящие каналы / В. И. Корчагин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2001. № 8. С. 2428. EDN HZMWOJ.
9. Madisheva R. K. About oil and gas potential of the Aryskum depression of the South Torgai sedimentary basin / R. K. Madisheva, V. S. Portnov // Oil and Gas. 2022. Vol. 131, No. 5. P. 65-76. DOI 10.37878/2708-0080/2022-5.04. EDN NCQLES.
10. Матлошинский Н.Г., Адилбеков К.А. Углеводородные системы - основа стратегии успешных поисков месторождений нефти и газа (на примере Прикаспийской впадины) // Нефть и газ. 2019. № 4 (112). С.32-46.
11. Нуралиев Б.Б. Основа определения стратегии нефтепоисковых работ -разломная тектоника // Нефть и газ. Алматы. 2008. № 1. С.42-54.
12. Таскинбаев К.М. Неантиклинальные ловушки - существенный резерв увеличения углеводородных ресурсов Казахстана // Нефть и газ. 2018. № 2 (104). С.52-58.
13. Трофимов В.А., Корчагин В.И. Развитие представлений о формировании месторождений нефти (с позиции их глубинного происхождения) // Геология нефти и газа. Москва. 2005. № 2. С.51-54.
14. Шахновский И.М. Происхождение нефтяных и газовых месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. Москва. 2002. № 3. С.16-23.
REFERENCES
1. Akchulakov U.A., Kovrizhnykh P.N., Urdabaev A.T., et al. Comprehensive study of sedimentary basins of the Republic of Kazakhstan. South Torgay basin. Report. JSC "Kazakh Institute of Oil and Gas" and LLP "Ak-Ai Consulting". Astana. 2013.
2. Akchulakov U.A., Bigaraev A.B. On the prospects of oil and gas content of the South Torgay basin // Oil and Gas. 2014. No. 1.
3. Agambaev B.S., Nugmanov B.T., Karimov S.G., Azhgaliev D.K. Prospects for expanding the mineral resource base of oil and gas in Southern Kazakhstan // PETROLEUM. Analytical journal. Almaty. 2004. No. 6. pp. 32-40.
4. Azhgaliev D.K., Karimov S.G. Oil and gas potential of the northern part of the Aryskum trough of the South Torgay depression // PETROLEUM. Analytical journal. Almaty. 2005. No. 3. P.52-59.
5. Azhgaliev D.K., Bigarayev A.B. New objects and directions of exploration work in the South Torgay sedimentary basin // Geology and conservation of mineral resources. Almaty. 2023. No. 3 (88). P.54-64.
6. Volozh Yu.A., Bykadorov V.A., Sapozhnikov R.B. Features of the structure of Paleozoic deposits of the Torgay-Syrdarya and Ustyurt regions (in connection with the oil and gas potential of deep horizons of the sedimentary cover) // Oil and Gas Geology. Theory and Practice. 2016. No. 4. P. 1-46.
7. Zholtayev G.Zh. Tectonics of the Greater Caspian // Oil and Gas. 2003. No. 3. P. 13-23.
8. Korchagin V.I. Oil supply channels // Geology, geophysics and development of oil and gas fields. Moscow. 2001. No. 8. P. 24-28.
9. Madisheva R.K., Portnov V.S. (2022) On the oil and gas potential of the Aryskum trench of the South Torgay sedimentary basin // Oil and Gas. Almaty. No. 5 (131). P. 65-76.
10.Matloshinsky N.G., Adilbekov K.A. Hydrocarbon systems are the basis of the strategy for successful exploration of oil and gas fields (using the Caspian Basin as an example) // Oil and Gas. 2019. No. 4 (112). P.32-46.
11.Nuraliyev B.B. The basis for determining the strategy of oil exploration work is fault tectonics // Oil and Gas. Almaty. 2008. No. 1. P.42-54.
12.Taskinbayev K.M. Non-anticlinal traps are a significant reserve for increasing the hydrocarbon resources of Kazakhstan // Oil and Gas. 2018. No. 2 (104). P.52-58.
13.Trofimov V.A., Korchagin V.I. Development of ideas about the formation of oil fields (from the standpoint of their deep origin) // Geology of oil and gas. Moscow. 2005. No. 2. P.51-54.
14.Shakhnovsky I.M. Origin of oil and gas fields // Geology, geophysics and development of oil and gas fields. Moscow. 2002. No. 3. P.16-23.
Сведения об авторах: Ажгалиев Дулат Калимович, доктор геолого-минералогических наук, заместитель генерального директора по производству ТОО «PetroGas WK», 060003, г. Атырау, Республика Казахстан, ул. Мухтара Ауэзова, 28-в, офис 302. ORCID ID: 0000-0001-9770-0473. E-mail: [email protected].
Ажгалиев Талгат Дулатович, магистр делового администрирования, руководитель проектов ТОО «RAMS QAZAQSTAN». 050016, г. Алматы, Республика Казахстан, ул. Джамбула, д.106. ORCID ID: 0009-0004-8091-1839. Email: [email protected].
Author's personal details Azhgaliev Dulat Kalimovich, Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Deputy General Director for Production of PetroGas WK LLP.
060003, Atyrau, Republic of Kazakhstan, Mukhtar Auezov street, 28-v, office 302. ORCID ID: 0000-0001-9770-0473. E-mail: [email protected]
Azhgaliyev Talgat Dulatovich, Master of Business Administration, Project Manager of RAMS QAZAQSTAN LLP. 106 Dzhambula Street, 050016, Almaty, Republic of Kazakhstan. ORCID ID: 0009-0004-8091-1839. E-mail: [email protected].
© Ажгалиев Д. К., Ажгалиев Т. Д.
