Геолого-геофизические предпосылки прогноза залежей углеводородов в ловушках неантиклинального типа в палеозойском комплексе Прикаспийского бассейна

Размещено на http://www.allbest.ru/

Атырауский университет нефти и газа

Геолого-геофизические предпосылки прогноза залежей углеводородов в ловушках неантиклинального типа в палеозойском комплексе Прикаспийского бассейна

Д.К. Ажгалиев, кандидат геолого-минералогических наук,

К.М. Таскинбаев, кандидат геолого-минералогических наук

Аннотация

В статье уточняются методические приемы в оценке и прогнозе перспективных на нефть и газ локальных объектов в палеозойских отложениях Прикаспийского бассейна. На основе первоначального опыта поисковых исследований в южной части Прикаспийского бассейна (Тасым-Елемесский район) выделяется отдельное направление исследований, связанных с ловушками неантиклинального типа (НАЛ). Акцентирование актуальных вопросов поисковой геологии в направлении изучения и прогноза НАЛ обусловлено благоприятными условиями палеозойской седиментации и специфическими особенностями формирования бассейна осадконакопления (резкие перепады в глубинах залегания палеозойских отложений, наличие амплитудных карбонатных платформ и четкая дифференциация бортовых зон, особенности разломной тектоники, развитие крупных инверсионных структур).

Широкое привлечение основных инструментов бассейнового анализа (палеотектонические реконструкции, учет палеоглубин, вещественный состав отложений, анализ влияния разломной тектоники и др.) позволяет обосновать методику ком- плексирования данных, которая ориентирована на изучение и прогноз зон с НАЛ. Проведение исследований на основе данной методики позволяет в существенной мере дополнить процедуру поисковых исследований, придать им более планомерный, системный и объективный характер. В связи с этим расширяется спектр поисковых объектов в результате анализа условий образования и накопления осадков в зависимости от приуроченности к определенным фациальным зонам, различного генезиса ловушек. нефть палеозойский отложение углеводород

Увеличение глубинности при изучении палеозойских отложений, намеченное в последние годы, связано с перспективами обнаружения крупных палеозойских структур (поднятий), способных вмещать значительные объемы УВ. В особенности данные объекты характерны для девонско-нижнекаменноугольного интервала разреза. Данный интервал разреза концентрирует значительную часть объема всего прогнозного потенциала Прикаспия в соответствии с последним комплексным изучением и количественной оценкой осадочных бассейнов в 2009-2013 гг. Доминирующими факторами в изучении и оценке их внутреннего строения являются полный учет палеофациальной обстановки накопления осадков, влияния региональных тектонических особенностей и разломной тектоники.

Ключевые слова: неантиклинальные ловушки, Прикаспийский бассейн, зона, структура, палеозойский комплекс, локальная структура, осадконакопление, отложения, бассейн, поднятие, залежь, углеводороды, поисковые работы, методика поисков, перспективные объекты, прогноз нефтегазоносности

Annotation

D.K. Azhgaliev, K.M. Taskinbaev

GEOLOGICAL AND GEOPHYSICAL BACKGROUND FOR PREDICTING HYDROCARBON ACCUMULATIONS IN TRAPS OF NON-ANTICLINE TYPE IN THE PALEOZOIC COMPLEX OF THE CASPIAN BASIN

The article clarifies the methodological techniques assessing and predicting some promising oil and gas local objects in the Paleozoic sediments of the Caspian Basin. Based on the initial experience of exploratory research in the southern Caspian Basin (Tasym-El- emes district), we identify a separate research area related to nonanticline traps (NAT). The emphasis on topical issues of exploration geology focused on studying and predicting NATs is due to favourable conditions of Paleozoic sedimentation and specific features of the formation of a depositional basin (sudden changes in the occurrence depths of Paleozoic sediments, presence of the amplitude carbonaceous platforms and clear-cut differentiation of the flanking zones, peculiarities of the fault tectonics, development of large inversion structures).

Extensive application of the main tools for basin analysis (paleo-tectonic reconstruction, assessment of paleo-depths, material composition of sediments, analysis of the influence of fault tectonics, etc.) allows us to substantiate the data aggregation method focused on studying and predicting the zones with NATs. Investigations conducted on the basis of this method can significantly complement the exploratory research procedures and thus make them more orderly, systemic and objective. In this regard, the range of exploration objects becomes wider as a result of analyzing the conditions for the formation and accumulation of sediments depending on their confinedness to certain facies zones and different genesis of petroleum traps.

An increase in the depths when studying Paleozoic sediments observed in recent years is associated with the prospects for detecting large Paleozoic structures (uplifts) that can contain considerable amounts of hydrocarbons. In particular, these structures are typical for the Devonian-Lower Carboniferous interval of the section. This interval concentrates a large part of the total predicted potential in the Caspian region according to the latest comprehensive study and quantitative assessment of sedimentary basins in 2009-2013. The dominant factors in studying and assessing their internal structure are full account of the paleofacial sedimentary environments as well as the influence of regional tectonic features and fault tectonics.

Key words: non-anticline traps, Caspian Basin, zone, structure, Paleozoic complex, local structure, sedimentation, sediments, basin, uplift, reservoir, hydrocarbons, exploration, exploration techniques, promising objects, predicting oil and gas potential

Состояние, тенденции и предпосылки прогноза скоплений углеводородов (далее - УВ) в палеозойском комплексе. Продолжительное время опыт прогнозирования новых скоплений УВ, «подходы» в изучении и оценке перспективных локальных объектов складывался с учетом известной поисковой концепции, основанной на распространенной связи залежей УВ с ловушками преимущественно структурного типа. В этой связи актуальной становится задача по уточнению некоторых положений и тенденций, определяющих общие принципы в методике проведения геолого-разведочных работ.

В выявлении и прогнозе перспективности на нефть и газ объектов неструктурного типа в последние годы существенно возрастает роль таких факторов, как палеотектони- ческий анализ и реконструкция литолого-фациальных обстановок накопления осадков, и палеобатиметрия морского бассейна в комплексе с особенностями регионального тектонического строения. Достоверность прогноза будет определяться как результат полного анализа строения объекта в его геодина- мическом развитии. Данные факторы оценки перспективности объектов представляются ключевыми и основополагающими для нефтегазопоисковых исследований. Отметим, что для каждого региона (бассейна), в силу специфики условий его образования и формирования (как крупной геоструктуры), методика изучения и прогноза зон с НАЛ имеет различия.

НАЛ объединяют в своем составе довольно широкий спектр ловушек стратиграфического, литологического и комбинированного типа. Исследования в данном направлении ведутся давно, начиная с конца 80-ых гг. Общим принципом для них является генетическая основа их выделения, отнесение к определенным участкам бассейна осадконакопления, приуроченность к крупному тектоническому элементу. В этой связи широкий обзор соответствующих разнообразных типов ловушек ранее сделан по районам Волго-Уральской провинции и др. [1, 2].

«Отправной точкой» в изучении НАЛ в подсолевых отложениях палеозоя явились результаты геологоразведочных работ 19821992 гг., проведенные на юго-востоке в при- бортовой части и, непосредственно, на борту Прикаспийского бассейна. Данный период исследований характеризовался масштабным изучением палеозойского разреза отложений поисковым бурением, в особенности южная и юго-восточная часть Прикаспийского бассейна. В сравнительно небольшие сроки, с целью изучения подсолевых отложений различными производственными организациями Министерствами геологии СССР и Казахской ССР, ПГО «Гурьевнефтегазгео- логи» было пробурено порядка 60 скважин с глубинами от 4,5 до 6,0 км.

Полученный обширный материал по палеозойской части разреза позволил обосновать прогноз НАЛ в отложениях карбона и нижней перми в разрезе Тасым-Елемесского района, занимающего крайнюю юго-западную часть Маткен-Ушмолинской ступени на северо-западном склоне Южно-Эмбинского поднятия [3, 4], объединяющего в структурном отношении ряд перспективных поднятий (Айыршагыл, Маткен, Карашунгул, Еле- мес, Елемес Западный и др.).

По результатам проведенных работ был получен опыт в прогнозировании и оценке перспектив НАЛ различных типов в многообразных литолого-фациальных обстановках формирования осадков. Примечательным и особенным в этом отношении является региональное положение Тасым-Елемесского района, который приурочен к зоне, расположенной практически между Каратон-Тенгиз- ской карбонатной платформой и Южно-Эм- бинским сводовым поднятием, весьма сложными и разноплановыми в тектоническом отношении крупными элементами (рис. 1).

Рис. 1. Схема размещения нефтяных и газоконденсатных месторождений и перспективных объектов в палеозойском комплексе Прикаспийского бассейна

Примечания: 1. Крупные приподнятые зоны по палеозою с продуктивными структурами; 2. Крупные перспективные приподнятые зоны по палеозою; 3. Месторождения газа и конденсата; 4. Месторождения нефти: Северный борт (1 - Западно-Гремячинско-Тепловская группа, 2 - Чинаревское, 3 - Карачаганак, 4 - Рожковс- кое); Восточный борт (1 - Алибекмола, 2 - Урихтау, 3 - Жанажол, 4 - Кожасай, 5 - Акжар Восточный); Юг- юго-восток (1 - Астраханское, 2 - Имашевское, 3 - Ко- бяковское-Алга; 4 - Кашаганская группа, 5 - Кайран- Актоты, 6 - Тенгиз, 7 - Королевское, 8 - Тасым ЮгоВосточный, 9 - Толкын-Сазтобе, 10 - Елемес, 11 - Тор- тай); 5. Изогипсы по кровле палеозоя (ОГ П1); 6. Та- сым-Елемесский район

Позже, с целью повышения эффективности выявления и опоскования НАЛ и в связи с необходимостью формирования нового нефтегазодобывающего кластера на юге страны в Южно-Торгайском бассейне были выполнены анализ и обобщение полученных материалов по проведенным геолого-разведочным работам. В результате проведенного исследования были выделены новые НАЛ и осуществлено районирование значительной по площади территории по распространению их по разным типам [5]. В основу выделения НАЛ в юрско-меловом и палеозойском комплексе положены специфические для данного региона особенности формирования ловушек - развитие однонаправленных грабен- синклиналей и горст-антиклиналей вдоль Главного Каратауского разлома.

На юго-востоке подсолевого Прикаспия с учетом достигнутой стадии изученности, в палеозойских отложениях по результатам проведенных исследований выделен ряд различных НАЛ (рис. 2) в качестве перспективных объектов, отражающих одновременно различные палеофациальные участки в разрезе (указаны цифрами 1-7). В первую очередь, это ловушки рифового генезиса (1) в относительно погруженной вдольбортовой полосе, характеризующейся пластовым залеганием соли (Г-3 Елемес Западный) и изолированные внутри карбонатного шельфа локальные рифогенные постройки (2) по примеру поднятия Бекбулат. Кроме этого, результаты отдельных скважин (Г-1 Елемес, Г-1 Айыршагыл) показали на возможность выявления перспективных ловушек линзовидного строения (3) внутри сульфатно-терригенной толщи кунгурского возраста (филипповский горизонт).

В своде Южно-Эмбинского поднятия высока вероятность формирования стратиграфических ловушек, связанных с участками выпадения из разреза отдельных толщ каменноугольно-нижнепермских карбонатов, которые перекрываются мощными (до 200300 м) терригенными отложениями верхней перми - триаса (4). Последние по имеющимся данным выполняют роль достаточно хорошего «экрана» для сохранности УВ в залежах Сазтобе, Сазтобе Восточный, Сазтобе Южный.

Рис. 2. Геологический профиль по Елемесскому пересечению Тасым-Елемесского района

Примечания: (Турков О.С., Таскинбаев К.М., Николенко В.П. и др.; 1992) 1 - соль; 2 - ангидрит; 3 - известняки, 4 - грубообломочные отложения; 5 - песчано-глинистые породы; 6 - рифы; 7 - глинисто-карбонатные отложения; 8 - доломиты. Площади: МТ - Маткен, Е-ЕЗ - Елемес - Елемес Западный, А - Айыршагыл, Б - Бекбулат (ловушки в карбоне и нижней перми показаны синим и красным контуром, соответственно)

В более продвинутой внутрь бассейна части с нижнепермскими отложениями также связаны зоны выклинивания, в которых предполагается образование структурно-седиментационных ловушек (5) фациального замещения, облекающих структурные поднятия низшего порядка (Тортай, Молодежная и др.). Участки клиноформенного залегания нижней перми с повышенными толщинами отложений, благоприятны для образования линзовидных ловушек (6). Ориентированные вдоль борта неширокие полосы с сильным изменением базиса эрозии во внутрибассей- новой части (7), могут характеризоваться зонами контрастного осадконакопления. На этих участках (опущенные части ступеней- уступов) в развитии нижнепермских отложений высока вероятность образования ловушек неструктурного типа (Г-16 и 17 Маткен, П-1 Карашунгул, П-4 Улькентобе Юго-Западный, Г-11 Ушмола и др.).

Кроме этого, по юго-восточной периферии Прикаспийского бассейна, независимо от вышеперечисленных результатов исследований, ранее также был выполнен ряд работ с анализом условий осадконакопления в карбоне - нижней перми. С учетом некомпенсированного характера развития морского бассейна, в особенности на нижнепермском этапе, сделан прогноз НАЛ в распространенных аккумулятивных телах (конусы выноса различного уровня, намывные и береговые валы, бары и др.) [6, 7].

Актуальность изучения направления. В 2009-2013 гг. выполнен важный отраслевой региональный Проект «Комплексное изучение осадочных бассейнов Республики Казахстан» (далее - Проект КИОБ РК). Было уточнено строение, количественная оценка прогнозных ресурсов и перспективы нефтегазоносности 15 осадочных бассейнов РК. Главным результатом выполнения Проекта КИОБ РК явилась полученная довольно высокая оценка прогнозных ресурсов. При этом значительная часть ресурсного потенциала по УВ оказалась приуроченной к палеозойской толще трех бассейнов Западного Казахстана, главным образом, к Прикаспийскому бассейну.

Учитывая состояние изученности бассейнов, данная оценка, наряду с очевидными широкими возможностями для прогноза и обнаружения новых месторождений, одновременно свидетельствует о связи значительной части прогнозного потенциала с объектами неструктурного типа - НАЛ. Данная категория объектов связана с повышенными глубинами и более сложными геологическими условиями залегания. Можно констатировать, что результаты Проекта КИОБ РК являются практически исходным материалом для активного продолжения поисковых исследований на НАЛ и постановки планомерных работ по их изучению.

Наряду с вероятной концентрацией значительного объема прогнозных ресурсов, актуальность изучения НАЛ в определенной степени связывается с низким показателем успешности геологоразведочных работ (далее - ГРР) и неблагоприятной статистикой обнаружения новых месторождений в последние годы. Состояние отрасли характеризуется сокращением новых открытий и вновь вводимых в разработку месторождений. Полагаем, что существенный резерв в повышении эффективности поисковых работ и обнаружении новых запасов УВ может быть достигнут за счет целенаправленного изучения районов с развитием НАЛ. Поэтому научное обоснование изучения НАЛ определяется с учетом следующих факторов:

- сокращение новых открытий месторождений на фоне высокого спроса на нефтепродукты, увеличения срока разработки выработки запасов имеющихся месторождений;

- дефицит и ограниченность фонда структур, подготовленных сейсмическими методами в разные годы, отсутствие кондиционных объектов для постановки ГРР.

Методические аспекты прогноза. Авторами, в рамках общей основополагающей и известной задачи прогноза новых залежей УВ, поставлена цель акцентирования поисковых исследований на одном из важных перспективных направлений в оценке и прогнозе нефтегазолокализующих структур (поисковых объектов), связанных с НАЛ. Накопленный в настоящее время опыт в изучении НАЛ для Прикаспийского бассейна и имеющийся фактический материал предоставляет новые возможности для проведения исследований на более целенаправленной и системной основе, базирующейся, во первых, на широком развитии контрастных различных аккумулятивных форм, которые хорошо диагностируются и находят отражение на материалах интерпретации геолого-геофизических данных. Во-вторых, на наличии карбонатных платформ и карбонатных разновозрастных бортовых уступов на его обрамлении. В-третьих, существованием в относительно погруженной внутренней части бассейна зон выклинивания терригенных пород, конусов выноса, пинаклов, высокоамплитудных крупных конседиментационных поднятий.

Следует отметить, что вытянутые вдоль бортов контрастные структуры формируют тренды приподнятых участков, образующих своеобразные пояса (уровни) осадконакопления. Дополнительным фактором перспективности является и характерная для верхнепалеозойского этапа развития миграция контуров бассейна осадконакопления (Обрядчиков О.С., 2018), сопутствовавшая образованию контрастных положительных форм при резких колебаниях уровня воды.

Анализ соотношений и структурно-формационных комплексов и их прослеживание в различных участках бассейна свидетельствует о развитии в палеозое крупных инверсионных поднятий. В тоже время, имеется тенденция к сохранению стратиграфической полноты палеозойской толщи (D2-P1) в направлении от бортовых зон к относительно глубоководным внутренним районам бассейна осадконакопления (П-1 Эмбинская, Г-1 Тасым Юго-Восточный).

Далее, в разрезах бортовых частей практически по всему периметру Прикаспийского бассейна выделены толщи «выравнивания», в качестве которых служат верхневи- зейско-башкирские мелководные карбонаты, что позволяет в первом приближении оценивать палеоглубины и выполнить палеобати- метрический анализ морского бассейна для различных этапов развития [8, 9].

Для южного сегмента (южное и юго-восточное обрамление) в сравнении с остальной территорией Прикаспийского бассейна особенно характерны резкие перепады глубин залегания поверхности подсолевого ложа (ОГ П1) (рис. 4). Четко обособляются три основные области карбонатонакопления (Кара- тон-Тенгизская платформа, Астраханское и Южно-Эмбинское поднятие), которые контрастно и высоко располагаются относительно остальной более глубоководной части бассейна. Для некоторых районов южной части Прикаспийского бассейна по сейсмическим данным отмечается прямая зависимость толщины палеозойских отложений от глубины залегания поверхности фундамента (рис. 3), что влияет на углеводородный потенциал объектов, заключенных в различных его комплексах.

Рис. 3. Схема строения подсолевых палеозойских отложений юг-юго-восточного обрамления Прикаспийского бассейна (составил Обрядчиков О.С., 2018)

Примечания: 1 - разломы, 2-6 - контуры (2 - девонско-башкирских атоллов и массивов, 3 - карбонатных платформ и банок, 4 - нижнепермских рифов, 5 - артинских конусов выноса, 6 - площадь распространения битуминозных глинисто-карбонатных пород), 7 - карбонатные уступы (а - по девону, б - по башкиру, в - по сакмару), 8 - границы ААЗВ по фундаменту, 9 - скважины и профили.

Выступы: А - Астраханский, Г - Гурьевский. Ас - Астраханская банка; карбонатные платформы: С-К - Смушков- ско-Каракульская, ЮЭм - Южно-Эмбинская, Юж - Южная, Кл - Каламкас-морская; атоллы: Кш - Кашаган, Ж - Жайылган, Ак - Актоты, Тн - Тенгиз, Кр - Королевский, Кр - Кайран

Так, выделяется различие в оценке ресурсной базы поднятий Каратон-Тенгизской зоны и Южно-Эмбинского поднятия с одной стороны, Астраханской, Темирской зоны и большинства приподнятых участков Астрахано-Актюбинской зоны выступов фундамента (далее - ААЗВ) - с другой стороны. В первом случае поднятия Кашаган, Приморский свод (Жайылган), Тенгиз, Сазтобе, Бек- булат приурочены к областям глубокого залегания фундамента (Обрядчиков О.С., 2018). Напротив, поднятия Астраханского, Темирского, Северо-Каспийского, Новобога- тинского свода соответствуют участкам приподнятого залегания фундамента (выступы). С учетом более значительной толщины палеозойского разреза в первом случае прогнозируется более высокий потенциал верхне- девонско-турнейской, среднедевонской и до- девонской толщи. Во втором случае, с распространением участков с сокращенным разрезом этих толщ предполагаются широкие возможности для прогноза НАЛ, связанных с отложениями зон регионального «обле- кания» крупных палеозойских структур. В обоих случаях, геолого-геофизические предпосылки весьма благоприятны для прогноза НАЛ, в т.ч., связанных с крупными седиментационными поднятиями, способными вмещать и сохранять значительные объемы УВ.

Следует отметить, что дальнейшее комплексное исследование генезиса и распространения НАЛ требует решения следующих вопросов, имеющих научное и практическое значение:

- выделение и изучение нефтегазоматеринских свит, уточнение их связи с открытыми месторождениями УВ позволяет обосновать предпосылки для генетической классификации структур, связанных с НАЛ. Классификация ловушек на генетической основе практически является отражением условий и особенностей осадконакопления;

Рис. 4. Временной сейсмический разрез по региональному профилю С95-177

Примечания: 1 - блоки верхнепалеозойского возраста, 2 - доюрский комплекс, 3 - соленосные отложения кунгура, 4 - глубоководные толщи палеозоя, 5 - пермотриасовый комплекс, 6 - юрские отложения, 7 - мел, 8 - кайнозой, 9 - сейсмические комплексы, 10 - возрастная граница в пермотриасе, 11 - разломы

- уточнение ранее сформированных представлений на модель строения отдельных элементов ААЗВ и выявление на более детальном уровне принципиальных отличий в строении зон с пониженным и приподнятым залеганием кровли фундамента;

- анализ и уточнение закономерностей прослеживания ОГ П3, которое позволяет оценивать характер и полноту разреза, особенности строения додевонской, нижнесреднедевонской и верхнедевонско-турнейс- кой толщ. Соответственно, выявление корреляции между закономерностями в изменениях толщин этих комплексов между различными районами позволяет оценить предварительно зоны распространения НАЛ.

Высокий уровень проработки вопросов изучения НАЛ обеспечивается с привлечением новых данных бурения сейсморазведки, магнитных и гравитационных полей. Результаты исследования должны опираться на биостратиграфические определения, результаты анализа и комплексирования корреляционно-профильных, временных и глубинных разрезов. Основными факторами, повышающими степень прогноза НАЛ, будут являться учет региональных тектонических особенностей строения, палеореконструкции, оценка батиметрии и зональность бассейна накопления, петрофизический анализ (данные бурения и вещественный состав) [10];

- на востоке Прикаспийского бассейна учет взаимосвязи развития бассейна с миграцией карбонатных уступов, влияния разломов с объемом толщ заполнения, перерывов в осадконакоплении позволил обосновать контуры Жанажол-Торткольской и Темирс- кой карбонатной платформы. Они, в свою очередь, в полной мере определяют практически все благоприятные зоны для нефтега- зонакопления внутри пачек КТ-I и КТ-II;

- на северном обрамлении анализ всех имеющихся бассейновых данных позволяет диагностировать области карбонатного, карбонатно-терригенного и преимущественно терригенного осадконакопления. Вдоль борта характерны тренды структурных форм, маркирующих крупные выступы, ассоциируемые авторами с развитием своеобразных поясов (уровней) осадконакопления. В результате обоснован прогноз более погруженного пояса осадконакопления и формирования крупных поднятий Кузнецовский, Кузнецовский Восточный, Федоровский, Карача- ганак и Березовский, с преимущественным карбонатным типом осадконакопления. Вместе с этим на северо-восточном обрамлении обоснован прогноз области карбонатнотерригенного и терригенного накопления пород в полосе крупных поднятий Кобланды - Тамды - Ширак;

- в южной и юго-восточной бортовой части прогноз крупных НАЛ в девоне и нижнем карбоне определяется в зависимости от дифференциации областей приподнятого и, относительно, более опущенного залегания поверхности фундамента. Прогноз распространения районов развития НАЛ должен учитывать особенности развития крупных элементов (мегаструктур). В этом отношении показателен пример выявления НАЛ и ее нефтегазоносности на объекте Тасым ЮгоВосточный в отложениях карбона, приуроченном к участку облекания крупного выступа фундамента. Так же обосновано формирование структурной линии Тортай - Равнинная - Молодежная на основе анализа строения и развития с учетом структурнотектонических особенностей и принципа «изостазии», т.е. влияния на формирование подсолевой толщи веса накопившихся осадков в сопряженных с севера и юга прогибах.

Основываемая на этом и предлагаемая авторами методика комплексирования данных определяет достаточно «узкое» направление в геологоразведочной деятельности. Для специфических условий Прикаспийского бассейна прогноз нефтегазоносных структур на основе данной методики комплекси- рования придает поискам более планомерный и системный характер.

Литература

1. Керимов В.Ю. Поиски и разведка залежей нефти и газа в стратиграфических и литологических ловушках. М.: Недра. 1987. 207 с.

2. Гусейнов А.А., Гейман Г.М., Шик Н.С., Сурцу- ков Г.В. Методика прогнозирования и поисков литологических, стратиграфических и комбинированных ловушек нефти и газа. М.: Недра. 1988. 270 с.

3. Соловьев Б.А., Немцов Н.К., Обрядчиков О.С., Чернецкая Н.Г., Николенко В.П., Суесинов К.К., Таскинбаев К.М. Модель геологического строения Арман-Елемесской зоны поднятий на юго-востоке Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. М.: 1989. № 2. С. 2226.

4. Турков О.С., Николенко В.П., Волож Ю.А. Опыт прогнозирования зон развития неантиклинальных ловушек в подсолевом комплексе юго-востока Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. М.: 1992. № 7. С. 12-16.

5. Кобзарев Г.Ю. Неантиклинальные ловушки - новые объекты нефтегазопоисковых работ в Арыскумском прогибе Южно-Торгайской впадины // Геология Казахстана. 1995. № 3. C. 77-86.

6. Жолтаев Г.Ж., Абилхасимов К.Б. Литологофациальная характеристика и перспективы нефтегазоносности каменноугольных и нижнепермских отложений юго-востока Прикаспийской синеклизы // Аналитический обзор, КазНИИНТИ, Алматы, 1991. 69 с.

7. Нуралиев Б.Б., Воронов Г.В., Конысов А.К., Абилхасимов К.Б. Возможность прослеживания и уточнения границ песчаных тел на юго- востоке Прикаспийской синеклизы по сейсмическим данным // Известия АН КазССР. Сер. геологическая. Алматы. 1991. № 2. С. 64-66.

8. Обрядчиков О.С. Палеобатиметрический анализ обстановок осадконакопления // Проблемы бассейнового и геолого-гидродинамического моделирования: тезисы докладов научно-практической Южно-Российской конференции. Волгоград. 2006. С. 40-41.

9. Обрядчиков О.С., Таскинбаев К.М. Геодина- мическая природа осадочного чехла и перспективы нефтегазоносности Арало-Каспийского региона // Геология регионов Каспийского и Аральского морей. Алматы: Казахстанское геологическое общество КазГЕО. 2004. С. 91-99;

10. Таскинбаев К.М. Неантиклинальные ловушки - существенный резерв увеличения углеводородных ресурсов Казахстана // Нефть и газ. 2018. № 2. С. 52-58

References

1. Kerimov V.Yu. Poiski i razvedka zalezhey nefti i gaza v stratigraficheskikh i litologicheskikh lo- vushkakh [The search for and exploration of oil and gas deposits in the stratigraphic and lithological traps]. Moscow, Nedra, 1987. 207 p. (In Russian).

2. Guseynov A.A., Geyman G.M., Shik N.S., Surt- sukov G.V. Metodika prognozirovaniya i pois- kov litologicheskikh, stratigraficheskikh i kom- binirovannykh lovushek nefti i gaza [Methods of forecasting and searching for lithological, stratigraphic and combined oil and gas traps]. Moscow, Nedra, 1988. 270 p. (In Russian).

3. Solovyev B.A., Nemtsov N.K., Obryadchikov O.S., Chernetskaya N.G., Nikolenko V.P., Suesinov К.К., Taskinbaev K.M. Model geologicheskogo stroeniya Arman-Elemesskoy zony podnyatiy na yugo-vostoke Prikaspiyskoy vpadiny [Model of the geological structure of the Arman-Elemes uplift zone in the south-eastern Caspian depression]. Geologiya nefti i gaza - Oil and Gas Geology, Moscow, 1989, no. 2, pp. 22-26. (In Russian).

4. Turkov O.S., Nikolenko V.P., Volozh Yu.A. Opyt prognozirovaniya zon razvitiya neantiklinalnykh lovushek v podsolevom komplekse yugo-vostoka Prikaspiyskoy vpadiny [Experience in predicting zones of development of non-anticline traps in the subsalt complex of the south-eastern Caspian basin]. Geologiya nefti i gaza - Oil and Gas Geology, Moscow, 1992, no. 7, pp. 12-16. (In Russian).

5. Kobzarev G.Yu. Neantiklinalnye lovushki - novye obyekty neftegazopoiskovykh rabot v Aryskums- kom progibe Yuzhno-Torgayskoy vpadiny [Nonanticline traps as new objects for oil and gas exploration in the Aryskum trough of the South Torgay depression]. Geologiya Kazakhstana - Geology of Kazakhstan, 1995, no. 3, pp. 77-86. (In Russian).

6. Zholtaev G.Zh., Abilkhasimov K.B. Litologo-fat- sialnaya kharakteristika i perspektivy neftegazo- nosnosti kamennougolnykh i nizhnepermskikh otlozheniy yugo-vostoka Prikaspiyskoy sineklizy [Lithofacial characteristics and prospects for oil and gas potential of Carboniferous and Lower Permian deposits in the south-eastern Caspian Syneclise]. Analytical review, Kazakh Research Institute of Scientific and Technical Information, Almaty, 1991. 69 p. (In Russian).

7. Nuraliev B.B., Voronov G.V., Konysov A.K., Abilkhasimov K.B. Vozmozhnost proslezhivaniya i utochneniya granits peschanykh tel na yugo- vostoke Prikaspiyskoy sineklizy po seysmiches- kim dannym [Possibility to trace and clarify the boundaries of sand bodies in the south-eastern Caspian Syneclise by seismic data]. Izvestiya AN KazSSR - Bulletin of the Academy of Sciences of the Kazakh SSR, ser. Geology, Almaty, 1991, no. 2, pp. 64-66. (In Russian).

8. Obryadchikov O.S. Paleobatimetricheskiy analiz obstanovok osadkonakopleniya [Paleobathymetric analysis of depositional environment]. Prob- lemy basseynovogo i geologo-gidrodinamichesk- ogo modelirovaniya [Problems of basin and geological-hydrodynamic modeling]. Abstract book of Science & Research South-Russian conference, Volgograd, 2006, pp. 40-41. (In Russian).

9. Obryadchikov O.S., Taskinbaev K.M. Geodinami- cheskaya priroda osadochnogo chekhla i perspe- ktivy neftegazonosnosti Aralo-Kaspiyskogo re- giona [Geodynamic nature of sedimentary cover and prospects for oil and gas potential of the Aral-Caspian region]. Geologiya regionov Kaspi- yskogo i Aralskogo morey [Geology of the Caspian and Aral Sea regions]. Almaty, Kazakhstan Geological Society Kazgeo, 2004, pp. 91-99. (In Russian).

10. Taskinbaev K.M. Neantiklinalnye lovushki - su- shchestvennyy rezerv uvelicheniya uglevodorod- nykh resursov Kazakhstana [Non-anticline traps as a significant reserve for increasing hydrocarbon resources of Kazakhstan]. Neft i gaz - Oil and Gas, 2018, no. 2, pp. 52-58. (In Russian).

Размещено на Allbest.ru