Геология и Геофизика Юга России

2221-3198

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Федеральный научный центр "Владикавказский научный центр Российской академии наук"

970

10.46698/VNC.2024.17.41.013

Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Нефтегазоносные формационные комплексы триаса юго-запада Туранской плиты

Попков

В.И.

geoskubsu@mail.ruПопков

И.В.

Кубанский государственный университет, Россия, 350049, г. Краснодар, ул. Ставропольская, 149

30062024

2166178

2024

Геология и геофизика Юга России

Актуальность работы. Триасовые отложения юго-западной части Туранской плиты остаются одним из важных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ. Несмотря на достаточно высокую геолого-геофизическую изученность отложений и открытие в них промышленных скоплений углеводородов остается достаточно много спорных вопросов, касающихся стратиграфической приуроченности и межплощадной корреляции нефтегазоносных горизонтов. Решение этой проблемы имеет не только научное, но и практическое значение, поскольку будет способствовать более обоснованному выбору дальнейших направлений поисковых работ. Цель исследований. Целью данной работы является изучение закономерностей локализации скоплений нефти и газа в триасовом разрезе Южно-Мангышлакского осадочного бассейна, выделение региональных толщ-коллекторов и возможных покрышек углеводородов, определение границ площадного распространения основных нефтегазоносных комплексов. Методы исследования. Проведено макроописание кернов скважин, микроскопическое изучение шлифов. Выполнено литолого-стратиграфическое расчленение и корреляция разрезов скважин с использованием данных всех видов каротажа, палеонтологических определений органических остатков. Проанализирован обширный материал по результатам опробования и пластовых испытаний триасовых отложений. Для изучения емкостно-фильтрационных свойств пород привлечены данные петрофизики. Детально исследованы особенности строения месторождений нефти и газа. Результаты работы. Установлено наличие в триасовом разрезе Южно-Мангышлакского прогиба двух нефтегазоносных формаций – верхнетриасовой терригенной и вулканогенно-карбонатной верхнеоленекско-среднетриасовой. Разделены они вулканогенно-аргиллитовой толщей среднего триаса, являющейся региональной покрышкой. Выяснена роль отдельных литологических толщ в локализации скоплений углеводородов. Определены границы площадного распространения нефтегазоносных комплексов триаса, что позволяет подойти более дифференцировано к оценке перспектив нефтегазоносности как территории Южного Мангышлака в целом, так и отдельных локальных поднятий, расположенных в различных тектонических зонах. Полученные результаты могут быть использованы при изучении условий формирования и закономерностей пространственного размещения скоплений углеводородов и в других нефтегазоносных регионах Скифско-Туранской платформы.

lithologystratigraphyformationsoil and gasporositypermeabilityprospects of oil and gas potential

литологиястратиграфияформациинефть и газпористостьпроницаемостьперспективы нефтегазоносности

Введение По мере истощения объектов поисково-разведочных работ на нефть и газ в плат- форменном чехле запада Туранской плиты во второй половине семидесятых годов прошлого века в разведку были вовлечены отложения триаса. Поисковые работы велись в различных районах плиты (Бузачинский свод, Южно-Бузачинский прогиб, Северо-Устюртская синеклиза, Южно-Мангышлакский прогиб, Карабогазский свод), однако промышленные скопления нефти и газа были открыты лишь в пределах по- следнего. Причиной этого могут являться различия в истории геологического раз- вития на доплитном этапе разнородных тектонических элементов этого обширного региона, вошедших в состав Туранской плиты после завершения раннекиммерийско- го этапа тектогенеза [Natalin, Sengor, 2004; Nikishin еt аl., 1988; Feinberg еt аl., 1996]. Триасовые отложения Южно-Мангышлакского осадочного бассейна достаточ- но хорошо изучены. Тем не менее, относительно возраста и стратиграфического расчленения вскрытых разрезов доюрских отложений существуют разные точки зрения [Алексеева и др., 1991; Боранбаев, Боранбаев, 2022; Липатова, 1984; Balini еt аl., 2000]. Соответственно это ведет к разночтениям стратиграфической приурочен- ности нефтегазоносных горизонтов на отдельно взятых поднятиях и, тем более, при их сопоставлении с другими площадями [Боранбаев и др., 2002; Gurbanov, 2004; Zhidovinov, 1993]. Обусловлено это использованием ограниченного числа скважин при разработке стратиграфических схем, а также недостаточным вниманием к де- тальным литолого-фациальным исследованиям. Целью данной работы является изучение закономерностей локализации скопле- ний нефти и газа в триасовом разрезе Южно-Мангышлакского осадочного бассейна, выделение региональных толщ-коллекторов и возможных покрышек углеводородов. Полагаем, что полученные результаты могут быть полезны при решении нефте- геологических задач и в других регионах Скифско-Туранской платформы, вклю- чая Восточное и Западное Предкавказье, где триасовые отложения остаются одним из направлений геологоразведочных работ [Вобликов и др., 1999; Харченко и др., 2022; Хасанов и др., 2020; Hasanov еt аl., 2017; Nelepov еt аl., 2021]. Методы исследований В основу исследований положен комплексный анализ поисково-разведочных работ на всех площадях Южного Мангышлака. На первом этапе работ выполнено макро- и микроскопическое изучение кернового материала. Собраны и обобщены палеонтологические данные. Произведено литолого-стратиграфическое расчлене- ние и корреляция разрезов практически всех скважин, вскрывших триасовые от- ложения. Составлены типовые разрезы триасовых отложений основных тектониче- ских зон. Применены методы формационного и фациального анализов. На втором этапе исследований собран и проанализирован обширный матери- ал по опробованию и пластовым испытаниям триасовых отложений. Привлечены данные о строении месторождений нефти и газа, а также лабораторных исследова- ний емкостно-фильтрационных свойств пород. Осуществлена привязка притоков и нефтегазопроявлений к выделенным литологическим толщам. Для площадного картирования нефтегазоносных комплексов использованы данные сейсморазведки. Результаты исследований и их обсуждение В структуре доюрского (доплитного) комплекса запада Туранской плиты выде- ляются Центрально-Мангышлакско-Карашорская и Туаркыр-Караауданская ранне- киммерийские складчатые системы. Вне этих зон отложения пермо-триаса зале- гают полого, что дает возможность выделить здесь структурные элементы более низкого порядка (рис. 1). Южно-Мангышлакский платформенный прогиб в значи- тельной степени является наложенным на структурный план подстилающих отло- жений. Жетыбай-Узеньская ступень и Кокумбайская моноклиналь северного борта прогиба располагаются над южной частью Центрально-Мангышлакской складча- той зоны, граничащей с Южно-Мангышлакским геоблоком. В пределах последнего выделяются Сегендыкская и Жазгурлинская депрессии, разделенные Карагиинской седловиной. Крупным положительным структурным элементом является Песчано- мысско-Ракушечная зона поднятий. <img width="297" height="342" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_394.jpg" /> Рис. 1. Обзорная тектоническая схема триасовых отложений запада Туранской плиты. 1 – граница Туранской и Русской плит; границы тектонических элементов: 2 – первого, 3 – второго порядков; 4 – раннекиммерийские складчатые системы; 5 – основные разломы; 6 – выходы доюрских отложений на поверхность; 7 – район исследований. Цифры на схеме: I – Северо-Устюртская синеклиза: I1 – Култукско-Самская депрессия, I2 – Арстановско-Ирдалинская ступень, I3 – Астауойская моноклиналь, I4 – Косбулакская депрессия, I5 – Акумсукский выступ, I6 – Барсакельмесская депрессия; II – Мангышлакско- Карашорская система дислокаций; III – Южно-Мангышлакская система прогибов: III1 – Сегендыкская депрессия, III2 – Карагиинская седловина, III3 – Жазгурлинская депрессия, III4 – Карынжарыкская седловина, III5 – Учкудукская депрессия, III6 – Песчаномысско-Ракушечная зона поднятий; IV – Кара-Богазский массив; V – Центрально-Устюртская система поднятий; VI – Южно-Устюртская система прогибов: VI1 – Шахпахтинская ступень, VI2 – Ассаке- Ауданский прогиб, VI3 – Сарыкамышская седловина, VI4 – Дарьялык-Дауданский прогиб; </li> <li style="padding-left: 22pt;text-indent: 0pt;text-align: left;"> – Кумсебшенский выступ; VIII – Верхнеузбойский прогиб; IX – Центрально-Каракумский массив; X – Туаркыр-Караауданская система дислокаций / </li> </ol> Fig. 1. Overview tectonic scheme of the Triassic deposits of the west of the Turanian plate. 1 – the boundary of the Turanian and Russian plates; the boundaries of tectonic elements: 2 – of the first, 3 – of the second order; 4 – Early Cimmerian folded systems; 5 – major faults; 6 – outcrops of pre- Jurassic deposits to the surface; 7 – the research area. The figures in the diagram are: I – North Ustyurt syneclise: I1 – Kultuk-Sam depression, I2 – Arstanov-Irdal stage, I3 – Astauoi monocline, I4 – Kosbulak depression, I5 – Akumsuk ledge, I6 – Barsakelmess depression; II – Mangyshlak-Karashor dislocation system; III – South Mangyshlak deflection system: III1 – Segendyk depression, III2 – Karagiinskaya saddle, III3 – Zhazgurlinsky depression, III4 – Karynzharyk saddle, III5 – Uchkuduk depression, III6 – Peschanomyssk-Rakushechnaya uplift zone; IV – Kara-Bogaz massif; V – Central Ustyurt uplift system; VI – South Ustyurt deflection system: VI1 – Shakhpakhtinskaya step, VI2 – Assake-Audan trough, VI3 – Sarykamysh saddle, VI4 – Daryalyk-Daudan trough; VII – Kumsebshen ledge; VIII – Verkhneuzboy trough; IX – Central Karakum massif; X – Tuarkyr-Karaaudan dislocation system. Литология триасовых отложений В пределах Южно-Мангышлакского прогиба может быть выделено три типа разрезов: караауданский, жетыбай-узеньский и песчаномысско-ракушечный, от- ражающих особенности тектонического развития юго-запада Туранской плиты на доплитном этапе. Первые два принадлежат зонам пермско-триасовых прогибов (Туаркыр-Караауданскому и Мангышлакско-Карашорскому, соответственно). Вы- полняющие их отложения перми и триаса испытали складчатость в предюрское время. Третий, песчаномысско-ракушечный тип разреза распространен в пределах Южно-Мангышлакского геоблока, где триас слабо дислоцирован и резко сокращен в мощности. Осуществлено расчленение разрезов на слагающие литологические толщи, которым присвоены индексы (Т 1, Т 2, Т 1 и т.д.) с последующей их стра- 1 1 2 тиграфической привязкой. В связи с тем, что поисково-разведочные работы в Ка- раауданской зоне не увенчались успехом, ниже в краткой форме дается описание жетыбай-узеньского и песчаномысско-ракушечного разрезов. Более подробно этот вопрос рассмотрен нами в специальной статье [Попков В.И., Попков И.В., 2023а]. <img width="196" height="378" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_395.jpg" /> 1 Жетыбай-Узеньский тип разреза вскрыт глубокими скважинами в пределах од- ноименной тектонической ступени Южно-Мангышлакского платформенного про- гиба (рис. 2). Наиболее древняя песчаниково-алевролитовая толща (Т 0) вскрыта скважинами в северной части ступени на площади Узень. Представлена она крас- ноцветными грубообломочными песчаниками и алевролитами континентального генезиса. Возраст их предположительно индский. Рис. 2. Жетыбай-Узеньский тип разреза. 1 – песчаники грубозернистые с гравийной примесью, 2 – песчаники средне- и мелкозернистые, 3 – алевролиты, 4 – аргиллиты, 5 – туфопесчаники, 6 – туфоалевролиты, 7 – туфоаргиллиты, 8 – туффиты и туфы, 9 – известняки мелкозернистые и кристаллические, 10 – известняки с терригенной примесью, 11 – известняки органогенно- детритовые, 12 – туфоизвестняки, 13 – доломиты оолитово-комковатые и оолитово- обломочные, 14 – доломиты сгустковые / Fig. 2. Zhetybai-Uzen type of incision. 1 – coarse–grained sandstones with gravel admixture, 2 - medium– and fine–grained sandstones, 3 – siltstones, 4 - mudstones, 5 - tuff sandstones, 6 – tufoaleurolites, 7 – tufoargillites, 8 – tuffites and tuffs, 9 – fine–grained and crystalline limestones, 10 - limestones with terrigenous admixture, 11 – organogenic limestones-detritus, 12 – tuff limestone, 13 – dolomites oolitic-lumpy and oolitic- clastic, 14 – clump dolomites 1 В южной и юго-западной частях ступени отложения этого возраста отсутствуют в разрезе и на палеозойских породах с размывом залегает пестроцветная алевро- лито-аргиллитовая толща (Т 1), содержащая прослои карбонатных пород, мелко- и среднезернистых песчаников, туфов и туффитов. На основании палеонтологиче- ских данных возраст пород раннетриасовый [Алексеева и др., 1991]. Сменяет ее карбонатно-терригенная толща (T12). Сложена она алевролитами, аргиллитами, песчаниками, известняками с примесью вулканогенного материала. Окраска пород зеленовато-серого и серого цвета. Возраст отложений позднеоленек- ский [Алексеева и др., 1991]. В составе вулканогенно-доломитовой толщи (T21) среднего триаса преобладают оолитово-комковатые и оолитово-обломочные доломиты, чередующиеся с просло- ями туфов, микрозернистыми и органогенно-детритовыми известняками. В составе известняково-вулканогенной толщи (T22) значительная роль принад- лежит вулканокластическому материалу, который чередуется с оолитово-комкова- тыми, оолитово-обломочными и органогенно-детритовыми известняками. Подчи- ненное значение имеют песчаники, аргиллиты и доломиты. Вулканогенно-известняковая толща (T23) сложена шламовыми и органогенно- детритовыми известняками с прослоями туфов. В средней части толщи содержание туфогенного материала возрастает, вследствие чего она достаточно отчетливо ока- зывается разделенной на две части. Завершает среднетриасовый разрез вулканогенно-аргиллитовая толща (T24). В ее составе преобладают аргиллиты и туфоаргиллиты, которые чередуются с мало- мощными прослоями известняков, кристалло- и витрокластических туфов. На большинстве площадей в составе верхнего триаса выделяется две литоло- гических толщи. В основании нижней туфогенно-терригенной толщи (T31) залега- ет грубообломочный пласт песчаников и гравелитов. Характерной особенностью толщи является присутствие в ее составе плохо окатанных продуктов разрушения подстилающих туфогенных пород. Песчаниково-аргиллитовая толща (T32) представлена аргиллитами, равномерно чередующимися с песчаниками и алевролитами. Присутствие в разрезе аргиллито-песчаниковой толщи (T33) было установлено после бурения скважин на площадях Баканд, Пионерская и Саукудук, находящихся в зоне сочленения Жетыбай-Узеньской ступени и Жазгурлинской депрессии [Поп- ков, Попков, 2023а]. По сравнению с нижележащей толщей в ее составе возрастает роль более грубообломочного терригенного материала. В составе двух последних толщ отсутствует вулканогенный материал. Несколько по-иному выглядит разрез триасовых отложений Песчаномысско- 1 Ракушечной зоны сводовых поднятий. Здесь разрез обычно начинается с пестроц- ветной алевролито-аргиллитовой толщи (Т 1) с базальным пластом мощностью до 20–25 м в основании, в котором содержатся плохо окатанные обломки подстила- ющих метаморфических и магматических пород фундамента. На Оймашинской площади на породах фундамента залегает вулканогенно-доломитовая толща (Т21) среднего триаса. В целом литологический состав отложений мало отличается от разреза Жеты- бай-Узеньской ступени. Описанные выше литологические толщи легко распозна- ются в разрезе, что указывает на формирование отложений в едином бассейне седи- ментации. Основное отличие заключается в уменьшении мощности всех литологи- ческих толщ с одновременным возрастанием процентного содержания туфогенной составляющей. Песчаномысско-ракушечный тип разреза сохраняется и в пределах Сегендык- ской депрессии и Карагиинской седловины. Закономерности размещения скоплений нефти и газа в разрезе триасовых отложений В триасовых отложениях Южного Мангышлака к настоящему времени открыто около двадцати месторождений углеводородов (УВ); на многих площадях получе- ны притоки разной интенсивности. Для выяснения закономерностей размещения скоплений нефти и газа в разрезе осуществлена привязка известных притоков и не- фтегазопроявлений к выделенным литологическим толщам (рис. 3). <img width="557" height="331" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_396.jpg" /> Рис. 3. Схема нефтегазоносности триасового разреза. Характер притока: 1 – промышленный, 2 – непромышленный, 3 – проявление. Флюид: 4 – нефть, 5 – газ, 6 – конденсат. 7 – отсутствие отложений в разрезе. Тектонические элементы: I – Жетыбай-Узеньская ступень, II – Песчаномысско-Ракушечная зона поднятий, III – Карагиинская седловина, IV – Сегендыкская депрессия, V – Караауданская зона. Поисково-разведочные площади: 1 – Туркменой, 2 – Узень, 3 – Северо-Западный Жетыбай, 4 – Западный Жетыбай, 5 – Жетыбай, 6 – Бектурлы, 7 – Шинжир, 8 – Каменистая, 9 – Придорожная, 10 – Актас, 11 – Южный Жетыбай, 12 – Восточный Нармаул, 13 – Тасбулат, 14 – Западное Тенге, 15 – Тенге, 16 – Западный Тасбулат, 17 – Баканд, 18 – Пионерская, 19 – Оймаша, 20 – Ащисор, 21 – Жиланды, 22 – Ташкум, 23 – Северо-Ракушечное, 24 – Ракушечномысская, 25 – Адыр, 26 – Уйлюк, 27 – Змеиная, 28 – Сарсенбай, 29 – Северное Карагие, 30 – Бегеш, 31 – Темир-Баба, 32 – Жарты / Fig. 3. Diagram of the oil and gas potential of the Triassic section. The nature of the inflow: 1 – industrial, 2 – non–industrial, 3 - manifestation. Fluid: 4 – oil, 5 – gas, 6 – condensate. 7 – absence of deposits in the section. Tectonic elements: I – Zhetybai-Uzen stage, II – Peschanomyssk-Rakushechnaya uplift zone, III – Karagiinskaya saddle, IV – Segendyk depression, V – Karaaudan zone. Exploration areas: 1- Turkmenoy, 2 – Uzen, 3 – Northwestern Zhetybai, 4 – Western Zhetybai, 5 – Zhetybai, 6 – Bekturly, 7 – Shinzhir, 8 – Stony, 9 – Roadside, 10 – Aktas, 11 – Southern Zhetybai, 12 – Eastern Narmaul, 13 – Tasbulat, 14 – Western Tenge, 15 – Tenge, 16 – Western Tasbulat, 17 – Bakand, 18 – Pionerskaya, 19 – Oymasha, 20 – Aschisor, 21 – Zhilandy, 22 – Tashkent, 23 – Severo-Rakushechnoye, 24 – Rakushechnomysskaya, 25 – Adyr, 26 – Uyluk, 27 – Zmeinaya, 28 – Sarsenbai, 29 – Severnoye Karagie, 30 – Begesh, 31 – Temir Baba, 32 – Zharty 1 Как следует из приведенной таблицы нефтегазоносности, в нижнем триасе прак- тический интерес представляет только карбонатно-терригенная толща Т 2. В ней на месторождениях Тасбулат и Южный Жетыбай разведаны нефтяная, газовая и газо- конденсатная залежи. Дебиты газа и конденсата достигали 560 тыс. м3/сут и 72 м3/сут, соответственно. На Тасбулате приток нефти составил 121 м3/сут, газа – 156 тыс. м3/ сут. На площади Каменистая из этой же части разреза получен приток нефти дебитом 16,8 м3/сут. Коллекторами в данной толще обладают пласты аркозовых песчаников. Открытая (межзерновая) пористость песчаников 8–18%, а поровая проницаемость колеблется от 0,00001 до 0,007 мкм2. Сохранению первичных емкостно-фильтраци- онных свойств способствовал их минеральный состав [Попков, Попков, 2023б]. 2 Развитие каверново-поровых коллекторов обеспечило достаточно высокие кол- лекторские свойства (открытая пористость до 28%, проницаемость до 0,6 мкм2) в вулканогенно-доломитовой толще Т 1 среднего триаса. В ней разведаны залежи «А» и «Б” на Северо-Ракушечной площади, газоконденсатная («В») залежь на Южном Жетыбае, нефтяные на Тасбулате (залежь «А”) и Северо-Западном Жетыбае («Б”) [Коросышевский, 1978]. Практически на всех поисково-разведочных площадях, где данная толща присутствует в разрезе, получены притоки УВ различной интенсив- ности, в том числе высокодебитные, или же отмечались нефтегазопроявления. 2 Широкое развитие туфогенных пород в составе известняково-вулканогенной тол- щи Т 2 значительно снижает ее емкостно-фильтрационные параметры. Характерны порово-трещинный и трещинный типы коллекторов [Кузнецов и др., 1978]. В этой толще открыты газовая залежь на Пионерской площади (в скважине №2 получен газ с конденсатом дебитами соответственно 38 тыс. м3/сут и 11 м3/сут) и нефтяная залежь на Северо-Западном Жетыбае. Из этой же части разреза в скважине № 9 Ой- маша из интервала глубин 3514‒3544 м получен фонтан нефти дебитом 250 м3/сут. 2 В верхней части вулканогенно-известняковой толщи Т 3 (пачка А) промышлен- ных притоков не получено. К нижней ее половине (пачка Б) приурочена нефтяная залежь на Южном Жетыбае [Коростышевский, Кузнецов, 1979]. Тип коллектора трещинный. На площадях Актас, Бектурлы, Ащисор, Ташкум, Северо-Ракушечная получены низко- и среднедебитные притоки УВ. Кроме того, на многих других раз- ведочных площадях из этой части разреза отмечались нефтегазопроявления. 2 В составе вулканогенно-аргиллитовой толщи Т 4 среднего триаса ведущая роль принадлежит аргиллитам с богатой примесью туфогенного материала. Данная тол- ща является, на наш взгляд, достаточно надежной региональной покрышкой, раз- деляющей вулканогенно-карбонатную верхнеоленекско-среднетриасовую и терри- генную верхнетриасовую нефтегазоносные формации. После получения промышленных притоков нефти из верхнетриасовых отло- жений на площадях Южный Жетыбай, Северное Карагие, Жиланды, Северо-Ра- кушечная, Каменистая и газа с конденсатом на Западном Тасбулате и Восточном Нармауле, заметно возрос интерес к терригенному комплексу триаса. В различных его частях присутствуют горизонты грубозернистых терригенных пород ‒ потенци- альных коллекторов для УВ, а разделяющие их глинистые пачки могут исполнять роль покрышек. 3 Оценивая в целом положительно перспективы нефтегазоносности верхнетри- асовых отложений, следует отметить, что основные промышленные притоки УВ связаны с базальной грубообломочной пачкой, располагающейся в основании туфо- генно-терригенной толщи Т 1. Мощность ее меняется от 25–35 м в пределах Песча- номысско-Ракушечной зоны до 40‒70 м в юго-западной части Жетыбай-Узеньской ступени и в районе Баканда и Пионерской. Породы обладают удовлетворительны- ми коллекторскими свойствами: открытая пористость достигает 18–20%, проница- емость 0,01 мкм2. Продуктивность этой пачки доказана в различных структурно-тектонических зонах Южного Мангышлака. Так, например, промышленные залежи нефти откры- ты на Северо-Карагиинском и Каменистом поднятиях; на других площадях (Вос- точно-Нармаульской, Жиландинской, Северо-Ракушечной и др.) получены доста- точно значительные притоки нефти и газа, достигающие 79 м3/сут и 140 тыс. м3/ сут соответственно. Данный факт позволяет считать ее регионально продуктивным горизонтом. Другие алевролито-песчаные горизонты в верхнетриасовом разрезе обладают меньшим коллекторским потенциалом, что отразилось и на полученных из них притоках УВ. Площадное распространение триасовых нефтегазоносных формаций На площадное распространение нефтегазоносных отложений триаса в значи- тельной степени повлиял предъюрский размыв. В местах их отсутствия вероятность открытия залежей УВ резко снижается, что обусловлено в первую очередь низкими коллекторскими свойствами подстилающих толщ. Следовательно, для более целе- направленного ведения поисковых работ в отложениях триаса необходимо опре- делить границы развития терригенного и вулканогенно-карбонатного комплексов. Достаточно достоверную и полную информацию о площадном распространении разновозрастных отложений триаса можно получить в случае привлечения матери- алов сейсморазведки. С этой целью была осуществлена привязка отражающих го- ризонтов группы волновых пакетов V1 и V2 к выделенным литологическим толщам. Последующее трассирование границ выхода отражающих горизонтов на предъюр- скую поверхность размыва в комплексе с буровыми данными позволило с высокой <img width="285" height="358" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_397.jpg" /> степенью уверенности проследить распространение исследуемых лито- лого-стратиграфических комплексов в пределах Южно-Мангышлакского прогиба (рис. 4). Рис. 4. Южный Мангышлак. Схема распространения триасовых нефтегазоносных формаций. Границы тектонических элементов: 1 - первого порядка (I - Центрально- Мангышлакская система дислокаций, II – Южно-Мангышлакский геоблок, III –Караауданская зона; IV - Карабогазский свод), 2 – второго порядка (II1 – Сегендык- ская депрессия, II2 – Карагиинская седловина, II3 – Песчаномысско-Ракушечная зона поднятий, II4 – Жазгурлинская депрессия); формации: 3 – верхнетриасовая терригенная, 4 – верхнеоленекско-среднетриасовая вулканогенно-карбонатная; 5 – зоны отсутствия в разрезе триасовых нефтегазоносных формаций; 6 – основные месторождения УВ: 1 – Оймаша, 2 – Северо-Ракушечное, 3 – Северное Карагие, 4 – Северо-Западный Жетыбай, 5 – Южный Жетыбай, 6 – Тасбулат, 7 – Пионерское / Fig. 4. Southern Mangyshlak. The distribution scheme of Triassic oil and gas formations. Boundaries of tectonic elements: 1 - of the first order (I - Central Mangyshlak dislocation system, II – South Mangyshlak geoblock, III –Karaaudan zone; IV - Karabogaz arch), 2 – of the second order (II1 – Segendyk depression, II2 – Karagiinsky saddle, II3 – Peschanomyssk-Rakushechnaya uplift zone, II4 – Jazgurlinsky depression); formations: 3 – Upper Triassic terrigenous, 4 – Upper Cenek-Middle Triassic volcanogenic- carbonate; 5 – zones of absence in the section of Triassic oil and gas formations; 6 – main hydrocarbon deposits: 1 – Oymasha, 2 – North-Rakushechnoe, 3 – Northern Karagie, 4 – North-Western Zhetybai, 5 – Southern Zhetybai, 6 – Tasbulat, 7 – Pioneer Как видно на прилагаемой схеме, верхнетриасовые отложения локализованы прежде всего в приосевой зоне прогиба, выклиниваясь в пределах его бортов. Не- сколько более широким распространением пользуется вулканогенно-карбонатный комплекс, присутствующий в разрезе на большей части Караауданской зоны, а так- же южной половине Жетыбай-Узеньской ступени. Отсутствие отложений этого воз- раста на севере указанной ступени и на большей части Кокумбайской моноклинали резко снижает перспективы нефтегазоносности доюрских отложений этих районов, несмотря на то, что здесь закартировано достаточно большое количество локаль- ных поднятий. Недостаточно уверенно определены восточные границы распространения триа- совых нефтегазоносных комплексов, что обусловлено низкой плотностью сейсмо- профилей в восточной части Жазгурлинской депрессии. Уточнение геологического строения этого района может быть произведено в случае проведения региональных сейсмических работ. Выводы Проведенные исследования свидетельствуют о том, что в триасовом разрезе Южно-Мангышлакского прогиба могут быть выделены две нефтегазоносных фор- мации ‒ верхнетриасовая терригенная и вулканогенно-карбонатная верхнеоленек- ско-среднетриасовая. Разделены они вулканогенно-аргиллитовой толщей среднего триаса, являющейся региональной покрышкой. Поскольку в верхнетриасовой фор- мации главенствующую роль играют терригенные коллекторы, можно полагать, что в ней преобладают пластово-сводовые залежи, а методика их опоискования будет близка методике, применяемой при поисках и разведке залежей в вышележащих нижне- и среднеюрских отложениях континентального и прибрежно-морского ге- незиса. В вулканогенно-карбонатном комплексе условия, контролирующие размещение скоплений УВ, более сложные. Однако и в этом комплексе отложений наблюдается достаточно четкий литологический контроль распределения залежей в разрезе. Так, основной нефтегазоносной толщей, независимо от тектонической принадлежности площади, является вулканогенно-доломитовая. Верхнеоленекские карбонатно-тер- ригенные отложения в районах, прилегающих к погребенным палеовыступам, где отмечается увеличение песчанистости разреза, также могут иметь достаточно хоро- шие коллекторские свойства, подтверждением чему служат высокодебитные фон- таны нефти и газа на Южно-Жетыбайском и Тасбулатском месторождениях. Удов- летворительным потенциалом обладает и нижняя пачка вулканогенно-карбонатной толщи (пачка «В”). Морфология резервуаров в вулканогенно-карбонатных отло- жениях в значительной мере зависит от процессов, контролирующих образование вторичных емкостно-фильтрационных свойств пород. Возрастание процентного содержания в породах вулканогенного материала ведет к снижению их коллектор- ского потенциала и в отдельных случаях такие интервалы разреза могут выступать в роли зональных покрышек. Определение границ площадного распространения нефтегазоносных комплек- сов триаса позволяет подойти более дифференцировано к оценке перспектив не- фтегазоносности как территории Южного Мангышлака в целом, так и отдельных локальных поднятий, выявленных в различных тектонических зонах.