Нефтегазоносности Устюрта.

Прогнозная оценка перспектив нефтегазоносности Устюрта никог­да не была однозначной. На протяжении всех этапов изучения и осво­ения этой территории существовали точки зрения как положительные, так и отрицательные. До недавнего времени доказывали даже о бес­перспективности на нефтегазоносность пород, слагающих как Устюрт, так и полуостров Бузачи.

Это мнение в значительной мере было связано с представлениями об Устюрте, как о молодом тектоническом поднятии. Именно это пред­ставление позволяло некоторым исследователям считать,.что осадоч­ные отложения Устюрта промыты инфильтрационными водами. Выска­зывалось мнение, что даже если здесь и существовали месторождения нефти, то они должны были быть разрушенны напорными водами.

Обоснованный выше вывод о том, что территория Устюрта пред­ставляет собой центральную часть длительно развивавшегося проги­ба, не испытавшего в новейшее время никаких поднятий и имеющего обращенный рельеф, резко меняет взгляды о перспективах его нефте­газоносности. Проведенное ниже сравнение Устюрта с аналогичными морфоструктурами других регионов нашей планеты показывает, что все они представляют собой осадочные бассейны с промышленными месторождениями нефти и газа. Это сравнение убеждает нас в том, что Устюрт должен обладать большими перспективами в отношении нефтегазоносности.

Открытия последних пятнадцати лет также убеждают нас в боль­шой перспективности территории Устюрта. В 1971 году на северо-западе полуострова Бузачи был получен фонтан нефти из песчаных пород верхней части неокома. Открытые здесь Каражанбасское, а затем и другие месторождения сейчас введены в эксплуатацию. На самом Устюрте открыты пять газовых, два нефтяных и одно газокон-денсатное месторождения. Однако сейчас мы вправе утверждать, что эти открытия не соответствуют потенциальным возможностям осадоч­ных толщ Устюрта, в пределах которого промышленные месторожде­ния углеводородов могут быть встречены в палеозойских, мезозой­ских и кайнозойских отложениях. Следует подчеркнуть, что положи­тельную оценку перспектив этих отложений давали многие исследо­ватели (А. М. Акрамходжаев, И. И. Аммосов, Т. Л. Бабаджанов, А. А. Бакиров, В. А. Бененсон, 3. Е. Булекбаев, Ю. М. Васильев, Р. Г. Гарецкий, И. Г. Гринберг, И. Б. Дальян, В. Ф. Дьяков, Н. А. Калинин, В. С. Князев, Л. Г. Кирюхин, О. А. Карцева, Н. А. Крылов, Н. Я. Кунин, В. С. Мильничук, М. Ф. Мирчинк, Н. В. Неволин, А. Е. Шлезингер, С. Е. Чакабаев, А. Л. Яншин и др.).

Проведенные нефтегазопоисковые работы позволили не только от­крыть ряд нефтяных и газовых месторождений, но существенно рас­ширить и обогатить наши знания об осадочных толщах Устюртского бассейна. Применение возросшего уровня теоретической нефтяной гео­логии помогло усилить, в частности, надежность и достоверность ме­тодов прогноза нефтегазоносности на историко-генетической основе.

Подсчитанный объем осадочных толщ Устюрта и количество обра- зовавшихся в них углеводородов не соответствуют сделанным откры­тиям. Для расширения сырьевой базы и выяснения потенциальных воз­можностей в отношении перспектив нефтегазоносности выше были рассмотрены история геологического развития современных структурных элементов, геохимические и гидрогеологические критерии форми­рования месторождений нефти и газа, геотермические условия, харак­тер распределения органического вещества и битумоидов. По совокуп­ности всех перечисленных критериев Устюртский осадочный бассейн был рассмотрен с позиций историко-генетического принципа с целью выяснения перспектив его нефтегазоносности.

Как уже отмечалось, Устюртский бассейн по занимаемой площади и объему осадочного накопления, также по величине начальных по­тенциальных ресурсов углеводородов классифицируется как мегабассейн. Весь комплекс показателей свидетельствует, что территория Северного Устюрта, где и фундамент залегает намного глубже и может оказаться древнее, чем на Южном Устюрте, является высоко­перспективной для поисков нефти и газа. Здесь залежи этих углево­дородов установлены почти во всех стратиграфических комплексах отложений. Обобщение и анализ имеющегося геолого-геофизичес­кого материала позволяют с достаточной надежностью оценить пер­спективы нефтегазоносности отдельных стратиграфических подраз­делений и рекомендовать основные направления поисково-разведоч­ных работ.

Как и в большинстве осадочных бассейнов, в пределах Северного Устюрта в геологическом разрезе платформенного чехла присутствуют толщи, обладающие хорошими емкостными и фильтрационными свой­ствами, которые являются аккумуляторами углеводородных соеди­нений и изолированы друг от друга глинистыми образованиями.

Территория Северного Устюрта являлась устойчивой зоной погру­жения в течение всего позднего палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Относи­тельно палеозойских пород по известным данным уверенно мы мо­жем говорить о платформенном режиме условий осадконакопления, начиная с позднего палеозоя, хотя здесь вероятно частично можно включить в платформенные отложения и породы среднего палеозоя. В результате такого длительного и устойчивого прогибания накопи­лись отложения мощностью около 12000 м (в Косбулакской впадине), в которых создавались условия, благоприятные для нефтегазонакоп-ления, что в совокупности с другими показателями (геолого-структуным, геохимическим, гидрогеологическим, геотермическим) позволяет рассматривать Северо-Устюртский прогиб как крупную зону нефтегазообразования и нефтегазонакопления. В разрезе этого прогиба н более интересной в практическом отношении нужно считать peгиональную нефтегазоносность юрских отложений.

На основании проведенных исследований с учетом геолого-стртурных факторов и аналитических данных можно сделать вывод степени перспективности территории Устюрта по верхнепалеозой триасовым, юрским, меловым и палеогеновым отложениям.

В пределах исследуемой территории в разрезе верхнего палеозоя и нижнего триаса выделяются две толщи: доверхнепермская карбона терригенная и верхнепермско-нижнетриасовая терригенная, преимущественно континентальная, перспективы нефтегазоносности положительно оценивали многие исследователи - Н. А. Калинин (19 В. С. Князев (1963), Д. А. Бакиров и др. (1968, 1970), 3. Е. Булекба и др. (1970), В. А Бененсон (1971), Н. Я. Кунин (1972), Б. Д. Ильин и (1973), С. Е. Чакабаев и др. (1973), С. М. Оздоев (1977) и др.

В оценке перспектив нефтегазоносности верхнепалеозойских отложений основное внимание должно быть уделено каменноугольно и нижнепермским терригенным и карбонатным сероцветным отложен морского происхождения. По площади распространения они не усттупают мезозой-кайнозойским отложениям, а по мощности и объему осадочных пород превышают их. В этой связи оценка перспектив их нетегазоносности - задача исключительной важности и они могут яви в качестве дополнительного резерва прироста запасов нефти и газа:

Прямые признаки нефтегазоносности, установленные на К_ар; Каракудукской площади (Уз.Р), позволяют отнести их к разряду перспективных для поисков нефти и газа. Приток нефти на этой площади получен из нижнекаменноугольных отложений представленных известняками рифогенной природы (Акрамходжаев и др, 1974).

Сопоставление физико-химических и геохимических показат углеводородных флюидов Каракудукской и Куанышской площадей они были обнаружены в юре, по данным А. М. Акрамходжаева 1974), свидетельствует об их генетическом родстве и единстве их нефтематеринских пород. Этими авторами делается вывод о вторичн природы углеводородов Куанышского месторождения и о протекг широких процессов миграции между осадочными формациями палеозоя и мезозоя.

Весьма важно для наших выводов, что доверхнепермские отло­жения верхнего палеозоя оказались регионально нефтегазоносными на бортовых уступах всей периферии Прикаспийской впадины, которая расположена непосредственно к северу от Устюрта. Оренбургское и Астраханское месторождения газа, Карачеганакское месторождение нефти и конденсата, нефтяные месторождения среднего и нижнего течения реки Эмбы - все они приурочены к карбонатным отложениям среднего карбона, верхнего карбона и нижней перми, а теперь уста­новлены прямые признаки в девонских отложениях.

Для нас особенно интересны ближайшие к Устюрту месторождения среднего течения реки Эмбы: нефть в отложениях артинского и сакмарского ярусов нижней перми здесь сначала была обнаружена при разведке соляного купола Кенкияк на правом берегу реки Темир, впа­дающей с запада в реку Эмбу. Отдельные скважины давали здесь зна­чительные притоки нефти (до 120 тонн в сутки), но оказалось, что соседние скважины на тех же глубинах не обнаруживали никаких кол­лекторов. В процессе разведки выяснилось, что нефтеносными здесь являются лишь отдельные лентообразно вытянутые линии песчаных отложений, вытянутых в широтном направлении среди глинистых и мергельных пород, которые дают лишь незначительные притоки нефти или совсем их не дают.

Разведка соседних, обнаруженных сейсмическими работами, под­нятий поверхности палеозоя обнаружила сходную картину, которая объясняется расположением района впадения реки Темир в реку Эмбу в пределах краевого прогиба Мугоджар, заполнявшегося морскими терригенными породами в условиях очень неустойчивого гидродина­мического режима.

Позднее поисковые и разведочные работы были перенесены на левый берег реки Эмбы южнее впадения в нее реки Темир. Здесь кровля палеозоя лежит ближе к поверхности и скважинами трехкилометровой глубины удалось достигнуть более низких горизонтов верхнего палео­зоя, породы которых отлагались еще до начала складчатости Мугод­жар и потому представлены чистыми известняками, с редкими выдер­жанными пачками пород глинистого и алевролитового состава.

В этих известняках, в отложениях низов гжельского яруса верхне­го карбона, московского и башкирского ярусов среднего карбона и даже верхов нижнего карбона на глубинах от 2300 до 3000 м обнаружены продуктивные нефтеносные горизонты с промышленными дебитами скважин. Сначала было открыто месторождение Жанажол, а позднее Урихтау, Кунгурское, Синельниковское и другие. Описания этих мес­торождений можно найти в ряде статей, опубликованных за последние годы. Наиболее поздней, а потому наиболее полной из них является статья И. В. Дальяна " Структура подсолевого осадочного чехла вос­тока Прикаспийской впадины", опубликованная в № 5 журнала " Советская геология" за 1985 год.

Для эксплуатации верхнепалеозойских нефтяных месторождений среднего течения реки Эмбы в свое время в г. Актюбинске был создан специальный трест " Актюбнефть", а в данное время совместно рабо­тают кампании " Туркмунай", " Шеврон" и др.

От месторождения Жанажол до северных чинков Устюрта всего 200 км. И можно считать несомненным, что в северной части Устюрта на больших площадях залегают нефтеносные породы верхнего палео­зоя, но на глубинах, значительно больших, чем в среднем течении реки Эмбы. Вероятно, они могут быть вскрыты скважинами только 5-километровой глубины. Более точно эта глубина может быть оп­ределена путем проложения сейсмических профилей на Северный Устюрт от среднего течения реки Эмбы, где в разрезе верхнего палео­зоя выделяется ряд опорных сейсмических реперов.

Выделяя доверхнепермские карбонатно-терригенные сероцветные отложения для поисков нефти и газа, бурение на них нужно вести на Мынсуалмасской и Арстановской ступенях, Яркимбаевском выступе и на доступных глубинах по бортам Култукской, Самской, Косбулакской и Барсакельмесской впадин. Особое внимание нужно уделить району упомянутого выше Теренского поднятия и северо-восточному борту Барсакельмесской впадины, где установлены прямые признаки нефти. Пробелом здесь является недостаточная изученность условий залегания доюрских образований, что затрудняет проведение нефтегазопоисковых работ. Высокоперспективной для поисков нефти и газа эту зону считают А. М. Акрамходжаев и его соавторы. Для полноты представления необходимо сгустить сеть сейсмических профилей (осо­бенно методом ОГТ и других современных модификаций) с целью выявления локальных поднятий по доверхнепермским образованиям.

Терригенные красноцветные континентальные отложения поздней перми - раннего триаса вследствии неблагоприятных условий осадконакопления не могут быть отнесены к категории нефтегазообразующих, хотя по отдельным площадям геохимическими исследованиями установлены повышенные содержания в них органических веществ и битумоидов. К примеру, на Теренской площади содержание органи­ческих веществ в породах пермо-триаса колеблется от 0, 98 до 4, 58% на породу и битума - от 0, 0012 до 0, 31%. Столь высокое содержание органического вещества и битума, по-видимому, можно объяснить существованием благоприятных условий для накопления органичес­ких веществ и преобразования их в углеводороды в зоне расположе­ния Теренской площади.

Выше красноцветных пород поздней перми и раннего триаса на территории Устюрта скважинами вскрываются терригенные отложе­ния среднего и верхнего триаса. В отложениях этого возраста, вскры­тых на Астауойской площади, содержание органических веществ сос­тавляет 1, 02%, а битумоидов - 0, 04% на породу. На Мурынсорской площади содержание органики в тех же по возрасту породах достига­ет 1, 82% на породу, хотя углеводородных соединений значительно меньше и содержание их равняется всего 0, 01% на породу. Тип биту­ма " А" на обеих площадях маслянисто-смолистый. Судя по этим кон­центрациям органики и битумоидов, породы верхнего триаса отлага­лись в благоприятных для накопления органического вещества усло­виях и могли продуцировать нефть и газ. В связи с этим возникает необходимость обратить особое внимание на породы среднего и верх­него триаса в местах их обнаружения и считать их перспективными для поисков нефти и газа на территории Северного Устюрта, особенно по бортовым зонам Култукской впадины и далее на восток.

Промышленные скопления нефти и газа на территории Устюрта в юрских отложениях выявлены на площадях Каракудук, Арстановская и Куаныш. Значительные мощности юрских отложений (до 1500 м), высокое содержание органического вещества, битумов и восстанови­тельные условия диагенеза осадков, существовавшие в юрское время, дают возможность высоко-оценить их перспективность для поисков нефти и газа.

Однако отделы отложений юрской системы по степени перспек­тивности обладают различными потенциальными возможностями и процесс нсфтегазообразования в них, как и сохранность углеводоро­дов, неодинаковы.

Нижнеюрские отложения вследствии тектонического подъема тер­ритории в предсреднеюрское время подвергались значительному раз­мыву. В современном залегании они имеют ограниченное площадное развитие и небольшие мощности пород. Ввиду этого они не могли продуцировать углеводороды большого объема, в связи с чем исклю­чается возможность образования в них месторождений нефти и газа промышленного значения, хотя в отдельных образцах пород нижней юры установлены высокие содержания органических веществ (до 2, 18%) и хлороформенных углеводородных соединений (0, 16% на породу). Эти отложения в связи с хорошими коллекторскими свойствами пород должны скорее всего рассматриваться как хранилище миграционных углеводородов палеозоя, а также среднего и верхнего триаса.

Рассматривая среднеюрские отложения, нетрудно заметить, что они являются основными нефтегазопродуцирующими породами. При этом степень перспективности среднеюрского разреза в целом по приве­денным данным возрастает в байосских и батских породах. Сравни­вая средние значения битумных коэффициентов только байосских от­ложений по месторождениям Арстановское, Каракудук (6, 1 и 5, 9) с Кызылойским (9, 39), Челуранским (6, 8), Каменным (6, 9), Астауойским (10, 1), легко заметить изменение степени перспективности в пользу последних. Близки по этому показателю батские отложения (6, 4) Теренской площади. Не исключено, что пробуренные единичные сква­жины на этих площадях не были достаточно хорошо опробованы из-за глинизации коллекторов, вследствие чего промышленная нефтегазоносность некоторых из этих структур не была доказана. Однако комплекс геолого-структурных и геохимических факторов характе­ризует эту зону расположения перечисленных площадей как. высоко­перспективную.

Выявленные на площади Каракудук залежи нефти в верхнеюрс­ких отложениях, которые до недавнего времени считались бесперс­пективными на исследуемой территории, создают благоприятные предпосылки для поисков в них скоплений углеводородов и на других площадях. По геохимическим данным, верхнеюрским отложениям Шикудукской площади свойственны довольно высокие содержания органического вещества и битумов; средний битумный коэффициент равен здесь 4, 1. Несмотря на то, что на некоторых площадях, где про­водились геохимические исследования, прямые признаки нефти и газа отсутствуют, а на других площадях полученные притоки нефти незна­чительны, приведенные аналитические данные имеют принципиаль­ное значение для определения направления поисковых работ.

Нет сомнения в том, что в настоящее время имеется достаточное количество геологических и геохимических данных для обоснования главных направлений поисковых работ на нефть и газ в юрских отло­жениях. В пределах территории Северного Устюрта благоприятными для скопления нефти и газа могут быть борта впадин Култукской, Косбулакской, Барсакельмесской, а также Мынсуалмасская ступень. Несмотря на отрицательные результаты испытания юрских пород, вскрытых единичными скважинами на Мынсуалмасской ступени, этот район выдвигается в категорию высокоперспективных. Здесь залежи нефти и газа могут быть связаны с ловушками как структурного, так и литологического типов. Литологически экранированные ловушки ве­роятнее всего ожидать в зонах фациального замещения отдельных стра­тиграфических комплексов пород. Выявленные месторождения нефти в юрских отложениях Северного Устюрта являются сводовыми и приурочены, как правило, к локальным структурам бортовых частей прогибов, с которыми связаны довольно резкие сокращения мощнос­тей продуктивных толщ вверх по восстанию пород, сопровождаемые литологической изменчивостью осадков. Эти зоны наиболее благо­приятны также для образования стратиграфических и литологических ловушек. Важным доказательством в пользу этого является нефтеносность юрских отложений Бузачинского поднятия, где резко сокращаются их мощности, что связано с предмеловым размывом. Эти факты позволяют предполагать наличие здесь стратиграфически экранированных залежей нефти.

К числу малоперспективных площадей следует отнести Кызано-Токубайский, Аламбекский, Байтерекский и Харойский валы, где наблюдается глинизация коллекторов и сокращение мощности юры.

Более благоприятные условия наблюдаются в районе площади Кабанбай, на которой пробурена опорная скважина. Эта скважина по­казала возрастание мощности юры и улучшение коллекторских свойств юрских пород на восток в сторону акватории Аральского моря. Судя по геологическому строению района, юрские отложения, имеющие положительные свойства коллекторов, распространены в пределах и южного борта Кабанбайской впадины, на основании чего А. М. Акрамходжаев и его соавторы (1974) включают этот район в высокоперс­пективную зону для поисков нефти и газа.

На Южном Устюрте перспективными намечаются бортовые части Ассакеауданского прогиба, в пределах которых наблюдается значитель­ные градиенты мощностей юры. Севернее на Шахпахтинской ступе­ни в юрских отложениях открыто одноименное многопластовое месторождение газа. Чисто газовые пласты приурочены к отложениям средней и верхней юры.

К сожалению, на остальных площадях разбуренных единичными скважинами, промышленные залежи углеводородов не установлены. Однако их следует ожидать в зонах выклинивания песчаных пластов юрских отложений в широкой полосе Шахпахтинской ступени.

В пределах Северного Устюрта благоприятными для обнаружения нефти и газа являются также отложения мела и особенно альб-сеноманский комплекс пород. Результаты химико-битуминологических исследований свидетельствуют о высоком содержании в них органи­ческих веществ и хлороформенных битумов. Открытие Бузачинского, Каражанбасского месторождений и установление признаков нефтенос­ности на Жайлыганской площади позволяют с новых позиций подой­ти к оценке перспектив неокомских отложений. Их битумные коэффи­циенты на Кызылойской площади составляют 3, 84, Теренской - 4, 4, Каменной - 15, 18. Только на Челуранской и Арстановской структурах они меньше единицы и не превышают соответственно 0, 57-0, 73 и 0, 4.

Вместе с тем для площадей, где неокомские отложения подверга­лись химико-битуминологическим исследованиям, увеличение содер­жания органики и битумов характерно только для валанжинских отло­жений и низов готерива, мощности которых незначительны. Большая часть разреза неокомских отложений (верхи готерива и баррема), по данным геохимических исследований не способна продуцировать углеводороды. Поэтому можно предположить, что нефть, обнаруженная в верхней части неокома на полуострове Бузачи, является эпигенетичной. Вторичный характер этой нефти связывается, очевидно, с про­цессами вертикальной миграции из нижележащих отложений по зонам разломов.

Положительные химико-битуминологические показатели отдель­ных ярусов мела и нефтегазопроявления как промышленного, так и непромышленного характера, а также наличие хорошо выраженных в плане структурных форм и сравнительно неглубокое залегание позво­ляют довольно высоко оценить перспективы их нефтегазоносности, особенно в западной части исследуемой территории, рекомендовать под поисковое бурение бортовые зоны Култукской впадины, локаль­ные поднятия зоны Кайдака и полуострова Бузачи. Остальную часть исследуемой территории также следует отнести к перспективной для поисков нефти и газа. Зона сора Кайдак субмеридионального прости­рания тянется параллельно западному чинку Устюрта. Вероятно он контролируется глубинным разломом (М. В. Неволин, 1965), но эта зона интересна еще и тем, что Г. С. Карелиным (1883) были отмечены следы нефти в водах залива. В то время он имел свободное водное сообщение через залив Култук с Каспийским морем.

Перспективы палеогеновых отложений ограничены из-за малого площадного распространения коллекторов и отсутствия структурных ловушек. Известные месторождения газа расположены в северо-вос­точной части Северного Устюрта и связаны с эоценовыми песчаника­ми. В связи с тем, что южнее Косбулакской впадины эти песчаники замещаются глинами, а западнее Самской впадины - глинисто-карбо­натными отложениями, перспективы палеогеновых отложений не­значительны. Проведенные геохимические исследования свидетельствуют о том, что отдельные толщи палеогена могли быть газопродицирующими, вследствие чего нужно полагать, что эоценовый газ является сингенетичным.

Дальнейшие поисковые работы на газ в эоцене нужно сосредото­чить в Самской и Косбулакской впадинах и в восточной части Мынсуалмасской ступени.

Кроме того, перспективной может оказаться зона Южно-Буза-чинского прогиба, где вскрыта песчано-глинистая толща шорымской свиты с газопроявлениями в скважине 309. Остальная исследуемая территория Устюрта бесперспективна на поиски углеводородов в палеогеновых отложениях.

Одним из важных факторов оценки перспектив нефтегазоносности являются гидрогеологические условия. Для всего разреза Устюрта характерны преимущественно восстановительные условия породообразования и они предопределяют газогидрохимические особеннос­ти водоносных комплексов, что благоприятствует накоплению и дли­тельному сохранению залежей углеводородов. Следует подчеркнуть общую закономерность в увеличении минерализации подземных вод всех стратиграфических комплексов к центру прогибов, где она дос­тигает для палеогена 50-80 г/л, мела - 100 г/л и более, юры - 50-200 г/л, пермо-триаса - свыше 100 г/л.

Таким образом, совокупность приведенных фактов позволяет дать высокую оценку перспективам нефтегазоносности Северного Устюрта в целом и его отдельных структурных элементов в частности. При этом наиболее высокими перспективами по юрско-меловому комплексу пород обладают Култукская, Самская, Косбулакская, Барскакель-месская, Кабанбайская впадины и Мынсуалмасская, Арстановская ступени, а также территория Бузачинского полуострова.

На Южном Устюрте в условиях хорошей гидрогеологической закрытости, благоприятной для сохранности залежей нефти и газа, находятся юрские и меловые отложения Учкудукской впадины и Ассакеауданского прогиба. Хотя на Южном Устюрте и были признаки газоносности, перспектива открытия новых месторождений газа в палеогеновых отложениях связывается только с упомянутыми выше площадями территории Северного Устюрта.

Основные запасы нефти и газа могут быть обнаружены в палеозой­ских образованиях, а на более ограниченных площадях - в меловых породах.

Обзор перспектив нефтегазоносности Устюрта сделан на тради­ционных знаниях и известных традиционных факторах определения направлений поисков нефти и газа. В поисках дополнительных крите­рий в открытии новых месторождений нефти и газа мы обратили внимание на метод, разработанный Б. М. Руденко и др. (1970, 1987 г.), опубликованный в статьях " О волновом характере размещения эпигенетического оруденения". Суть его заключается в том, что к поло­жительным волнообразным структурам, как правило, приурочива­ются зоны насыщенного разуплотнения пород с максимальной про­ницаемостью.

Изучение этого метода приводит к выводу, что общим здесь явля­ются участки растяжений и сжатий. Известно, что блоковая тектоника играет первостепенную роль в формировании локальных поднятий, в которых происходит скопление углеводородов.

В связи с этим, мы в праве ожидать, что крылья крупных положи­тельных (волнообразных) структур могут служить зонами разуплот­нения пород с максимальной проницаемостью как для локализации флюидов углеводорода, так и рудосодержащих растворов. Исходя из этого, мы, как дополнительный фактор содействия в открытии нефтя­ных и газовых залежей, выделенные зоны разуплотненных пород векторно нанесли на прилагаемых структурных картах подошв юры, мела и палеогена.

Перспективы нефтегазоносности северного устюрта. В настоящее время доказана промышленная нефтегазоносность Северо-Устюртской впадины, что в совокупности с данными комплекс­ах исследований дает основание утверждать о несомненных перспек­тивах дальнейших поисков нефти и газа на этой территории. В Северо-Устюртской впадине с верхнепалеозойского времени вследствие тенденции к опусканию накопилась толща осадков мощ­ностью 8-11 км. Из всей этой огромной толщи регионально нефте­газоносными признаются мезо-кайнозойские отложения мощностью 5 км и потенциально нефтегазоносными - пермо-триасовые и верхнепалеозойские отложения, максимальная мощность которых го геофизическим данным достигает 3 км. Как отмечалось выше, нефтегазоносности Устюрта уделялось боль­шое внимание и давалась положительная оценка его перспективнос­ти. Прямые признаки газонефтеносности из палеозойских отложений известны на южном склоне Южно-Эмбенского поднятия на площадях Жанасу и Туресай (Днепров, 1962; Замаренов, 1970). На площади Жанасу в скважине 11 из интервала 2505-2184 м получен приток неф­ти 0, 4 м³/с. Нефть густая, с удельным весом 0, 98 г/см³, окислившаяся, содержание смол 0, 67%, серы 0, 42%, вязкость 6, 47, кинематическая вязкость 47, 7% (Днепров, 1962). Возраст, давших приток нефти пород, определяется как позднедевонский (Д₃). На Туресайской пло­щади в скважине Г-3 признаки нефтегазоносности наблюдались в отложениях нижнего карбона в интервалах 2920-2923, 3046-3051, 3051-3056; 3124-3126, 3129-3164 м (Днепров, 1962; Замаренов, 1970).

Обнаружены продуктивные нефтеносные горизонты с промышлен­ными дебитами скважин в известняках карбонового возраста на пло­щадях Жанажол, Урихтау, Кунгурская и Синельниковская (Дальян, 1985).

По данным Ильина В. Д. и др. (1973), на Каракудукской площади, расположенной на северо-восточном борту Барсакельмесской впади­ны, при испытании скв. Г-1 из доверхнепермских известняков при ис­пытании интервала 3654-3722 м открытым забоем было получено 10 м3 нефти, а из интервала 3558-3570 м при испытании за 12 суток стоянки на притоке получено 8 м³ нефти. Анализ нефти, выполненный в Цент­ральной химической лаборатории треста " Бухаранефтегазразведка" показал, что ее плотность 0, 842 г/см³, температура застывания - 6°, температура вспышки 120°, содержание Н₂0 - 1, 6%, серы - 0, 46%, асфальтенов - 0, 64%, акцизных смол - 2%. Нефть обнаружена в зале­гающих горизонтально под 20-метровой пачкой верхнепермско-ниж-нетриасовых красноцветов известняках беловато-серого и розового оттенков. Эти органогеннообломочные известняки по содержащимся в них фораминеферам отнесены к верхам раннего карбона - позднему палеозою (Карцева и др., 1971).

На площади Центральный Кошкаир из известняков нижнекамен­ноугольного возраста скважины 2 получен приток газа до 50 тыс. м³/сутки (Акрамходжаев и др., 1979).

Промыслово-геофизическими исследованиями верхнепермско-нижнетриасовых отложений в скважине 7-П Арстановская в интерва­ле 2960-3690 м установлено несколько интервалов с повышенными газопоказателями (до 4 % при фоне 0, 2-0, 25). Эти интервалы, охаракте­ризованные повышенным удельным сопротивлением, рекомендованы к испытанию (Ильин и др., 1973).

Представление перспектив нефтеносности доюрских отложений расширила скважина трехкилометровой глубины, пробуренная на площади Култук. Из триасовых пород получен приток нефти (интер­вал 3817-3840 м) с дебитом 50 т/сутки. Нефть содержит высокий про­цент бензиновых фракций, плотностью 0, 817 г/см³ (Правда, 1984, № 3).

Нефтегазоносность мезозойских отложений доказана открытием промышленных месторождений нефти - Арстановского, Каракудукского, Каражанбасского, Каламкасского; газа - Шахпахтинского и газоконденсатного – Куанышского.

Каракудукское месторождение расположено в пределах западной части территории плато Устюрт.

По Ш (подошва мела) опорному отражающему горизонту оно пред­ставляет собой брахиантиклиналь широтного простирания с более крутым северным крылом, площадью 8x5 км и амлитудой 55 м. Она замыкается изогипсой 2175 м. Установлены 4 продуктивных горизон­та: два в верхне- и два в среднеюрских отложениях. Из всех горизон­тов получена промышленная нефть.

Из первого горизонта скважина I в интервале 2600-2605 м полу­чена нефть дебитом 23 м³/сутки. Из второго горизонта (интервал 2600-2610 м) получен фонтанный приток нефти с дебитом 24 м³/сутки, с газовым фактором 26 м³/сутки, а из интервала 2626-2632 м полу­чили нефть дебитом 0, 9 м3/сутки. Нефть относится к группе легких, высокопарафинистых, малосернистых, смолистых. Содержание пара­фина 22%, серы 0, 03%, удельный вес нефти 0, 810 г/см³. Кинематичес­кая вязкость при +50° - 5, 39%. Кроме того, при испытании в скважине № 7 в интервале 2942-2966 м получен фонтанный приток нефти с деби­том 45 м³/сутки.

Исследование керна из интервала 2600-2605 м показывает, что кол-лекторские свойства здесь плохие, проницаемость составляет всего: на газ 2, 96, на воду 0, 55 мД, пористость полная 19, 33%, открытая 14, 85%. По нарастанию дебита нефти с глубиной можно заключить, что свойства коллекторов улучшаются.

Арстановское месторождение расположено восточнее Каракудукского. Месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинали, субширотного простирания размером 30x9 км с амплитудой 170 м по Ш отражающему горизонту и замыкается по нему изогипсой 2150 м.

Геологической службой управления " Казнефтегазразведка", по данным промысловой геофизики, в юрских отложениях выделено XII продуктивных горизонтов. Кроме того, в пермотриасовых отложе­ниях отмечен ряд возможно продуктивных пластов. При испытании XII горизонта в скважине 3, интервал 3060-3070 м, получена нефть с водой соответственно 0, 1 и 2, 8 м3/сутки. В ходе испытаний XI гори­зонта в скважине 3 (интервал 3020-3032 м) при гидростатическом уровне 1456 м получена нефть с водой дебитом соответственно 0, 1 и 0, 5 м³/сутки. В скважине 4 из интервала 2922-2956 м также получен приток нефти с дебитом 0, 8 м³/сутки. Самый большой дебит нефти получен в скважине 13 из интервала 2920-3102 м. Дебит нефти сос­тавляет 127 м³/сутки и газа от 11000 до 7000 м³/сутки. Этот интервал включает низы X горизонта, XI горизонт и кровлю XII горизонта. В остальных скважинах дебиты оказались низкими из-за плохих кол­лекторов. Из X горизонта небольшой приток нефти 1, 5 м³/сутки полу­чен в скважине 2 из интервала 2832-2845 м, а в скважине 10 из интер­вала 2859-2869, 2884-2887 м приток нефти составил 0, 4 м³/сутки. Эффективная мощность горизонта установлена в пределах от 2, 4 до 12, 5 м. Наблюдается замещение коллекторов этого горизонта непро­ницаемыми породами в районе скважин 3 и 5.

IX горизонт опробован в скважине 3 (интервал 2902-2915 м). При гидростатическом уровне 529 м получен приток воды с пленкой нефти дебитом 1, 9 м³/сутки.

Из VIII горизонта скважины 2 в интервале 2720-2729 м дебит неф­ти равен 33 м³/сутки и газа 2541 м³/сутки. Мощность нефтенасыщен-ных пород колеблется от 3 до 10, 5 м. Ухудшение коллекторских свойств этого горизонта отмечено в районе скважин 3, 9 и 11.

Продуктивность VII горизонта установлена в скважине 2. Опробо­ван интервал 2673-2684 м, из которого получен приток нефти и газа дебитом соответственно 17, 7 и 1000 м³/сутки. Замещение коллекторов наблюдается в направлении скважин 6 и 9.

Из VI горизонта нефть получена в скважине 2 в интервале 2618-2628 м дебитом 2 м3/сутки при гидростатическом уровне 700 м.

Испытание V горизонта проведено в скважине 2, интервал 2569-2595 м. Получена нефть дебитом 3, 7 м³/сутки. Эффективная мощность горизонта составляет от 3 до 9, 2 м.

Из IV горизонта в скважине 2 получена нефть с водой. Их дебиты соответственно равны 2, 6 и 0, 1 м³/сутки. Приток получен из интерва­ла 2498-2538 м. Эффективная мощность пласта равна 8, 2 м. Первому, второму и третьему горизонтам по промысловой геофизике дана отри­цательная характеристика их нефтегазоносности.

Продуктивность горизонтов Арстановского месторождения из-за частых замещений разнозернистых песчаников глинами очень непо­стоянна. Открытая пористость коллекторов по лабораторным данным составляет 11-13% по промысловой геофизике - 13-15%, коэффици­ент нефтенасыщенности - 57-60%.

Анализы, проведенные Атырауской центральной лабораторией и Всесоюзным научно-исследовательским геологоразведочным институ­том, показали, что нефти метановые по углеводородному составу, мало­сернистые, малосмолистые, высокопарафинистые с удельным весом 0, 813-0, 846 г/см³. О. И. Ларикова получила интересные данные при определении возраста водорастворенных газов юрских отложений. При вычислении возраста по гелий-аргоновому методу (формула В. П. Сав­ченко) установлено, что абсолютный возраст газов составляет 365 млн. лет, что приравнивается силуру.

Куанышское газоконденсатное месторождение расположено в се­веро-восточной части Барсакельмесской впадины и представляет со­бой брахиантиклиналь северо-западного простирания размером 16, 5x6, 5 км с амплитудой по кровле продуктивного горизонта 160 м. При опробовании скважины 1 в интервале 3207-3381 м получен при­ток свободного газа, конденсата и воды дебитом 128, 8 м³/сутки. Абсо­лютно свободный дебит газа в скважине 5 равен 251, 7 тыс. м³/сутки, а конденсата - 30 м³/сутки. Месторождение в северо-западной части нарушено разрывом, который проходит перпендикулярно оси и разде­ляет структуру на поднятую юго-восточную часть и опущенную севе­ро-западную. Амплитуда разрыва равна 20 м. Залежь приурочена к пласту песчаников с открытой пористостью 6%. Эффективная мощ­ность горизонта 52-74 м. Возраст вмещающих отложений определен как среднеюрский (Л. О. Тарасова). Ниже, в отложениях рэт-лейаса выделяется перспективный горизонт, который опробован в скважине 6 в интервале 3355-3375 м. Дебит незначительный. Состав газа (%): СН, - 68, 33; С₂Н₆ - 13, 78; С₃Н₈ - 5, 06; N - 6, 57; С0₂ - 2, 01.

Шахпахтинское месторождение расположено в южной части Устюрта на Шахпахтинской ступени. Месторождение приурочено к брахиантиклинали субширотного простирания размером 15x4 км с амплитудой 100 м по III отражающему горизонту и замыкается по нему изогипсой - 1450 м. Описание месторождения ведется в основном по данным 3. С. Ибрагимова и др. (1973).

Геологической службой экспедиции " Каракалпакнефтегазразведка", по данным промысловой геофизики, в юрских отложениях выделено десять продуктивных горизонтов. Они сложены песчани­ками, гравелитами, аргиллитами и глинами, служащими покрышкой залежей.

X горизонт мощностью до 50 м имеет пористость пород 8-10% и проницаемость 0-20 мД. Газовая залежь приурочена к своду поднятия и промышленного значения углеводороды в нем не содержатся.

IX горизонт мощностью до 20 м. Получены притоки газа не­промышленного значения.

VIII горизонт мощностью до 70 м. Пористость его пород, содер­жащих газ, составляет 9-10%, проницаемость - до 28 мД. Дебеты газа - до 1, 5 млн. м³/сутки.

VII горизонт представлен выклинивающимися песчаниками пори­стостью 7-10%, дебитом газа 70-100 тыс. м³/сутки.

VI горизонт тоже маломощен с пористостью песчаников 7-8%, дебитом газа до 20 тыс. м³/сутки.

V горизонт мощностью до 25 м, из которого промышленного при­тока не получено.

IV горизонт сложен хорошо проницаемой 10м пачкой песчаников при 12-16% пористости. Дебит газа, несмотря на незначительную мощность, до 270 тыс. м³/сутки.

III горизонт мощностью до 5 м. Пористость песчаников с прос­лойками глин и алевролитов составляет 12-16% при хорошей прони­цаемости с дебитами газа до 700 тыс. м³/сутки.

II горизонт мощностью до 40 м. Пористость песчаников достигает 20%, проницаемость - 900 мД. Дебиты газа - 700-800 тыс. м³/сутки.

I горизонт мощностью 50 м. Пористость песчаников, слагающих горизонт, меняется от 3 до 21%, проницаемость достигает 1500 мД. Дебит газа составляет 500-600 тыс. м³/сутки.

Общий дебит всех горизонтов равняется 4 млн. тн/сутки. Хими­ческий состав газа почти всех горизонтов одинаков, где метан сос­тавляет 85-88%, этан - 2, 3%, азот и редкие газы достигает 8%, боль­шая доля которых встречается в нижних горизонтах.

Каражанбасское месторождение расположено на полуострове Бузачи недалеко от береговой линии моря. Это не единственное место­рождение нефти, открытое здесь в меловых отложениях: описывать каждое отдельно нет необходимости. Все они сводового типа. Отли­чительная их особенность состоит в том, что в сторону акватории моря нарастают мощности юрских и меловых отложений, в которых обнару­жены залежи нефти.

Рассмотрим Каражанбасское месторождение, выявленное в слоях мелового возраста, продолжающихся под плато с четырехкратным увеличением своих мощностей, чем на полуострове Бузачи.

Каражанбасское месторождение по третьему отражающему гори­зонту представляет собой брахиантиклиналь субширотного простира­ния с секущим разломом, который делит структуру на две части - с опущенным северо-восточным крылом и приподнятым юго-западным. Амплитуда сброса равна 100-120 м. Размеры крыльев: северо-восточ­ного 8, 5x2 км по изогипсе - 600 м при амплитуде 110 м и юго-западно­го 16x4 км по изогипсе - 450 м при амплитуде 150 м (Оздоев, 1977). Первый фонтан нефти получен из скважины К-12 (интервал 291-313 м) из неокомских отложений с дебитом при диаметрах штуцера 9 мм - 68 м³/сутки, 15 мм - 103 м³/сутки, 22 мм - 158 м³/сутки. По результатам анализа нефти плотность ее составляет 0, 939 г/см³. Содержание асфальтена и смол - 21, 1; парафина - 1, 55; серы - 2, 75%.

В районе Тас-Сайра, в Центральной части Северо-Бузачинского свода, обнаружены поверхностные газопроявления в виде грифонов из нижнемеловых отложений. Химический состав газа: С0₂ - 0, 4; СН₄ - 94, 72; С₂Н₆ - 0, 046; C₃H₈ - 0, 17; N - 4, 8%.

В настоящее время Бузачинский полуостров стал крупным нефте­добывающим районом Западного Казахстана, внесшим значительный вклад в приращение энергетических ресурсов страны.

На самом плато признаки нефтеносности меловых отложений на площади Жайлыган, а также на других структурах ранее указывались В. С. Муромцевым и др. (1968), С. Е. Чакабаевым и др. (1973). При­знаки газа установлены в меловых отложениях северо-восточной час­ти Северного Устюрта на Тунгуруксорской седловине - 3. Е. Булекбаевым и др. (1970). В дальнейших работах меловые отложения требуют большего внимания при поисках нефти и газа.

Газовые месторождения описаны в основном по данным 3. Е. Булекбаева и др. (1970).

Шикудукское месторождение расположено на западном борту Косбулакской впадины и входит в состав Авровской группы структур. По I отражающему опорному горизонту (подошва палеогена) локальное поднятие представлено в виде брахиантиклинали размером 6, 5x3, 5 км по замкнутой изогипсе - 1100 м. Однако площадь газопроявлений в 2-3 раза больше и достигает 14, 6x6 км. Пробуренными скважинами здесь обнаружены два продуктивных пласта, верхний из которых приуро­чен к кровле тасаранской свиты верхнего эоцена. Он залегает в юго-западной части месторождения в интервале 617, 5-633 м, а в северо­восточной - в интервале 635, 5-659 м. Эффективная мощность составляет 3, 2-5, 0 м. Открытая пористость алевролитовых пород-коллек­торов достигает 28-30%, газонасыщенность - 50%. Дебит газа при диафрагме 3 мм равен 6, 3-6, 7 тыс. м³/сутки, пластовое давление 28 атмосфер, высота залежи до газоводяного контакта 20 м.

Второй (нижний) горизонт является более мощным. Он вскрыт в интервале глубин 637-693, 7 м с общей мощностью 19 м (скв. 8) и 42 м (скв. 3), эффективная мощность - 11-24 м. Интенсивно насыщена га­зом только верхняя часть пласта мощностью 1, 5-4 м. Дебит ее при диафрагме 3 мм составил 5-6, 3 тыс. м³/сутки. Пластовое давление оказалось низким - 25, 2 атмосферы. Площадь второго продуктивного горизонта 12x4 км, высота залежи до газоводяного контакта 13-15 м.

Коэффициент газонасыщенности очень низок (0, 34-0, 48%). От­крытая пористость коллекторов из интервала 654-690 м - 30, 5-40, 7%. Газопроницаемость сухих образцов меняется в широких пределах -27-1039, 5 мД. Химический состав газа - метановый. Содержание метана в I продуктивном горизонте - 91, 4-95%. Кроме метана обнару­жены этан, пропан и другие тяжелые углеводородные газы. Содержа­ние углекислого газа не превышает 1%, количество азота с редкими газами равно 5, 2%, удельный вес (по воздуху) - 0, 5864 г/см³. Во II продуктивном горизонте содержание метана 90-94%, углекислого газа - 0, 1-0, 7%, азота вместе с редкими газами - 5, 5-9, 3%, удельный вес в пределах 0, 571-0, 5910 г/см³.

Шагырлы-Шумыштинское месторождение газа открыто в верхне-эоценовых отложениях. Оно расположено у северных чинков Устюрта в 100 м от газопровода Средняя Азия-Центр и приурочено к структурам Мынсуалмасской ступени. Газ содержится в алевролитах верхней части Кумского горизонта верхнего эоцена на глубине 330-450 м, под мощной толщей глин олигоцена и белоглинского гори­зонта. Площадь газоносности порядка 600 км², средняя эффективная мощность пласта 5-7 м, пористость 36%, проницаемость 22 мД. Давление газа около 40 атмосфер, свободный дебит до 160 тыс. м³/сутки. В состав газа входит 86-96% метана, незначительное количество эта­на (доли процента) с полным отсутствием высших гомологов. Содер­жание углекислого газа колеблется от 0, 05 до 2, 35%, азота - 0, 5-7, 32%, гелия - 0, 0158-0, 3575%. Относительный удельный вес газа изменяет­ся в пределах 0, 5439-0, 6118 г/см³.

Базайское месторождение связано с поднятиями Жаксыкоян-кулак и Жаманкоянкулак. Газоносный горизонт приурочен к кровле тасаракской свиты верхнего эоцена и назван аккулковским. Месторож­дение состоит из двух самостоятельных газовых залежей - Жаксыкоянкулак и Жаманкоянкулак под одним названием Базайского. Размеры первой 27x10 км, второй - 20x8 км. Газоносный горизонт неодно­роден, представляет собой чередующиеся маломощные прослои алевритов и глин с редкими прослойками песчаников и алевролитов. Коллекторские свойства газоносного горизонта весьма высокие, открытая пористость 34-42%, газонасыщенность 75-80%, про­ницаемость 434-750 мД. При испытании продуктивного горизонта дебиты газа при 5 мм диафрагме составили 11-13 тыс. м³/сутки. Абсо­лютно свободный дебит газа изменяется от 186 до 366 тыс. м³/сутки.

Кызылойское месторождение выявлено в 35 км к западу от Базайского. По кровле аккулковского продуктивного горизонта свод подня­тия оконтуривается изогипсой - 270 м. Поднятие имеет широтное про­стирание. Размеры 19x13, 5 км, амплитуда 50 м. Коллекторские свойства алевролитовых пород весьма высокие: открытая пористость достига­ет 36-37%, газонасыщенность - 70-80%. Свободный дебит газа дости­гает 200-325 тыс. м3/сутки. Состав газа преимущественно метановый. Содержание метана составляет 91, 3%, тяжелых углеводородов 0, 4%, азота с редкими газами 8, 3%, углекислоты 1, 5%. Относительный удель­ный вес газа в среднем составляет 0, 623 г/см³.

Северо-Кызылойское месторождение расположено в 10 км к се­веру от Кызылойского. Оно занимает сводовую часть одноименной брахиантиклинали с амплитудой всего 15 м. Аккулковский продуктив­ный горизонт вскрыт на глубине 462-483 м. Общая мощность горизонта составляет 7, 5-8, 5 м, эффективная - 2, 6-4 м. Горизонт сложен гли­нистыми алевритами, которые по сравнению с кызылойскими коллекторами менее проницаемы. При испытании продуктивного гори­зонта был получен газ дебитом 6, 5 и 7, 5 тыс. м³/сутки при диафрагмах 5 и 10 мм. Пластовое давление составило 33 атмосферы. Состав газа аналогичен составу газа Кызылойского месторождения.

Таким образом, все выявленные газонефтяные месторождения на территории Устюрта по типу ловушек относятся к сводовым.

Не исключена возможность открытия месторождений, литологически экранированных, особенно в западной части исследуемой территории.

Открытые месторождения нефти приурочены к юрским и мело­вым отложениям, а газовые - к юрским и палеогеновым. Причем юрские нефти и газы резко отличаются от меловых нефтей и палео­геновых газов по своим физико-химическим свойствам.

Однако вышеописанные выявленные месторождения нефти и газа и их запасы не отвечают прогнозным оценкам запасов углеводородов нефтегазоматеринских пород, выделенных в первой главе. Как счита­ют многие исследователи, одной из главных особенностей нефтематеринских пород является способность не только генерировать значитель­ное количество углеводородов, но и отдавать их. Такую возможность имеют породы, концентрация органического вещества в которых достигает 0, 3% на породу (Маймин и др., 1959).

Эмпирически считается доказанным, что суммарное содержание органического вещества во всех производящих породах данной неф-тегазоматеринской толщи должно превышать 1 млн. тонн в расчете на 1км² площади, а количество эмигрировавших из них углеводородов 1000 т/км² (Ботнева и др., 1984, с. ПО).

По подсчетам в нефтематеринских породах Устюрта в 1 м³ содер­жится около 20 кг органического вещества. Исходя из вышеиз­ложенного, нетрудно подсчитать потенциальные возможности нефте­материнских толщ.

По самым скромным данным получается, что из общего объема углеводородов продуцированных мезозой-кайнозойскими нефтематеринскими породами, если даже аккумулировались в залежи и в даль­нейшем сохранились треть от них, то на сегодня запасы выявленных месторождений Устюрта не составляют и 5% от прогнозных.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.Авров В. Я. [и др.]. Новый газоносный район Приаралья. //ДАН СССР, 1965, т. 162, № 2. '

2.Акрамходжаев А. М. [и др.]. Геология и некоторые вопросы нефтегазонос-ности Каракалпакии. Ташкент, //Изд-во «Фан» УзССР, 1962.

3.АкрамходжаевА. М. О нефтегазоматеринских и нефтепроизводящих свитах Устюрта. //Тр. ВНИГНИ, вып. XIX, 1966.

4.Акрамходжаев А. М. [и. др.]. Особенности геологического строения, струк­турно-тектонические, фациально-литологические и химико-битуминологические предпосылки нефтегазоносности мезозойских отложений Устюрта. Таш­кент, //Изд-во «Фан» УзССР, 1962.

5.Ахрамходжаев А. М. [и др.]. Некоторые общие закономерности распростра­нения органического вещества в мезозойских отложениях Устюрта. //«Узб. геол. журнал», 1969, № 4.

6.Акрамходжаев А. М. [и др.]. К условиям формирования локальных подня­тий Устюрта (на примере Аламбека и Шахпахты). //«Нефте-газовая геология и геофизика». 1969, Д» 7

7. Вакиров Э. А. [и др.] Геолого-геохимические условия формирования и зако­номерности размещения локальных скоплений нефти и газа в пределах Ту. ранской плиты и сопредельных районов. //Тр. МИНХ и ГП, вып. 91, 1969.

8.Булекбаев 3. Е. [и. др.]. Тектоника и газоносность Аякумско-Устюртской зоны поднятий. // «Геология нефти и газа», 1966, № 9.

9.Булекбаев 3. Е. [и др.]. Геологическое строение и газонефтеносность Сев. Приаралья и Сев. Устюрта. //М., Изд-во «Наука», 1970.

10.Вагин С. В., Гаврилов В. П., Кудряков В. А. Гидрогеоло-гические осо­бенности Устюрта и Мангышлака в связи с их нефтегазоносностью. //«Неф­тегазовая геология и геофизика», 1966, № 2.

11.Га редкий Р. Р., Плещеев И. С. Палеогеновые отложения Устюрта. //БМОИП, отд. геол., т. XXXIX (I), 1964.

12.Гринберг И. Г. [и др.]. О возможности нефтегазоносности пермо-триасовых отложений Мангышлака и Устюрта. //«Нефтегазовая геология и геофизика», ЦНИИТЭнефтегаз, вып. 20, 1965.

13.Гринберг И. Г. [и др.]. Перспективы нефтегазоносности и направление гео­лого-поисковых и разведочных работ на Мангышлаке и Устюрте.// «Геология нефти и газа», 1966, № Э.

14.Гринберг И. Г., Д и маков А. 11. Допермское основание на Мангышлаке и Уст­юрте.// «Сов. геология», 1968, № 10.

15.Гринберг И. Г. [и. др]. Пути развития нефтепоисковых работ на п-ве. Мангышлак и Ю. Устюрте. //Тр. ВНИГРИ, вып. 272, 1969.

16.Гринберг И. Г. [и др.]. Новые данные по стратиграфии и нефтегазоносности юрских отложений Арстановской площади //(Северо-Западный Устюрт). «Гео­логия нефти и газа», 1970, Л» 7.

17.Гринберг И. Г., Сухинин В. Г., Берман С. А. Перспективы нефтегазо­носности казахстанской части Устюрта и основные направления дальней­ших работ.// «Геология нефти и газа», 1970, № 8.

18.Днепров В. С. Геологическое строение и нефтегазоносность Южно-Эмбенского поднятия и Сев. Устюрта. //Тр. ВНИГРИ, вып. 192, 1962.

19.Дьяков Б. Ф. [и др.]. Перспективы нефтегазоносности Зап. Казахстана. //Бюлл. научно-техн. инф., Госгеолтехиздат, 1960, № 2.

20.Дьяков Б. Ф. [и др.]. Результаты региональных геолого-геофизических иссле­дований на территории Мангышлака и Устюрта и задачи на 1971—1975 годы. //«Геология нефти и газа», 1970, № 2.

21.Дьяков Б. Ф. Вопросы образования и размещения нефтяных и газовых место­рождений на Мангышлаке и Устюрте. //«Геология нефти и газа», 1970, Л"» 7.

22.Дьяков Б. Ф. Перспективы открытия новых крупных месторождений нефти и газа на Мангышлаке и Устюрте. //«Геология нефти и газа», 1971, № 5.

23.Каримов А. К. [и др]. О битуминозности мезозойских отложений Устюрта. //«Узб. геол. журнал», 1962, № 2.

24.Каримов А. К. и др. Битуминологическая характеристика разреза меловых отложений Барсакельмесского района Устюрта. // «Узб. геол. журнал», 1966, № 3.

25.Корценштейн В. Н. Гидрогеология нефтегазовых месторождений Юж. Ман­гышлака. //Изд-во «Недра», 1967.

26.Кудряков В. А., Креммер А. М., Халдаров С.Гидрогеологические условия Каракалпакского Устюрта. В кн. «Вопросы геологии и нефтегазонос­ности Узбекистана», //Изд-во «Фан» УзССР, Ташкент, вып. 1, 1966.

27. Ишутин В. В. [и др.]. Некоторые особенности глубинного геологического строе­ния Южного Устюрта и Северных Каракумов. //«Нефтегазовая геология и геофизика», 1966, № 5.