Тип бассейна:
Подтип бассейна:
Класс бассейна:
Возраст бассейна:
Тип полезных ископаемых:
Геологический возраст начало:
Геологический возраст конец:
Площадь: 177234.7 км²
Северо-Устюртский нефтегазоносный бассейн
Северо-Устюртский нефтегазоносный бассейн (площадь – 185,1 тыс. км2) занимает Устюртскую синеклизу, которая с севера ограничена Прикаспийской синеклизой, с северовостока - Примугоджарским и Челкарским прогибами, с востока - Арало-Кызылкумским валом, с юга – Мангышлакско-Центральноустюртской системой поднятий, а на западе – Аграхан-Атырауским разломом на акватории Каспийского моря.
Бассейн расположен на территории двух стран. Большая его часть относится к Казахстану, а меньшая, юго-восточная – к Узбекистану.
В центре казахстанской части бассейна выделяется наиболее погруженная его зона - Северо-Устюртская система прогибов (600х150 км). Она объединяет Бейнеуский, Самский и Косбулакский прогибы, разделенные седловинами. С севера систему прогибов ограничивает Мынсуалмас-Кумтюбинская ступень (240х40-60 км) с юго-запада – АрыстанЯркимбайская ступень (225х50 км), с юго-востока Актумсукская система дислокаций (в Узбекистане). Западное продолжение этой приподнятой области - Бузачинский свод. Его размеры - 150x50 км, амплитуда по поверхности доюрских отложений изменяется от 1,3 до 2,3 км. Структурные планы по палеозойским и по мезозойским отложениям существенно отличаются. По юрским и меловым отложениям выявлены линейные поднятия, площадь которых 150-200 км2, амплитуда 100-200 м. Южную часть бассейна занимают Южно-Бузачинский прогиб (300x250 км), а северо-западную - Укатненская депрессия (рисунок 1).
Рисунок 1. Нефтегазоносные бассейны
Возраст фундамента, залегающего в Казахстане на глубинах от 4 до 13 км, однозначно не установлен. Его считают герцинским, каледонским, байкальским.
Доплитный (доюрский) чехол достигает мощности 5000-7000 м. Отложения верхнего карбона и нижней перми изучены в пределах Бузачинского свода (скв. 7). Они представлены тремя фациями: кремнисто-карбонатными относительно глубоководными морскими осадками; неоднородными биоморфно-детритовыми карбонатными осадками мелкого моря; биоморфными известково-гравелитовыми отложениями (рисунки 2,3).
Рисунок 2. Северо-Устюртский бассейн. Геологический профильный разрез по линии I-I`
Отложения нижнетриасового возраста представлены преимущественно красноцветным терригенным и местами вулканогенно-терригенными комплексами пород.
На п-ове Бузачи скважины прошли по ним 3000 м (площадь Каражанбас), а на Северном Устюрте - 1400 м (площадь Ащиктайпак). В красноцветной нижнетриасовой толще широко развиты аргиллиты. Отложения среднего триаса представлены главным образом сероцветными терригенными породами; их вскрытая мощность - 2000 м (площадь Жаманорпа). В них установлены два горизонта коллекторов с открытой пористостью до 20 % (площадь Каламкас).
Рисунок 3. Литолого-стратиграфический разрез Северо-Устюртского бассейна
Верхний отдел триаса сложен сероцветными терригенными породами, вскрытая мощность которых 600 м. Анализ состава и фациальных особенностей рассматриваемых отложений показал принципиальное их сходство с верхнетриасовыми отложениями района Прорвинской группы поднятий в южной части Прикаспийской впадины. Те и другие формировались в едином бассейне осадконакопления. Имеющиеся геофизические материалы и данные бурения показывают, что региональный структурный план, во всяком случае, средне- и верхнетриасовых отложений близок к юрско-палеогеновому.
В целом доюрские отложения более дислоцированы по сравнению с вышележащими и отличаются большей контрастностью структур.
Ортоплатформенный чехол, представленный породами мезозоя и кайнозоя, имеет мощность до 5 м. Его слагают терригенная и карбонатная (в верхней части) формации юры (150 м), терригенные и карбонатные формации мела (2500 м), палеогена (1200 м) и неогена (500 м).
Плитная часть осадочного выполнения содержит почти все продуктивные комплексы бассейна: средне-верхнеюрский, сложенный глинами, аргиллитами, алевролитами, песчаниками мощностью 200-1000 м3, нижнемеловой (валанжин-баррем), представленный преимущественно глинами и аргиллитами с песчано-алевритовыми прослоями мощностью 150-850 м; эоценовый (верхняя часть кумского горизонта), сложенный неравномерно переслаивающимися мергелями, алевролитами и глинами. В редких случаях продуктивен триасовый комплекс доплитного чехла – переслаивание песчано-алевритовых и глинистых пород мощностью 3-5 км.
Региональными покрышками могут служить нижнетриасовые, очень плотные аргиллиты, глинисто-карбонатная толща верхней юры, глинистая толща аптского яруса нижнего мела, глины верхнего эоцена (саксаульская свита) мощностью до 350 м.
Коллекторы представлены терригенными породами: триасовыми песчаниками с пористостью до 17%, проницаемостью до 0,03 мкм2, средне- и верхнеюрскими алевролитами и песчаниками с открытой пористостью 28-32% и проницаемостью 1,5-2 мкм2; нижнемеловыми алевролитами, редко мелкозернистыми песчаниками с открытой пористостью до 36%, проницаемостью 3,5 мкм2; эоценовыми алевролитами мощностью 10-30 м с открытой пористостью 36%, проницаемостью 0,3 мкм2.
Основной продуктивный комплекс казахстанской части бассейна – средневерхнеюрский, содержит более 50% начальных потенциальных ресурсов, на триасовый приходится 10%, на нижнемеловой -21%, на эоценовый – 8%.
Около 90% разведанных запасов углеводородов концентрируется в районе Бузачинского свода (площадь – 11 тыс. км2). Здесь расположены основные месторождения бассейна (см. рисунки 1,3). Стратиграфический диапазон продуктивности максимален (средняя-верхняя юра, нижний мел).
В границах Арыстан-Яркимбайской ступени и Карын-Тукумбайской зоны поднятий (площадь 27 тыс. км2) открыты мелкие месторождения в юрском комплексе.
На Мынсуалмас-Кумтюбинской ступени и в Аккулковско-Базойской зоне поднятий месторождения открыты в палеогеновых отложениях.
Всего в казахстанской части бассейна выявлено 32 месторождения (три из них – Каламкас-море, Ауэзов, Хазар – в акватории Каспийского моря), из них нефтяных и газонефтяных – 16, газовых и газоконденсатных (концентрируются в северо-восточных районах бассейна) – 16. Большая часть месторождений по начальным запасам - средние и мелкие (в том числе и морские Хазар и Ауэзов). К крупным относятся месторождения Каламкас, Каражанбас, Северное Бузачи (все на Бузачинском воде), а также акваториальное Каламкас-море (нефти – более 41 млн. т, газа – более 6 млрд. м3), расположенное в Укатненской депрессии на дальнем погружении Бузачинского свода (таблица 1).
Таблица 1 - Основные месторождения нефти и газа Северо-Устюртского бассейна
Источник: М.Н. Кнепель и др. Современное состояние и тенденции развития нефтегазового комплекса Туркменистана и других Центральноазиатских стран Ближнего Зарубежья.- Москва, ОАО «ВНИИЗарубежгеология». 2010г.-С. 236
Следующий Бассейн: Тургайский