15

Среднекаспийский нефтегазоносный бассейн

Под таким названием он выделяется Высоцким и Бека (1976) и по типу как и Азово-Кубанский является латерально-гетерогенным. По мнению Серегина, Соколова, Бурлина на месте этого бассейна следует выделять два самостоятельных: на западе – Терско-Каспийский на востоке – Южно-Мангышлакский. Первый по типу является – платформенно-складчатым, второй – внутриплатформенным (в пределах молодой эпигерцинской платформы)

Среднекаспийский бассейн представляет крупную область прогибания (> 420 тыс. км²), включающий Терско-Капийский прогиб и прилегающий с севера склон Скифской плиты, акваторию среднего Каспия и Южно-Мангышлакский прогиб – крупный структурный элемент Туранской эпигерцинской платформ. На западе бассейн отделен от Азово-Кубанского Ставропольским сводом, на востоке – от Каракумского бассейна отделен – Туаркырским валом, Центрально-Устюртским поднятием и Карабогазским сводом. Северная граница на западе проводится по кряжу Карпинского, на востоке – по Мангышлакско-Центральноустюртской гряде. Южное ограничение на западе представлено Кавказским горным сооружением, в акватории Каспия-Апшероно-Прибалханской зоной поднятий, на востоке Карабогазским сводом.

Административно бассейн располагается в России и Казахстане.

В Среднекаспийском бассейне первый фонтан нефти был получен в 1893-из среднемиоценовых отложений в Терско-Каспийском прогибе в районе Грозного. В первой половине 50^х годов были открыты газовые месторождения на Ставропольском своде в хадумском горизонте. В это же время установлена промышленная н/г юры и нижнего мела Прикумской зоны поднятий и кряжа Карпинского. В послевоенные годы получены промышленные притоки нефти из Mz отложений Терско-Каспийского прогиба. В 1953 г на месторождении Селли и Карабулак-Ачалукском. В 60^х годах сделаны значительные открытия на Южном Мангышлаке (Узень, Жетыбай), начиная с конца 60^х резко возросла добыча нефти на Южном Мангышлаке и в 1974 г - 18.8 млн.т. Во второй половине 60^х годов были открыты залежи в К₁ и J отложениях в районе Грозного. В эти же годы получены промышленные притоки нефти и газа в прибрежной полосе Дагестана (Инчхе-Море).

В последующие годы открываются новые месторождения в различных н/г областях бассейна в том числе и в акватории Каспия. К сегодняшнему дню промышленная н/г установлена в отложениях от триаса до N.

Основными методами исследования бассейна были геологическая съемка (на складчатом борту бассейна), с 1955 – 57 гг интенсивно применяются геофизи-ческие работы, особенно сейсморазведка и бурение (поисковое, разведочное, эксплуатационное. Изучен бассейн как по площади, так и по разрезу неравномерно. Наиболее изучены всеми видами работ Ставропольский свод, северный борт Южно-Мангышлакского прогиба, Прикумская зона поднятий, Кряж Карпинского, складчатый борт Терско-Каспийского прогиба (Терский, Сунженский антиклинории). По разрезу наиболее изучены Kz и K отложения. Наименее изучены Т отложения. В Терско-Каспийском бассейне известно к началу 90^х годов ~ 200 месторождений.

- 2 -

Тектоническое районирование

В геотектоническом отношении в бассейне четко выделяются две части: южная (на западе бассейна) – представленная Терско-Каспийским прогибом, южный борт которого образует складчатый борт бассейна, примыкающей к Кавказскому горному сооружению и северная большая по площади – платформенная, представленная на западе Скифской, а на востоке – частью Туранской эпигерцинских платформ.

Терско-Каспийский прогиб протягивается от Минераловодского выступа на западе до Апшеронского полуострова на ЮВ, на севере и юге он ограничен глубинными разломами, имеет асимметричное строение. По простиранию он некоторыми исследованиями расчленяется на три самостоятельных прогиба: Терско-Сунженский на западе, Дагестанский и Прикаспийско-Кубинский на востоке.

Терско-Сунженский прогиб протягивается более чем на 150 км. Наиболее погруженная часть этого прогиба располагается вдоль широтного течения р. Терек и получила название «Притеречный ров». Она отличается накоплением мощных толщ Mz и Kz (> 10 км). Особенно мощные олигоцен-неогеновые (2.6 - 5 км) отложения.

Южнее на протяжении 150 км выделяются два антиклинория: Терский и южнее Сунженский, состоящие из ряда сложно построенных складок. В неогене антиклинали узкие сильно сжатые, асимметричные, осложненные взбросами с амплитудой до 2 км. Антиклинали осложнены также поперечными и диагональными разрывами. В эоцен-меловых отложениях складки выполаживаются и становятся более простыми

Южнее Сунженского антиклинория выделяется впадина, а на крайнем юге складчатого борта прогиба выделяется моноклиналь Черных гор. Она наклонена на север и осложнена рядом антиклинальных поднятий.

Северный борт прогиба, расположенный севернее Притеречного рва представляет собой моноклиналь, осложненную малоамплитудными поднятиями. Этот структурный элемент получил название «Затеречная равнина».

Все эти элементы на востоке ограничены крупным поперечным поднятием СВ крыла Большого Кавказа Дагестанским клином – представ-ляющим собой выступ меловых пород, выдвинутый к северу в область развития палеоген-неогеновых отложений. На меридиане г. Махачкалы простирание прогиба меняется с субширотного на СЗ – ЮВ. Южнее Дагестанского клина располагается Дагестанский прогиб, его складчатый борт располагается на суше, а наиболее погруженная (осевая) зона и платформенный склон в акватории Каспия. В Дагестанском прогибе на складчатом борту прослеживаются антиклинальные зоны: западная, восточная и Приморская. Антиклинали в Kz отложениях имеют сложное строение, обусловленное разрывами – взбросами, надвигами и явлениями диапиризма. В Mz отложениях складки становятся коробчатыми, менее нарушенными.

- 3 -

Увеличивается степень дислоцированности Kz отложений с юга на север. На южных антиклиналях отмечается большой размыв Mz отложений. На юге Дагестанский прогиб ограничен поперечным Самурским разломом. Южнее разлома располагается Прикаспийско-Кубинский прогиб, основным элементом которого является наложенная Кусаро-Дивичинская впадина (по Высоцкому – Синклинорий). Эта впадина является частью Северо-Апшеронского прогиба, расположенного в акватории Каспия. По геофизичес-ким данным в субаквальной части Кусаро-Дивичинской впадины мощность осадочных отложений ~ 10 км. Кайнозойские породы южного борта впадины несогласно перекрывают структуры северного крыла Кавказского мегаантиклинория, сложенного Mz отложениями. Южный борт осложнен Сиазанским разломом, по которому Кусаро-Дивичинская впадина граничит с Тенгинско-Бешбармакским антиклинорием Б. Кавказа.

Платформенный эпигерцинский борт бассейна занимает большую северную часть его. В разрезе его выделяют фундамент складчатый (от до Сm до верхнего палеозоя), промежуточный структурный этаж (Р – Т), который не имеет повсеместного распространения, а заполняет отдельные прогибы и грабены в фундаменте (Манычский прогиб и др.). В пределах Мангышлакского антиклинория (инверсионный структуры) Р – Т отложения отличаются аномально большой мощностью (до 10-12км) складчатой структурой, т.е. скорее всего они по строению ближе к складчатому фундаменту. Выше выделяется платформенный чехол – Mz – Kz возраста. В составе последнего, особенно в западной части бассейна выделяются юрский, меловой, палеогеновый и неогеновый структурные этажи. По неогену в западной части бассейна выделяется обширная наложенная Терско-Кумская впадина. По палеогеновым, Mz отложениям и фундаменту строение бассейна более сложное. В западной части бассейна по этим отложениям выделяются следующие крупные элементы (названия их порою разные, у разных авторов тектонических схем):

Кряж Карпинского, Восточно-Манычский прогиб, Прикумская зона поднятий, Восточно-Ставропольская впадина – Чернолесский прогиб и Бажи-чанский прогиб (Нагайская ступень).

В Южно-Мангышлакской части бассейна выделяют Мангышлакский антиклинорий (Южно-Мангышлакский сложный вал), южнее Южно-Мангышлакско-Ассакеауданская система прогибов.

В акватории Каспия в последние годы в основном по результатам геофизических работ выделены валы, зоны поднятий, прогибы.

В северной части среднего Каспия на восточном продолжении кряжа Карпинского в акватории Каспия протрассированы Полдневский, Цубукско-Промысловский валы, к востоку от Камышано-Каспийского вала выделен Ракушечно-Широтный вал. На востоке в акватории Каспия протрассирована Бузачинско-Северо-Каспийская зона поднятий.

- 4 -

К востоку от Прикумской зоны в акватории выделена Тюленевская зона поднятий, к ЮВ от последней закартирован Хвалынский вал, а между этими зонами Кизлярский прогиб. Южнее центральную часть Среднего Каспия занимает Центрально-Каспийская моноклиналь, осложненная на ЮЗ Самурским сводом и Центральным поднятием. Зоны поднятий, валы, своды намеченные в акватории осложнены локальными поднятиями, некоторые из них подтверждены бурением (им. Ю.Корчагина на Ракушечно-Широтном валу, Хвалынское в пределах Тюленевской зоны поднятий и др.).

Западная часть бассейна в пределах Скифской плиты располагается на восточном склоне Ставропольского свода. Этот свод является сквозной структурой, развивавшейся над группой разновозрастных блоков фундамента. Границы свода проводятся разными исследователями по разному. Как указывалось некоторые исследователи в пределах свода выделяют три блока: Северный, Южный и Мирненский (Арзгирское поднятие).

Эти блоки в осадочном чехле осложнены валообразными поднятиями: Северо-Ставропольский вал, Грачевско-Благодарненский на северном блоке, Невиномысский вал на Южном блоке.

Северным ограничением бассейна является кряж (гряда) Карпинского. Это крупнейшее сооружение Скифской плиты. Он протягивается от Донбасса на западе до Каспийского моря, восточным его продолжением возможно является Мангышлакский антиклинорий. В целом это огромный горст палеозойского складчатого фундамента, которому соответствует протяженное поднятие платформенного покрова. Сочетание системы продольных и поперечных разломов определило блоковое строение кряжа. Наиболее крупными блоками в пределах бассейна являются с запада на восток: Ремонтненский, Бузгинский и Джанайский (Промысловский). В осадочном чехле здесь выделяются зоны поднятий (валы). По сбросам субмеридионального направления кряж ступенчато погружается с запада на восток.

Манычская впадина – эта система прогибов протягивающаяся параллельно кряжу Карпинского. Она унаследована в целом от пермо-триасового грабенообразного прогиба, ограниченного с севера и юга разломами. Поперечными разломами впадина разделяется на самостоятельные прогибы, которые каскадно погружаются с СЗ на ЮВ. В пределах бассейна располагается Восточно-Манычский прогиб, наиболее четко он выражен в J₂ и более древних отложениях. Глубина Ф колеблется от 2 – 2,5 км на западе до 5,5 – 6 км в районе Каспийского моря. Борта прогиба осложнены локальными поднятиями.

Южнее Восточно-Манычского прогиба выделяется Прикумская зона поднятий, которой в палеозойском фундаменте соответствует выступ (Озек-Суатский), состоящий в свою очередь из ряда блоков, погружающихся в целом с З-СЗ на В-ЮВ. С запада на восток – это Гороховский, Величаевско-Озексуатский, Сухокумский блоки и поднятие Черного Рынка.

- 5 -

В этих пределах Прикумская зона поднятие имеет размеры 130 х 80 км, но в последнее время – она продолжается в Каспии.

По юрским отложениям - это крупный структурный нос, в наиболее приподнятых частях западных блоков юра размыта.

В меловых отложениях блоки фундамента выглядят плоскими ступенями, осложненными локальными поднятиями. Такое же строение сохраняется и в палеогене.

Майкопские и более молодые отложения лежат моноклинально, слагая северное крыло наложенной Терско-Кумской впадины. На некоторых схемах тектоники Прикумская зона продолжается вплоть до Каспия. В осадочном чехле в пределах этой зоны выделяют валы или зоны поднятий имеющие кулисообразное взаимное расположение и различную ориентировку: Величаевско-Максимокумская, Озек-Суатско-Левокумская, Прасковейско-Ачикулакская и др. Поднятия брахиантиклинальные, куполовидные, иногда нарушенные.

Восточно-Ставропольская впадина выражена в J и K – f этажах и погребена под Терско-Кумской впадиной (N – Q).

На севере Восточно-Ставропольской впадины выделяют Чернолесский прогиб, который располагается между Ставропольским сводом и Прикумской зоной поднятий. Восточная часть впадины сливается с Терско-Каспийским прогибом и выделяется под названием Ногайской ступени, на востоке в среднем Каспии она переходит в Центрально-Каспийскую моноклиналь. В более низких горизонтах осадочного чехла Ногайской ступени соответствует Бажичанский прогиб. В пределах Восточно-Ставропольской впадины выделяются небольшие малоамплитудные поднятия.

В восточной мангышлакской части бассейна выделяется ряд крупных разнородных по строению тектонических элементов. Наиболее северный из них Мангышлакско-Центральноустюрская гряда (зона), в осадочном чехле выражена сложными валами. Мангышлакский вал (антиклинарий) представляет собой инверсионную структуру сформированную в раннем Mz над авлакогеном и характеризующуюся аномальной мощностью (10-12 км) сильно дислоцированных Р-Т отложений, перекрытых маломощными Mz-Kz отложениями. В его пределах выделяют Каратаускую и Беке-Башкудукскую зоны антиклинальных структур.

Южнее на расстоянии 600-700 км при ширине 200 км прослеживается Южно-Мангашлыкско- Ассакеауданская система прогибов: с запада на восток Южно-Мангышлакский прогиб, состоящий из Сегендыкской и Жазгурлинской депрессией, Учкудукский прогиб и Ассакеауданский прогиб. Северные борта этих прогибов крутые, фундамент ступенчато погружается к осевым частям. В осадочном чехле разломам фундамента соответствуют флексуры, разделяющие ступени, последние осложнены локальными поднятиями.

- 6 -

В Южно-Мангышлакском прогибе на северном борту выделяется Жетыбай-Узеньская ступень (зона поднятий), Кокумбайское. В Асса-кеауданском прогибе – Шахпахтинская ступень.

На южном более пологом борту Южно-Мангышлакского прогиба выделяется Аксу-Кендерлинская ступень, осложненная валообразными поднятиями.

На западе на побережье Каспия выделяется Песчаномыско-Ракушечная зона сводовых поднятий к СЗ от которой располагается Сегендыкская депрессия (впадина).

Крайним южным тектоническим элементом является Карабогазский свод. В наиболее приподнятой части свода Р-Т, J и неоком отсутствуют, мощность осадочного чехла здесь не более 1 км.

В строении Среднекаспийского бассейна участвует мощная и разнородная толща отложений от триасовых (возможно пермо-триасовых) до четвертичных. Однако стратиграфический объем, мощности и состав выполняющих бассейн отложений различаются в северной платформенной его части и южной-складчатой.

В пределах платформенного борта на герцинском складчатом основании, залегает платформенный чехол. Разрез его начинается с триасовых отложений которые сложены терригенными, карбонатными, вулканогенно-осадочными породами. Мощность их изменяется от 0 (Ставропольский свод) до 2-3 км.

J₁ – J₂ отложения – это преимущественно терригенные породы на Ю.Мангышлаке с прослоями углей. Мощность от 0 (Ставропольский свод, Карабогазский свод) до 1300 м._{_}

J₃ – карбонатно-терригенные породы мощностью от 0 до 600-700 м (Ю.Мангышлак).

К₁ – карбонатно-терригенные внизу и преимущественно терригенные вверху. Мощность от 0 до 650-1200 м.

К₂ – в западной части платформенного борта карбонатные породы с прослоями терригенных. Мощность от первых десятков м. до 900-1000 м (Восточно-Манычский). На южном Мангышлаке терригенные и карбонатные породы мощностью 520 м.

Палеоцен-эоцен на западе терригенно-карбонатные, на Ю.Мангышлаке – преимущественно карбонатные с прослоями терригенных мощностью

200-280 м.

Олигоцен - нижний миоцен (Майкопская свита) глины с прослоями алевролитов, мергелей, песчаников. Мощность на западе 1400-2600 м в Ю.Мангышлакском прогибе - до 800 м. Средний, верхний миоцен – на западе песчано-глинистые породы с прослоями мергелей, ракушечников. Мощность 600-700 м. В пределах Ю.Мангышлакского прогиба – глинисто-мергельная толща мощностью ~ 100 м.

- 7 -

Плиоцен – на западе песчано-глинистые породы на ЮВ с галечниками, конгломератами мощностью от несколько десятков до 450-800 м. На Ю.Мангышлаке – это преимущественно карбонатные породы – мергели, известняки ракушняки. Мощность около 100 м.

Заканчивается разрез песками, глинами, суглинками четвертичного возраста мощностью 10-15 м реже до 100 м (на западе).

На складчатом борту Терско-Каспийского прогиба Мезозойские и палеоцен-эоценовые отложения накапливались в условиях геосинклинальных (склон Кавказа) – это флишевые, карбонатные и терригенные формации, а в северных районах – платформенные образования.

Юрские отложения в Терско-Каспийском прогибе представлены терригенными, в меньшей степени карбонатными, а на востоке в Дагестане и сульфатными породами. Мощность от 2900 до 11000 м (Горный Дагестан).

Нижнемеловые отложения в Терско-Сунженском прогибе сложены внизу карбонатными и терригенными породами, а вверху преимущественно терригенными. Мощность 1100-1200 м.

Верхнемеловые отложения представлены внизу терригенными а вверху карбонатными. Мощность 200-400 м. – 670 м (Дагестан).

На склонах Кавказа мел представлен флишевой формацией. Мощность 2.5-3 и более км.

Палеоцен-эоцен – глины, мергели, известняки. Мощность в прогибе 150-250 м.

Олигоцен – нижний миоцен (Майкопская свита) преимущественно сложена глинами с прослоями алевролитов. Мощность 1100-1500 м.

Средний, верхний миоцен – глины, мергели, пески, песчаники. Мощность 1600-3800 м (Дагестан).

Плиоцен – песчано-глинистые отложения с конгломератами и известняками мощностью 700-2100 (Кусаро-Дивичинская впадина).

Таким образом общая мощность Mz-Kz чехла в пределах платформенной части бассейна изменяется 500-1000 м (кряж Карпинского) до 6 км (В.Манычский прогиб, склоны Прикумской зоны поднятий). В пределах Терско-Каспийского прогиба общая мощность разреза достигает 10-12 км.

Нефтегазоносность

В Среднекаспийском бассейне диапазоны нефтегазоносности охватывают отложения от пермско-триасовых до миоцена включительно. В разрезе выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: триасовый-терригенные и карбонатные отложения, нижне-среднеюрский преимущественно терригенный, верхнеюрский-терригенный и карбонатный, нижнемеловой преимущественно терригенный, верхнемеловой-преимущественно карбонатный, палеоцен-эоценовый терригенный и карбонатный, олигоценовый-терригенный, миоценовый-терригенный.

- 8 -

Месторождения расположены как на платформенном, так и на складчатом бортах бассейна. На платформенном борту месторождения связаны с валообразными, куполовидными поднятиями. Они как правило многопластовые. Залежи пластово-сводовые, встречаются экранированные.

На складчатом борту месторождения связаны с антиклинальными структурами, сложно построенными, нарушенными. Залежи разнообразные, пластовые сводовые, массивные, экранированные. По составу флюидов залежи нефтяные, газовые и г/н, н/г и т.д.

В платформенной части бассейна выделяют нефтегазоносные области:

Ставропольского свода, кряжа Карпинского, Прикумской зоны поднятий и Восточно-Манычского прогиба, Восточно-Ставропольскую и Южно-Мангышлакско-Ассакеауданскую. В складчатой части бассейна выделяют Терско-Сунженскую, Дагестанскую и Прикаспийско-Кубинскую НГО (Кубинско-Прикаспийскую) НГО Ставропольского свода.

Эта область приурочена к одноименному своду. Это крупная сквозная структура платформенного чехла, развивавшееся над группой блоков фундамента. С запада и востока она ограничена погребенными впадинами, а с севера и юга сквозными прогибами.

Как указывалось выше некоторые исследователи выделяют три блока: Северный, Южный и Восточный. Наиболее крупные месторождения известны на северном блоке. Преобладают в НГО Ставропольского свода газовые месторождения, антиклинальные, залежи преобладают пластовые сводовые, есть массивные и литологически ограниченные.

Продуктивны палеоцен, эоцен, олигоцен (хадумский горизонт), верхняя часть майкопской свиты, чокракский и караганский горизонты (миоцен) и нижний мел. Коллекторы песчаники и алевролиты. На южном блоке есть газонефтяные месторождения.

Наиболее крупные месторождения Тахта-Кугультинское и Северо-Ставропольско-Пелагиадинское. Эти и другие месторождения образуют несколько зон нефтегазонакопления (Северо-Ставропольскую, Грачевско-Благодарненскую и др.).

Тахта-Кугультинское месторождение (1951) по кровле хадумского горизонта 38х55км. А=60-70м. Основной продуктивный горизонт –хадумский.

Северо-Ставропольско-Пелагиадинское. Размер 20х35км. А>30м. Продуктивны: эоцен, хадумский горизонт, миоцен (чокрак, караган). Начальные запасы 220 млрд. м³.

В пределах восточного блока (Мирненского, Арзгирского) известно ряд небольших месторождений, из них наиболее крупным является Мирненское (1958) размер структуры 5х11 км. А=100 м. Продуктивны: верхняя часть майкопской свиты (3 пласта-песчаников) и альбский ярус нижнего мела. Основными являются залежи К₁.

- 9 -

В пределах Среднекаспийского бассейна располагаются месторождения восточной части южного блока. Одним из них является Северо-Нагутское месторождение, в котором продуктивны нижнемеловые ( 2 пл. ) и эоценовые отложения.

НГО кряжа Карпинского

Кряж Карпинского одно из крупнейших тектонических сооружений Скифской плиты. В пределах Среднекаспийского бассейна располагается лишь восточная его часть (Ремонтнеский, Бузгинский и Промысловский (Джанайский) блоки. Промышленные месторождения известны в основном в пределах крайнего восточного наиболее погруженного блока.

Нефтегазоносны: 1). юрский комплекс-терригенный; 2). нижнемеловой-терригенный; 3). верхнемеловой-палеогеновый - в меньшей степени -терригенно-карбонатный.

В последние годы выявлены залежи в триасе на границе Кряжа и Восточно-Манычского прогиба.

Месторождения преобладают антиклинального типа, которые объединяются в зоны н/г, или районы. (Ачинеро-Каспийская, Красно-Камышанская, Промысловско-Цубукская и др.). Эти зоны имеют преимущественно субширотное простирание и располагаются вдоль уступов, которые разделяют плоские ступени или вдоль тектонических нарушений (Промысловско-Цубукская зона).

Месторождения, расположенные в пределах Ачинеро-Каспийской, Красно-Камышанской зоны т.е. на юге восточного блока относительно простые. Приурочены к брахиантиклинальным или куполовидным поднятиям. Примером могут служить Красно-Камышанское, Каспийское, Комсомольское месторождения, содержащие нефтяные, г/н и газовые залежи в J и K₁.

Месторождения Промысловско-Цубукской зоны приурочены к локальным поднятиям, имеющим сложное строение. Они разбиты нарушениями на мелкие блоки. Залежи небольшие. Продуктивны здесь нижнемеловые, в меньшей степени К₂ отложения.

Примером могут служить Промысловское – залежи газа в песчаниках К₁ и К₂ Олейниковское и др.

Западнее в пределах Бузгинского блока известны единичные месторождения. Ики-Бурульское по кровле палеогена 16х10 км. А=95 м, по К₁ =9.5 х 5.5 А=70 м. Газовые залежи в К₁ и палеогене.

На южном склоне кряжа Карпинского выявлены на границе с Восточно-Манычским прогибом Северо-Комсомольское, Калининское и др. месторождения. Продуктивны J₁ и К₁.

НГО Прикумской зоны поднятий.

Эта область располагается южнее НГО кряжа Карпинского и отделяется от нее Восточно-Манычским прогибом.

В пределах рассматриваемой области преобладают нефтяные месторождения, встречаются газонефтяные и газоконденсатные.

- 10 -

Месторождения преобладают антиклинального типа, залежи разнообразные (пластовые сводовые экранированные-литологически, стратиграфически, тектонически). Месторождения, как правило многопластовые. Группы месторождений образуют отдельные зоны, количество которых и названия у разных авторов различно. По одной из схем выделяют Величаевско-Максимокумскую – на севере, Озексуатско-Левокомскую – в центре, Прасковейско-Ачикуланскую – на юге.

Граница области на разных схемах проводится авторами по-разному. В разрезе Прикумской НГО выделяют до 30 продуктивных горизонта. Продуктивны отложения от триаса до неогена включительно. В пределах области открыто более 60 месторождений.

Триасовый комплекс – терригенно-карбонатный содержит залежи нефти (Зимняя Ставка, Урожайная, Р. Хутор, Совхозное и др.). В составе этого комплекса присутствуют рифовые отложения, на севере на границе с Восточно-Манычским прогибом и в самом прогибе.

Нижне-Среднеюрский комплекс – преимущественно терригенный про-дуктивен преимущественно на востоке, ЮВ.

Верхнеюрский – преимущественно карбонатный.

Нижнемеловой – преимущественно терригенный (8 пластов). Наиболее крупные залежи на востоке.

Верхнемеловой преимущественно карбонатный. Наиболее продуктивен на юге и юго-западе.

Палеогеновый терригенно-карбонатный. В основном продуктивен на ЮЗ.

Неогеновый – залежи в чокракском горизонте миоцена, преимущественно газовые.

Наиболее типичными месторождениями являются: Величаевское (1957), приурочено к Величаевско-Максимокумской зоне. Это куполовидная складка в юре и мелу. А=40-50 м. Продуктивны: I₂-песчаники; К₁-песчаники, алевро-литы - 5пл., К₂-трещи-новатые известняки и триас. Основные залежи в К₁.

Озек-Суатское месторождение расположено в пределах Озексуатско-Левокумской зоны. В К₁ это складка 7х11 км. А=80 м, вверх по разрезу она выполаживается.

Продуктивны J₂ – залежи пластово-сводовые и стратиграфически экранированные (5-6 пластов).

К₁ – 2 пл. и палеоген – хадумский горизонт – линзы песков.

Прасковейское месторождение расположено на юго-западе. В К₁ размеры поднятия 30х12 км А=60 м. Вверх выполаживается.

Продуктивны: хадумский горизонт – алевролиты

эоцен – 3 горизонта – известняки и мергели трещиноватые

палеоцен - карбонаты

верхний мел – алевролиты

Небольшие залежи газа в чокракском горизонте. Залежи пластовые сводовые и литологические.

- 11 -

В последние годы открыты промышленные месторождения в Восточно-Манычском прогибе. Залежи здесь газа, нефти г/к известны в J₁ J₂ K₁ и триасовых отложениях. Месторождения Ильменское, Манычское, Шахметское, Озерное, Южно-Буйнакское и др.

Некоторыми исследователями в качестве самостоятельной НГО выделяется Восточно-Ставропольская впадина. Выделяется она в J и K-f этажах под наложенной и более обширной Терско-Кумской впадиной (N).

СЗ часть этой впадины - Чернолесский прогиб – здесь известны единичные нефтегазовые месторождения. Одним из них является Журавское, где продуктивны хадумский горизонт, чокракский горизонт и К₁. На западе на границе с Южно-Ставропольским блоком известно Веселовское месторождение (эоцен, К₁.

Восточная часть Восточно-Ставропольской впадины (Ногайская ступень) характеризуется наличием ряда небольших месторождений с залежами в J₂ - J₃ и К₁. Граничное, Капиевское, Соляное – залежи как нефтяные, так и газовые.

Важней НГО платформенной части бассейна является Южно-Мангышлакско-Ассакеауданская. Она раcполагается на востоке бассейна и приурочена к системе прогибов. Она располагается в западном Казахстане и частично в Узбекистане. Здесь известны крупные месторождения нефти. Есть залежи нефтегазовые и газоконденсатные. Наибольшего уровня добыча нефти здесь достигла в 1974 г – около 20 млн.т. в год.

Основные месторождения расположены в пределах северного борта Южно-Мангышлакского прогиба (Жазгурлинского прогиба) и приурочены к Жетыбай-Узеньской ступени. Кроме этого, промышленные месторождения открыты в пределах Шахпахтинской ступени (Ассакеауданский прогиб), на южном борту Ю.Мангышлакского прогиба, в Сегендыкской впадине, на Песчаномысско-Ракушечном своде и на южном борту Мангышлакского антиклинория (Беке-Башкудукская зона).

В пределах рассматриваемой области выделяют одни исследователи н/г районы другие зоны нефтегазонакопления (Жетыбай-Узеньскую, Шахпахтинкую, Сегендыкскую и др.).

В разрезе этой области выделят следующие н/г комплексы: Нижне-среднетриасовый, нижне-среднеюрский, верхнеюрский, нижне-меловой и верхнемеловой.

Кроме этого небольшие залежи установлены в палеозойском складчатом фундаменте (Оймаша).

Основные залежи, особенно нефти связаны с юрскими комплексами. Юрские комплексы состоят из ряда продуктивных горизонтов, которые в свою очередь включают многочисленные продуктивные пласты (песчаники, алевролиты) разделенные глинами. Песчаные пласты обладают хорошими коллекторскими свойствами.

- 12 -

Месторождения антиклинального типа, многопластовые, преобладают залежи пластовые сводовые, есть литологически экранированные. В юре преобладают нефтяные, в мелу – газовые залежи.

Наиболее крупными и известными месторождениями являются Узеньское и Жетыбайское.

Узеньское газо-нефтяное месторождение

Приурочено к брахиантиклинальной складке, расположенной в пределах Жетыбай-Узеньской ступени (зоне). По кровле одного из горизонтов в юре оно имеет размеры 45х12 км и А=280-290 м. Обширная западная переклиналь и пологое северное крыло осложнены мелкими куполами. Юра содержит залежи нефти, а меловые горизонты – газовые залежи.

В мелу продуктивны как верхний, так и нижний отделы. В мелу 11 газоносных горизонтов, но они характеризуются малыми дебитами.

В юрских отложениях продуктивны песчаники и алевролиты, которые образуют 16 горизонтов, содержащих 57 продуктивных пластов мощностью от 0.5 до 20 м ∑ мощностью 115 м, Qн от 50 до 128 т/с. Всего на месторождении 55 залежей.