Тип бассейна:
Подтип бассейна:
Класс бассейна:
Возраст бассейна:
Тип полезных ископаемых:
Геологический возраст начало:
Геологический возраст конец:
Площадь: 79069.39 км²
Тенизский возможно нефтегазоносный бассейн приурочен к Тенизской впадине, являющейся наложенной палеозойской структурой Казахстанского массива. Размеры ее – 350х250 км, площадь – 74,1 тыс. км2. Протерозойско-нижнепалеозойский фундамент впадины образует сложнопостроенный рельеф, погружаясь на глубину до 7 км и обнажаясь в ядрах брахиантиклиналей. Формирование Центральноказахстанского массива за счет слияния микроконтинентов от ордовика до позднего девона сопровождалось проявлениями вулканизма, внедрением интрузий, а также накоплением молассовых образований.
Мощность посткаледонских верхнедевонско-пермских отложений достигает 5-5,5 км. Субплатформенный режим осадконакопления наступил на рубеже франа и фамена. С этого времени впадина в обстановке растяжения испытывает погружение, накапливая 1000-метровую толщу карбонатно-терригенных осадков, образующихся в морских и прибрежно-морских условиях субширотных рифтогенных прогибов. Морской режим господствовал вплоть до конца турне. В визейское время территория впадины воздымается, бассейн мельчает, расширяются области терригенного осадконакопления за счет размыва суши и отмелей. Отмечаются процессы углепроявления. К концу визе - началу серпуховского времени восходящие движения усиливаются; за счет процессов сжатия возникает глыбово-складчатая Сарысу-Тенизская система, частично надвинутая на прогнутые участки и разделившая Тенизскую и Чу-Сарысуйскую впадины. В среднекаменноугольное время восходящие движения усиливаются, осаждение происходит в континентальной обстановке. В позднекаменноугольно-пермское время в континентальных условиях в озерном бассейне происходило накопление терригенного материала, и лишь в ранней перми отмечаются процессы карбонатоосаждения.
Изученность Тенизской впадины в нефтегазоносном отношении слабая. Плотность сети сейсмических профилей МОВ и ОГТ составляет 0,1км/ км2, бурения - 0,3 м/км2, причем работы проводились главным образом на изучение медистых песчаников. Во вскрытых каменноугольных темноцветных аргиллитах содержание органического вещества достигает 2%, весовое содержание битумов - 0,04-0,05%. Анализ указывает, что их присутствие связано с миграцией из нижележащих верхнедевонсконижнекаменноугольных пород. На обнажениях в бортовых частях впадины в отложениях турне выявлены рифовые постройки, сколы пород имеют запах нефти. В Тенгизской опорной скважине в интервале 240-250 м получена вода с минерализацией 54 т/л, что указывает на застойный, благоприятный для нефтегазонакопления режим.
По временным разрезам выделяются крупные антиклинальные перегибы, зоны надвигов, выклинивания пластов. Однако, пробуренная самая глубокая (3002 м) скважина Р-1 Истембетская не вскрыла перспективные верхнедевонско-нижнекаменноугольные толщи. В последние годы по данным сейсморазведки в юго-восточной части впадины составлены структурные карты по четырем опорным горизонтам. На участке Музбель в 200 км от г. Астана по результатам бурения параметрической скважины с проектной глубиной 4000 м предполагается возможная нефтяная залежь.
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: Северо-Устюртский