Тип бассейна:
Подтип бассейна:
Класс бассейна:
Возраст бассейна:
Тип полезных ископаемых:
Геологический возраст начало:
Геологический возраст конец:
Площадь: 188042.75 км²
Тургайский нефтегазоносный бассейн
Бассейн полностью расположен в южной части Республики Казахстан. В административном отношении его территория охватывает районы Джезказганской, КзылОрдынской и Тургайской областей республики. Общая площадь бассейна – 90,4 тыс. км2. Границей бассейна на севере является Кустанайская седловина, отделяющая бассейн от Западно-Сибирской плиты. На юге, западе и юго-западе бассейн ограничен НижнеСырдарьинским сводом и Приаральской моноклиналью. Обрамлением бассейна на востоке служит каледонский Казахский массив.
В 1983 г. в бассейне начались сейсморазведочные работы МОГТ, которые продолжались до середины 90-х годов. За этот период отработано около 22000 сейсмопрофилей и закартировано 42 локальных поднятия, из которых 15 поднятий детализированы сейсморазведкой и подготовлены к бурению.
Буровые работы в бассейне начаты в 1984 г. За десятилетие к 1994 г. пробурено 230 поисково-разведочных скважин общим метражом 395 тыс. м. Плотность бурения составила 269 км2/скв. Первое нефтяное месторождение Кумколь открыто в 1984 г. Эксплуатируется с 1990 г.
Бассейн приурочен к одноименной депрессии, расположенной в пределах эпипалеозойской Туранской плиты. Депрессия имеет двухярусное строение. Нижний ярус – рифтогенный (нижняя-средняя юра), верхний - платформенный (верхняя юра-мелпалеоген) [2]. В его пределах выделяются три крупных тектонических элемента. Северная часть бассейна представлена Жиланчикским прогибом, южная - Арыскумским прогибом. Прогибы разделены Минбулакской седловиной со сравнительно маломощным осадочным чехлом (рисунок 1).
Рисунок 1 Тургайский бассейн. Геологический профильный разрез по линии I-I`
Фундамент бассейна представлен складчатыми и метаморфизованными породами протерозоя и палеозоя, разбит разломами на отдельные блоки, занимающими различное гипсометрическое положение. В верхней части фундамента развита мощная кора выветривания (до 2000 м на Кумкольской площади). Арыскумский прогиб характеризуется развитием линейных грабен-синклиналей (Бозингенский, Акшабулакский и Арыскумский грабены), разделенных горст-антиклиналями. В приподнятых блоках фундамент залегает на глубине 1300-1500 м, в опущенных - до 5000 м. В Жиланчикском прогибе и Минбулакской седловине межграбеновые структуры имеют изометрическую форму, поверхность фундамента в них залегает на глубине не более 1000 м. Наибольшие значения залегания фундамента в опущенных блоках этих элементов достигают 2000-2500 м.
Осадочное выполнение бассейна состоит из рифтового и пострифтового комплексов пород (рисунок 2).
Рисунок 2 Литолого-стратиграфический разрез Тургайского бассейна
В строении рифтового комплекса участвуют, в основном, отложения нижней и средней юры, представленные мелководно-морскими песчано-глинистыми породами (с преобладанием темно-серых аргиллитов), обогащенными органическим веществом. Распространение отложений комплекса ограничивается пределами грабен-синклиналей, где его мощность изменяется от 2000 до 4000-5000 м. Предполагается, что в наиболее погруженных частях грабенов могут быть развиты терригенные породы триаса и верхнего палеозоя.
Пострифтовый комплекс объединяет отложения верхней юры, мела и палеогена, представленные, в основном, песчано-глинистыми породами с большим содержанием органического, вещества в верхнеюрских глинах. На палеогеновых и меловых породах с размывом залегают бурые и красноцветные осадки плиоцен-четвертичного возраста.
В Арыскумском прогибе мощность отложений верхней юры изменяется от 300 м на поднятиях до 900-1100 м в зонах грабен-синклиналей. Мощность пород мела достигает здесь 2000 м. Отложения палеогена в Арыскумском прогибе плащеобразно перекрывают отложения мезозоя, их максимальная мощность составляет 500 м. В Жиланчикском прогибе и Минбулакской седловине отложения верхней юры и мела практически отсутствуют.
Основными нефтегазопроизводящими толщами бассейна являются юрские отложения. Они представлены глинистыми породами нижней-средней и частично верхней юры.
В породах нижней юры значительные концентрации Сорг. наблюдаются в глинистых разностях разреза, где они достигают 1-3,7% на породу. В грабен-синклиналях Арыскумского прогиба отложения нижней юры залегают в интервалах глубин от 1300- 1400 до 4000 м. Это свидетельствует о том, что материнские породы нижнеюрского комплекса вошли в зону нефтяного окна, достигнув зрелой, а на больших глубинах и перезрелой степени преобразования.
Высоким содержанием Сорг., которое достигает 5%, отличаются аргиллиты и глины средней юры. Эти породы также вошли в зону «нефтяного окна», достигнув степени зрелости к началу позднего мела, когда они в пределах Арыскумского прогиба залегали на глубинах от 1500 до 3000 м.
В комплексе отложений верхней юры содержание Сорг. в глинистых разностях достигает 8%. Предполагается, что в наиболее погруженных районах Арыскумского прогиба верхнеюрские породы с таким содержанием Сорг. могли оказаться в зоне «нефтяного окна» лишь в конце позднего мела. В глинистых отложениях мела содержание Сорг. не превышает 0,5%, что позволяет относить эти отложения к нефтематеринским весьма условно.
Основными хорошо изученными коллекторами бассейна являются песчаные отложения, развитые, преимущественно, в толщах верхней юры и нижнего мела. Менее изучены коллекторы в отложениях нижней и средней юры. Коллекторские горизонты верхней юры характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость изменяется от 21 до 27%, проницаемость колеблется от 0,003-0,2 мкм 2 до 1,1- 2,2 мкм2. Песчаные коллекторы в составе нижнего мела (неоком) отличаются высокой пористостью, которая на месторождении Кумколь иногда достигает 28%, проницаемость – 0,5 мкм2. На ряде других месторождений бассейна пористость песчаников нижнего мела (неоком) несколько ниже и составляет 15-20%, проницаемость 0,03-0,07 мкм2.
Нижнеюрские песчаные коллекторы, залегающие на больших глубинах, отличаются невысокими значениями физических свойств вследствие их постседиментационных уплотнений. Их пористость не превышает 5%. Лишь в прибортовых частях грабен-синклиналей пористость песчаников нижней юры достигает 14%, проницаемость 0,01 мкм2. Коллекторы средней юры обладают пористостью от 3 до 11% при проницаемости 0,0008 мкм2. На межграбеновых поднятиях в Арыскумском прогибе пористость песчаников средней юры выше и составляет около 20% при проницаемости 0,4 мкм2.
Основным региональным флюидоупором в Арыскумском прогибе является глинистая толща, завершающая верхнеюрский разрез (см. рисунок 2). К зональным покрышкам относятся: глинистые пласты в нижней и средней частях разреза нижней юры; глинистые пласты в верхних частях нижне- и среднеюрского разрезов, глинистые пласты в средней части верхнеюрского разреза и в средней и верхней частях нижнего мела (неоком).
В бассейне развиты, в основном, структурные ловушки. Это, главным образом, брахиантиклинальные (месторождения Кумколь, Акшабулак, Арыскум и др.) и антиклинальные (месторождения Западное Нуралы, Северное Нуралы и др.) складки, нередко разбитые нарушениями либо ограниченные разломами на крыльях и периклиналях.
Площади ловушек варьируют от 30 до 140 км2. Амплитуды поднятий изменяются от 40 м (месторождение Нуралы) до 100 м (месторождения Арыскум, Кумколь) и более.
Возможно, в бассейне развиты стратиграфические ловушки, связанные с зонами выклинивания юрских и меловых коллекторов на склонах межграбеновых поднятий. Не исключено присутствие неструктурных ловушек, приуроченных к меловым эрозионным срезам вверх по восстанию продуктивных коллекторов.
К настоящему времени в бассейне открыто 23 месторождения. Подавляющее большинство их выявлено в Арыскумском прогибе и только два – в западной части Минбулакской седловины. В основном месторождения нефтегазовые и нефтяные и лишь четыре – газовые и газоконденсатные. Продуктивными горизонтами являются песчаники средней-верхней юры и нижнего мела (неоком).
За исключением двух, месторождения бассейна - мелкие. Из них самыми значительными начальными запасами нефти обладают месторождения Коныс (10,6 млн. т), Кызылкия Северо-Западная (9,6 млн. т) и Арыскум (6,5 млн. т нефти, 6,7 млрд. м3 газа). Крупные месторождения – Кумколь (геологическое описание см. в разделе 2.3) и Акшабулак.
Месторождение Акшабулак (запасы нефти – более 42 млн. т) – многопластовое, приурочено к 3-х-купольной брахиантиклинали. Продуктивные горизонты связаны с отложениями верхней юры (три горизонта) и неокома (один горизонт). Глубина залегания продуктивных отложений 1600-1915 м. Эффективная мощность колеблется 2,2 до 19,2 м, пористость коллекторов - 11-20%, проницаемость – 0,0028-0,03 мкм2.
Месторождение Арыскум контролируется приразломной антиклиналью и содержит два продуктивных горизонта в отложениях неокома. Глубина их залегания - 830-928 м. Основные запасы углеводородов месторождения содержатся в нижнем горизонте неокома (горизонт М-II), в котором открыта газовая залежь с нефтяной оторочкой. Коллектор представлен песчаниками и алевролитами с пористостью 17,4% и проницаемостью 0,054 мкм2.
Плотность нефтей месторождений – от 0,805-0,812 г/см3 до 0,820-0,854 г/см3. Серы содержится от 0,11 до 0,52%, парафина - от 8,15 до 36,0%. Содержание метана в газах – от 37,5% до 93,9%. Начальные разведанные запасы бассейна: нефть – 145,5 млн. т, газ – 30 млрд. м3. Ниже (таблица 1) приведена характеристика основных месторождений Тургайского бассейна.
Таблица 1 - Основные месторождения нефти и газа Тургайского 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
http://geolib.ru/OilGasGeo/1996/05/Stat/stat02.html
Следующий Бассейн: Сырдарьинский