Приуральский нефтегазовый комплекс (история создания и развития)

трансгрессии и регрессии белоглинсьсих и изменения геологических процессов этого хадумских морей, что обусловливало общие времени.

Литература

1. Геологические и биотические события позднего эоцена - раннего олигоцена на территории бывшего СССР. 4.1. Региональная геология верхнего эоцена и нижнего олигоцена. - М., 1996. ( Груды ГИН. Вып.489). 4.2. Геологические и биотические события. - М., 1998. (Труды ГИН. Вып.507).

2. Яночкина З.А., Букина Т.Ф., Ахлестина Е.Ф. и др. Наиболее значимые событийные уровни, выраженные в вещественном составе отложений позднего фанерозоя юго-востока Восточно-Ев-ропейской платформы //Известия Саратовского ун-та. Нов. сер. - 2004. - Т.4. - Вып. 1-2. - С.63-79.

3. Курлаев В.И., Ахлестина Е.Ф. Палеоген Среднего и Нижнего Поволжья. - Саратов, 1988. -Деп. ВИНИТИ, № 8825.

4. Ахлестина Е.Ф., Иванов A.B. Силициты верхнего мела и палеогена Поволжья. - Саратов: изд-во ГосУНЦ "Колледж", 1998.

5. Яночкина З.А., Гуцаки В.А., Иванов A.B. и др. Литолого-фациальные особенности отложений позднего фанерозоя юго-востока Восточно-Европейской платформы. - Саратов: изд-во ГосУНЦ "Колледж", 2000.

6. Жидовинов Н.Я., Ахлестина Е.Ф. Ландшафты и климаты кайнозоя юго-востока европейской части России как основные элементы биосферы //Проблемы изучения биосферы: избран, труды всерос. науч. конф., посвящ. 70-летию выхода в свет "Биосферы" В.И. Вернадского. - Саратов: изд-во ГосУНЦ "Колледж", 1999. - С.149-161.

7. Ахлестина Е.Ф., Жидовинов Н.Я. Юго-восток Русской равнины. Кн. "Изменение климата и ландшафтов за последние 65 миллионов лет". - М.: Геос, 1999. - С.54-62.

8. Ясаманов H.A. Ландшафтно-климатические условия юры, мела и палеогена юга СССР. -М.: Недра, 1978.

9. Ясаманов H.A. Древние климаты Земли. - Л., 1985.

УДК 553.98:55

ПРИУРАЛЬСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС

© 2010 г. О.Н. Марченко

Казахстан, г. Уральск

В историческом аспекте рассмотрены основные этапы создания и развития нефтегазового комплекса в северо-западной части Прикаспийской впадины. Приводятся наиболее полные сведения об объемах глубокого бурения на нефть и газ, количестве скважин по категориям и достигнутым глубинам в пределах геоструктурных зон, охватывающих территорию Приуралья.

В некоторых научных публикациях северную часть Прикаспийской впадины,

район междуречья Эмба-Урала, включая и левобережье реки Урал, называют При-уральем. Это территория Западно-Казахс-танской области (ЗКО), пограничная с Россией, где осадочный комплекс отложений состоит из подсолевого и надсолевого мега-комплексов, разделенных толщей гидрохимических пород кунгурсюго яруса нижней перми. Весьма сложны горно-геологические условия разреза, обусловленные чередованием терригенных, карбонатных, гидрохи-

мических пород, наличием горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями, водо- и рапопроявляющих, с агрессивными кислыми компонентами, в некоторых частях разреза с прослоями пластичных глин и текучих солей [1-5].

По разработанной схеме геотектонического районирования [6] здесь выделяются внешняя прибортовая часть, зона разновозрастных карбонатных бортовых уступов, внутренняя прибортовая часть Прикаспийской впадины и Центрально-Прикаспийская депрессия с интенсивным развитием соляных куполов и сопряженных с ними межкупольных пространств (схема).

Небезынтересна история нефтегазо-поисковых работ в Приуралье, которые за сравнительно небольшой отрезок времени привели к созданию успешно развивающегося нефтегазового комплекса, являющегося основой экономики целого региона. Этому были посвящены публикации [7-8], в кото-

рых отмечалось, что отсутствием "нефтяных полей", выходов на поверхность киров и других битуминозных пород объясняется поздний вход в "нефтяной оборот" земель в среднем течении реки Урала в отличие от его низовий и района бассейна реки Эмбы, где нефтепоисковые работы с добычей нефти начались 110 лет назад. Возникла "Большая Эмба" с известными нефтепромыслами Доссор, Макат, Байчунас, Пекине и другими в Атырауской области. В 30-х годах прошлого века началась разработка первых нефтяных месторождений (Джаксымай, Шубарку-дук) в Актюбинской области. Но основные открытия в Западном Казахстане в пределах Прикаспийской впадины были впереди - это Кенкияк (1958), Жанажол (1978), Алибекмо-ла (1986) в Актюбинской области; Марты-ши (1968), Тенгиз (1979), Королёвское (1986), Кенбай (1986) в Атырауской области; Карачаганак (1979) и Чинарёвское (1991) в ЗКО.

Схема геотектонического районирования (С.М. Камалов и др., 1991). 1 - внешняя прибортовая часть (А - Карповский, Б - Чинарёвский выступы фундамента, В - Погодаево-Остафьевский прогиб); 2-4 - зона бортовых уступов (2 - московско-артинский, 3 - визейско-башкирский, 4 - франско-турнейский); 5 - внутренняя прибортовая часть; 6 - изогипса поверхности подсолевых отложений; 7 - контуры основных месторождений углеводородов

Приуралье - самая "молодая" территория в Прикаспийской впадине, где буровые работы, связанные с поиском и разведкой месторождений углеводородного сырья, начались сравнительно недавно: первая глубокая скважина Уральской нефтеразведкой, специально созданной трестом "Актюбнеф-теразведка", была забурена 31 октября 1952 г. на Солдатовском (Уральском) поднятии в пределах Карповского выступа фундамента. Она достигла забоя 2778 м, вскрыв на глубине 2672 м подсолевые карбонатные отложения артинского яруса нижней перми. После бурения в этой структурной зоне еще нескольких скважин, не давших при испытании промышленных притоков нефти, постоянно наращиваемые объемы буровых работ переместились к югу, в Центрально-Прикас-пийскую депрессию. Здесь буровые работы Урало-Волжской экспедицией глубокого бурения, вошедшей в состав организованного в 1960 г. треста "Уральскнефтегазразведка", проводились по данным сейсморазведки MOB и структурно-поискового бурения. В результате были открыты мелкие залежи высокометанового бессернистого газа в песчаных отложениях апшеронского яруса верхнего неогена на площадях Аукетайшагыл (1960) и Порт-Артур (1961) на глубинах соответственно 50-140 м и 202-222 м. На площади Карагай залежь газа в отложениях нижнего мела установлена в 1968 г. на глубине 910-915 м. В это же время в отложениях акчагыльского яруса трестом "Союзбургаз" (Москва) была открыта залежь газа на площади Саралжин на глубине 295-327 м. Мелкие залежи нефти в терригенных отложениях нижнего триаса выявлены в сводовых частях соляных куполов Болганмола (1963), Чингиз (1969), Бекет (1970) на глубинах от 559 до 1844 м. Однако выявленные месторождения в достаточной степени не были разведаны, их запасы в ГКЗ СССР не рассматривались. Но данный регион в 60-х годах стал широко известен в СССР, и причиной тому была Аралсорская сверхглубокая скважина (6806 м), пробуренная с исполь-

зованием отечественного оборудования, материалов и технологий. Опыт ее строительства оказал большое влияние на развитие техники и технологии глубокого бурения в СССР. Вероятно, из-за слабой методической основы поисков, несовпадения данных бурения и сейсморазведки, заложения скважин в неблагоприятных структурных условиях и часто в единичных количествах, не всегда качественного их опробования существенных открытий в данном регионе не было [9, 7, 8, 4].

Из-за низкой эффективности работ на надсолевые отложения в начале 70-х годов началось освоение подсолевого палеозойского комплекса пород в бортовых (приподнятых) частях Прикаспийской впадины. В частности, на северном борту сейсморазведкой была установлена цепочка локальных поднятий рифового типа, и началось бурение профилей параметрических и поисковых скважин, что привело в 1973 г. к открытию Западно-Тёпловского нефтегазоконден-сатного месторождения в нижнепермских карбонатных отложениях. До 1981 г. в этой протяженной (с запада на восток до 90 км) полосе узкого рифового гребня на глубинах 2695-3030 м было открыто еще 6 месторождений (Гремячинское, Ульяновское, Восточно-Гремячинское, Цыгановское, Тёп-ловское, Токаревское). Их разведка с некоторыми перерывами велась до 1992 г., и после защиты отчета по подсчету запасов в ГКЗ СССР выявленные месторождения, объединенные в Тёпловско-Токаревскую группу нефтегазоконденсатных месторождений (ТТГНГКМ), были переданы в промышленную разработку. ТТГНГКМ была первым "кирпичиком", основой создания нового нефтегазового комплекса в северо-западной части Казахстана. К зарождению этого комплекса нефтеразведчики шли долгих 20 лет - от заложения первой глубокой скважины в северной части Прикаспийской впадины до значительных объемов работ в центральной ее части и более успешного возврата в северную бортовую зону, где и были откры-

ты первые значимые залежи углеводородов (УВ).

Под нефтегазовым комплексом мы понимаем совокупность в определенном регионе выявленных и разрабатываемых месторождений УВ и связанной с ними инфраструктуры по подготовке, транспортировке добытой углеводородной продукции до пунктов ее переработки. Например, Чинарёвская "составляющая" Приуральского нефтегазового комплекса включает Чинарёвское и Рож-ковское НГКМ, установки по подготовке газа, по демеркаптанизации нефти, нефтепровод длиной 120 км Чинарёвка - Росто-ши, железнодорожный нефтеналивной терминал на станции Ростоши.

За 20-летний период работ на Тёплов-ско-Токаревской группе месторождений были пробурены 104 скважины с общей проходкой 336286 м и средней глубиной 3234 м. 40 скважин оказались продуктивными или коэффициент успешности (удачи) работ составил 0,385 (отношение продуктивных скважин к общему их количеству). По величине утвержденных запасов ТТГНГКМ относится к числу средних. Ее преимуществами являются расположение вблизи крупных населенных пунктов, развитая инфраструктура региона, высокие дебиты скважин. Открытие, связанное с ловушками УВ рифового типа в карбонатных отложениях подсо-левого палеозоя, было первым в Прикаспийской впадине и оказалось знаковым, определив в разных ее частях и на многие годы основное направление нефтегазопоисковых работ, что в итоге привело к выявлению крупных (Жанажол, Кенкияк, Алибекмола, Чинарёвское) и уникальных (Карачаганак, Тенгиз, Кашаган) месторождений углеводородного сырья.

После открытия ТТГНГКМ начался этап более целенаправленных и успешных поисков месторождений УВ в подсолевых палеозойских отложениях в северной части Прикаспийской впадины. В 1979 г. во внутренней прибортовой ее части открыто уникальное по запасам и компонентному составу

флюидов Карачаганакское НГКМ, где фонтанный приток газового конденсата был получен в марте 1979 г. при испытании плас-тоиспытателем КИИ-146-2 М интервала 3908-3937 м в разрезе скв.П-10. Месторождение связано с ловушкой внутрибассейно-вого атолла, образующего многоярусную ассоциацию рифов в пределах массивного карбонатного резервуара. Размеры атолловид-ного массива 15x30 км, основная продуктивная часть месторождения, сложенная набором разнообразных карбонатных пород ран-непермско-фаменского возраста, залегает в диапазоне глубин 3640-5270 м. Несмотря на большую глубину залегания продуктивного комплекса, месторождение было разведано в сжатые сроки, а опытно-промышленная его эксплуатация (ОПЭ) началась в сентябре 1984 г. Добываемая продукция (газ и конденсат в начальный период) через две нитки газопровода и три нитки конденсатопро-вода транспортировалась на Оренбургский газоперерабатывающий комплекс. Обессеренный газ по отдельному газопроводу стал подаваться в и г.Аксай.

В 1987 г. при опробовании открытым забоем интервала 5647-5754 м в поисковой сквЛ 5 промышленный приток нефти был получен из отложений среднего девона. Их продуктивность в дальнейшем была подтверждена при испытании в скв.ДР-6 интервалов 5903-5913 м, 5730-5758 м.

В скв.Д-1 промышленная нефтеносность клинцовско-мосоловских и бийских отложений эйфельского яруса среднего девона была установлена еще ниже - в интервале глубин 6120-6256 м. В 1993 г. новая нефтегазовая залежь была выявлена в карбонатных породах франского яруса верхнего девона. При испытании в скв.Д-1 интервала 5766-5792 м дебит нефти через установку "Порта-Тест" на 8-миллиметровом штуцере составил 136,7 м3/сут, газа -18,5 тыс.м3/сут.

Таким образом, на Карачаганакском месторождении помимо основной залежи установлен второй девонский продуктивный

этаж нефтегазоносности на глубинах 5470-6270 м. Этот этаж еще слабо изучен, но сам факт наличия нефти на таких значительных глубинах (за "порогом" 6 км) является уникальным и обнадеживающим. Не исключено, что девонские отложения в XXI веке станут одним из основных объектов наращивания новых запасов углеводородного сырья в различных частях Прикаспийского нефтегазоносного бассейна, особенно на площадях с развитой инфраструктурой типа Карачаганакского НГКМ с 2 5-летним сроком разработки [10].

Успешная и ускоренная разведка Карачаганакского месторождения обеспечила надежную сырьевую базу для добычи газа и нефти в северо-западной части Прикаспийской впадины (Приуралье). Она была "становым" форпостом для развития нефтегазодобывающей промышленности на северо-западе Республики Казахстан. Открытие Карачаганака до сих пор считается значительным достижением советской геологической школы. Оно блестяще подтвердило прогноз геологов и ученых разных поколений о возможном наличии крупных промышленных запасов УВ во внутренней, погруженной части Прикаспийской впадины [3-4]. Опыт разведки и освоения Карачаганака в прошлые 80-е годы приобрел всесоюзную известность. До сих пор не побит и своеобразный рекорд Карачаганака, заключающийся в бурении массового количества скважин с глубинами ниже 5000 м на одной площади. Из 54 скважин с забоями в интервале глубин 5000-5500 м на площади пробурены 37 скважин или 68,5 %, 5 скважин превысили рубеж 6000 м (до 6458 м), 43 скважины оказались продуктивными, 13 скважин переданы в фонд эксплуатационных. В стоимостном выражении добытая из них продукция (газ, конденсат) окупила все затраты на стадии разведки месторождения.

По существу реальный срок разведки месторождения укладывается в период с 1980 г., когда была закончена испытанием скважина-первооткрывательница П-10, до

1989 г., когда в ГКЗ СССР был защищен с отличной оценкой отчет по подсчету запасов и закончены испытанием еще 43 скважины. Одновременно с разведкой велась ОПЭ газоконденсатной части месторождения ПО "Оренбурггазпром", с 1991 г. -ГХК "Казахгаз", с 1992 г. - альянсом компаний "Бритиш газ" и "Аджип". При ОПЭ дебит газа достигал 2 млн м3/сут, конденсата -1300 м3/сут. С 1994 г. разработкой занимается "Карачаганак Петролеум Оперейтинг" -совместное предприятие "Би Джи Групп" (32,5 %), "Эни" (32,5 %), "Шеврон" (20 %), "Лукойл" (15 %). Следует отметить, что за последнее десятилетие инфраструктура месторождения значительно разрослась и укрепилась. После ввода в действие в 2005 г. установки УКПГ-2, где смонтированы мощные компрессоры, на опытном участке началось производство "сайклинг-процесса" с обратной закачкой в пласт сырого газа для поддержания пластового давления и избежания выпадения конденсата в пластовой системе. После строительства трубопровода "Аксай-Бол.Чаган-Атырау", соединившего месторождение с Каспийским трубопроводным консорциумом, карачаганакская нефть вышла на мировой рынок.

Таким образом, Приуральский нефтегазовый комплекс начал действовать с 1984 г., но его расширение (развитие) продолжалось, были новые открытия. Так, в 1986 г. на западе ЗКО, вблизи Токаревского ГКМ на глубинах 2640-3180 м выявлено Каменское ГКМ, связанное с карбонатной толщей (до 150 м) пород казанского яруса верхней перми (калиновский горизонт), зажатой между соленосными породами. Такого типа месторождения не были известны в Прикаспийской впадине, но в северной бортовой ее части они определили одно из направлений нефтегазопоисковых работ [11]. В последующем это привело к открытию (1994) Южно-Гремячинского месторождения нефти на глубине 3158-3184 м, которое, как и Каменское, расположено в межуступной бортовой зоне.

В период с 1989 по 1993 г. в зоне простирания визейско-башкирского бортового уступа в интервале глубин 4218-4738 м выявлены углеводородные месторождения Дарвинское, Чаганское, Ростошинское, продуктивность которых связана с карбонатными отложениями башкирского яруса среднего карбона. Во внешней прибортовой зоне, в пределах Карповского выступа фундамента на глубине 4440-4457 м открыто Приграничное месторождение нефти, связанное с терригенными породами пашийского горизонта франского яруса верхнего девона.

Но наиболее важным стало открытие в 80 км к западу от Карачаганакского месторождения Чинарёвского НГКМ в северной части Чинарёвского выступа фундамента, являющегося одним из крупных геоструктурных элементов во внешней прибортовой части Прикаспийской впадины. Еще в 1966-1976 гг. здесь пытались пробурить две параметрические скважины с проектной глубиной 5000 м, но из-за текучести солей скважины были ликвидированы по техническим причинам. Лишь в 1986 г. была начата бурением поисковая скв.4, при забое 5356 м вскрывшая полный разрез осадочных отложений до кристаллического фундамента. В феврале 1991 г. из интервала 5145-5175 м был получен фонтанный приток газоконденсата. Так была выявлена бийская газоконден-сатная залежь в карбонатных отложениях эйфельского яруса среднего девона. В 1992 г. была закончена бурением при забое 5210 м поисковая скв. 10 в 11,5 км к востоку от скв.4. При ее испытании была подтверждена продуктивность бийского горизонта и открыта газоконденсатная залежь в афонинском горизонте эйфельского яруса после перфорации интервалов 5005-4980 м и 4935-4912 м. После испытания газоконденсатной части турнейского горизонта в нижнем карбоне (4305-4320 м) и дострела вниз (4320-4328 м и 4390-4395 м) получен и промышленный приток нефти [1,12].

К сожалению, из-за отсутствия бюджетного финансирования в 1995 г. были оста-

новлены бурением при глубинах 3500-3600 м скв. 12 и 13, во временную консервацию введены скв. 10 и 11. Лишь спустя пять лет началась новая "жизнь" месторождения, когда лицензию на разведку и добычу получило ТОО "Жайыкмунай". На площади месторождения была проведена высокоразрешающая сейсморазведка МОГТ-ЗБ, до тур-нейских отложений добурены скв. 12 и 13, в пробную эксплуатацию турнейского горизонта введена скв. 10 с дебитом нефти до 190 т/сут. В 2002 г. разведочной скв.22 выявлена новая нижнефранская газоконденсатная залежь на глубине 4881-4973 м. В 2004 г. при опробовании пластоиспытате-лем КИИ-146 интервала 2776-2806 м в процессе бурения скв.20 приток нефти получен из доломитового пласта филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми. Чинарёвский проект является самым успешным в ЗКО и только набирает свои "обороты". По величине извлекаемых запасов У В месторождение относится к числу крупных. Геологи и раньше предполагали [1, 4, 12], что в пределах Чинарёвского выступа фундамента могут быть открыты и новые месторождения УВ. Этот прогноз оправдался: спустя 15 лет после последнего открытия в 2008 г. в 10 км к югу от Чинарёвского месторождения, в пределах Фёдоровского лицензионного блока ТОО "Урал Ойл энд Газ" открыто Рожковское нефтегазоконденсатное месторождение в карбонатных отложениях турнейского яруса на глубинах 4340-4415 м. Это открытие (23-е по счету) является еще одним "кирпичиком" в фундаменте Приуральского нефтегазового комплекса. Всего на территории ЗКО открыты 5 нефтяных, 6 газовых, 4 газоконденсатных и 8 нефтегазо-конденсатных месторождений (табл.1), большее их количество (16) непосредственно составляет основной актив нефтегазового комплекса на северо-западе Казахстана. По опубликованным данным ("Oil & Gas", 2009, № 1), в ЗКО добыча нефти в 2008 г. составила 6258865 т или порядка 9,7 % от объема добычи в стране, добыча кон-

Таблица 1

Месторождения углеводородного сырья, выявленные в ЗКО

Месторождения Геотектоническое положение Год открытия скважин-первооткр. Глубина залегания продукт, отложений, м. Возраст Состояние месторождения

1 2 3 4 5

Аукетайшагыл ГМ 1960 Г-12 50-140 неоген

Порт-Артур ГМ 1961 П-27 202-222 неоген (апшеронский ярус) в доразведке

Саралжин ГМ Центрально-Прикаспийская 1963 Р-1 295-327 неоген

Болганмола НМ депрессия 1963 Г-3 1835-1844 нижний триас

Карагай ГМ 1968 Г-3 910-915 нижний мел (баррем.ярус) в консервации

Бекет НМ 1972 Г-1 1179-1185 нижний триас в доразведке

Чингиз НМ 1973 Г-8 559-1748 нижний триас

Западно-Тёпловское НГКМ 1973 Г-5 2715-2995 нижняя пермь

Гремячинское ГКМ 1974 Г-2 2695-3030 нижняя пермь

Ульяновское ГКМ Северная бортовая зона Прикаспийской впадины. Нижнепермский бортовой карбонатный уступ 1976 П-47 2735-3020 нижняя пермь

Восточно-Гремячинское НГКМ 1976 Г-2 8 2760-2970 нижняя пермь (артинск.ярус) в освоении

Цыгановское НГКМ 1977 Г-24 2820-2925 нижняя пермь

Тёпловское НГКМ 1979 Г-43 2826-3028 нижняя пермь

Токаревское ГКМ 1980 Г-2 2750-2940 нижняя пермь

Карачаганак НГКМ Внутренняя 1979 П-10 3640-5270 основная нижнепермско-фаменская залежь в разработке с 1984 г.

прибортовая часть Прикаспийской впадины 1988 Г-15 1993 Д-1 5470-6270 девонский или франско-эйфелький этаж продуктивности в доразведке

Каменское ГКМ Межуступная северная бортовая зона Прикаспийской впадины 1986 Г-2 2640-3182 верхняя пермь (казанский ярус, калиновский горизонт) в освоении

Продолжение таблицы 1

1 2 3 4 5

Дарьинское НГКМ Северная бортовая зона Прикаспийской впадины, визейско-башкирский бортовой уступ 1989 Г-1 4218-4270 средний карбон (башкирский ярус) в доразведке

Чаганское ГМ 1990 Г-2 4515-4619 средний карбон (башкирский ярус) в консервации

Чинарёвское НГКМ Внешняя прибортовая зона Прикаспийской впадины, Чинарёвский выступ фундамента 1991 Г-4 1993 Г-10 2770-5300 нижняя пермь-средний девон (эйфельский ярус) в разведке, пробная эксплуатация турнейской залежи с 2000 г.

Приграничное НМ Внешняя прибортовая зона Прикаспийской впадины, Карповский выступ фундамента 1993 П-48 4440-4457 верхний девон

Ростошинское ГМ Северная бортовая зона Прикаспийской впадины, визейско-башкирский бортовой карбонатный уступ 1993 Г-1 4218-4395 верхняя пермь (калиновская свита) 4624-4738 нижняя пермь (башкирский ярус) в доразведке

Южно- Гремячинское НМ Межуступная северная бортовая зона Прикаспийской впадины 1994 Г-2 3158-3184 верхняя пермь

Рожковское НГКМ Внешняя прибортовая зона Прикаспийской впадины, Чинарёвский выступ фундамента 2008 U-10 4340-4415 нижний карбон (турнейский ярус) в разведке

денсата - 5594312 т (93,1 %), газа -15098749 тыс.м3 (45,1 %).

Подводя итоги развития Приуральского нефтегазового комплекса, отметим, что за период проведения нефтегазопоисковых работ (с конца 1952 г. и до середины 2009 г.) на территории ЗКО на 93 площадях были пробурены 445 глубоких скважин с общим метражом 1468781 м. Это относительно небольшая величина по сравнению с тысячами скважин, пробуренных в Атырауской области и сотнями - в Актюбинской. Но ЗКО осталась лидером и по самой глубокой скважине в Евразии: Долинская параметрическая скважина во внутренней части Прикаспийской впадины в 1993 г. достигла глубины 7006 м. Касаясь общепринятой (пока) в геологической литературе классификации

скважин по категориям, отметим, что из 445 скважин 51 является параметрической (11,5 %), 276 - поисковыми (62 %), 118 -разведочными (26,5 %). В свое время такое соотношение скважин в регионе признавалось наиболее оптимальным. В последнее десятилетие все закладываемые новые скважины стали называть разведочными, хотя чаще они выполняют функцию поисковых. Отдельную категорию составляют эксплуатационные скважины. На Карачаганаке, кстати, их пробурено более сотни, началось строительство этих скважин и на Чинарёв-ском НГКМ.

В табл.2 и 3 отражены наиболее полные в статистическом выражении и геологическом аспекте сведения об объемах бурения и количестве скважин в основных гео-

структурных зонах северной части Прикаспийской впадины, охватывающей территорию ЗКО, за весь период нефтегазопоиско-вых работ по состоянию на 01.07.09 г.

Наилучшие результаты получены в пределах внешней и внутренней прибортовых частей Прикаспийской впадины, где коэффициент успешности (удачи) геологоразведочных работ составил соответственно 0,461 и 0,581. Наименьшим этот параметр является в Центральном Прикаспии, где из 169 пробуренных скважин только 21 оказалась продуктивной (коэффициент успешности 0,124). В целом по региону коэффициент успешности составляет 0,301, что соответствует среднемировому уровню, находящемуся в пределах 0,3 (табл.2).

Однако изученность глубоким бурением территории ЗКО остается пока низкой. Если исходить из плотности бурения и площади ЗКО (153,3 тыс. км2), то одна скважина приходится на 344,5 км2, а с учетом пробуренного метража на 1 км2 площади приходится 9,6 пог. метров скважин. Наибольшее количество скважин (128 или 28,8 %) из общего числа пробуренных (445) приходится на интервал глубин от 3000 до 4000 м, в котором залегают нефтегазокон-денсатные залежи Тепловско-Токаревской группы месторождений. Забои 77 скважин (17,3 %) находятся в интервале глубин 5000-5500 м. 48 из них являются продуктивными, коэффициент успешности составляет 0,623, что является наивысшим показателем

Геоструктурн ы е зоны Кол-во площадей Объем глубокого бурения, м Кол-во пробуренных скважин, в т.ч. продуктивных Средняя глубина скважин, м Коэф. успеш. ГРР (КУ) Выявл. месторожд. У В

Внешняя прибортовая часть Прикаспийской впадины 12 177579 39 18 4553 0,461 Приграничное, Чинарёвское, Рожковское

Зона разновозрастных бортовых уступов 29 592002 163 52 3632 0,319 ТТГНГКМ: Каменское, Южно-Гремячинское, Ростошинское, Чаганское, Дарьинское

Внутренняя прибортовая часть Прикаспийской впадины 14 382771 74 43 5173 0,581 Карачаганак

Центрально-Прикаспийская депрессия 38 320869 169 21 1899 0,124 Аукетайшагыл, Порт-Артур, Болганмола, Саралжин, Карагай, Беккет, Чингиз

Итого по северной и центральной частям Прикаспийской впадины | в границах ЗКО 93 1468781 445 134 3301 0,301

Таблица 2

Сводные данные о результатах глубокого бурения на нефть и газ в пределах ЗКО

по интервальности достигнутых глубин (табл.3).

Известно, что нефтегазопоисковые работы занимают основное место в процессе освоения нефтегазовых ресурсов, в общей структуре топливно-энергетического комплекса. Их результаты в итоге всегда окупаются в процессе разработки месторождений. Они являются главным звеном устойчивого развития нефтегазодобывающей отрасли. В настоящее время в пределах ЗКО продолжаются разведочные работы на Чинарёвском и Рожковском месторождениях. Инвесторы пришли и на другие ра-

нее открытые месторождения (Приграничное, Южно-Гремячинское, Ростошин-ское, Дарьинское). Новые сейсмические работы с целью поисков месторождений нефти и газа проводятся на Северо-Карпов-ском, Южно-Карповском, Фёдоровском и Каменковском лицензионных блоках, охватывающих северную бортовую часть Прикаспийской впадины. В будущем специалисты нефтегазовой отрасли достаточно обоснованно рассчитывают на открытия в пределах Приуральского нефтегазового комплекса новых месторождений углеводородного сырья.

Таблица 3

Распределение скважин по интервалам достигнутых глубин

Геоструктурные зоны До 1000 2000 3000 4000 5000 5500 6000 6500 7006 Итого

Внешняя прибортовая часть Прикаспийской впадины 5 5 7 3 21 15 1 39 18

Зона разновозрастных бортовых уступов 1 17 7 99 36 26 5 14 3 5 1 1 153 52

Внутренняя прибортовая часть Прикаспийской впадины 3 И 9 42 30 9 1 5 3 1 74 43

Центрально-Прикаспийская депрессия 42 15 59 4 40 2 21 6 1 169 21

Итого по северной и центральной частям Пркаспийской впадины в границах ЗКО 42 15 60 4 62 9 128 36 53 17 77 48 15 2 6 3 2 445 134

Коэффициент успешности ГРР в поинтервальном диапазоне 0,357 0,066 0,145 0,28 0,32 0,623 0,133 0,5 0,301

Литература

1. Марченко О.Н. Перспективы и проблемы поиска нефти и газа в Приуралье //Энергетика и топливные ресурсы Казахстана. - 1993. - № 4 (6). - С.8-12.

2. Москаленко Б.Н., Марченко О.Н., Елеулов Х.А. и др. Основные черты строения и нефтегазо-носность Северного Прикаспия //Геология Казахстана. - 1994. - № 5. - С.80-87.

3. Марченко О.Н. От Кенкияка до Карачаганака (нефть глазами очевидца) //ИПК "Дастан". -Уральск, 2003.

4. Марченко О.Н. Геологические условия и результаты работ по освоению нефтегазового потенциала Северного Прикаспия. Обзорная информация //ИПК "Дастан". - Уральск, 2006.

5. Марченко О.Н. О нефтегазоносности Северного Прикаспия //Нефтегазоносность Казахстана. - Алматы-Атырау. - 2001. - С.57-59.

6. Камалов С.М., Марченко О.Н., Матлошинский Н.Г., Гайнанов С.Б. Нефтегазогеологическое районирование северной части Прикаспийской впадины //Недра Поволжья и Прикаспия. — 1991. — Пробный выпуск. - С. 19-23.

7. Марченко О.Н., Бахтияров Р.Б., Альжанов A.A. и др. К истории глубокого бурения в При-уралье (статистика, результаты, тенденции развития) //Геология и разведка недр Казахстана. -1997. -№ 1. -С.47-50.

8. Марченко О.Н. К истории и результатам нефтегазопоисковых работ в северо-западной части Прикаспия //Недра Поволжья и Прикаспия. - 2002. - Вып.29,- С.27-31.

9. Камалов С.М., Марченко О.Н., Айзенштадт Г.Е.-А., Камалов Х.С. К проблеме освоения ресурсов нефти и газа надсолевого комплекса Северного Прикаспия //Известия АН Каз. ССР, сер.геол. - 1991. - № 1. - С.3-6.

10. Москаленко Б.Н., Елеулов Х.А., Марченко О.Н., Касьяненко A.A. Строение и нефтегазоносность девонских отложений Карачаганака //Геология и разведка недр Казахстана. - 1995. -№ 6. - С.26-30.

11. Камалов С.М., Марченко О.Н., Матлошинский Н.Г., Чепелюгин А.Б. и др. Поиски нефти и газа в нижнеказанских карбонатных отложениях северной бортовой зоны Прикаспийской впадины //Геология нефти и газа. - М. - 1988. - № 2. - С.29-33.

12. Москаленко Б.Н., Акчулаков У.А., Елеулов Х.А., Марченко О.Н. и др. Чинарёвский выступ: геология, нефтегазоносность, перспективы //Геология и разведка недр Казахстана. - 1995. -№ 2. -С.13-19.

ГЕОФИЗИКА

УДК 550.384

СТРУКТУРА ПАЛЕОМАГНИТНОЙ ШКАЛЫ И ОСОБЕННОСТИ РЕЖИМА МАГНИТНОЙ ПОЛЯРНОСТИ В НЕОГЕНЕ

© 2010 г. Л.В. Гребенюк

НИИ естественных наук Саратовского госуниверситета

По совокупности основных палеомагнитных характеристик (частоте инверсий и асимметрии полярности) гиперзона Согдиана общей магнитостратиграфической шкалы подразделена на три суперзоны: Согдиана I (хатт - сакараул продолжительностью около 7 млн лет), Согдиана II (коцахур ~ нижний сармат, 7 млн лет) и Согдиана III (верхний сармат - неоплейстоцен, 9,5 млн лет). Суперзоны разделены крупными ортозонами прямой полярности длительностью около 1,5-2 млн лет каждая. Структурирование гиперзоны с помощью отчетливо выраженных изменений количественных характеристик магнитного поля дает возможность получить более полное и объективное представление об эволюции геомагнитного поля за последние ~30 млн лет.

Для понимания основных особенностей ния ее главных этапов и рубежей необходимо эволюции магнитного поля Земли и выделе- структурирование шкалы магнитной поляр-