Между Каспийским и Аральским морями простирается плато Устюрт, сложенное с поверхности в основном известняками сарматского яруса верхнего миоцена. К заливу Кара-Богаз и Аральскому морю, а также на север, к долине реки Эмбы, и на юг, к сухому руслу Узбоя, плато Устюрт обрывается крутыми уступами, известными в географической литературе под названием чинков. Абсолютные отметки плато Устюрт (212 м) приурочены к району мыса Актумсык на Аральском море, но в области развития бессточных впадин Северо-Устюртского прогиба понижаются до 70 м. Первые сведения о геологии Устюрта получены участниками экспедиций XІX — начала XX вв. (Н.И.Андрусов, А.И.Антипов, А.Д.Архангельский, М.В.Баярунас, Н.П.Барбот-де-Марни, JІ.С.Берг, А.И.Бутаков, И.Г.Борщов, И.В.Мушкетов, С.Н.Никитин, Э.А.Эверсман и др.). Эти исследования носили маршрутный характер и представляют лишь исторический интерес. Планомерные исследования территории связаны с советским периодом. В 1923 г. А.Д.Архангельский в работе «Введение в изучение геологии Европейской России» предположил, что Устюрт представляет собой горстообразное поднятие кристаллического фундамента Русской платформы, разделившее герцинские складчатые сооружения Тянь-Шаня на две ветви, одна из которых, сохраняя тянь-шаньские простирания, уходит на северо-запад к Донбассу, а другая, поворачивая на север, проходит под островами Аральского моря и снова выступает на поверхность в горных хребтах Мугоджар и Урала. Эта концепция оказалась очень живучей. Ее разделяли многие русские и западноевропейские геологи, в частности Ганс Штилле (1928). Она повторялась в большинстве сводных работ А.Д.Архангельского по геологии СССР (1932, 1941) и в других обобщающих работах по тектонике СССР, публиковавшихся до Великой Отечественной войны. Очевидно, что из нее вытекала полная бесперспективность Устюрта как нефтегазоносной территории. Во второй этап (1925-1955) проведены специальные геологические, гидрогеологические, геоморфологические и частично геофизические работы, а также небольшой объем структурного и профильного бурения. Результаты исследований этого этапа отражены в трудах А.Д.Архангельского, В.А.Вахрамеева, О.С.Вялова, И.П.Герасимова, А.К.Замаренова, Н.П.Луппова, Н.К.Овечкина, А.И.Смолко, В.И.Солуна, В.В.Федынского, A.Л.Яншина и др. На основе нового материала составлены геологические карты, описан разрез мезозойских и кайнозойских отложений, изучена водоносность Устюрта, выдвинуты идеи о сочленении Урала и Донбасса (А.Д.Архангельский), наличии Айбугирской антиклинали и впадины Барсакельмес (А.И.Смолко, Н.П.Луппов). Важным моментом в выяснении геологического строения региона явились геологическая карта Северного Устюрта и объяснительная записка к ней, составленные А.Л.Яншиным. В качестве основной структуры региона он выделил Северо-Устюртский прогиб. Этот вывод опроверг предположение о том, что в структурном отношении Устюрт представляет собой поднятие, подземный выступ, перекрытый незначительными по мощности горизонтально-лежащими третичными осадками. Однако в послевоенные годы накопление новых данных по геологии Устюрта заставило коренным образом изменить представления о его тектонике. Так, уже в 1948 г. A.Л.Яншин указал, что через весь Устюрт проходит погребенное продолжение складчатой системы Мангышлака и что под Северный Устюрт погружаются унаследованные антиклинали меловых пород, лежащие на южном продолжении Мугоджар. Последующие работы геологов и геофизиков убеждают, что Устюрт представляет собой вовсе не поднятие, а, наоборот, наиболее глубоко погруженную и прогнутую часть территории. Оказалось, что сарматские известняки к краям Устюрта поднимаются и на столовых останцах, расположенных за его пределами, лежат выше, чем на самом Устюрте. Рельеф Устюрта в целом имеет обращенный характер. В наиболее погруженной части территории сохранились сарматские (а местами покрывающие их понтические) известняки, которые хорошо противостоят размыву и этим обусловливают платообразный характер рельефа. Окружающие Устюрт низменные пространства Аральского моря, долин рек Шогана и Эмбы, восточного Мангышлака, Кара-Богаза и даже северной части Каракумов в структурном отношении являются поднятиями по отношению к нему. В следующее десятилетие (1955-1964), которое можно отнести к третьему этапу, проведены площадные среднемасштабные геологические съемки, детальные гравиметрические, магнитометрические и региональные сейсмические исследования. Характерным для этого периода является то, что с ним связано внедрение различных видов глубокого бурения для выяснения геологического строения и оценки перспектив нефтегазоносности Северного Устюрта. В результате работ Всесоюзного Аэрогеологического треста, Союзной геологопоисковой конторы, треста «Казнефтегеофизика», Западно-Сибирского геофизического треста, конторы «Спецгеофизика» и других организаций выявлены новые структурные элементы, осложняющие Северо-Устюртский прогиб. Составлены карты тектонического районирования чехла и фундамента с четким выделением депрессий (Култукской, Косбулакской, Барсакельмесской и др.), выступов (Северо-Бузачинского, Яркимбайского, Кассарминского) и осложняющих их локальных поднятий. В этот период на основе обобщения всех материалов установлены основные черты тектоники Северного Устюрта, выявлены некоторые черты глубинного строения района и выделены зоны, перспективные на нефть и газ (А.Р.Бройтман, Ю.М.Васильев, Р.Г.Гарецкий, И.Г.Гринберг, Г.X.Дикенштейн, Б.Ф.Дьяков, А.Б.Живодеров, А.К.Замаренов, В.В.Ишутин, М.П.Казаков, Ю.М.Клейнер, П.А.Коноплин, В.Я.Кравчук, Ю.Я.Кузнецов, С.А.Манилов, Н.В.Неволин, Я.М.Огородник, Н.И.Петров, И.С.Плещеев, В.В.Прусов, О.К.Смирнов, О.Н.Соловьев, Б.3.Урецкий, М.М.Чарыгин, В.А.Шилина, А.Е.Шлезингер, В.И.Шрайбман, A.Л.Яншин). Новые представления о тектонике Устюрта коренным образом изменили оценку перспектив его нефтегазоносности. Основные геолого-геофизические работы проведены после 1964 г. с целью поисков нефти и газа. Занимаясь обобщением геолого-геофизических материалов, Ю.М.Васильев и В.С.Мильничук (1964, 1967) составили структурные карты по неогеновым и палеогеновым отложениям с подробным их описанием. Ими же на тектонической основе проведено районирование Устюрта с выделением валов, впадин и поднятий. Отмечено, что Уральская складчатость, видимо, продолжается на Устюрт с дальнейшим разворотом в юго-западном направлении. В 1965 г. Н.В.Неволин, рассматривая вопрос о глубинном геологическом строении Западного Казахстана, выделил в пределах Устюрта пять комплексов: архейско-нижнепротерозойский (дорифейский), рифейско-ордовикский (каледонский), силурийско- эйфельский (ранне-герцинский), живетско-нижнетриасовый (герцинский) и верхнетриасово-плиоценовый (альпийский). Альпийский соответствует платформенному чехлу, а остальные четыре сложены геосинклинальными отложениями. В свою очередь альпийский комплекс Н.В.Неволин подразделил на три яруса: рэт-лейасовый, среднеюрско-палеогеновый, неогеново-четвертичный. В работах И.Г.Гринберга, В.Г.Сухинина и др. (1966, 1968) изложены вопросы геологического строения и перспективы нефтегазоносности Устюрта. К ним приложены структурные карты по основным отражающим горизонтам и тектоническая схема. В 70-х годах развернулись работы по детальному изучению Северного Устюрта геофизическими методами разведки силами Актюбинской, Гурьевской и Турланской геофизических экспедиций Министерства геологии КазССР. Результаты сейсмических работ (Л.X.Григорян, В.Н.Мазур, Э.Э.Мирзоев, A.А.Парфенов, Б.А.Огай, Б.С.Тасыбаев, Ф.Абдурахимов, Л.В.Дзера, Б.Б.Нуралиев, Т.К.Нарембаев, И.И.Иванов, К.Мухитов, B.А.Шилина, Н.Я.Кунин, Р.Б.Сапожников и др.) детализировали ранее известные и выявили ряд новых локальных поднятий. Одновременно с геофизическими исследованиями проводилось структурное и глубокое поисковое бурение. В 1967 г. вышла в свет работа А.М.Акрамходжаева с соавторами, касающаяся геологии и предпосылок нефтегазоносности Каракалпакии и юго-восточного Устюрта. В монографии М.Ф.Мирчинка и др. «Тектоника и нефтегазоносность Мангышлака и Устюрта», опубликованной в 1972 г., рассмотрены вопросы строения платформенного чехла, стратиграфии, развитие отдельных локальных поднятий и нефтегазоносность рассматриваемой территории. В 1973 г. опубликована работа С.Е.Чакабаева и др. «Геология, история развития и перспективы нефтегазоносности Туранской плиты», в которой кроме геологии и нефтегазоносности освещены и вопросы, связанные с установлением палеогеографических условий осадконакопления. Большой вклад в познание геологии и нефтегазоносности Северного Устюрта внесли отдельные статьи и монографии П.Я.Аврова, А.А.Бакирова, 3.Е.Булекбаева, Р.И.Быкова, В.П.Гаврилова, И.Б.Дальяна, Б.Ф.Дьякова, Б.П.Жижченко, В.М.Игуменова, Н.А.Калинина, Л.К.Кирюхина, В.С.Князева, В.И.Самодурова, Ж.С.Садыкова, Л.П.Трайнина, Г.А.Федотовой, Ю.М.Федотова, В.Я.Царева и др. Таким образом, к настоящему времени по Северному Устюрту накоплено достаточное количество геолого-геофизических материалов, обобщение которых является предметом исследований автора. Вместе с тем в работе делается попытка более детального освещения истории геологического развития региона и особенно локальных поднятий с выделением в осадочных комплексах нефтегазоматеринских и нефтегазопроизводящих свит. Одной из важнейших задач является изучение тектоники Устюрта, основанное на анализе и обобщении всех имеющихся на данный момент геологических, геофизических и геохимических данных. Для юго-восточной части Устюрта, входящей в пределы Каракалпакии, такой анализ дан в работах А.М.Акрамходжаева и других узбекских геологов. Тектоника юго-западного Устюрта освещена исследованиями нефтяников Мангышлака. По тектонике и геохимии мезозойско-кайнозойских отложений Северного Устюрта сводные работы пока отсутствуют и настоящая монография призвана восполнить этот пробел. В ее основе исследования автора в период с 1968 по 1974 г., а также анализ опубликованных геолого-геохимических и геофизических материалов по Северному Устюрту. В работе в основном рассмотрены мезозойско-кайнозойские образования и развитые в них локальные структуры, представляющие большой интерес для поисков нефти и газа. Известно, что история тектонического развития локального поднятия имеет решающее значение при формировании в его пределах залежей нефти и газа. Нахождение последних не в меньшей степени зависит и от литологических, гидрогеологических, геохимических и других условий, которые были учтены в работе для полноты прогноза нефтегазоносности мезозойских и кайнозойских отложений Северного Устюрта. Строение этих отложений основывается на анализе серии структурных карт по различным горизонтам: кровле пермо-триасовых, юрских, меловых отложений, составленных автором. Сравнение таких карт, а также карт мощностей отдельных систем и палеопрофилей позволяет выяснить историю тектонического развития района. Всего на территории Северного Устюрта выявлено 130 локальных поднятий. Однако изучены они крайне неравномерно и только для некоторых из них можно восстановить историю развития. По методике В.С.Лазарева 67 локальных поднятий изучены с точки зрения интенсивности их развития и 26 — методом В.П.Бухарцева, основанным на геолого-статистическом анализе с установлением соотношений структурных планов и амплитуд. Плановые соотношения и амплитуды (ȓ и ρ) отдельных локальных поднятий изображены графически. С целью выяснения геохимических условий осадконакопления, генерации, миграции и аккумуляции углеводородов проведены химические, люминесцентные, битуминологические анализы и определены физические свойства пород. Обобщение аналитических данных положено в основу составления 12 геолого-геохимических разрезов по площадям: Сорбулакской, Жумагульской, Карамолинской, Кызылойской, Культобанской, Коскатынской, Шикудукской, Челуранской, Теренской, Каменной, Арстановской, Каракудукской. Таким образом, комплексный анализ полученного материала с использованием новых для данной территории методических приемов позволил на современном уровне выявить некоторые закономерности размещения и условия образования уже известных нефтяных и газовых месторождений и наметить перспективы поисков новых. Автором описаны разрезы 40 глубоких скважин с отбором 600 образцов кернового материала, которые подверглись разносторонним анализам в общем количестве свыше 2000. Химические анализы пород выполнены Центральной химической лабораторией Южно-Казахстанского геологического управления и в Институте геологических наук им. К.И.Сатпаева АН КазССР. В последнем проведены также люминесцентно-битуминологические анализы. Материалы по Узбекской территории Устюрта представлены сотрудниками Института геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений в Ташкенте.

В пределах Северного Устюрта развит осадочный чехол мощностью до 8-11 км. Непосредственному наблюдению в естественных обнажениях доступны лишь отложения мела и кайнозоя, выходящие в чинках Устюрта. Более древние породы выходят на поверхность в соседних районах Горного Мангышлака и Мугоджар, а также вскрыты многими глубокими скважинами непосредственно на Северном Устюрте. Материалы о стратиграфии и литологии отложений Северного Устюрта опубликованы в статьях и сводных работах многих исследователей (Вахрамеев, 1952; Яншин, 1949, 1953; Формозова, 1959; Гарецкий, 1962; Чарыгин и др., 1963; Васильев, 1963; Гринберг и Сухинин, 1965; Акрамходжаев и др., 1967; Ясенева и др., 1967; Геология СССР, 1970; Булекбаев и др., 1970; Князев, 1970; Князев и др., 1972; Радюшкина, 1973; Чакабаев и др., 1973 и др.). Наличие этих работ исключает необходимость подробного изложения стратиграфии докембрия и палеозоя. Целесообразна более детальная характеристика мезозойско-кайнозойских отложений Северного Устюрта, изученных автором по разрезам глубоких скважин.

Предположительно рифейские образования, представленные графит-мусковит-хлоритовыми сланцами, вскрыты под отложениями юры на площади Коскала на юго-востоке Устюрта (Князев, 1970). К этому же возрасту В.С.Князев относит толщу вулканогенно-осадочных пород, установленную в глубоких скважинах, пробуренных на Кызылойской и Базайской структурах, хотя другие исследователи (Булекбаев, Гарецкий и др., 1970) предполагают их раннепалеозойский возраст. Многие исследователи приходят к выводу, что ими слагается большая часть фундамента Северного Устюрта. В северо-восточной части территории на пяти площадях (Сорбулакской, Жумагульской, Базайской, Аккулковской, Кызылойской) глубокими скважинами вскрыты среднепалеозойские образования. Сорбулакская скважина под отложениями неокома вскрыла базальные порфириты и серовато-зеленые филлиты с углами падения 50°. На Кызылое под отложениями средней юры обнаружены хлоритизированные рассланцованные диабазы и диабазовый порфирит. Скважины на Базайской площади вскрыли толщу зеленовато-серых, темно-зеленых, черно-фиолетовых метаморфизованных песчаников, гравелитов, конгломератов, лежащую на диоритовом массиве. На Аккулковской площади скважина обнаружила брекчированные углисто-серицитовые сланцы, переслаивающиеся с базальтовыми порфиритами (Булекбаев и др., 1970). В Каракалпакской части Устюрта скважинами Байтерек 1, 2 и Сарытекиз 1 вскрыты верхнепалеозойские образования, по степени метаморфизма и сильной дислоцированности относящиеся к фундаменту (О.А.Карцева, 1974). В разрезе выделяются три толщи: верхняя мощностью 275 м, представленная светло-зелеными гидротермально-измененными базальтовыми порфиритами, средняя мощностью 220 м — красноцветная, состоит из туфопесчаников с прослоями туфогравелитов, и нижняя мощностью 810 м — сероцветная, представлена чередованием серых глинистых сланцев и пепловых туфов с прослоями порфиритов, песчаников и органогенно-шламовых известняков (рис. 1). Нижнюю толщу В.С.Князев и др. (1970) относят к нижнему — среднему карбону, а среднюю, вскрытую скважиной Байтерек 2, — к нижнему триасу. По органическим остаткам, обнаруженным в нижней и средней толщах, Т.К.Замилацкая (ВНИГНИ) относит их к верхнекаменноугольно-нижнепермскому возрасту. Вероятно, и верхняя вулканогенная толща не моложе верхней перми.

Состав пород, их метаморфизованность и высокая степень дислоцированности позволяют отнести их к фундаменту, что вполне соответствует расположению указанных скважин на структурном продолжении Мангышлакской складчатой зоны.

Широко развитые платформенные отложения верхнего палеозоя на территории Северного Устюрта вскрыты многими скважинами на площадях Арстановской, Каракудукской (УзССР), Приозерской и др. Разрез палеозоя слагают здесь кремнистые, углисто-кремнистые неравномерно известковистые аргиллиты, темно-серые углистые и светлые органогенно-обломочные известняки, углисто-карбонатно-серицитовые сланцы и немета-морфизованные сероцветные песчаники. Подчиненную роль играют в различной степени измененные пирокластические породы. Этот терригенно-карбонатный комплекс по возрасту отнесен к каменноугольно-раннепермскому. В скважине 1 (Каракудук), пробуренной на северо-восточном борту Барсакельмесского прогиба, ниже 20-метровой красноцветной толщи верхней перми-нижнего триаса лежат известняки беловато-серые, розовые органогенно-обломочные, содержащие многочисленные остатки иглокожих, кораллов, мшанок, водорослей и плохо сохранившиеся раковины фораминифер среднего карбона — ранней перми (Карцева и др., 1972). В скважине 2 (Приозерная) палеозой представлен известковистыми углистыми аргиллитами темно-серой окраски, содержащими растительные остатки. Близкие по составу породы вскрыты на площади Байтерек. По определению Т.К.Замилацкой, эти отложения датируются позднепалеозойскими, в частности среднекаменноугольно-нижнепермскими. По сейсмическим данным, кровля рассматриваемых образований соответствует преломляющему горизонту Тз и наибольшая их мощность установлена в Косбулакском прогибе между горизонтами Тф (поверхность фундамента) и Тз, равная 3—4 км (рис. 2). Верхнепермско-нижнетриасовые отложения широко распространены на территории Северного Устюрта. Они вскрыты на площадях: Куландинской (на северном берегу Аральского моря), Теренкудукской, Восточно-Харойской, Куанышской, Каракудукской (УзССР), Аламбекской, Шумыштинской, Шагырлинской, Челуранской, Теренской, Арстановской, Токубайской, Кызанской, Тумсыкской (полуостров Бузачи). Сложены буровато-серыми и зеленовато-серыми аргиллитами, алевролитами, песчаниками. С кровлей этих образований связывается преломляющий горизонт Т2. По сейсмическим данным, мощность пород, заключенных между горизонтами Т2 и Т3, в Косбулакском прогибе достигает 2-2,5 км. Описанные комплексы пород, представленные пестроцветной континентальной молассоидной формацией верхней перми-нижнего триаса, развиты в пределах Северного Устюрта в виде сплошного чехла, слабометаморфизованы и дислоцированы в германотипные платформенные структуры. Многие исследователи выделяют их в качестве особого «переходного» комплекса (А.А.Борисов, В.С.Князев, Н.А.Крылов, Н.Я.Кунин и др.), другие обособляют как квазиплатформенный чехол (В.Е.Хаин, Ю.А.Зайцев, Е.Г.Гарецкий, Л.Г.Кирюхин, А.Е.Шлезингер, А.Л.Яншин и др.). Мы присоединяемся к последней точке зрения. На размытой поверхности пород палеозоя и нижнего триаса с перерывом и несогласием залегают различные по возрасту отложения ортоплатформенного чехла (Яншин, Гарецкий, Шлезингер, 1974). Наиболее древние из них принадлежат чушкакульской серии верхнего триаса — нижней юры (Гарецкий, 1959). Они вскрыты несколькими скважинами на юге Чушкакульской антиклинали; в скважине Шикудукской, 1—0 — Северо-Устюртской, 1-Куландинской, Куанышской и представлены аргиллитами, переслоенными песчаниками, алевролитами серых тонов с углами падения от 10 до 75° (Гринберг, Сухинин, 1965; Ясенева, 1968). Вскрытая мощность пород чушкакульской серии достигает 1000 м. И.Г.Гринберг и В.Г.Сухинин (1965) на основании спорово-пыльцевых анализов, проведенных В.С.Малявкиной, подразделили чушкакульскую серию Северо-Устюртской скважины на рэтский ярус верхнего триаса, геттангский, синемюрский, лотарингский ярусы нижней юры. Среднеюрские отложения, установленные многочисленными скважинами на Северном Устюрте, со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на подстилающих породах. Они представлены тремя ярусами: аленским, байосским, батским. Ааленский ярус условно выделяется в разрезах скважин, пробуренных на Арстановской ступени и в Барсакельмесском прогибе. Широко распространенные на Северном Устюрте отложения батского и байосского ярусов подтверждены спорово-пыльцевыми анализами, выполненными С.Н.Наумовой, В.С.Малявкиной, Н.Я.Меньшиковой, М.А.Петросянц, Л.О.Тарасовой, О.П.Ярошенко и др. Литологические отложения средней юры сложены переслаивающимися песчаниками, глинами, алевролитами, содержащими многочисленные обуглившиеся растительные остатки. Глины аргиллитоподобные, не известковистые, окрашены в серые, темно-бурые и черные тона. Алевролиты светло-серые, тонкослоистые, глинистые. Песчаники мелкозернистые, светло-серые, не известковистые. Встречаются отдельные разности песчаников известковистых с углистым детритом, участками гравийных, полимиктовых, тонкослоистых. Мощность средней юры колеблется от 0 до 980 м.

Верхнеюрские отложения залегают со стратиграфическим несогласием на породах байосского яруса. Литологические особенности в совокупности с палеонтологическими остатками и данными промысловой геофизики позволяют расчленить верхнеюрские отложения на келловейский, оксфордский, кимериджский и волжский ярусы. Отложения келловей-оксфорда представлены толщей темно-зеленых, зеленовато-серых аргиллитов с прослоями зеленовато-серых среднезернистых песчаников и алевролитов. На размытой поверхности келловей-оксфордских образований залегают кимеридж-волжские, представленные преимущественно карбонатными породами: темно-серыми, зеленовато-серыми песчанистыми органогенными известняками-ракушечниками, глинами аргиллито-подобными, алевролитами глинистыми с раковистым изломом, включениями растительного детрита и остатков фауны. Переслаивание глинистых и карбонатных отложений верхней юры, мощность которых достигает 100—300 м, дает возможность считать эту толщу хорошей покрышкой для нижележащих нефтегазопродуцирующих пород. Общая мощность верхнеюрских отложений колеблется от 90 м на Кызанской площади полуострова Бузачи до 405 м на площади Сарга. Меловой комплекс является самым мощным (свыше 2000 м) (рис. 3) и наиболее полно представленным. На территории Северного Устюрта он развит повсеместно, вскрыт многочисленными скважинами, на полуострове Бузачи и на мысе Актумсык выходит на поверхность и представлен всеми ярусами. Нижнемеловой отдел ложится со стратиграфическим перерывом на юрские отложения и сложен глинистыми образованиями. Отложения валанжинского яруса присутствуют на большей части рассматриваемой территории и представлены зеленовато-серыми карбонатными глинами с прослоями ангидрита, общая мощность которых колеблется от 6 (Байтерек) до 54 м (Теренская 1). В составе готеривского яруса выделяются две свиты: «пелециподовая» и песчано-глинистая. Первая из них сложена песчаниками, слабоцементированными песками и алевролитами с включением остатков фауны и флоры, вторая — преимущественно глинами и песчаниками. Окраска пород от серой до зеленовато-серой. Максимальная мощность 118 м отмечена на площади Каменная 1. Барремский ярус имеет широкое распространение и четко выделяется в разрезе по пестроцветной окраске пород. Его верхняя граница проводится по смене яркоокрашенных отложений баррема сероцветными породами апта. Литологические особенности баррема позволяют расчленить его на две части: нижнюю, сложенную песками, песчаниками серыми, зеленовато-серыми, среднезернистыми, и верхнюю — пестроцветную, представленную зелеными, голубыми, коричневато-красными глинами аргиллитоподобными, с прослоями песчаников и алевролитов. Максимальные мощности баррема 182 м (Токубай), 255 м (Теренкудук), 318 м (Курлук), 504 м (Каменная), 509 м (Теренская), 516 м (Адамли), 539 м (Челуранская). Аптекие отложения распространены повсеместно. Они сложены глинами, переслаивающимися песчаниками, песками, алевролитами серых тонов и бурыми углями. Следует отметить, что если в западной части района в разрезах апта преобладают глины, то в восточной доминируют песчаники. Мощность отложений апта составляет: 72 м (Шагырлы), 79 м (Кумтюбе), 152 м (Каменная), 169 м (Токубай). Альбские отложения широко развиты на исследуемой территории. Нижнеальбские отложения представлены преимущественно глинистыми породами, а средне-верхнеальбские — песками и песчаниками. С ними связаны основные водоносные горизонты Северного Устюрта. Песчаники серые, зеленовато-серые, мелкозернистые, среднезернистые, алевритистые, сцементированные глинистым цементом. Мощности пород альба составляют 453 м (Токубай), 492 м (Сазтюбе), 630 м (Каракудук), 675 м (Альмамбет).

Верхнемеловой отдел. Отложения сеноманского яруса представлены темно-зелеными, серовато-зелеными песками и песчаниками мелко- и среднезернистыми с глинистым и глинисто-карбонатным цементом, серовато-зелеными алевролитами общей мощностью от 85 м (Шагырлы) и 91 м (Альмамбет) до 198 м (Теренская) и 214 м (Теренкудук). Туронские породы распространены так же широко, как сеноманские. Они сложены зеленовато-серыми глинами, мергелями с прослоями мелкозернистых полимиктовых песков и песчаников, с горизонтом фосфоритовых желваков в нижней части. Встречаются алевролиты серовато-зеленые, глинистые, карбонатные, крепкие, слюдистые. Мощность отложений турона колеблется от 15-30 до 88-98 м. Отложения коньякского и сантонского ярусов представлены толщей переслаивающихся серых и зеленовато-серых карбонатных глин, зеленовато-серых песков и песчаников. В их основании залегает мелкий фосфоритовый галечник. По всему региону мощность этих отложений довольно выдержана (30-50 м), но на Базайском и Аккулковском поднятиях возрастает до 90 м. Отложения кампанского яруса распространены повсеместно и представлены чередованием зеленовато-серых сильно мергелистых глин с белыми и желтоватыми мелоподобными мергелями. Вверх по разрезу известковистость нарастает. Мощность кампанских отложений колеблется от 57 (Шумышты) до 115 м (Куаныш) и 121 м (Аламбек). Маастрихтские отложения представлены светлым писчим мелом с подчиненными прослоями глинистых известняков и мергелей. Максимальные мощности (235 м) установлены на площади Сазтюбе, минимальные (67— 108 м) — на Токубае. Отложения датского яруса развиты спорадически и во многих местах размыты (например, Теренкудук, Байтерек, Курлук и др.). Они сложены глинистыми мергелями и ракушечными известняками. Их мощности незначительны: от 10—15 м на Арстановской до 20—25 м на Мынсуалмасской ступенях. Отложения палеогена со стратиграфическим несогласием залегают на разновозрастных породах мела. Они широко развиты под покровом неогеновых и четвертичных образований. Верхняя часть палеогена обнажена на всем протяжении чинков Устюрта. По сейсмическим данным, мощность палеогена в наиболее прогнутой части Косбулакского прогиба достигает 1500 м. Па палеонтологическим и литологическим особенностям установлено присутствие в разрезе отложений палеоцена, эоцена (нижний, средний, верхний) и олигоцена. Отложения палеоцена и нижнего эоцена вскрыты бурением на многих локальных поднятиях Северного Устюрта. Это трудно-расчленимая толща розовато-зеленых мергелей и серых известняков. Мощности их изменяются от 29 (Токубай) до 102 м (Сазтюбе). В целом отмечается возрастание их мощностей к осевой зоне Северо-Устюртского прогиба. Средний эоцен представлен широко развитыми в пределах Северного Устюрта морскими образованиями: светлыми мергелями, зеленовато-серыми карбонатными глинами, писчим мелом и известняками общей мощностью от 20—54 м на южном крыле Северо-Устюртского прогиба до 85 м на мысе Актумсык. Верхнеэоценовые отложения разделяются на керестинский, кумский и белоглинский горизонты. Разрез керестинского горизонта сложен внизу мергелями, вверху — алевритистыми глинами с прослоями алевритов и алевролитов. Мергели светло-серые и зеленые. В Каракалпакской части Устюрта он представлен мергелями с прослоями карбонатных битуминозных опоковидных глин. В северо-восточном направлении увеличивается песчанистость горизонта, и близ северных чинков Устюрта в нем преобладают алевролиты и песчаники, в которых найдены промышленные скопления газа. Кумский горизонт представлен сплошными темно-серыми глинами, слегка кремнистыми, которые служат хорошей «покрышкой» для залежей газов в керестинском горизонте. В крайней северо-восточной части исследуемой территории (Жумагул, Сорбулак) в верхах верхнего эоцена на стратиграфическом уровне белоглинного горизонта выделяется саксаульская свита, сложенная глинами серыми, зеленовато-серыми, опоковидными с прослоями алевритов и песков. Выше по разрезу здесь выделяется чеганская, свита, представленная алевритово-глинистой толщей. Нижняя часть этой свиты имеет еще верхнеэоценовый возраст. Общая мощность верхнего эоцена изменяется от 150-180 м на крыльях Северо-Устюртского прогиба до 250-300 м в его центральных частях. Нижний олигоцен слагает однообразная толща глин, относимая к верхней части чеганской свиты. Ее мощность достигает 130-200 м. Отложения среднего олигоцена вскрыты многочисленными скважинами и представлены серыми песками, песчаниками и алевролитами (ащеайрыкская свита). Мощность их достигает 30 м на Базайском поднятии, в Северо-Устюртской опорной скважине — 53 м. Общая мощность нижне-среднеолигоценовых отложений колеблется от 0 до 500 м. Верхнеолигоцен-нижнемиоценовые отложения в северо-восточной части Устюрта сложены песчано-глинистыми породами с прослоями углей и железистыми конкрециями. В целом рассматриваемые отложения могут быть выделены в качестве угленосной толщи (байгубекская свита). К северо-востоку от Базайского поднятия верхняя часть угленосных пород замещается известковистыми глинами и мергелями аральской свиты. Мощность отложений верхнего олигоцена — нижнего миоцена на Базайском поднятии составляет 40 м, Аккулковской площади — 60 м. Отложения среднего миоцена широко распространены в пределах Северного Устюрта. Средний миоцен подразделяется на гельветский и тортонский ярусы, а последний — на горизонты (тарханский, чокракский, караганский, конкский). Гельветский ярус сложен кварцево-слюдистыми песками, несогласно залегающими на породах нижнего миоцена и олигоцена. Общая мощность яруса составляет 20 м. Тарханский и чокракский горизонты представлены красно-бурыми глинами с известковыми желваками, с прослоями мергелей и известняков. Мощность их колеблется от 18 до 46 м. Караганский горизонт слагают зеленовато-серые, голубоватые и буроватые глины с включениями гипса и прослоями белых, серых мергелей мощностью до 20—30 м. Конкский горизонт образуют светло-серые и зеленовато-белые мергели, оолитовые и ракушечниковые известняки и доломиты. Встречаются прослои глин, песков светло-серых мелкозернистых. Мощность конкских отложений достигает 15 м. Сарматский ярус представлен зеленоватыми мергелистыми глинами, оолитовыми и ракушечниковыми известняками с редкими прослоями известковистого песчаника. Максимальная их мощность составляет 145 м. Понтический ярус нижнего плиоцена залегает несогласно на сарматских известняках в виде останцов и представлен плотными известняками мощностью до 16 м. Средний и верхний плиоцен условно выделяется в разрезах некоторых скважин осевой части Северо-Устюртского прогиба. Он сложен желтыми, желтовато-серыми кварцевыми мелкозернистыми песками с прослоями карбонатных серых глин и буроватых суглинков общей мощностью до 30 м. Антропогеновые отложения широко распространены в западной и северо-западной частях Северного Устюрта. Они представлены элювиальными, аллювиальными, пролювиальными, озерными, соровыми, такырными образованиями песков, глин, суглинков, гравием мощностью 10-92 м.

Территория Северного Устюрта в тектоническом отношении принадлежит к северо-западной части Туранской плиты (Яншин, 1965; Гарецкий, 1964). Впервые тектонику фундамента Северного Устюрта рассмотрел А.Д.Архангельский в 1923 г. Он высказал предположение о горстообразном его строении, рассматривая в качестве окраинной части Русской платформы. В последующем А.Д.Архангельский неоднократно возвращался к вопросу о строении Северного Устюрта и по мере накопления нового материала менял свои взгляды. На последней схеме он показал, что территория Северного Устюрта принадлежит к области верхнепалеозойской и складчатости. А.Л.Яншин (1948, 1951, 1955, 1962), развивая взгляды А.Д.Архангельского, показал, что через Устюрт проходит погребенное продолжение складчатой системы Мангышлака и Тянь-Шаня, а Уральская система не поворачивает на соединение с Донбассом и Тянь-Шанем и затухает в районе средней части Аральского моря и Северо-Восточного Устюрта. В дальнейшем тектонике Северного Устюрта посвящен ряд работ с приложением к ним тектонических схем (Казаков, 1957; Авров, 1957; Гарецкий, Шрайбман, 1960; Гарецкий, 1962; Неволин, 1961; Калинин, 1963; Мирчинк и др., 1964, 1966, 1972; Дикенштейн и др., Бакиров, 1965, 1968; Дьяков, 1965; Шлезингер, 1965; Акрамходжаев и др., 1967; Иногамов, 1967; Абдулин, 1968; Булекбаев, Гарецкий и др., 1970; Чакабаев и др., 1973 и др.). Несмотря на довольно детальную геолого-геофизическую изученность Северного Устюрта, единого представления о глубинном строении этой территории до настоящего времени нет, в частности, остается открытым вопрос о возрасте фундамента. Большинство исследователей склоняются к выделению Северо-Устюртского срединного массива с байкальским фундаментом. По-видимому, он занимает почти всю территорию Северного Устюрта и только близ северного и восточного чинков в составе фундамента развиты более молодые палеозойские образования, о чем свидетельствуют данные геофизики и материалы бурения на поднятиях (Кызылойское, Аккулковское, Базайское, Байтерекское др.). На юге он ограничен Центрально-Устюртской зоной герцинид и Мангышлакской киммерийской зоной. С востока в массив Северного Устюрта вдается Кассарминская ветвь субширотных герцинид. На основе обобщения накопленного фактического материала (бурения, сейсморазведки MOB и КМПВ, гравиметрии, магнитометрии) многими исследователями расшифрован характер структуры складчатого фундамента, поверхность которого по системам разломов разного простирания разделена на отдельные опущенные и приподнятые блоки, залегающие на различных глубинах 2-11 км. Составленные разными авторами структурные схемы поверхности фундамента Северного Устюрта мало чем отличаются друг от друга. Предлагаемая схема (рис. 4) также близка к схемам других исследователей. Строение мезозойско-кайнозойских образований хорошо видно из составленных нами структурных карт поверхности пермо-триасовых пород (рис. 5), подошвы неокомских отложений (ІІІ опорный отражающий горизонт) (рис. 6), поверхности меловых пород (І опорный отражающий горизонт) (рис. 7).

Сравнение перечисленных структурных карт между собой и картой структуры поверхности фундамента показывает, что в целом намечается общее совпадение структурных планов внутри платформенного чехла. Поэтому далее рассмотрим основные структурные элементы, выделяемые на территории Северного Устюрта по всем приведенным поверхностям. Ранее эти элементы рассматривались Ю.М.Васильевым (1965), А.И.Димаковым (1959), Р.Г.Гарецким (1962), М.Ф.Мирчинком и др. (1972), С.Е.Чакабаевым и др. (1973). На крайнем западе изученной территории (за пределами Устюрта) выделяется Северо-Бузачинское поднятие, в пределах которого местами на поверхность выходят меловые и палеогеновые отложения, но в основном оно покрыто четвертичными образованиями. Его размеры 80×120 км. Поднятие осложнено рядом секущих широтных разломов, к которым приурочены локальные поднятия. Глубина залегания фундамента колеблется здесь от 3 до 5 км, опорных отражающих горизонтов — подошвы отложений юры — от 0,7 до 1,4 км, подошвы меловых пород — от 05 до 1,2 км (в пределах локальных поднятий). Северо-восточнее Бузачинского поднятия выделяется Култукский прогиб субширотного простирания, размеры которого по замкнутой изогипсе подошвы отложений юры (3,6 км) равны 130×50, а стрела прогибания более 400 м. Подошва юрских слоев на бортах прогиба имеет наклон 25 м на 1 км. Северной границей прогиба служит Мынсуалмасская структурная ступень, восточной — Аманжольская седловина, южной — Арстановская ступень. На его бортовых частях выявлен ряд локальных поднятий: Тасурпинское, Култукское и др. Мынсуалмасская ступень размером 270×100 км расположена северо-восточнее Култукского прогиба. Северная ее граница совпадает с зоной выклинивания соленосных толщ Прикаспия. С юга она граничит с Култукским и Самским прогибами, а на востоке — с Донгузтауской мульдой. Глубина залегания слоев увеличивается с северо-северо-востока на юго-юго-запад: по подошве юрских отложений от 1,8 до 3,4 км, подошве меловых пород от 0,9 до 2,4 км и их наклон равен соответственно 16 и 15 м на 1 км. Фундамент залегает здесь на глубине 8-9 км. Большое количество локальных поднятий субширотного простирания с амплитудой до 200 м в основном приурочено к Северо-Устюртскому разлому. Восточнее Мынсуалмасской структурной ступени расположены Донгузтауская мульда и Актумсыкский прогиб, слабо выраженные в осадочном чехле. Здесь по подошве отложений юры и мела они представлены в виде структурных заливов: первый — северо-восточного, второй — юго-западного простирания. Размеры их по длинной оси соответственно 60 и 70 км, по короткой — 30 и 35 км. По подошве пород палеогена изогипсы принимают вид моноклинали, слои которой наклонены с северо-северо-востока на юго-юго-запад, погружаясь с уклоном 10 м на 1 км. В крайней северо-восточной части исследуемой территории выделяются Чушкакульское и Жаксыбуташское поднятия, Аррадунгская и Кошкаратинская мульды. Чушкакульское поднятие расположено на продолжении к югу антиклинальной структуры зеленокаменной полосы главного хребта Мугоджар. Оно протянулось на 115 км от палеозойского массива Жамантау на севере до Чушкакульского сора на юге (Гарецкий, 1962). Кошкаратинская мульда является наиболее южной мульдой осевой части Челкарского прогиба и хорошо выделяется по всем горизонтам. Она имеет неправильную форму размером 40×60 км. Максимальная глубина залегания фундамента в ее пределах 7,0 км, подошвы отложений юры 3,5, мела 3,1, палеогена 0,9 км. Уклон поверхностей соответственно составляет по подошве юрских отложений 16 м, подошвы меловых 25 м, палеогеновых 8 м на 1 км. К северу от нее расположена Аррадунгская мульда, имеющая значительно меньшие размеры. Кошкаратинская мульда с востока и юго-востока ограничена Аккулковским и Базайским валами, которые осложнены рядом локальных поднятий. Жаксыбуташское блоковое поднятие (размеры 50×40 км) расположено восточнее Аррадунгской мульды. Параллельно Базайскому валу протягивается Тулькубайский (прогиб) структурный залив длиной 100 и шириной 25 км, который хорошо вырисовывается стратоизогипсами подошвы отложений юры — 2,8 и 3,1 км, мела — 2,5 и 2,7 км, палеогена — 0,8 и 1,0 км. Косбулакский прогиб с глубинами залегания фундамента более 11 км расположен на востоке исследуемой территории. Его размеры 200×105 км. С севера и юга он ограничен региональными разломами. Часть восточного крыла уходит под акваторию Аральского моря. В пределах Косбулакского прогиба подошвы юрских, меловых и палеогеновых отложений погружаются соответственно на глубины до 5,0, 3,9 и 1,4 км. Стрела его прогибания вверх по разрезу соответственно уменьшается от 1000, 800 до 400 м. По бортам прогиба сейсморазведкой выявлен ряд локальных поднятий. Юго-западнее Косбулакского прогиба расположен весьма пологий Самский прогиб размером 100×60 км. Глубина залегания фундамента составляет здесь 10 км, а подошвы юрских отложений — 4,1, меловых — 3,2, палеогеновых — 1,0 км. Следует подчеркнуть, что вышеописанный Култукский; а также Самский и Косбулакский прогибы, установленные на поверхности фундамента по вышележащим и более молодым отложениям, сливаются в единый крупный прогиб под названием Северо-Устюртского, выделенный A.Л.Яншиным еще в 1949 г. Актумсыкский выступ, отделенный разломами с севера от Косбулакского и с юга от Барсакельмесского прогибов, имеет размеры 230×90 км. Он осложнен Кассарминским, Байтерекским и Харойским валами субширотного простирания. В его пределах развит палеозойский складчатый фундамент, вскрытый скв. Байтерек на глубинах немногим более 2 км и, по данным сейсморазведки, погруженный отсюда до отметок — 6 и 7 км. Барсакельмесский прогиб, расположенный южнее Актумсыкского выступа, с восточной стороны ограничен Аламбекским валом, который приурочен к разлому и тянется вдоль него вплоть до берегов Аральского моря. Размеры прогиба составляют 170×100 км. Наиболее прогнутая его часть выделяется стратоизогипсами по поверхности фундамента — 6 км, подошвы юрских отложений — 3,5 км, меловых — 2,5 км, палеогеновых — 0,5 км. Наклон слоев на крыльях прогиба в среднем равен по подошве юрских отложений 16 м, меловых 10 м и палеогеновых 5 м на 1 км. Судочий прогиб расположен восточнее Аламбекского вала и имеет размеры 80×50 км. С востока границей ему служит Тохтакаирский вал. С.Е.Чакабаев и др. (1973) рассматривают Судочий прогиб как одно целое с Барсакельмесским. Мы вслед за X.X.Иногамовым и др. (1971) считаем его самостоятельным прогибом. В максимально прогнутой его части фундамент залегает на отметках — 7 км, подошва отложений юры — 3,4 км, мела — 2,5 км, палеогена — 0,5 км. Стрела прогибания соответственно уменьшается вверх по разрезу от 300 до 250 и 100 м. Яркимбайский выступ, ограниченный с юга Центрально-Устюртским разломом, выделяется западнее Барсакельмесского прогиба. Размеры его 150×70 км. Глубина залегания фундамента варьирует от 4 до 7 км. По наклону отложений в северо-восточном направлении выступ вырисовывается в виде структурного носа с амплитудой по подошве отложений юры и мела 0,9 и палеогена 0,4 км. Севернее Яркимбайского выступа расположена Чортайская седловина, которая упирается на востоке в Барсакельмесский прогиб, а на западе — в Арстановскую ступень. Размер седловины 90×50 км. Северо-западнее Чортайской седловины расположена Аманжольская седловина, размеры которой 70×55 км. Фундамент залегает на глубине 9 км, подошва отложений юры 3,4, мела 2,8, палеогена 0,6 — 0,7 км. Южнее Култукского прогиба и Аманжольской седловины, ограниченной с юга Кызано-Токумбайским валом, расположена Арстановская ступень, длина которой достигает 200 км при ширине до 60 км. Общее погружение отложений происходит в северо-восточном направлении: по подошве отложений юры — от 2,0 до 3,5 км, мела — от 1,3 до 2,5 км и палеогена — от 0,1 до 0,5 км. Фундамент расположен на глубинах от 4 до 9 км. Как и на Мынсуалмасской ступени, здесь выявлено большое количество локальных поднятий. Кызано-Токумбайский вал протягивается в северо-западном направлении на расстоянии 200 км при ширине до 25 км. Его границей с севера служит Арстановская ступень, с юга — Южно-Бузачинский прогиб. Последний имеет размеры 300×50 км. На северо-западе он уходит под акваторию Каспийского моря, а на юго-востоке между Джузбайским и Центрально-Устюртским разломами центриклинально замыкается. Фундамент в его пределах погружен до отметок 6 км. В целом из сопоставления рассмотренных структурных карт можно сделать следующее заключение. Дислоцированность опорных поверхностей чехла уменьшается вверх по разрезу. Так, если колебания отметок поверхности фундамента в пределах Северного Устюрта достигают 7—9 км, то по подошве юрских отложений эта величина уменьшается до 2,5— 3 км, по подошве меловых — до 2 — 2,5 км, а по подошве палеогеновых — 1—1,5 км. Соответственно вверх по разрезу уменьшаются и наклоны поверхностей выбранных опорных горизонтов. Как уже отмечалось, в целом наблюдается общее совпадение структурных планов, всех рассмотренных поверхностей. Однако оно наблюдается не повсеместно. Несовпадение тем заметнее, чем больше мощности отложений, заключенных между опорными поверхностями. Некоторые структуры, отчетливо выделяющиеся в нижних секциях осадочного чехла, не получают отражения в его более высоких частях. Местами отмечается некоторое смещение осевых структур, причем это относится даже и к локальным поднятиям, что подробно будет рассмотрено далее.

С конца триаса, а местами с начала юры или даже более поздних отрезков геологического времени на всей территории Устюрта накапливается чехол типичных платформенных отложений, который мы можем называть ортоплатформенный. В предшествовавшие эпохи триаса и палеозоя тектонический режим в разных районах Устюрта был существенно неодинаков. Известно, что в выступах фундамента Мангышлака (горы Каратау, Западный Каратау, Восточный Каратау и несколько более мелких) выходят очень сильно дислоцированные и значительно метаморфизованные породы верхов перми и почти всех ярусов триаса, несогласно перекрывающиеся нижней юрой. Складчатость здесь произошла в самом конце триаса. Складчатая зона Мангышлака по унаследованным валообразным поднятиям в платформенном чехле прослеживается через весь Устюрт в восточном и юго-восточном направлениях до поднятия Айбугир недалеко от Кунграда. Естественно, что глубокие скважины, пробуренные в пределах этих зон, под юрою встречали дислоцированные, а иногда и значительно метаморфизованные отложения среднего палеозоя, верхнего палеозоя и даже триаса. Именно это обстоятельство побудило Н.А.Крылова (1964, 1966), Н.Я.Кунина (1964) и некоторых других исследователей выделить отложения триаса и верхнего палеозоя под названием переходного или промежуточного комплекса. Однако такой характер эти отложения имеют только на продолжении Мангышлакской складчатой зоны. К северу от Устюрта, в пределах Южно-Эмбенского гравитационного максимума, пермотриасовые отложения вообще отсутствуют, а под юрой залегают или известняки визенамюрского яруса (скважина № 3, Тугарачкан), или даже несомненно геосинклинальные граувакковые отложения верхнего девона (скважина № 10, 11, урочище Жанасу). В промежутке между этими двумя зонами на всем пространстве Северного Устюрта ниже рэтского яруса или нижней юры залегает очень спокойно, обнаруживая дислокации лишь платформенного типа, мощный комплекс пестро цветных пород нижнего триаса и верхней перми. В тех пунктах, где этот комплекс пересечен скважинами, его мощность изменяется от 2—2,5 км на западе и севере исследуемого района до 0,5—1,5 км на юго-востоке. В осевых зонах Косбулакского и Самского прогибов мощность пород, залегающих между подошвой юры и складчатым фундаментом, от 5 до 7 км. Это резкое увеличение мощности вряд ли может быть целиком объяснено крупными конседиментационными прогибами в триасовое время. Вероятно, что здесь ниже пермотриаса лежат также спокойно какие-то осадочные отложения верхнего и среднего палеозоя, образуя чехол погрузившегося массива с байкальским или даже еще более древним возрастом складчатости. A.Л.Яншин (1951), И.С.Вольвовский и др. (1966), Г.X.Диккенштейн (1966) считают, что палеозойско-нижнетриасовые отложения Северного Устюрта представлены эпигеосинклинальными орогенными формациями и относятся к верхнему структурному этажу фундамента. Однако сейсмические работы последнего десятилетия не позволяют нам поддерживать эту точку зрения, так как поверхность складчатого фундамента по всем профилям отбивается значительно ниже пермотриаса. А.Л.Ливенко (1966, 1967), А.И.Варенцов и др. (1967) рассматривали палеозойско-нижнетриасовые отложения Северного Устюрта как типично платформенный чехол. С таким мнением также трудно согласиться, поскольку более молодые породы ортоплатформенного чехла залегают на пермотриасе, а нередко и на более древних отложениях с перерывом и угловым несогласием, а пермотриасовые отложения Северного Устюрта к югу постепенно переходят в более мощные интенсивно дислоцированные отложения Мангышлакско-Центрально-Устюртской складчатой зоны. В силу указанного мы выделяем залегающие пермотриасовые отложения Северного Устюрта и, вероятно, подстилающие более древние породы палеозоя под названием квазиплатформенного комплекса или чехла. Внутреннее строение его пока что неясно, однако не исключена возможность, что в нем имеются нефтегазопроизводящие и нефтесодержащие пачки пород. В этом убеждают недавние открытия на Кенкияке и других куполах бассейна р. Эмбы промышленных залежей подсолевой, т. е. до кунгурской по своему возрасту, нефти. Отложения верхней перми и нижнего триаса квазиплатформенного чехла, хотя и не содержат грубообломочного материала, все же близки по своему составу верхней молассе предуральского прогиба, а также орогенным комплексам во впадинах варисцид Тянь-Шаня (анакинская свита и ее аналоги). В формировании этих терригенных отложений несомненную роль играл снос обломочного материала с поднимавшихся в это время варисских складчатых сооружений. Однако более глубокие и в настоящее время почти неизученные горизонты квазиплатформенного чехла Северного Устюрта могут заключать богатые органическим веществом морские отложения, интересные по своей возможной нефтегазоносности. Ортоплатформенный этап развития территории Северного Устюрта начинается с позднетриасово-раннеюрского времени. Максимальные мощности чушкакульской серии (до 1000 м) приурочены к Чушкакульской мегантиклинали, а на остальных поднятиях составляют: (вскрытая) на Аксайском — 384 м, Куландинском —113 м, Гагаринском — 123 м, Каракудукском — 69 м, Адамлинском — 204 м, Курлукском — 196 м, Шумыштинском — 91 м. Данные бурения и сейсморазведки свидетельствуют о не повсеместном распространении пород чушкакульской серии. Скорее всего они накапливались в отдельных грабенах, более крупных прогибах и впадинах, что говорит о достаточно дифференцированных тектонических движениях. Это подтверждает их выклинивание на многих поднятиях. Отсутствие пород чушкакульской серии связано не только с условиями первоначального их распространения, но и с последующим размывом. Размыву подверглись приподнятые участки полуострова Бузачи, мыса Актумсык, Аккулковско-Базайского вала. Породы чушкакульской серии достаточно уплотнены, местами интенсивно дислоцированы (по материалам керна имеют углы наклона 10 — 75° близ разломов), отделены несогласиями от ниже- и вышележащих пород. Совокупность этих признаков позволяет, согласно А.Л.Яншину (1961) и Р.Г.Гарецкому (1962), рассматривать их в качестве нижнего структурного этажа ортоплатформенного чехла. В конце раннеюрского времени произошло поднятие территории, сопровождавшееся интенсивной денудацией и выравниванием рельефа. В среднеюрское время поднятие сменилось дифференцированным прогибанием. Вследствие этого отложения байосского и батского ярусов, а на Арстановской ступени и валанжинского яруса несогласно перекрывают породы чушкакульской серии, а в местах их отсутствия — породы верхней Перми — нижнего триаса и даже фундамента. К поздней юре приурочен максимум юрской трансгрессии. Из анализа суммарных мощностей юрских отложений (рис. 8) видно, что градиенты скоростей прогибания для различных зон Северного Устюрта были разными. Сохранившиеся мощности юры показывают, что тенденция устойчивого погружения характерна для Култукского, Косбулакского и Барсакельмесского прогибов, где мощности юры достигают соответственно 1300, 1300 и 1400 м. При этом в Барсакельмесском прогибе зона максимальной мощности была по сравнению с осевой частью прогиба по более древним породам квазиплатформенного комплекса смещена к юго-востоку, где на площади Курлук в скв. 2 она равна 1317 м, а на площади Агынской в скв. 1 — 1359 м. Миграция оси погружения в юрское время в Барсакельмесском прогибе свидетельствует о некоторой перестройке структурного плана, хотя юрский прогиб в общем совпадает с квазиплатформенным.

Изменение мощностей юрских отложений колеблется в широких пределах: от полного выклинивания на Жаксыбуташском блоковом поднятии в Северном Приаралье до 1400 м в Барсакельмесском прогибе. Резкое их сокращение наблюдается в активно развивавшихся поднятиях Чушкакуль и Бузачи — 100 м, Актумсык — 500 м, Аккулковский и Базайский валы — 400—500 м. К центру Северо-Устюртского прогиба с севера, северо-востока и юга происходит их закономерное увеличение. Градиент нарастания мощностей составляет от Чушкакульской мегантиклинали на севере до центра Косбулакского прогиба 7 м/км. Еще больший градиент (8 м/км) характерен для южного крыла Култукского прогиба. На остальной территории мощность нарастает относительно равномерно. Судя по вскрытым мощностям на Актумсыкском выступе (451 м), Аккулковском (440 м), Базайском (477 м) валах, эти приподнятые участки, разделенные между собой Косбулакским прогибом, находились на одном примерно гипсометрическом уровне с Кумтюбинской (568 м) и Шумыштинской (580 м) группами структур. Следует подчеркнуть, что из всей юрской системы наиболее выдержаны мощности отложений среднего отдела. В среднеюрское время погружение Северо-Бузачинского выступа, Мынсуалмасской ступени (Сазтюбе, Кумтюбе, Шумышты) и Аккулковского вала было примерно одинаковым, о чем свидетельствуют почти равные мощности среднеюрских отложений в этих районах. Значительное вздымание Кызанского поднятия обусловило сокращение всего юрского разреза в его пределах до 90 м. Остальным районам свойственны довольно выдержанные мощности юрских отложений, которые составляют на Гагаринской площади 492 м, Челуранской — 618 м и Арстановской — 510 м. Сокращенные разрезы отложений верхней юры, развитые в районе Шумышты (115 м), на Аккулковском валу (80 м), Байтерекском поднятии (40 л), и их полное отсутствие на Северо-Бузачинском выступе свидетельствуют об активном росте этих структур в поздней юре. В остальных районах мощность отложений верхней юры не подвержена столь резким колебаниям и является достаточно выдержанной (250—390 м), что является следствием выравненности и слабой дифференцированности тектонических условий. Для юрского периода в целом характерна устойчивая тенденция к погружению, за исключением отдельных поднятий и валов, которые частично испытали значительный рост вследствие активизации палеозойских разломов. Сравнительно однотипный песчано-глинистый характер отложений нижней и средней юры говорит о том, что осадконакопление происходило в мелководной прибрежной зоне. В позднеюрское время господствовали более глубоководные условия, сопровождающиеся накоплением глинисто-карбонатных пород. Конец юрского и самое начало мелового периода ознаменовались региональным подъемом и осушением территории, в результате чего произошел размыв отложений верхней юры, а местами и средней. Наступившее затем общее погружение территории сопровождалось накоплением мощных толщ меловых отложений. Анализ мощностей меловых отложений (рис. 9) показывает, что интенсивность погружения различна. Темп погружения происходил согласно структурному плану, который по сравнению с предыдущим в общем изменился незначительно. Так, максимальные мощности меловых отложений зафиксированы, по сейсмическим данным, в Косбулакском прогибе (2600 ж). В отличие от юрской истории развития в меловое время осевая часть прогиба мигрировала на север и северо-восток, т.е. к центру Северо-Устюртского прогиба. Градиент мощностей меловых отложений на крыльях Култукского и Косбулакского прогибов равен примерно 10 м/км. На Мынсуалмасской и Арстановской ступенях наблюдается моноклинальное залегание меловых отложений с разницей мощностей между приподнятой и опущенной частями структур соответственно 1000 и 800 м. Несколько отставали в своем развитии Барсакельмесский и Судочий прогибы, где мощность мела составляет 1800 м. Южно-Бузачинский прогиб, Аккулковский и Байтерекский валы испытали примерно равные относительные погружения, о чем свидетельствуют близкие мощности меловых отложений, колеблющиеся от 1300 до 1500 м. Наименьшее погружение претерпел Северо-Бузачинский выступ, где мощности отложений мела сокращены до 500—700 м.

Анализ мощностей меловых отложений как в целом, так и по отдельным ярусам показывает, что интенсивность погружения возрастала в осевых зонах крупных прогибов, причем компенсация прогибания в основном шла за счет барремских и маастрихтских отложений. Судя по литологическому составу пород, отложившихся за меловое время, лишь в барремский век море частично покидало территорию Северо-Устюртского бассейна. За меловой период здесь накопились самые большие мощности ортоплатформенного чехла (свыше 2000 м). Амплитуды прогибания в меловое время в целом продолжали развивать все крупные структурные элементы, образованные в предшествующие этапы развития. Дифференциация тектонических движений наиболее резко проявилась в палеогене и неогене. Установившаяся закономерность общего постоянства структурных планов, наблюдавшаяся в юрское и меловое время, сохранилась и в кайнозое. Интенсивный рост Северо-Бузачинского и Яркимбайско-Байчагырского выступов в предсредненеогеновое время полностью уничтожил здесь палеоген-нижнемиоценовые отложения. И наоборот, находившаяся в постоянном погружении в юрское и меловое время северо-восточная часть Устюрта в палеогене и раннем миоцене также испытала погружение, хотя и в более замедленном темпе. Вследствие этого здесь накапливались палеогеновые и нижнемиоценовые образования значительной мощности: до 1100 м в Кашкаратинской мульде, 600-700 ж на Аккулковском и Базайском валах. Интенсивное погружение в палеогене и раннем миоцене испытал Косбулакский прогиб, где мощность этих отложений достигает 1400 м с сокращением в прибортовых частях (в скважине Шикудук 1 — опорная — 995 м, Коскатын — 962 м, Альмамбет — 885 м). Незначительное погружение характерно для Самского прогиба, выраженного в виде структурного носа, отходящего от Косбулакского (изо пахита 800 м). Култукский прогиб, испытавший незначительное погружение, сохранил свои унаследованные формы. Байтерекский вал характеризуется относительной тенденцией к вздыманию в течение всего палеогенового и раннемиоценового времени, в результате чего здесь значительно сокращены эти отложения, составляющие всего 100 м. Почти в равной степени развивались Мынсуалмасская и Арстановская ступени, хотя амплитуда погружения первой была больше приблизительно на 100 м. Погружение Барсакельмесского и Судочьего прогибов происходило в едином плане, хотя они и были разделены осложняющим их Аламбекским валом. Значительно сокращенная мощность отложений палеогена (до 60 м) отмечается в районе Курлукской площади и Южно-Бузачинском прогибе (до 100 л). Палеогеново-раннемиоценовая структура Северного Устюрта отличается плавными очертаниями, выполаживанием четко выраженных структурных элементов, сформировавшихся в юрское и меловое время. Структурные условия формирования среднеюрских, верхнеюрских, меловых и палеоген-нижнемиоценовых отложений в совокупности с литологическим составом дают возможность выделения их во второй структурный этаж ортоплатформенного чехла. Интенсивное общее воздымание, наметившееся в предсреднемиоценовое время, способствовало размыву отложений палеогена и нижнего миоцена, особенно на участках активного роста структур. Так, на Актумсыкском выступе конкский горизонт залегает непосредственно на палеоценовых отложениях. Из разреза здесь выпадают эоцен-олигоценовые и нижнемиоценовые отложения. В относительно опущенных зонах обмелевшего бассейна в среднемиоценовое время накопились породы континентального происхождения. В конце среднемиоценового времени территория вновь погрузилась с восстановлением морских условий осадконакопления вплоть до раннего плиоцена. Отлагавшиеся в условиях морского мелководья известковистые отложения понтического времени имеют небольшие мощности. Это последняя широкая трансгрессия моря на Северном Устюрте. Среднемиоценово-нижнеплиоценовые отложения небольшой мощности образуют третий структурный этаж ортоплатформенного чехла. В конце понтического века территория вновь испытала воздымание, произошла нивелировка рельефа, в большинстве случаев до сарматских известняков, поверхность которых сохранилась и в настоящее время. В четвертичное время с запада до подножия Устюрта распространялось хвалынское море. Отложения верхнеплиоцен-антропогенового времени образуют четвертый структурный этаж ортоплатформенного чехла. Он распространен в основном на западе и северо-западе региона.

Из вышеизложенного можно сделать следующие выводы: 1. На ортоплатформенном этапе развития территория Северного Устюрта испытывала преобладающее погружение, особенно интенсивное в меловое время. Отрицательные структурные элементы второго порядка явились седиментационными бассейнами с интенсивным накоплением осадков. 2. Структурные планы в юре, мелу, палеогене и неогене в целом отличаются постоянством и находятся в тесной связи с особенностями структуры квазиплатформенного комплекса и поверхности фундамента. 3. Наблюдается упрощение структурных планов снизу вверх как в отношении элементов второго, так и третьего порядка с заметным сокращением их площадей и амплитуд. 4. Актумсыкский выступ испытал значительное погружение только в средней юре. В остальное время осадконакопление происходило на фоне постоянного его относительного воздымания. 5. Северо-Бузачинский выступ в течение всего мезозойского времени находился в состоянии постоянного роста, вследствие чего здесь наблюдается резко сокращенная мощность юрских, меловых и палеогеновых образований.

История развития некоторых локальных структур Северного Устюрта освещена в работах Мирчинка я др. (1972), Чакабаева и др. (1973). Нами предпринята попытка более подробного изучения морфологии и особенностей истории развития большинства локальных поднятий исследуемой территории. С целью выяснения соотношений структурных планов меловых, юрских и палеогеновых отложений и восстановления истории их развития изучено двадцать шесть локальных поднятий. Для решения этих задач применен геолого-статистический метод В.П.Бухарцева (1962) с определением среднеквадратичных амплитуд по І (подошва отложений палеогена), ІІІ (подошва пород неокома) и частично ІV (подошва батских отложений) отражающим горизонтам. Структурные планы по ІІІ и ІV отражающим горизонтам сравнивали для четырех локальных структур. Более глубокие отражающие горизонты при этом анализе не использовались, так как они прослеживались только на региональных сейсмических профилях и не изучались детальными сейсмическими работами в пределах площадей отдельных поднятий. Различные по ферме, гипсометрии и размерам локальные поднятия пространственно приурочены к разнообразным более крупным тектоническим элементам, ограниченным флексурообразными изгибами слоев, а иногда и глубинными разломами. Расчеты проводились по регионально про слеживающимся сейсмическим горизонтам І, ІІІ и ІV, глубина залегания которых хорошо отбивается при анализе каротажных диаграмм. В табл. 1, 2 приведены расчетные данные, полученные методом геолого-статистического анализа. Результаты геолого-статистического анализа позволили установить характер изменения мощностей, коэффициентов плановых (ȓ) и амплитудных (ρ) соотношений меловых отложений. Следовательно, почти все исследованные локальные поднятия развивались конседиментационно, т.е. все время росли на фоне общего погружения Северного Устюрта (ρ<1), что закономерно увеличило мощности всех ярусов меловой системы от свода к крыльям структур. Исключением является район Алтайсорской площади, испытавшей в меловой период прогибание, вследствие чего здесь наблюдается обратное соотношение изменения мощностей от крыльев к своду. Подтверждает это значение (ρ>1), в данном случае (ρ = 1,12), свидетельствующее, что во время накопления меловых отложений на месте современного Алтайсорского поднятия существовал пале прогиб с амплитудой, равной 12% амплитуды современного поднятия по І отражающему горизонту. Следовательно, современные морфологические формы Алтайсорской площади приобретены после мелового времени. По показателям (ρ и ȓ) видно, что развитие всех структур происходило с различной степенью интенсивности. На фоне роста отдельных поднятий наблюдаются резкие дифференциальные движения: по сравнению с другими наиболее интенсивное развитие в неокоме испытали Кумтюбинская, Букенская, Арстановская (ρ —0,19; 0,20; 0,26) и другие структуры.

Таблица 1

Таблица 2

Примечание к табл. 1 и 2.

Х1 — Средний показатель глубины залегания точек реперной поверхности І отражающего горизонта; УІІІ — Средний показатель, глубины залегания точек реперной поверхности ІІІ отражающего горизонта; ZІҮ — Средний показатель глубины залегания точек реперной поверхности ІV отражающего горизонта;

Анализ среднеквадратичных амплитудных показателей свидетельствует, что основной рост большинства поднятий связан с меловым периодом. Из табл. 1, 2 видно, что амплитуды поднятий по ІІІ отражающему горизонту выше амплитуд по І горизонту в два-три раза. Для всех исследуемых площадей коэффициент планового соотношения І и ІІІ горизонтов колеблется в пределах r (0,30—0,80), что указывает (по В.П.Бухарцеву, 1962) на проявление эрозионных процессов во время развития локальных поднятий. Сравнительный анализ (r и ρ) двух площадей — Шагырлы и Западный Аманжол — показывает, что при одинаковых значениях коэффициента (ρ=0,43) показатели плановых соотношений r=0,30 для первой и 0,80 для второй структуры, что резко отличает их друг от друга. Это свидетельствует о том, что на структуре Шагырлы за меловой период наряду с активным ее ростом имели место значительные изменения плана накопления различных по мощности осадков, что частично могло быть связано с подводными размывами. Анализ характера поведения ІІІ и ІV отражающих горизонтов указывает, что с глубиной показатель плановых соотношений повышается для структур с унаследованным стилем развития. По величине и характеру несоответствия структурных планов, обусловленных особенностями истории их формирования, все исследованные локальные поднятия были сгруппированы и сведены в отдельную табл. 3. Структуры, которые отличались интенсивными, периодически повторяющимися дифференцированными движениями во время их роста, характеризуются максимальной нефтегазоносностью (Бухарцев, 1962). Количественной мерой интенсивности неравномерных дифференцированных движений локальных поднятий может служить среднее по структуре значение показателя планового соотношения смежных горизонтов (r >0,4; r <0,8). Подтверждением этому является промышленная нефтеносность Арстановской (r=0,64) и Каракудукской (r=0,54) структур. Исходя из этого проанализированы сходные расчетные показатели других площадей, которые выделены как наиболее перспективные для поисков нефти и газа: Хазерская, Южно-Матайкумская, Адамлинская, Кумтюбинская, Букенская, Западно-Аманжольская, Жайлыганская, Гагаринская. Следует отметить, что на площадях, характеризующихся близкими расчетными показателями, — Теренской и Астауойской — не могут быть обнаружены крупные залежи нефти и газа, так как амплитуды по ІІІ отражающему горизонту у них составляют всего 18—19% к общей величине роста структур за палеогеновый период.

Таблица 3

Эти локальные поднятия слабо росли в меловом периоде, и, если возникновение залежей углеводородов было конседиментационным, условия для их создания были наименее благоприятные. Геолого-статистический анализ позволяет проследить историю развития и морфологию отдельных локальных поднятий и региона в целом с выделением перспективных площадей для поисков нефти и газа. Вместе с тем результаты геолого-статистического метода позволяют в значительной мере дополнить сведения о глубинной тектонике рассматриваемого региона, в частности, наряду с геофизическими данными выявить зоны развития крупных разрывных нарушений. Практическое приложение результатов выполненных исследований может быть сведено к рекомендации целенаправленных нефтепоисковых работ на локальных поднятиях с учетом выявленных закономерностей истории их развития, выражением которой является изменение структурных планов и морфологических характеристик в зависимости от глубины. Более детальное выяснение морфологии и истории развития локальных поднятий можно проанализировать только там, где пробурено достаточное количество скважин, что позволяет по каротажным диаграммам выделить репера и, следовательно, произвести геолого-статистические расчеты. Из всех исследованных локальных поднятий таковыми являются Арстановское и Каракудукское. Каракудукская площадь расположена на территории Северного Устюрта, к северо-западу от недавно открытого Арстановского нефтяного месторождения. Каракудукское поднятие по подошве батских отложений представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания размером 8×5 км с более крутым северным крылом. В ее пределах пробурено девять разведочных скважин, вскрывших в основном разрез, представленный мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Ни на одной из них юрские отложения на полную мощность не вскрыты. Промышленные притоки нефти получены из трех продуктивных горизонтов, приуроченных к нерасчлененным келловей-оксфордским и батским образованиям. Признаки нефтеносности отмечены также в песчаных пластах нижнего бата и верхнего байоса. На основе анализа промыслово-геофизических данных в мезозойском разрезе исследуемой площади выделено 14 реперов, позволивших произвести их стратиграфическую привязку. За базисный принят репер, сопоставляемый с подошвой батских отложений, отчетливо прослеживающихся в разрезах всех пробуренных скважин.

Сопоставление структурных карт по І (подошва палеогена) и ІІІ (подошва мела) отражающим горизонтам с картами, построенными по выделенным более дробным стратиграфическим реперам, показывает их существенное различие. На рис. 10 свод структуры, характеризующийся северо-восточным простиранием, приурочен к району скважины І и отмечается только по І горизонту. С глубиной он смещается на восток, в район скважин 7, 8, и по подошве батских отложений меняет свое простирание на широтное. При этом структурные поверхности по различным стратиграфическим комплексам сохраняют основные черты строения, присущие поднятию по среднеюрским отложениям. Смещение сводов, выраженных по подошве палеогеновых и батских отложений, составляет 3,5 км.

Таблица 4

Для выявления структурных несоответствий и амплитудных соотношений маркирующих горизонтов, имеющих конкретную стратификацию, использовалась методика В.П.Бухарцева (1982). Расчетные параметры количественного анализа, приведенные в табл. 4, получены путем сравнения выделенных структурных поверхностей с поверхностью подошвы батского яруса (репер 14). Для параметров, выражающих структурное и амплитудное соотношения различных стратиграфических горизонтов, построен график зависимости (рис. 11) r14=R14(Н) и ρ14=Р14(Н), в котором по оси абсцисс откладывались средние значения мощностей, указанных индексами стратиграфических подразделений. Характер тектонических движений обусловил несоответствие структурных планов, достаточно четко проявившихся уже в начале мелового времени (r=0,80) и имеющих тенденцию к усилению вплоть до сеноманского века (r=0,40). В турон-кампанское время наблюдается некоторый спад (r=0,58), а к концу мелового времени коэффициент несоответствия достигает своего минимального значения и составляет всего (r—0,26), что отражает высокую степень планового несоответствия. На графике (рис. 11) кривой амплитудных соотношений отчетливо виден относительный восходящий характер тектонических движений в течение всего юрско-мелового этапа развития (ρ<1). По интенсивности роста локального поднятия выделяется несколько этапов его развития: 1) бат-оксфордский (ρ = 0,97); 2) кимеридж-волжско-валанжинский (ρ=0,53, 0,49); 3) готерив-барремский (ρ=0,29, 0,32); с концом последнего плана связана наиболее интенсивная перестройка структурного плана; 4) аптский (ρ=0,53); 5) послеаптский (ρ=0,20÷0,28). Из расчетных данных видно, что Каракудукская структура имеет сложную историю геологического развития. Структурный анализ позволяет выделить основные хронологические рубежи развития Каракудукского поднятия, приходящиеся на бат-валанжинский и аптский века, а также установить главные фазы структурных перестроек. Особенности истории формирования Каракудукской площади, выявленные геолого-статистическим исследованием, свидетельствуют, что на развитие структуры влияли поэтапные сложные тектонические движения.

Можно предположить, что нефтяные залежи формировались после аптского времени, когда нефтеносные средне- и верхнеюрские слои Каракудукской складки даже в сводовой ее части оказались перекрытыми толщей осадков мощностью более 700 м.

В настоящее время на территории Северного Устюрта известны 129 локальных поднятий ІІІ порядка, 10 из них оказались промышленно нефте- и газоносными. Все они выявлены сейсморазведочными работами. За последнее время исследователи-нефтяники выявляют историю развития локальных поднятий. В свое время И.М.Губкин (1940) писал, что «целью наших геологических изысканий и разведок прежде всего является отыскание тектонических структур в условиях платформенных областей. В этот «Рим» должны вести все наши пути, и следующая наша задача — установить закономерности в распределении этих структур, чтобы легче их находить, а потом изучать каждую структуру в отдельности, чтобы установить, какие из них являются наиболее благоприятными для разведки, какие наименее; одним словом, рассортировать их с точки зрения значимости». Из этого положения видна важность классификации, истории развития, морфологии локальных поднятий и факторов, воздействующих на их образование. Правильное решение генезиса платформенных структур ІІІ порядка имеет наибольшее практическое значение, в частности для поисков жидких и газообразных углеводородов, что подчеркивалось Н.С.Шатским еще в 1945 г. Он писал: «Вопрос о генезисе описываемых нарушений так же, как и плакантиклиналей в целом, еще далек от окончательного решения. Этот вопрос представляет собой один из насущных вопросов теоретической и практической геологии платформы, так как решение его позволит рационально направлять поиски и разведку нефтеносных структур». Рассмотрим подробнее факторы, влияющие на возникновение локальных поднятий, и причины их сгруппированности по количеству и типам. Испытывая на платформенном этапе развития в подавляющем большинстве тенденцию к опусканию, отрицательные элементы являлись огромными седиментационными бассейнами. В моноклинально залегающих на их склонах толщах осадочных пород наблюдаются локальные поднятия, приуроченные обычно к наиболее подвижным окраинным частям бортов. Как правило, они бывают куполовидные, асимметричные без какой-либо ориентировки относительно стран света (Хазерская, Карабасская и др.). Следовательно, отсутствие интенсивных приразломных зон в прогибах — причина малой степени осложненности осадочного чехла локальными поднятиями и отсутствия в них определенной ориентации. С тектонически подвижными положительными элементами ІІ порядка (выступы, ступени, валы) на территории Северного Устюрта связано до 90% от общего количества известных локальных структур. Это антиклинали, брахиантиклинали ІІІ порядка со средними размерами 10-20×5—8 км. Простирание их в основном субширотное, амплитуды в 2-6 раз выше амплитуд структур, связанных с прогибами. Углы падения на крыльях от первых градусов по поверхности юры уменьшаются до минут в палеогене — неогене. Некоторые исследователи (Шатский, 1945; Дорохов, 1960; Кирюхин и др., 1973 и др.) их возникновение связывают с расколами в кристаллическом фундаменте и формирование в последующем с перемещением этих глыб. На огромных участках ступеней и выступов локальные поднятия располагаются отдельными группами, разделенными между собой флексурными перегибами слоев. Осложняя осадочный чехол, эти группы занимают различное гипсометрическое положение. По выдержанности этих перегибов можно судить, что они являются отражением разломов в фундаменте. Большое количество локальных поднятий расположено цепочкой вдоль Северо-Устюртского разлома на Мынсуалмасской ступени и вблизи других разломов, выделяемых на карте структуры поверхности фундамента. Здесь отчетливо выявляется приуроченность структур ІІІ порядка к флексурным уступам, где крутые крылья сливаются с флексурными уступами, а пологие — с моноклинально лежащими приподнятыми крыльями флексур. Р.И.Быков, В.П.Гаврилов (1966) высказывают предположение о возникновении Северо-Устюртского разлома в докембрийское, субмеридиональных разломов — в раннепалеозойское, а субширотных — в средне- позднепалеозойское время. Они связывают приуроченность нефтяных и газовых месторождений Туранской плиты к более молодым зонам разломов только северо-западного и субширотного направлений. Это подтверждается известными месторождениями (Каражанбас на полуострове Бузачи, Каракудук, Арстановское и Куанышское) на территории Северного Устюрта. Таким образом, мы видим, что разломы, возникшие в кристаллическом фундаменте, контролируют не только крупные структурные элементы І и ІІ порядков, но в ряде случаев и расположение локальных поднятий ІІІ порядка. Нужно подчеркнуть, что если даже пространственное размещение локальных структур обусловлено происходившими еще в палеозойское время и в начале мезозоя глыбовыми перемещениями отдельных блоков фундамента и квазиплатформенного чехла, то на большей части протяжения мезозоя в пределах исследованного района мы наблюдаем одновременное развитие крупных структур второго порядка и многочисленных конседиментационных локальных поднятий. Эти дифференцированные движения с течением времени постепенно уменьшают свою амплитуду, и поэтому созданная ими структура менее ясно выражена в палеогене, чем в отложениях мела и юры. Некоторые из локальных поднятий, четко выраженных в этих отложениях, в палеогене представлены структурными носами или небольшими перегибами слоев на моноклиналях. Еще труднее выявить локальные поднятия в отложениях неогена. Следовательно, осадочный чехол не остается безучастным к знакопеременным движениям глыб фундамента, в результате чего проявляются структурно-формирующие факторы. Здесь наряду с вертикальными дифференцированными движениями нужно учесть и влияние региональных наклонов, изменения мощности осадочного чехла, которые, правда, играют второстепенную роль в формировании локальных поднятий. Таким образом, рассмотрение разломов фундамента, образованных этими разломами глыб, их движений, наклона и мощности осадочных толщ дает нам некоторое представление о структурах, сформированных ими, и мы видим, что все эти факторы связаны с эндогенными процессами. На основе методики В.С.Лазарева (1965, 1966) рассмотрим некоторые локальные поднятия и попытаемся классифицировать их с целью выделения наиболее благоприятных для поисков нефти и газа. В качестве критерия при разделении групп поднятий на типы им использована интенсивность роста структур, которой дана количественная характеристика. Этот коэффициент интенсивности структурообразования 1 выражается в виде І — h/S, где h — амплитуда, м; S — площадь поднятия, км2. Интенсивность является мерой напряженности силового поля, сформировавшего структуру. Для определения значений интенсивности, свойственной определенной категории структур, нами были привлечены данные, полученные сейсморазведочными методами и в отдельных случаях глубоким бурением по 67 локальным поднятиям Северного Устюрта. Используемые параметры амплитуд и площадной характеристики вычислены по ІІІ отражающему опорному горизонту подошвы меловых отложений. В табл. 5 сведены основные геологические характеристики и коэффициенты интенсивности структурообразования исследованных 67 локальных поднятий Северного Устюрта и в табл. 6 — данные, относящиеся к трем категориям локальных поднятий, связанных: 1) с пликативными дислокациями фундамента (пликативные — 43 структуры); 2) с пликативными дислокациями фундамента в начальные этапы формирования и с дизъюнктивными в последующие (промежуточные — 15 структур); 3) с дизъюнктивными дислокациями фундамента (дизъюнктивные — 9 структур). Пликативные локальные поднятия обязаны своим зарождением тектоническим движениям, развитие которых в последующем идет в более спокойной обстановке и унаследовано. В противоположность им дизъюнктивные локальные поднятия в процессе роста подвергались нарушениям с образованием трещин и разрывов с перемещением, опусканием или поднятием того или иного крыла складки. Примером могут служить локальные поднятия: Саргинское, Кындыктинское и др. В процессе их классификации каждая из структур отнесена к одной из трех групп (по расчетным данным В.С.Лазарева), исходя из того, что параметр интенсивности для пликативных структур редко превышает 1,5 м/км2, параметр интенсивности для промежуточных структур не спускается ниже 1,4 м/км2 и не поднимается выше 3,0 м/км2, параметр интенсивности для дизъюнктивных структур не спускается ниже 3,0 м/км2. Количественные пределы устанавливаются для того, чтобы иметь суждение о наличии или отсутствии разрыва.

Таблица 5

Окончание таблицы 5

Исходя из этих пределов можно выделить типы (см. табл. 6) локальных поднятий: малой интенсивности развития (1—1,5 м/км2), составляющие в процентном отношении 64,2% от общего количества исследованных структур, отнесенных к поднятиям, связанным с пликативными деформациями фундамента; средней интенсивности (І=от 1,5 до 3,0 м/км2), составляющие 22,4% к промежуточным, и большой интенсивности — 13,4%, связанные с дизъюнктивными дислокациями фундамента. Следует подчеркнуть, что локальными поднятиями средней интенсивности являются не только промежуточные. Сюда могут попасть интенсивные структуры длительного развития с малыми скоростями роста и дизъюнктивные — короткого периода роста с большими скоростями. Характерным является то, что те структуры, на которых сейсморазведкой выявлены разрывные нарушения (Сарга, Киндыкты), по методике В.С.Лазарева попадают в тип дизъюнктивных. Интересно, что коэффициент интенсивности структурообразования недавно открытых Арстановского (0,62 м/км2) и Каракудукского (1,4 м/км2) месторождений нефти заставляет относить их к типу локальных поднятий малой интенсивности, с которыми, согласно подсчетам В.С.Лазарева, связано 50% месторождений нефти эпигерцинских плит. Установлено, что в ранние этапы тектонического развития любого региона для улавливания первых порций углеводородов подходящими ловушками были унаследованные поднятия. Если в дальнейшем они не подвергались перестройке структурных планов, мы можем говорить, что перспективы нефтегазоносности территории Северного Устюрта значительно возрастают, так как 64,2 % от общего количества исследованных структур являются именно структурами малой интенсивности развития. Однако выяснение тектонических факторов, повлиявших на формирование локальных поднятий, не определяет нефтегазоносность той или иной структуры. Данная методика только содействует установлению степени перспективности локальных поднятий. Для окончательной же их оценки нужно учесть еще литологические, геохимические и гидрогеологические условия, о которых будет сказано в следующих главах. В отличие от методики В.П.Бухарцева, где для выяснения истории развития локального поднятия и установления степени перспективности его на нефть и газ, расчеты ведутся по всем стратиграфическим комплексам. В методике В.С.Лазарева достаточно определить два параметра и установить амплитуду поднятия, что намного проще.

Таблица 6

Промышленная нефтеносность юрских и меловых отложений, а также газоносность эоценовых доказаны на Северном Устюрте. Получены прямые признаки нефтеносности палеозойских образований, что доказывает высокую перспективность и квазиплатформенного — палеозойско-нижнетриасового — комплекса. Как отмечалось выше, нефтегазоносности Северного Устюрта за последнее время уделяется большое внимание и дается положительная оценка ее 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/сутки. Нефть густая, с удельным весом 0,98 г/см3, окислившаяся; содержание смол 0,67%, серы по методу ВТИ 0,42%, вязкость, по Энглеру, 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). По данным В.Д.Ильина, Л.Г.Кирюхина и др. (1973), на Каракудукской площади, расположенной на северо-восточном борту Барсакельмесского прогиба, при бурении скв. Г-1 из до верхнепермских 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 ЦХЛ 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-нижнетриасовых красноцветов известняках беловато-серого и розового оттенков. Эти органогеннообломочные известняки по содержащимся в них фораминиферам отнесены к верхам раннего карбона — позднему палеозою (Карцева и др., 1971). Промыслово-геофизическими исследованиями верхнепермско-нижнетриасовых отложений в скв. 7—ІІ 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, Кирюхин и др., 1973). Нефтеносность мезозойских отложений Северного Устюрта доказана открытием промышленных месторождений нефти: Арстановского, Каражанбасского, Каракудукского и газоконденсатного Куанышского.

Арстановское месторождение расположено в пределах западной части территории Северного Устюрта. Месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинали (рис. 12, 13) субширотного простирания размером 30×9 км с амплитудой 170 м по ІІІ отражающему горизонту (подошва мела) и замыкается по нему изогипсой 2150 м.

Геологической службой управления «Казнефтегазразведка», по данным промысловой геофизики, в юрских отложениях выделено XІІ продуктивных горизонтов. При испытании XІІ горизонта в скв. 3 инт. 3060—3070 м получена нефть с водой соответственно 0,1 и 2,8 м3/сут. В пермотриасовых отложениях XІІ горизонта отмечен ряд возможно продуктивных пластов. В ходе испытаний XІ горизонта в скв. 3 (инт. 3020-3032 да) при гидростатическом уровне 1456 м получена нефть с водой дебитом соответственно 0,1 и 0,5 м3/сут. В скв. 4 из интервала 2922-2956 м также получен приток нефти с дебитом 0,8 м3/сут. Самый большой дебит нефти получен в скв. 13 из интервала 2920-3102 м. При 9 мм штуцере дебит нефти составляет 127 м3/сут и газа от 11 000 до 7000 м3/сут. Этот интервал включает низы X горизонта, XІ горизонт и кровлю XІІ горизонта. В остальных скважинах дебиты оказались низкими из-за плохих коллекторов. Из X горизонта небольшой приток нефти 1,5 м3/сут получен в скважине 2 из интервала 2832,5-2845 м, а в скважине 10 из интервалов 2859-2869, 2884-2887 м приток нефти составил 0,4 м3 /сут. 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. ІX горизонт опробован в скважине 3 инт. 2902—2915 м. При гидростатическом уровне 529 ж получен приток воды с пленкой нефти дебитом 1,9 м3/сут. Из VІІІ горизонта скважины 2 в интервале 2720—2729 м дебит нефти равен 33 м3/сут и газа 2541 м3/сут при 7 мм штуцере. Мощность нефтенасыщенных пород колеблется от 3 до 10,5 м. Ухудшение коллекторских свойств этого горизонта отмечено в районе скважин 3,9 и 11. Продуктивность VІІ горизонта установлена в скважине 2. Опробован интервал 2673— 2684 м, из которого получен приток нефти и газа дебитом соответственно 17,7 и 1000 м3/сут при 7-мм штуцере. Замещение коллекторов наблюдается в направлении скважин 6 и 9. Из VІ горизонта нефть получена в скважине 2 в интервале 2618 — 2628 м дебитом 2 м3/сут при гидростатическом уровне 700 м. Испытание V горизонта проведено в скважине 2, интервал 2569—2595 м. Получена нефть дебитом 3,7 м3/сут. Эффективная мощность горизонта составляет от 3 до 9,2 м. Из ІV горизонта в скважине 2 получена нефть с водой. Их дебиты соответственно равны 2,6 и 0,1 м3/сут.

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 11-13,5%., по промысловой геофизике — 13,5-15%; коэффициент нефтенасыщенности —57-60%. Анализы, проведенные Гурьевской центральной лабораторией и Всесоюзным научно-исследовательским геологоразведочным институтом, показали, что нефти метановые по углеводородному составу, малосернистые, малосмолистые, высокопарафинистые с удельным весом 0,8136—0,8459 г/см3. О.И.Ларикова получила интересные данные при определении возраста водорастворенных газов юрских отложений. При вычислении возраста па гелий-аргоновому методу (формула В.П.Савченко) установлено, что абсолютный возраст газов составляет 365 млн. лет, что приравнивается силуру. Каракудукское месторождение расположено западнее Арстановского. По ІІІ опорному отражающему горизонту оно представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания с более крутым северным крылом, площадью 8×5 км и амплитудой 55 м. Оно замыкается изогипсой 2175 м (рис. 14, 15). Установлены 4 продуктивных горизонта: два в верхне- и два в среднеюрских отложениях. Из всех горизонтов получена промышленная нефть. Из первого горизонта скв. 1 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/с через 7-мм штуцер с газовым фактором 26 м3/сут, а из интервала 2626-2632 м получили нефть дебитом 0,9 м3/с. Нефть относится к группе легких, высокопарафинистых, малосернистых, смолистых. Содержание парафина 22%, серы 0,03%, удельный вес нефти 0,81035 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/сут при 7-мм штуцере.

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

Месторождение находится в до разведке.

Куанышское газоконденсатное месторождение расположено в северо-восточной части Барсакельмесского прогиба и представляет собой брахиантиклиналь северо-западного простирания размером 16,5×6,5 км с амплитудой по кровле продуктивного горизонта 160 м (рис. 16, 17). При опробовании скважины 1 в интервале 3207— 3381 м получен приток свободного газа, конденсата и воды дебитом 128,8 м3/с при диаметре штуцера 11 мм. Абсолютно свободный дебит газа в скважине 5 равен 251,7 тыс. м3/сут. Дебит конденсата при диаметре штуцера 8 мм — 30 м3/сут. 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 (%): СН4—68,33; С2Н6—13,78; С3Н8—5,06; N—6,57; С02—2,01.

Каражанбасское месторождение расположено на полуострове Бузачи недалеко от береговой линии моря. 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 8,5×2 км по изогипсе — 600 м при амплитуде 110 м и юго-западного 16×4 км по изогипсе — 450 м при амплитуде 150 м (данные предварительные) (рис. 18, 19). Фонтан нефти получен из скважины К-12 (инт. 291 — 313 м) из неокомских отложений с дебитом при диаметрах штуцера 9 мм — 68 м3/сут, 15 мм — 103 м3/сут, 22 мм — 158 м3/сут. По результатам анализа нефти плотность ее составляет 0,939 г/см3. Содержание асфальтена и смол — 21,1, парафина — 1,55, серы — 2,75%. В 1972 г. 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, С3Н8—0,17, N—4,8%. Признаки нефтеносности меловых отложений Северного Устюрта ранее указывались на локальных поднятиях Долгинец, Каражанбас и Жайлыган В.С.Муромцевым, В.Н.Винюковым и др. (1968), С.Е.Чекабаевым, Ю.С.Кононовым и др. (1973), а признаки газа в северо-восточной части Северного Устюрта на Тунгуруксорской седловине — З.Е.Булекбаевым, Р.Г.Гарецким и др. (1970). В дальнейшем меловые отложения требуют большего внимания при поисках нефти и газа.

Газовые месторождения описаны по данным З.Е.Булекбаева, Р.Г.Гарецкого и др. (1970). Шикудукское месторождение расположено на западном борту Косбулакского прогиба и входит в состав Авровской группы структур. По І отражающему опорному горизонту (подошва палеогена) локальное поднятие представлено в виде брахиантиклинали размером 6,5×3,5 км по замкнутой изогипсе — 1100 м. Однако площадь газопроявлений в 2—3 раза больше и достигает 14,6×6 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, в северо-восточной — в интервале 635,5—659 м. Эффективная мощность составляет 3,2—5,0 м. Открытая пористость алевритовых пород-коллекторов достигает 28 — 30 %, газонасыщенность — 50 %. Дебит газа при диафрагме 3 мм равен 6,3— 6,7 тыс. м3/сут, пластовое давление 28 атм., 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 ж (скв. 3), эффективная — 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/сут. Пластовое давление оказалось низким — 25,2 атм. Площадь второго продуктивного горизонта 12×4 км, высота залежи до газоводяного контакта 13—15 м. Коэффициент газонасыщенности очень низок (0,34—0,48 м). Открытая пористость коллекторов из интервала 654—690 м — 30,5—40,7%. Газопроницаемость сухих образцов меняется в широких пределах — 27 — 1039,5 миллидарси. Химический состав газа метановый. Содержание метана в І 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 ІІ продуктивном горизонте содержание метана 90—94%, углекислого газа 0,1—0,7%, азота вместе с редкими газами 5,5—9,3%, уд. вес в пределах 0,5781—0,5910 г/см3.

Шагырлы-Шумыштинское месторождение газа открыто в верхнеэоценовых отложениях. Оно расположено у северных чинков Устюрта в 100 км 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 (рис. 20—22) под мощной толщей глин олигоцена и белоглинского горизонта. Площадь газоносности порядка 600 км2, средняя эффективная мощность пласта 5—7 м, пористость 36%, проницаемость 22 м дарси. Давление газа около 40 атм., свободный дебит до 160 тыс. м3/сут. В составе газа 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.

Базайское месторождение связано с одноименным поднятием (рис. 23, 24). Газоносный горизонт приурочен к кровле тасаранской свиты верхнего эоцена и назван аккулковским. Месторождение состоит из двух самостоятельных газовых залежей — Жаманкоянкулак и Жаксыкоянкулак. Размеры первой 20×8 км, второй 27×10 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 мдарси. При испытании продуктивного горизонта дебиты газа при 5-мм диафрагме составили 11—13 тыс. м3/сут. Абсолютно свободный дебит газа изменяется от 186 до 366 тыс. м3/сут. Кызылойское месторождение выявлено в 35 км к западу от Базайского (рис. 25). По кровле аккулковского продуктивного горизонта свод поднятия оконтуривается изогипсой — 270 м. Поднятие имеет широтное простирание, размеры 19×13,5 км, амплитуду 50 м. Коллекторские свойства алевритовых пород весьма высокие: открытая пористость достигает 36—37%, газонасыщенность — 70—80%. Свободный дебит газа достигает 200—325 тыс. м3/сут.

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. Северо-Кызылойское месторождение расположено в 10 км к северу от Кызылойского. Оно занимает сводовую часть одноименной брахиантиклинали с амплитудой всего 15 ж. 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/сут при диафрагмах 5 и: 10 мм. Пластовое давление составило 33 атм. Состав газа аналогичен составу газа Кызылойского месторождения. Таким образом, все выявленные газонефтяные месторождения на территории Северного Устюрта по типу ловушек относятся к сводовым. Не исключена возможность открытия месторождений литологический экранированных, особенно в западной части исследуемой территории. Открытые месторождения нефти приурочены к юрским и меловым отложениям, а газовые — к палеогеновым. Причем юрские нефти резко отличаются от меловых по своим физико-химическим свойствам.

Выяснение перспектив нефтегазоносности и определение главных направлений в проведении нефтепоисковых работ в пределах любого региона невозможны без определения источников нефтегазообразования, каковыми являются нефтематеринские породы. Последние при определенных давлениях и температурах переходят в разряд нефтегазообразующих, что достигается погружением осадков на глубину порядка 500 м и более. Следует отметить, что, по данным многих исследователей (Н.Б.Вассоевич, 1948; М.Ф.Двали, 1963 и др.), главная фаза нефтегазообразования наступает только при погружении пород, содержащих рассеянные органические вещества, на глубину 1200—1500 м. Необходимо добавить, что для формирования нефтематеринских пород нужно, чтобы в захороненных осадках содержалось от 1 (Н.Б.Вассоевич, 1958; В.В.Вебер, 1967) до 2% (А.Д.Архангельский, 1927) рассеянных органических веществ, но при наличии от слабовосстановительной до резковосстановительной обстановки осадконакопления. Нами для выяснения условий осадконакопления использована методика Н.М.Страхова и Э.С.Залманзон (1955) при обязательном определении концентраций остаточных органических веществ. Условия осадконакоплеиия выясняли по аутигенно-минералогическим формам железа. Рассмотрим отдельно для каждой площади и отдельных стратиграфических комплексов условия осадконакопления с попыткой выделения, возможно, ңефтематеринских пород. Сорбулакская площадь (см. приложение). В ее пределах скважиной Г-1 вскрыты меловые, представленные обоими отделами, и палеогеновые отложения. Геохимическим исследованиям подвергнуты только меловые отложения. Нижнемеловые образования в целом подразделяются на две геохимически различные толщи: отложения неокома и апт-альба. Неокомские отложения характеризуются весьма незначительными концентрациями как остаточных, так и исходных органических веществ, которые соответственно составляют 0,36-0,47% и 0,41-0,56% на породу. Минимальные содержания органических веществ приходятся на карбонатные породы, в которых они не превышают 0,05—0,31% (остаточные) и 0,31-0,36% (исходные) на породу. Отмечено закономерное увеличение концентраций как остаточных, так и исходных органических веществ от грубозернистых к пелитовым разностям, хотя в некоторых случаях наблюдаются отклонения от данной закономерности. Кроме того, содержание реакционноспособного железа увеличивается от карбонатных к терригенным породам от 0,25 до 1,49% на породу. Значительная масса аутигенно-минералогического железа сохранилась в окисной форме, и только малая ее часть перешла в закисную, что, в свою очередь, закономерно уменьшило концентрацию пиритного железа (0,01-0,03% на породу). Для взаимных превращений этих форм железа, видимо, оказались недостаточными энергетические ресурсы, каковыми являются рассеянные органические вещества. Но следует отметить, что в карбонатных породах по сравнению с терригенными концентрации пиритного железа значительно выше, хотя содержания органических веществ в них в несколько раз ниже, чем в терригенных. Такое явление, очевидно, вызвано тем, что ионы SO4 самих пород при различных химических превращениях дают сульфидную серу. В целом для всего неокомского комплекса Сорбулакской площади характерны низкие содержания реакционноспособного железа, а вместе с ним и пиритного, что, видимо, свидетельствует об окислительной обстановке, не способствующей процессам нефтегазообразования (Л.А.Гуляева, 1955). Очень низкие концентрации рассеянных органических веществ, углеводородных соединений, представленных легкими и маслянистыми типами битумоидов, характерны для эпигенетических углеводородов, а окислительная обстановка указывает на отсутствие нефтематеринских пород в толще неокомских отложений. Апт-альбские образования характеризуются низкими скачками концентраций органических веществ, как остаточных, так и исходных, которые колеблются соответственно от 0,36 до 2,3% и от 0,45 до 2,84% на породу. Повышенными концентрациями органических веществ характеризуются прослои аптских и нижнеальбских глин (2,3-2,8% и 1,19-1,84% на породу). Отмечено, что в этих разностях пород основное количество окисного аутигенного железа перешло в закисное, хотя в сульфидные формы последнего преобразовано мало, так как содержания пиритного железа не превышают 0,01-0,02% на породу. Кроме того, из данных пород экстрагированы хлороформенные и спирто-бензольные маслянистые битумоиды, концентрация которых не превышает соответственно 0,005 и 0,01% на породу. Отношение хлороформенного битумоида к спиртобензольному в аптских глинах не превышает 0,5, что свидетельствует о преобладании в экстрагированных углеводородах битумоидов кислого характера. Результаты геохимического анализа пелитовых разностей апт-альбских пород указывают на слабовосстановительную обстановку и на возможность присутствия в них незначительных прослоев, способных генерировать углеводородные соединения. Следовательно, концентрации хлороформенных битумоидов в песчаниках почти на целый порядок выше, чем в глинах. Песчаноглинистые отложения среднего и верхнего альба и сеномана характеризуются очень незначительными (ниже кларковых) содержаниями органических веществ, как остаточных, так и исходных, не превышающих 0,36-0,66% на породу. Кроме того, по данным химических исследований пород, значительное количество аутигенно-минералогического железа сохранилось в виде окисных соединений, а сульфидные формы присутствуют в количествах, не превышающих 0,01-0,02% на породу. Это указывает на окислительную обстановку седиментогенеза, не способствующую процессам нефтегазообразования. Верхнемеловые терригенно-карбонатные отложения Сорбулакской площади характеризуются более повышенными концентрациями органических веществ, как остаточных, так и исходных, составляющих соответственно 0,88-1,78% и 0,99-2,19 % на породу (см. приложение). Наибольшее количество органических веществ содержится в турон-сантонских глинистых образованиях, а наименьшее (0,88% на породу) — в известково-мергелистых породах маастрихтского яруса верхнего мела. В целом различные стратиграфические комплексы верхнего мела характеризуются различными окислительно-восстановительными обстановками накопления осадков: от слабовосстановительной до восстановительной в толще турон-сантонских пород и от слабовосстановительной до слабо-окислительной в кампан-маастрихтских карбонатных образованиях (рис. 26). К тому же в последних люминесцентно-битуминологическими исследованиями экстрагировано очень незначительное количество легких битумоидов, концентрации которых не превышают 0,0003% на породу. Результаты этих исследований указывают на отсутствие в толще верхнемеловых отложений нефтепроизводящих пород. В целом по Сорбулакской площади весь комплекс геохимических данных указывает на отсутствие достоверных нефтематеринских пород, хотя не исключено, что отдельные обильно насыщенные органическими веществами глинистые прослои апт-альба и турон-сантона могли явиться газоматеринскими. Жумагульская площадь (см. приложение). В ее пределах вскрыты также отложения мела и палеогена. Здесь, как и на Сорбулакской площади, на складчатые сооружения среднего палеозоя ложатся неокомские образования нижнего мела. Отложения неокома в пределах исследуемой площади характеризуются присутствием в алевролитовых и аргиллитовых породах незначительных количеств реакционноспособных форм железа, где содержания окисных и закисных форм почти одинаковы, т.е. значительное количество окисного железа не перешло в закисную форму и в очень малых количествах присутствуют сульфидные формы аутигенного железа. Его содержания не превышают 0,02-0,01% на породу. Эти данные указывают на окислительную обстановку, неблагоприятную для процессов нефтегазообразования. Необходимо отметить, что в аргиллитах и алевролитах неокома концентрации хлороформенных битумоидов «А» не превышают 0,0006% на породу. К тому же они представлены легкими, явно вторичными типами битумоидов. Концентрации рассеянных органических веществ в неокомских отложениях составляют всего 1,14-1,66% на породу. Приведенные данные свидетельствуют о том, что в неокомских образованиях рассматриваемой площади отсутствуют нефтематеринские породы.

Нерасчлененные апт-альбские отложения характеризуются довольно резким увеличением концентраций органических веществ. Содержания остаточных органических веществ в целом по комплексу данных образований колеблются от 0,98 до 7,45% на породу, а исходных — от 1,38 до 8,11% на породу. В исследуемых породах намечается четкая закономерность е увеличении как остаточных, так и исходных органических веществ от грубозернистых к пелитовым разностям. Концентрации остаточных и исходных органических веществ соответственно составляют в альб-аптских песках 0,98 и 1,38% на породу; в алевролитах — 1,97 и 2,52% на породу и в глинах — 2,50—7,45 и 3,35—8,11% на породу. Алевролиты и глины исследуемого стратиграфического комплекса подвергнуты люминесцентно-битуминологическим исследованиям, по результатам которых в первых разностях пород экстрагировано до 0,025% на породу хлороформенного по типу маслянисто-смолистого битумоида «А», а во вторых концентрации хлороформенных и спиртобензольных по типу также маслянисто-смолистых битумоидов «А» соответственно составляют 0,01 и 0,02% на породу (рис. 27). В глинистых породах отношение хлороформенных битумоидов «А» к спиртобензольным не превышает 0,5, что явно свидетельствует о кислом характере большей части экстрагированных битумоидов. К тому же в делом альб-аптским отложениям присуща обстановка осадконакопления от слабовосстановительной до восстановительной. На это указывает почти полное восстановление окисного железа до закисного, а некоторая часть последнего (0,02% на породу) перешла в сульфидные формы железа. Кислый характер экстрагированных битумоидов, обстановка в осадках от слабовосстановительной до восстановительной и большие концентрации органических веществ указывают на присутствие, возможно, нефтематеринских пород. Породы верхнемеловых отложений характеризуются небольшими концентрациями органических веществ, не превышающими кларковых назначений. В исследуемых образованиях также значительные количества окисных форм железа перешли в закисные, а последние в небольших количествах перешли в сульфидные (0,03—0,04% на породу). В силу этого обстановку в данных осадках можно считать слабовосстановительной, но незначительные (0,0012—0,0025% на породу) концентрации углеводородов и т.д., видимо, свидетельствуют об отсутствии четко отмечающихся нефтематеринских пород. Палеогеновые осадки, наоборот, характеризуются довольно резким увеличением концентраций органических веществ от 2,02 до 2,69% на породу. В палеогеновых осадках также не полностью восстановились окисные формы железа до закисных, а содержания пиритного железа не превышают 0,04% на породу. Такие соотношения аутигенно-минералогических форм железа свидетельствуют о слабовосстановительных условиях накопления палеогеновых осадков. Весь комплекс их геохимических исследований указывает на присутствие в них, возможно, нефтематеринских пород, которые в силу геологических условий (недостаточное погружение) остановились, видимо, на стадии газоматеринских пород. Карамолинская площадь (см. приложение). В ее пределах исследованы песчаники и аргиллиты неокома, поднятые из скважины Г-9 (рис. 28). По данным люминесцентно-битуминологических исследований, как в песчаниках, так и аргиллитах концентрации хлороформенных по типу легких и маслянистых битумоидов «А» не превышают в основном 0,0006 % на породу. В этих же породах содержания органических веществ также не превышают 1% на породу. К тому же основное количество аутигенного железа в неокомских отложениях сохранилось в виде окислов, а концентрации пиритного железа составляют всего лишь 0,01—0,02% на породу. Все это свидетельствует об окислительной обстановке накопления неокомских осадков, что вкупе с незначительными содержаниями органических веществ и углеводородных соединений указывает на отсутствие нефтематеринских пород в толще исследуемых осадков. Породы всех вышележащих стратиграфических комплексов не исследовались ввиду отсутствия в коллекции каменного материала. Кызылойская площадь (см. приложение). В ее пределах геохимическим исследованиям подвергнуты образцы юры, мела и палеогена, поднятые из скважины Г-1. Породы палеогена исследованы в ограниченном количестве, а проанализированные образцы представлены глинами. В них содержания хлороформенных битумоидов «А» не превышают 0,005% на породу, а спиртобензольных — 0,04% на породу. Отношение хлороформенных битумоидов к спиртобензольным составляет около 0,12, что указывает на кислый характер экстракта. Кроме того, в данных породах определены концентрации органических веществ, которые достигают 1,9% на породу. По значительной восстановленности окисного железа до закисного и по наличию пиритного железа, концентрация которого составляет 0,035% на породу, можно сделать вывод о слабовосстановительной обстановке образования данных осадков. Верхнемеловые терригенно-карбонатные отложения в целом характеризуются незначительными, не превышающими 0,6% на породу, концентрациями органических веществ. Кроме того, в этих отложениях некоторая часть окисного железа восстановлена до закисного, а небольшая часть последнего перешла в сульфидные формы (0,02—0,114% на породу). Приведенные данные свидетельствуют о слабовосстановительной обстановке в верхнемеловых отложениях. И в то же время содержание углеводородных соединений, представленных в основном легкими и маслянистыми типами битумоидов, не превышает 0,0006—0,005% на породу. Это свидетельствует об отсутствии в их толще надежно установленных нефтематеринских пород. Особо выделяются глинистые отложения туронского яруса, в которых концентрации органических веществ достигают 2% на породу и более. Они характеризуются восстановительной обстановкой и благоприятными условиями для формирования нефтематеринских пород, что подтверждается кислым характером экстрагированных битумоидов.

Отложения аптского и альбского ярусов по сравнению с вышележащими породами характеризуются повышенными концентрациями органических веществ, как исходных, так и остаточных (2,11—3,93% на породу). Повышенные концентрации органических веществ приходятся на глинистые породы. В целом данные образования характеризуются слабовосстановительными условиями в процессе осадконакопления. Исключением являются аптские и частично альбские глины, характеризующиеся восстановительной обстановкой, повышенными концентрациями углеводородных соединений, представленных в основном кислыми хлороформенными и спиртобензольными битумоидами. Битумоиды по типу маслянисто-смолистые, содержание их 0,01— 0,02% на породу. К тому же в песчаниках содержатся по типу маслянисто-смолистые битумоиды, имеющие нейтральный характер. Обобщая все геохимические данные, можно сделать вывод о том, что апт-альбские глинистые породы можно считать нефтематеринскими. Неокомские отложения характеризуются незначительными (ниже кларковых) значениями как остаточных, так и исходных рассеянных органических веществ, соответственно составляющих 0,18—1,47 и 0,52—2,20% на породу. В данном случае повышенные концентрации органических веществ приходятся на глинистые породы. В целом неокомские отложения Кызылойской площади характеризуются окислительными условиями (рис. 29), неблагоприятными для течения процессов нефтегазообразования. На окислительную обстановку в данных отложениях указывают результаты химического анализа пород, в которых значительная часть аутигенного железа сохранилась в виде окислов, а содержания сульфатных форм не превышают 0,009—0,02 на породу. Отдельные прослои неокомских пород характеризуются слабовосстановительной обстановкой осадкообразования. Кроме того, неокомские породы подвергнуты люминесцентно-битуминологическим исследованиям, по результатам которых установлено присутствие до 0,002% на породу углеводородных соединений, представленных в основном нейтральными по типу маслянистыми и маслянисто-смолистыми хлороформенными и спиртобензольными битумоидами «А» (рис. 29). Битумные коэффициенты алевролито-глинистых пород не превышают 0,42—3,56. Весь комплекс геохимических данных по неокомским отложениям Кызылойской площади показывает на отсутствие значительных по мощности нефтематеринских пород. Проанализированные породы верхнеюрских отложений представлены песчаниками, алевролитами, глинами и аргиллитами. Концентрации остаточных рассеянных органических веществ в данных породах составляют 0,33—2,12% на всю породу, а исходных — 0,56—2,40%. Наиболее богаты рассеянными органическими веществами породы верхней части разреза, содержание их почти в 2—2,5 раза уменьшается в нижних частях разреза. По данным химического анализа пород, верхнеюрские отложения характеризуются восстановительной обстановкой в нижней и верхней частях и слабовосстановительной обстановкой в средней части разреза (рис. 29). Этот вывод подтверждается значительной восстановленностью окисных форм аутигенно-минералогического железа до закисных и переходом небольшой части последних в сульфидные формы (0,017—0,072% на породу). Суммируя все приведенные геохимические данные, можно сделать вывод о том, что глинисто-алевритовые породы верхних и нижних частей верхнеюрского разреза можно выделить как нефтематеринские. Такой вывод подтверждается также люминесцентно-битумикологическими исследованиями данных пород. Концентрации хлороформенных и спиртобензольных битумоидов «А» по типу маслянисто-смолистых достигают 0,01% на породу. Отношение хлороформенных битумоидов к спиртобензольным в данных отношениях не превышает 0,5. Это свидетельствует о кислом характере экстрагированных битумоидов и о преобладании в смеси сингенетичных углеводородных соединений. Среднеюрские отложения Кызылойской площади, подвергнутые геохимическим исследованиям, представлены песчано-глинистыми образованиями байосского и батского ярусов. Концентрации исходных органических веществ в среднеюрских отложениях колеблются от 0,41 до 2,95 % на породу, а остаточных — от 0,21 до 2,28%. Повышенные концентрации рассеянных органических веществ здесь также приходятся на глинистые породы, хотя в отдельных светло-серых прослоях глин содержания органических веществ значительно ниже, чем в песчаных разностях. В толще среднеюрских отложений почти весь объем окисного железа восстановлен до закисной формы, а последнее значительно переработано Б сульфидные формы, так как в среднем их концентрации составляют от 0,1 до 0,5% и более на породу (рис. 29). Такие значения распределений форм реакционноспособного железа свидетельствуют о восстановительной, а в отдельных случаях (интервал 2385 — 2400 м и др.) о резковосстановительной обстановке в среднеюрских отложениях. По результатам люминесцентно-битуминологических исследований из песчано-глинистых байос-батских образований экстрагировано значительное количество как хлороформенных, так и спиртобензольных битумоидов. Содержания хлороформенных битумоидов в среднеюрских отложениях изменяются от 0,0025 до 0,31% на породу, а спиртобензольных — от 0,005 до 0,31 %.

Повышенными концентрациями как хлороформенных, так и спиртобензольных битумоидов «А» характеризуются глинистые породы, в которых эти концентрации достигают 0,31% на породу. Все экстрагированные битумоиды представлены смолистыми и маслянисто-смолистыми типами. Отношение хлороформенных битумоидов к спиртобензольным составляет около 0,5, что указывает на кислый характер экстрагированных углеводородных соединений и на преобладание в их смеси сингенетичных углеводородов. Кроме того, битумные коэффициенты среднеюрских пород изменяются от 0,18 до 15,39% на органическое вещество и составляют в среднем 3—5%. Наличие значительных концентраций органических веществ, сингенетичных углеводородных соединений и восстановительной, а в отдельных прослоях резковосстановительной обстановок указывает на присутствие в толще среднеюрских отложений нефтематеринских пород, которые при воздействии ряда геологических факторов перешли в разряд нефтегазопроизводящих. Коскатынская площадь (см. приложение). В пределах данной площади вскрыты и пройдены скважиной отложения мела и палеогена. Палеогеновые отложения представлены терригенно-карбонатными породами палеоцена и эоцена. Концентрации органических веществ в исследованных образцах составляют 0,17— 1,63% на породу. Максимальные содержания органических веществ, как остаточных, так и исходных, приходятся на глинисто-алевритовые породы эоцена. Эти же породы характеризуются значительной восстановленностью окисных форм железа до закисных. Некоторая часть последних перешла в сульфидные формы и составляет 0,114—0,246% на породу, что явно указывает на восстановительную обстановку в толще эоценовых образований. В то же время глинисто-мергелистые образования палеоцена содержат незначительные количества как реакционноспособного, так и пиритного железа (0,026% на породу), что свидетельствует о слабовосстановительной обстановке в палеоценовых осадках. К этому следует добавить, что в самых низах палеоцена отмечаются прослои мергелисто-глинистых пород, в которых значительно возрастают концентрации сульфидных форм железа (0,218% на породу). Такие содержания сульфидного железа при значительной восстановленности окисного до закисных форм свидетельствуют о восстановительной обстановке. Палеогеновые образования были также подвергнуты люминесцентно-битуминологическим исследованиям, но содержания хлороформенных по типу маслянистых битумоидов невысокие и составляют 0,0003—0,0012% на породу. Весь комплекс геохимических исследований свидетельствует о наличии газоматеринских толщ в палеогеновых отложениях. Верхнемеловые отложения Коскатынской площади в целом характеризуются от слабо-окислительной до слабовосстановительной обстановки, так как реакционноспособное железо в значительной степени представлено окисными формами, а до закисной оно восстановлено в незначительных количествах. Энергетических ресурсов, каковыми являются рассеянные органические вещества, недостаточно для полного восстановления окисного железа и создания сульфидных его форм. Апт-альбские отложения рассматриваемой площади подвергнуты как химическим, так и люминесцентно-битуминологическим исследованиям. Кроме того, в данных отложениях определено содержание рассеянных органических веществ, которые составляют 0,17— 2,57% на породу. В целом для интервала 1840—2180 ж средние содержания органических веществ достигают 1,5—2,0% на породу. Наоборот, в интервале глубин 2200—2770 м содержания органических веществ не превышают 0,24—0,73% на породу. В данных интервалах также резко отличаются концентрации битумоидов. В интервале глубин 1840— 2180 м концентрации хлороформенных по типу в основном маслянисто-смолистых битумоидов «А» составляют 0,005-0,02% на породу. В апт-альбских отложениях, залегающих ниже, содержания хлороформенных по типу маслянистых битумоидов «А» не превышают 0,0003-0,0006% на породу. Следует добавить, что в верхней части рассматриваемого разреза значительная часть окисного железа восстановлена до закисной формы, а концентрации сульфидных форм 0,044-0,298% на породу. Приведенные данные указывают на слабовосстановительную и в отдельных прослоях восстановительную обстановки в исследуемых осадках (рис. 30). Наличие значительных концентраций органических веществ, обстановок осадконакопления от слабовосстановительной до восстановительной и содержание маслянисто-смолистых битумоидов указывают на присутствие в толще апт-альбских образований в интервале 1840—2180 м возможно нефтегазоматеринских пород.

В нижней части нижнемеловых образований по сравнению с вышележащими породами содержания сульфидных форм железа значительно ниже и во всей массе реакционноспособного железа большая доля приходится на окисное, что свидетельствует о слабоокислительных условиях осадконакопления. Культобанская площадь (см. приложение). В ее пределах геохимическим исследованиям подвергнуты палеогеновые и верхнемеловые отложения скважины Г-1. В толще палеогеновых отложений содержатся значительные концентрации остаточных органических веществ, достигающие 0,30—2,46% на породу, а исходных — 0,36—3,36% на породу. В целом толщу палеогеновых отложений можно разделить на две пачки, характеризующиеся различными концентрациями рассеянных органических веществ. В верхней части исследуемых образований (интервал 450—525 м) содержания органических веществ, как остаточных, так и исходных, соответственно изменяются 0,90—2,46% и 1,50—3,36% на породу. В интервале 527—780 ж максимальные концентрации органических веществ не превышают 0,3—1,5% на породу и только в образце глин, поднятом с глубины 640—643 м, содержание органических веществ составляет: остаточных 1,74% и исходных 2,04% на породу. Породы верхней части разреза палеогеновых отложений характеризуются довольно большими концентрациями реакционно-способного железа, достигающими 0,021 % на породу. Значительная часть окисного железа восстановлена до закисной формы, а большая часть последнего превращена в сульфиды. Содержания пиритного железа — от 0,509 до 1,149% на породу. В нижней части палеогеновых отложений пиритного железа меньше (не превышает 0,052—0,31% на породу). Анализ приведенных данных свидетельствует о восстановительной обстановке в породах верхней части разреза палеогеновых отложений и о слабовосстановительной в нижней части их разреза (рис. 31). Следует отметить, что в целом концентрации углеводородных соединений палеогеновых пород невысоки и составляют всего лишь 0,0003—0,0012% на породу. В глинисто-алевритовых породах нижней части разреза палеогеновых отложений содержания битумоидов намного выше, чем в породах верхней части разреза, хотя концентрации рассеянных органических веществ в них значительно ниже. Повышенные содержания органических веществ и восстановительная обстановка в осадках показывают на присутствие в толщах палеогеновых отложений газоматеринских пород. Верхнемеловые породы представлены карбонатными породами. Концентрации органических веществ в них невелики и не превышают в среднем 0,75 % на породу. Резко возрастают содержания рассеянных органических веществ, как остаточных, так и исходных, в нижней (сеноманской) части исследуемых образований, достигая соответственно 3,3 и 3,5% на породу. Несмотря на высокие концентрации органических веществ, реакционноспособное железо в значительной степени представлено сульфидными формами (в среднем 0,23% на породу), а окисное в достаточных количествах восстановлено до закисной формы (рис. 31). Все это указывает на слабовосстановительную обстановку в верхнемеловых образованиях (кроме сеноманских). И в то же время рассматриваемые отложения характеризуются очень незначительными содержаниями углеводородных соединений (0,0012—0,0025% на породу), представленных маслянистым типом хлороформенных битумоидов «А». Экстрагированный битумоид в целом является эпигенетичным. Низкие концентрации в основном эпигенетичных углеводородов и слабовосстановительная обстановка в осадках свидетельствуют об отсутствии в толще верхнемеловых образований выше сеномана достаточного количества нефтематеринских пород. Отложения сеномана недостаточно исследованы и могут оказаться нефтематеринскими. Шикудукская площадь (см. приложение). В ее пределах геохимическим исследованиям подвергнуты палеогеновые, меловые и юрские отложения. Палеогеновые отложения представлены песчано-глинистыми породами. В них определены рассеянные органические вещества, содержания которых достигают 2,53% на породу. По резкому различию в концентрациях рассеянной органики палеогеновые образования можно разделить на две толщи — верхнюю и нижнюю, граница между которыми не соответствует какому-либо стратиграфическому рубежу. Верхняя толща объединяет породы верхней части эоцена и полностью отложения олигоцена, расположенные в интервале глубин 200—730 ж. Нижняя толща охватывает отложения эоцена, расположенные в интервале глубин 733—950 м. В данном интервале концентрации рассеянных органических веществ не превышают 0,42—1,41% на породу. В первом интервале содержания хлороформенных по типу в основном маслянистых, реже легких битумоидов «А» составляют 0,0012—0,0025% на породу и в единичных образцах достигают 0,01 % на породу. Такими же величинами представлены битумоиды нижней толщи палеогеновых пород. Кроме того, в породах нижней толщи в отдельных образцах определены спиртобензольные битумоиды, концентрации которых не превышают 0,005—0,01% на породу. Отношение хлороформенных битумоидов к спиртобензольным не превышает 0,25—0,5%, что указывает на кислый в основном состав экстрагированных битумоидов. Вся толща палеогеновых отложений подвергнута химическому анализу для определения окислительно-восстановительной обстановки в осадках. В целом для всей толщи содержания реакционноспособного железа колеблются в пределах 1,71—4,78% на породу и в его составе значительное количество окисного железа восстановлено до закисных форм. Последнее в достаточном количестве преобразовано в сульфидные формы, концентрации которых составляют 0,079— 1,192% на породу. В среднем содержания пиритного железа в породах палеогенового возраста достигают 0,3% на породу. Значительная преобразованность окисных форм железа в закисные и даже сульфидные свидетельствует о восстановительной обстановке в рассматриваемых осадках (рис. 32), что при достаточных концентрациях органических веществ (1,5—2,5% на породу) указывает на присутствие в толще палеогеновых отложений газонефтематеринских пород.

Верхнемеловые отложения в пределах рассматриваемой площади представлены терригенными и карбонатными породами. Карбонатными породами в основном сложены разрезы датского, маастрихтского и кампанского ярусов, а терригенными — сантонского, коньякского, туронского и сеноманского ярусов. Концентрации органических веществ в толще карбонатных пород очень незначительны. Содержания остаточных органических веществ в них колеблются от 0,03 до 0,45% на породу, а исходные составляют 0,14-0,97% на породу. В единичном случае концентрации исходной органики превысили 1% на породу (интервал 1331-1334 ж). Среднее содержание рассеянных органических веществ в толще карбонатных пород составляет всего лишь 0,35% на породу, что значительно ниже кларковых. В нижележащей толще терригенных пород концентрации как остаточных, так и исходных рассеянных органических веществ значительно выше и составляют соответственно 0,45-2,04 и 0,9-2,87% на породу. Концентрации хлороформенных битумоидов в породах карбонатной толщи составляют 0,0006-0,005% на породу, а в породах терригенной толщи — 0,0012-0,01%. В отдельных образцах определялось содержание спиртобензольных битумоидов, которые в первой толще составляют 0,0025-0,01% на породу, а в терригенной — 0,005-0,02%. Отношение хлороформенных битумоидов к спиртобензольным не превышает 0,5, что указывает на кислый характер экстрагированных битумоидов. К этому следует добавить, что по типу эти битумоиды маслянисто-смолистые. Кроме того, верхнемеловые породы подвергнуты химическому анализу с целью установления окислительно-восстановительной обстановки. По результатам анализа установлено присутствие 1—2,3% реакционноспособного железа на породу, в составе которого некоторая часть окисного железа восстановлена до закисной формы. В целом для верхнемеловых отложений в общей массе реакционноспособного железа преобладают закисные формы, содержание которых в 1,5—2 раза выше, чем окисных. Незначительная часть закисного железа восстановлена до сульфидных форм, содержания которых в среднем не превышают 0,22% на породу. Результаты химического анализа пород указывают на слабовосстановительную обстановку в верхнемеловых отложениях (рис. 32), хотя в отдельных небольших по мощности прослоях наблюдаются резковосстановительные условия осадконакопления. Весь комплекс геохимических исследований верхнемеловых отложений указывает в целом на отсутствие в них нефтематеринских пород, хотя единичные прослои можно классифицировать как нефтематеринские. Нижнемеловые отложения Шикудукской площади представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин. По содержаниям рассеянных органических веществ они подразделяются на две толщи: апт-альбскую и неокомскую. Но следует отметить, что выделяются зоны различных концентраций органических веществ как в первой, так и во второй толщах. Концентрации как остаточных, так и исходных органических веществ в породах, слагающих апт-альбскую толщу, колеблются соответственно от 0,09 до 2,64% и от 0,21 до 0,18% на породу. В свою очередь, по довольно резким отличиям в содержаниях органических веществ данная толща может быть разделена на три пачки: нижнюю, объединяющую отложения аптского яруса, среднюю, в основном охватывающую нижнеальбские образования, и верхнюю, в которую входят осадки среднего и верхнего альба. Породы верхней толщи характеризуются невысокими содержаниями как остаточных, так и исходных органических веществ, соответственно составляющих 0,09—1,86 и 0,21—2,36% на породу. В среднем концентрации остаточных органических веществ в данной пачке не превышают 0,65 % на породу, а исходных — 1 %. Кроме того, породы данной пачки подвергались люминесцентно-битуминологическим исследованиям, по результатам которых содержания хлороформенных и спиртобензольных битумоидов «А» колеблются соответственно 0,0006—0,04 и 0,005—0,08% на породу. В основном экстрагированные битумоиды представлены маслянистыми типами. Максимальные содержания как хлороформенных, так и спиртобензольных по типу маслянисто-смолистых битумоидов «А» приходятся на интервалы: 1751—1754 м, где в глинах концентрации соответственно составляют 0,04— 0,08% на породу, 1851 —1854 м (глины) — 0,02—0,08% и 1925—1928 м (переслаивание глин и алевролитов) — 0,02 и 0,08% на породу. Отношение хлороформенных битумоидов к спиртобензольным значительно ниже единицы и не превышает 0,25—0,5, что показывает в основном на кислый характер данных битумоидов и на сингенетичность большей их части. В породах рассматриваемой пачки реакционноспособное железо в общей своей массе в значительной степени состоит из закисного. Некоторая часть закисных форм железа восстановлена до сульфидного, концентрации которого в среднем не превышают 0,04% на породу. Такие содержания пиритного железа при некоторой восстановленности окисных форм до закисных показывают на обстановку от слабоокислительной до слабовосстановительной в средне-верхнеальбских отложениях (рис. 32). Анализируя все геохимические данные, приходим к выводу об отсутствии в целом в толще средне-верхнеальбских осадков условий, благоприятных для течения процессов нефтегазообразования, что, в свою очередь, вызвано отсутствием в них нефтематеринских пород. Данный вывод по всей толще не исключает возможности генерации нефти в породах вышеуказанных интервалов. Средняя толща по сравнению с верхней характеризуется более высокими содержаниями органических веществ. Концентрация остаточной органики достигает в ней 0,18— 2,64% на породу, а исходной — 0,36—3,18%. Для всей толщи средние содержания как остаточных, так и исходных органических веществ соответственно составляют 1,5—1,7 и 2,2—2,3% на породу. Кроме того, песчано-глинистые породы средней толщи подвергнуты люминесцентно-битуминологическим исследованиям, по результатам которых концентрации хлороформенных по типу смолистых и маслянисто-смолистых и в редких случаях маслянистых битумоидов «А» колеблются от 0,0006 до 0,04% на породу. Следует отметить, что средние содержания битумоидов в породах рассматриваемой толщи превышают 0,02 % на породу. Максимальные концентрации углеводородных соединений приходятся на глинистые породы, а минимальные — на песчаные разности, в которых они не превышают 0,0006—0,005% на породу. По результатам химического анализа содержания реакционноспособного железа колеблются от 1,2 до 5,84% на породу. В общей его массе значительная часть окисного аутигенного железа (0,84—3,36% на породу) восстановлена до закисной формы (0,07— 3,02% на породу), а некоторая часть последнего преобразована в сульфидное (0,035— 0,429% на породу). Такая степень восстановленности окисного железа свидетельствует о восстановительной обстановке в осадках рассматриваемой толщи, хотя отдельные прослои характеризуются слабовосстановительной обстановкой. В целом вся толща нижнеальбских песчано-глинистых пород по всему комплексу геохимических исследований характеризуется наличием нефтематеринских пород и таковыми в основном являются глинистые разности. Нижняя толща содержит меньшие количества как остаточных, так и исходных органических веществ, концентрации которых соответственно составляют 0,42—1,08% и 0,82— 1,44% на породу. К тому же по результатам люминесцентно-битуминологических исследований из них экстрагировано около 0,03 % на породу по типу смолистых и маслянисто-смолистых хлороформенных битумоидов «А». В единичном образце определены спиртобензольные битумоиды, составляющие около 0,08% на породу. В среднем для всей толщи битумный коэффициент не превышает 3%. Отношение хлороформенных битумоидов к спиртобензольным не превышает 0,5, что свидетельствует о кислом характере экстрагированных битумоидов. По результатам химического анализа содержания реакционноспособного аутигенного железа в аптских отложениях составляют 2—3,3% на породу и в его составе концентрации окисных форм колеблются от 0,23 до 1,45% на породу, закисных — от 1,01 до 2,02% на породу и сульфидных форм — от 0,017 до 0,482% на породу. Такие величины различных форм аутигенных минералов железа показывают на восстановительную обстановку в данных осадках со слабовосстановительной в отдельных прослоях. Наличие восстановительной обстановки в аптских отложениях, значительные содержания органических веществ и углеводородных соединений, достаточные значения битумных коэффициентов (3% и более) и в большинстве своем кислый характер экстрагированных битумоидов показывают на условия, благоприятствующие процессу нефтегазообразования и на возможность присутствия нефтематеринских пород в толще аптских отложений. Готерив-барремские отложения Шикудукской площади, залегающие в интервале глубин 2193—2824 м, больше подвергнуты гео-химическим исследованиям. Проанализированные породы представлены аргиллитами, глинами, алевролитами и песчаниками. Содержания остаточных органических веществ в породах колеблются от 0,09 до 0,90% на породу, а исходных — от 0,24 до 1,4%, но средние значения как первых, так и вторых соответственно составляют всего лишь 0,40 и 0,75% на породу. К тому же в данных образованиях концентрации углеводородных соединений, представленных маслянистыми и легкими типами хлороформенных битумоидов «А», не превышают 0,0003—0,005% на породу. В целом для всей исследуемой толщи средние содержания хлороформенных битумоидов достигают всего лишь 0,0009% на породу. По результатам химического анализа реакционноспособное железо в значительной своей массе сохранилось в виде окисных форм. В закисное железо восстановилось всего лишь около 25—30% всей массы окисного железа. Некоторая часть закисного железа перешла в сульфиды (0,027% на породу), что указывает на окислительную обстановку в толще барремских и готеривских образований. В целом весь комплекс геохимических исследований показывает на отсутствие в барремских и готеривских образованиях условий, благоприятных для процессов нефтегазообразования, и отсутствие нефтематеринских пород. Валанжинские отложения нижнего мела, вскрытые в пределах Шикудукской площади на глубинах 2824—2936 м, значительно отличаются от баррем-готеривских по содержаниям органических веществ, которые в среднем превышают 0,65% на породу (остаточные) и 1,2% на породу (исходные). Кроме того, в них довольно высоки содержания углеводородных соединений, которые представлены в основном маслянисто-смолистыми и реже смолистыми типами хлороформенных битумоидов «А» с содержаниями, достигающими 0,005—0,31% на породу. По результатам химического анализа реакционноспособное железо в значительной степени представлено закисными формами, а содержания окисных форм в 1,5—2 раза ниже. К тому же некоторая часть закисных форм аутигенных минералов железа восстановлена до пиритного, концентрации которого составляют в среднем 0,12% на породу. Все это свидетельствует о восстановительной обстановке в рассматриваемых отложениях (рис. 32). Значительные содержания органических веществ, углеводородных соединений и восстановительная обстановка в данных осадках свидетельствуют о наличии возможно нефтематеринских пород в толще валанжинских образований. Юрские отложения в пределах Шикудукской площади вскрыты на значительную глубину, но геохимическим исследованиям подвергнуты в основном образования верхней юры и некоторая часть батских отложений среднего отдела этой системы в интервале глубин 2936—3300 м. Отложения верхнего отдела юры по содержаниям рассеянных органических веществ подразделяются на две толщи: верхнюю и нижнюю. Верхняя толща включает в себя породы кимериджского яруса, представленные известняками, ангидритами и алевролитами. Концентраций органических веществ, как остаточных, так и исходных, незначительны и не превышают 0,6% на породу, что даже ниже кларковых значений. Но, несмотря на это, в них довольно высоки содержания углеводородных соединений (0,02—0,04% на породу). По типу данные хлороформенные битумоиды в основном маслянисто-смолистые и в редких случаях смолистые. Битумные коэффициенты кимериджских отложений достигают 16%. Кроме того, в рассматриваемых образованиях определялось содержание аутигенного реакционноспособного железа, концентрации которого не превышают 0,6—0,7% на породу. В его составе значительная часть приходится на закисную форму, концентрации сульфидных форм (0,12—0,30% на породу) даже превышают содержания окисных. Несмотря на такие соотношения различных форм аутигенных минералов железа, рассматриваемые осадки характеризуются слабовосстановительной обстановкой, что при учете незначительных концентраций органических веществ показывает на затруднительные условия для течения процессов нефтегазообразования. Нижняя толща объединяет отложения келловейского и оксфордского ярусов верхней юры. По сравнению с породами верхней толщи в рассматриваемых осадках концентрации рассеянных органических веществ и остаточных, и исходных много выше и составляют в среднем соответственно 1,35 и 2,26% на породу. Следует отметить, что в пределах данной площади в толще верхнеюрских образований высоким содержанием органики характеризуются отложения оксфордского яруса, а в келловее, исключая его верхнюю часть, они много ниже и не превышают 0,5—0,9% на породу. Кроме этого, рассматриваемые осадки подвергались люминесцентно-битуминологическим исследованиям, по результатам которых повышенные концентрации углеводородных соединений тоже приходятся на песчано-глинистые породы оксфордского и верхней части келловейского ярусов (0,01— 0,31% на породу). В нижней части келловея содержания их колеблются в пределах 0,0006—0,0025% на породу. Битумные коэффициенты по своим значениям равны 1% и более, что указывает на нейтральный характер большей части экстрагированных битумоидов. По своим типам они представлены смолистыми и маслянистыми битумоидами. По результатам химического анализа в исследуемых отложениях содержания реакционно-способного железа составляют 2,3—7,4% на породу. Значительная часть окисного железа восстановлена до закисного, а небольшая доля последнего преобразована в сульфидные формы (0,06—0,771% на породу). Результаты химического анализа показывают на восстановительную обстановку в верхнеюрских образованиях (рис. 32). Это при наличии достаточных количеств рассеянных органических веществ указывает на присутствие нефтематеринских пород в толще оксфордских и в верхней части келловейских отложений. Среднеюрские отложения батского яруса представлены переслаиванием глин и алевролитов с подчиненными прослоями песчаников. Концентрации рассеянной органики в данных породах составляют 0,8—1,65% на породу. Содержания углеводородных соединений достигают 0,01—0,04% на породу. Они представлены смолистыми и маслянисто-смолистыми типами хлороформенных и спиртобензольных битумоидов «А». По результатам химического анализа концентрации реакционноспособного железа превышают 4—5% на породу. Большая часть железа приходится на закисные формы, небольшая часть восстановлена до пиритного. Содержания пиритного железа составляют в среднем 0,24 % на породу. Такой характер распределения аутигенных минералов железа показывает на восстановительную обстановку в батских осадках (рис. 32). Это наряду с достаточными концентрациями как остаточных, так и исходных рассеянных органических веществ и углеводородных соединений указывает на присутствие нефтематеринских пород и на наличие условий, благоприятных для течения процессов нефтегазообразования. Челуранская площадь (см. приложение). В ее пределах геохимическим исследованиям подвергнуты в основном юрские породы и единичные образцы пермотриаса и нижнего мела. Последние характеризуются условиями, неблагоприятными для процессов нефтегазообразования. Верхнеюрские отложения представлены осадками келловейского, оксфордского и волжского ярусов (керн пород кимериджского яруса поднят не был). В породах данных стратиграфических комплексов содержания рассеянных органических веществ составляют: остаточных (средние значения)—1,38, исходных — 1,85% на породу. Кроме того, по данным люминесцентно-битуминологических исследований, верхнеюрские песчано-глинистые отложения содержат 0,0012—0,08% на породу углеводородных соединений. Они представлены в основном хлороформенными битумоидами маслянисто-смолистого и смолистого типов. Небольшие концентрации битумоидов приходятся на карбонатные разности (0,0012% на породу) и единичные образцы песчаников (0,0025% на породу). К этому следует добавить, что углеводороды, экстрагированные из карбонатных разностей пород, представлены маслянистыми типами, видимо, мигрировавшими из нижележащих осадков. Битумные коэффициенты верхнеюрских образований не превышают 1-3,5%. По результатам химического анализа в породах исследуемых образований содержания реакционноспособного железа достигают 2,03—5,6% на породу, причем во всех анализах концентрации закисных форм аутигенного железа превышают окисные. Это свидетельствует о значительной восстановленности окисного железа до закисных форм, а последнее в достаточных количествах (0,17—0,92% на породу) преобразовано в сульфидные формы. Такой характер соотношений указанных форм железа показывает на восстановительную обстановку в верхнеюрских осадках, что при достаточных содержаниях органических веществ и углеводородных соединений явно свидетельствует о наличии в них нефтематеринских пород и условий, благоприятных для течения процессов нефтегазообразования. Среднеюрские образования представлены песчано-глинистыми породами батского и байосского ярусов. В них содержания как остаточных, так и исходных рассеянных органических веществ выше, чем в толще верхнеюрских образований, и составляют соответственно 1,7 и 2,23% на породу. Следует отметить, что в глинистых разностях пород концентрации органических веществ выше, чем в грубозернистых. Кроме того, в рассматриваемых образованиях определялись содержания углеводородных соединений, которые колеблютея от 0,0025 до 0,31 % на породу. Средние концентрации углеводородов юрских пород, представленных смолистыми и реже маслянисто-смолистыми типами хлороформенных битумоидов «А», достигают 0,6% на породу. В отдельных образцах определялись содержания спиртобензольных битумоидов. Отношение хлороформенных битумоидов к спиртобензольным значительно выше единицы, что показывает на преобладание в экстрагированных углеводородах битумоидов нефтяного типа, хотя в отдельных образцах отмечается кислый тип битумоидов. Битумные коэффициенты в исследуемых образованиях составляют 2—10%. Все это вместе с наличием восстановительной обстановки в рассматриваемых образованиях (рис. 33) указывает на наличие в толще среднеюрских образований нефтематеринских пород, перешедших в разряд нефтепроизводящих.

Кроме того, на Челуранской площади вскрыта почти 150-м толща пермотриасовых отложений, из которых проанализированы два образца глин коричневого цвета. В исследованных образцах максимальные содержания органических веществ не превышают 0,47% на породу, что намного ниже кларковых значений. Также незначительны в них концентрации углеводородных соединений (0,0012% на породу), представленных маслянисто-смолистыми типами хлороформенных битумоидов «А». Но следует отметить, что по отношениям форм железа рассмотренные образцы пермотриасовых отложений характеризуются слабовосстановительной обстановкой. Несмотря на это, низкие концентрации органических веществ и углеводородных соединений указывают на отсутствие в данных осадках нефтематеринских пород. Теренская площадь (см. приложение). В ее пределах геохимическим исследованиям подвергнуты нижнемеловые отложения в составе аптского, барремского, готеривского и валанжинского ярусов, верхне-, среднеюрские и пермотриасовые образования, вскрытые скв. Г-1. Отложения нижнего мела по концентрациям органических веществ грубо можно подразделить на две толщи: верхнюю, охватывающую осадки аптского яруса, и нижнюю, объемлющую весь остальной разрез нижнемеловых образований. Породы верхней толщи содержат следующие количества как осадочных, так и исходных рассеянных органических веществ: 0,99—1,14% на породу и 1,47— 1,48%. Кроме того, в аптских отложениях определены содержания углеводородных соединений, представленные маслянисто-смолистыми и реже смолистыми типами хлороформенных и спиртобензольных битумоидов «А», концентрации которых не превышают 0,0025—0,04% на породу. К этому следует добавить, что аптские отложения характеризуются восстановительной обстановкой в осадках. На это указывает наличие 2—5% на породу реакционноспособного железа, в составе которого в достаточных количествах содержится окисное (1,34—2,46% на породу), закисное (0,90—1,34% на породу) и пиритное (0,158—0,254% на породу) железо. Такие соотношения аутигенных минералов железа, наличие до 1,5% на породу рассеянной органики и достаточного количества соединений, представленных кислым типом экстрагированных битумоидов, указывают на возможность выделения нефтематеринских пород в толще аптских образований. И наоборот, породы нижней толщи характеризуются незначительными содержаниями органических веществ (0,45—1,0% на породу) и углеводородных соединений (0,0025—0,02% на породу) и окисленными условиями осадкообразования (рис. 34). Все приведенные данные показывают на отсутствие в низах нижнемеловых образований, условий, благоприятных для нефтегазообразования. Верхнеюрские отложения представлены породами келловейского, оксфордского и не -расчлененными образованиями кимеридж-волжского ярусов. Из последних люминесцентно-битуминологическим исследованиям подвергнуты только отложения волжского яруса, представленные мергелями, известковистыми глинами и глинами. Мергели характеризуются незначительными концентрациями остаточной и исходной органики, которые соответственно не превышают 0,06 и 0,23 % на породу. Содержания в них хлороформенных битумоидов также незначительны (0,0012% на породу). Концентрации реакционноспособного железа невысоки и составляют всего лишь 0,93 % на породу. В глинах присутствуют соответственно 0,27 и 0,6% на породу остаточных и исходных органических веществ. Содержания в них хлороформенных углеводородов достигают 0,02 —0,04% на породу. Содержание в глинах окисного железа равно 0,45—0,67%, закисного — 0,45% и сульфатного — 0,2%. Это позволяет считать, что, несмотря на высокие концентрации органических веществ, в целом для волжских отложений характерна слабовосстановительная обстановка осадконакопления.

Оксфордские глины и известняки представлены единичными проанализированными образцами, а песчаников несколько больше. В глине концентрации органических веществ, как исходных, так и остаточных, составляют соответственно 1,68 и 1,23%, а хлороформенных и спиртобензольных углеводородов — 0,08 и 0,04% на породу. Отношение хлороформенного битумоида к спиртобензольному достигает 2. Битумный коэффициент не превышает 4,76%. Содержание реакционноспособного железа немногим более 1,6% на породу, в составе которого содержится 0,315% сульфидного железа, что указывает на восстановительную обстановку осадконакопления (см. рис. 34). Следует отметить, что в основном экстрагированные битумоиды представлены эпигенетичными формами. В известняках содержится значительно меньше органических веществ и хлороформенных углеводородов. По соотношению аутигенных минералов железа обстановку осадконакопления можно охарактеризовать как восстановительную. Содержание реакционноспособного железа в песчаниках в два раза выше, чем в глинах и известняках, и колеблется в пределах от 1,99 до 2,94% на породу, а окисное и закисное почти в равной степени. Во всех образцах, по данным люминесцентно-битуминологических исследований, содержание хлороформенного битумоида колеблется от 0,01 до 0,04% на породу, тип битума — смолистый. В целом оксфордские образования можно охарактеризовать как потенциально нефтематеринские. Келловейские образования, подвергнутые геохимическим исследованиям, представлены песчаниками и песчанистыми глинами, в которых концентрации органических веществ значительно выше, чем в оксфордских отложениях, и составляют: остаточных 0,90— 1,62%, а исходных — 1,53—2,18% на породу. Содержание хлороформенных битумоидов уменьшается сверху вниз и соответственно составляет 0,16 и 0,04% на породу. Битумный коэффициент также уменьшается сверху вниз от 7,3 до 2,6%. Экстрагированные углеводороды представлены смолистыми битумоидами «А». По соотношениям аутигенных минералов железа отложения келловейского яруса в целом характеризуются восстановительной обстановкой осадконакопления. Анализ приведенных материалов показывает, что отдельные прослои келловейских отложений обладают нефтематеринскими свойствами. Батские отложения средней юры подвергнуты геохимическим исследованиям в ограниченном количестве. Люминесцентно-битуминологическому анализу подвергнуты песчанистые глины, в которых содержание остаточных органических веществ колеблется от 0,66 до 3,03% на породу, а исходных — от 1,21 до 3,98%. Экстрагированные битумоиды «А» представлены смолистым типом, концентрации хлороформенного составляют 0,04—0,62 % на породу и спиртобензольного — 0,08% на породу. Битумный коэффициент увеличивается сверху вниз с 0,34 до 15,57%. По соотношению аутигенных минералов железа данный комплекс осадков характеризуется слабовосстановительными условиями в верхней части разреза и восстановительной в нижней. Большая часть экстрагированных углеводородов представлена вторичными формами, хотя в целом батскому комплексу образований присущи нефтематеринские свойства. Отложения байосского яруса средней юры геохимическими исследованиями охвачены в большем объеме. Литологически они представлены песчаниками глинистыми, глинами песчанистыми и глинами. В интервале глубин 3096—3127 м содержания остаточных органических веществ колеблются от 2,28 до 5,94% на породу, а исходных — от 5,06 до 6,07%. Максимальные концентрации углеводородов отмечены в глинах (0,62% на породу), где более высок и битумный коэффициент (10,21% на органику). По соотношениям аутигенных минералов железа рассматриваемая толща характеризуется восстановительными условиями осадконакопления и может быть выделена как нефтематеринская. В интервале глубин 3127—3580 м содержания остаточных органических веществ изменяются от 0,48 до 4,29% на породу, а исходных — от 1,56 до 4,91%. Концентрации хлороформенных, в основном смолистых битумоидов, изменяются от 0,02 до 0,31% на породу. Битумные коэффициенты колеблются от 0,8 до 7,51, причем до глубины 3286 ж они не превышают 4,7, а ниже в некоторых интервалах достигают 6,81 и 7,51. Концентрации реакционноспособного железа изменяются от 3,55 до 8,5% на породу. По соотношениям аутигенных минералов железа данная толща пород характеризуется слабовосстановительными и восстановительными условиями осадконакопления (см. рис. 34). Песчано-глинистые породы байоса, вскрытые в интервале глубин 3286—3580 м, характеризуются нефтематеринскими свойствами. В пределах Теренской площади в интервале глубин 3698—3783 м вскрыты пермотриасовые отложения. В песчаниках содержания органических веществ изменяются вниз по разрезу: остаточных — от 1,98 до 0,48% на породу, а исходных — от 4,58 до 0,96%. В глинах по сравнению с низами толщи песчаников содержания как остаточных, так и исходных органических веществ немного выше и соответственно составляют 0,54 и 1,15% на породу. Концентрации хлороформенных углеводородов, представленных маслянисто-смолистыми типами битумоидов «А», резко изменяются вниз по разрезу от 0,31 до 0,0012% на породу. Этой же закономерности подчиняется и битумный коэффициент, изменяющийся от 6,76 до 0,10% на органику. Соотношения аутигенных минералов железа показывают окислительную обстановку осадконакопления и эпигенетичность большей части экстрагированных углеводородов. Все это свидетельствует об отсутствии в пермотриасовой толще нефтематеринских пород. Каменная площадь (см. приложение). В пределах данной площади геохимическим исследованиям подвергнуты породы нижнего мела и всех трех отделов юрской системы. В целом по всему разрезу нижнемеловых отложений содержание органических веществ невелико. Так, концентрации остаточной органики не превышают 0,5—0,6% на породу, а исходной — от 0,10 до 0,86%. К этому следует добавить, что в незначительном количестве присутствуют в нижнемеловых образованиях и углеводородные соединения (0,0012—0,005% на породу). Экстрагированные хлороформенные битумоиды «А» представлены маслянисто-смолистыми типами. По соотношениям аутигенных минералов железа нижнемеловые отложения в основном характеризуются окислительными условиями осадконакопления. Исключением являются глинистые породы альбского и аптского ярусов, в которых концентрации остаточных органических веществ составляют 0,96% на породу, а исходных — 1,6%. Данные образования характеризуются слабовосстановительными условиями (рис. 35). Оксфордские отложения, подвергнутые геохимическим исследованиям, представлены двумя образцами песчаников и одним образцом аргиллита. В песчаниках концентрация осадочных органических веществ в среднем составляет 0,96 % на породу, а исходных — 1,53%. Содержание хлороформенных битумоидов «А» не превышает 0,0018% на породу. В аргиллите концентрация осадочной органики составляет 1,68% на породу, а исходной — 2,59%. Содержание хлороформенных битумоидов «А» достигает 0,04% на породу, а спиртобензольных — 0,08 %. Отношение первого ко второму не превышает 0,5, а это указывает на преобладание сингенетичиых битумоидов. Кроме того, по преобразованию значительной части окисного железа в закисное, а некоторой части последнего в сульфидное можно сделать вывод о восстановительной обстановке осадконакопления (рис. 35). Отложения келловейского яруса в большом объеме подвергнуты геохимическим исследованиям. Концентрации остаточных органических веществ в них колеблются от 1,08 до 2,34% на породу, а исходных — от 1,54 до 3,27%. Концентрации углеводородов хлороформенной экстракции изменяются от 0,02 до 0,31 % на породу, а спиртобензольной — от 0,02 до 0,08%. Битумные коэффициенты колеблются от 0,88 до 10,4%. В отдельных образцах отношения хлороформенных битумоидов к спиртобензольным составляют 2 и более, что указывает на нейтральный характер экстрагированных углеводородов. Следует отметить, что в целом по соотношениям аутигенных минералов железа келловейские образования характеризуются восстановительными условиями осадконакопления (рис. 85). Из анализа всех приведенных данных ясно видно, что отдельные прослои келловейских пород являются нефтематеринскими. Батские породы проанализированы в ограниченной количестве. Данные этих анализов показывают на небольшие содержания как остаточных (0,58% на породу), так и исходных органических веществ (1,02'%). Концентрации хлороформенных углеводородов увеличиваются от песчаников (0,005% на породу) к глинам (0,02 % Содержание реакциониоспособного железа и соотношения его различных форм (рис. 35; указывают на слабовосстановителъную обстановку осадконакопления и наличие нефтематеринских свойств в породах отдельных прослоев батских отложений. Байосские породы проанализированы геохимическими методами. В них концентрации остаточных органических веществ колеблются от 0,66 до 3,96 % на породу, а исходных — 0,97 до 5,92%. Содержания хлороформенных углеводородов изменяются т 0,04 до 0,31 % на породу, причем максимальные концентрации приходятся на глинисто-алевролитовые разности пород. Битумные коэффициенты колеблются от 2,14 до 20,7% на органику. Соотношения отдельных компонентов реакционноспособного железа указывают в целом на восстановительную обстановку осадконакопления в байосское время (рис. 35) и присутствие нефтематеринских пород в исследуемых образованиях. Из нижнеюрских отложений проанализировано всего по одному образцу песчаников и глин, в которых содержания остаточных и исходных органических веществ соответственно составляют 0,42 и 1,8% на породу и 0,67 и 2,18%. Концентрации хлороформенных углеводородов соответственно составляют 0,005 и 0,16% на породу, а битумный коэффициент— 0,75 и 7,34%. Более интенсивное преобразование окисных форм аутигенного железа в закисные в глинах, чем в песчаниках, указывает на слабовосстановительную обстановку осадконакопления в глинах и нейтральную в песчанистых разностях. Все приведенные данные дают возможность сделать вывод о наличии нефтематеринских свойств у глинистых пород нижнеюрских отложений, вскрытых скважинами на Каменной площади. Арстановская площадь (см. приложение). В пределах данной площади геохимическим исследованиям подвергнуты породы нижнего мела, оксфордского яруса верхней юры, а также батского и байосского ярусов средней. Нижнемеловые отложения по единичным анализам песчаника аптского яруса, песчаника и глины неокома характеризуются незначительными концентрациями как остаточной (0,12—0,9% на породу), так и исходной органики (0,27—0,96%) и незначительными содержаниями хлороформенных углеводородов (0,0012—0,0025% на породу). По незначительным концентрациям закисных соединений железа (рис. 36) нижнемеловые отложения характеризуются окислительной обстановкой и отсутствием нефтематеринских пород. В оксфордских породах несколько выше, чем в нижнем мелу, содержание остаточных (0,36—1,2% на породу) и исходных органических веществ (0,59—1,9% на породу). Концентрации хлороформенных битумоидов «А», в основном маслянисто-смолистого типа, колеблются от 0,01 до 0,16% на породу, причем максимальные содержания приходятся на образец с большими концентрациями органических веществ. По соотношениям аутигенных минералов железа оксфордские породы характеризуются слабовосстановительной обстановкой осадконакопления. Экстрагированные углеводороды в основном представлены эпигенетичными формами. Все это свидетельствует о плохих нефтематеринских свойствах оксфордских пород. Из разреза батских отложений, пройденных скв. Г-2 в интервале 2491—2609 м, геохимическим исследованиям подвергнуты все поднятые образцы терригенных пород. Концентрации остаточных органических веществ в них колеблются от 0,48 до 1,98% на породу, а исходных — от 0,75 до 2,53% на породу. В целом средняя величина значительно выше кларковой. Следует отметить, что максимальные значения приходятся на глинисто-алевролитовые породы, а концентрации хлороформенных углеводородов, представленных смолистыми битумоидами «А», значительно выше, чем в вышележащих породах, и составляют 0,08—0,31% на породу. Здесь также максимальные содержания углеводородов приходятся на глинистые породы. Битумные коэффициенты батских пород также довольно высоки (3,96—14,55%). Максимальные значения их приходятся на глинистые разности пород. Батские отложения содержат значительные количества реакционноспособного железа. По соотношениям различных форм аутигенных минералов железа батские породы характеризуются обстановками осадконакопления от слабовосстановительной до восстановительной. Все приведенные данные показывают на присутствие значительного объема нефтематеринских пород в толще батских образований. Отложения байосского яруса, подвергнутые геохимическим исследованиям, представлены глинами, алевролитами и песчаниками. В них средние содержания как остаточных, так и исходных органических веществ несколько выше, чем батских, и составляют соответственно 1,14 и 1,75% на породу. И в то же время концентрации хлороформенных битумоидов «А» данных отложений немного ниже, чем в батских, хотя они все же довольно высоки (0,117% на породу). Битумные коэффициенты байосских образований также довольно высоки и изменяются от 1,2 до 14,4%. Кроме того, данные отложения характеризуются наличием достаточного количества реакционноспособного железа (4—6% на породу). Следует отметить, что большая часть окисного железа перешла в закисное, а некоторая доля последнего — в сульфидные формы. Все это указывает на восстановительную обстановку в данных отложениях, что вместе со значительными содержаниями органических веществ и углеводородных соединений указывает на присутствие довольно большого объема нефтематеринских пород в толще байосских отложений. Каракудукская площадь (см. приложение). В пределах данной площади подвергнуты геохимическим исследованиям только отложения верхней и средней юры. Породы верхней юры, литологически представленные песчано-глинистыми разностями оксфорд-келловейского яруса, скважиной Г-2 вскрыты в интервале 2640—2781 м. Они характеризуются значительными концентрациями органических веществ. Содержания остаточных органических веществ колеблются от 4,86 до 10,26%, а исходных — от 5,45 до 11,42% на породу. Следует отметить, что средние концентрации органики, как остаточной, так и исходной, в глинах значительно выше, чем в песчаниках. Кроме того, содержания углеводородных соединений, представленных маслянисто-смолистыми и реже смолистыми битумоидами «А» в породах верхней юры, довольно высоки. Их концентрации в глинах в среднем составляют 0,04—0,061% на породу. Следует сразу же оговориться, что, несмотря на столь высокие содержания органических веществ, битумные коэффициенты верхнеюрских пород весьма незначительны и не превышают в среднем 0,3 %. Для пород верхнего отдела юрской системы характерны довольно высокие концентрации реакционноспособного железа, достигающие в среднем 3—5% и более. По довольно интенсивным преобразованиям окисного железа в закисное, а последнего в сульфидные формы (рис. 37) и по наличию очень высоких концентраций сульфидной серы (0,10 — 2,01% на породу) оксфорд-келловейские породы характеризуются восстановительной и в отдельных прослоях резковосстановительной обстановкой осадконакопления. Наличие очень высоких концентраций органических веществ, значительных содержаний углеводородных соединений и восстановительная обстановка осадконакопления свидетельствуют о нефтематеринских свойствах верхнеюрских пород.

В толще среднеюрских отложений, представленных породами всех трех ярусов, геохимическим исследованиям подвергнуты песчаноглинистые образования, вскрытые в интервале 2881—3455 м. В целом породы средней юры характеризуются высокими концентрациями остаточных и исходных органических веществ, составляющих соответственно 4,50— 10,68%, и 4,81—11,11%. В них также довольно высоки содержания хлороформенных, в основном смолистых битумоидов «А» (0,08— 0,62% на породу), достигающие в некоторых случаях пределов нефтенасыщения. Кроме того, из пород среднеюрского отдела экстрагированы спиртобензольные битумоиды, но их концентрации не превышают 0,02—0,08% на породу, что в 2—8 раз ииже хлороформенных. Но следует отметить, что битумные коэффициенты среднеюрских пород при равных содержаниях органических веществ в несколько раз выше, чем у верхнеюрских (рис. 37). Для исследуемых пород также характерны повышенные концентрации аутигенно-минералогических форм железа (4—6% на породу), причем значительная часть окисного железа преобразована в закисное, а некоторая часть последнего — в сульфидные формы. Все эти преобразования аутигенных минералов железа показывают на восстановительную обстановку осадконакопления. Все приведенные данные свидетельствуют о значительном объеме нефтематеринских пород в толще среднеюрских образований. В целом по исследуемому региону происходят довольно резкие изменения в распределении углеводородных соединений почти во всех разностях пород всех стратиграфических подразделений. В пределах Северного Устюрта геохимически исследованы породы палеогеновых отложений Коскатынской, Шикудукской и Культобанской площадей, где средние содержания битумоидов составляют соответственно 0,0006, 0,005 и 0,0007% на породу. Следует отметить, что некоторому повышению концентраций углеводородов на Шикудукской площади соответствует увеличение содержаний органических веществ. Видимо, локальные положительные структуры, приуроченные к зонам повышенных мощностей песчано-глинистых пород палеогеновых отложений, в которых также увеличиваются концентрации органического вещества, будут перспективными для поисков залежей газа. Перспективность именно этих зон объясняется еще и тех, что все геохимические данные свидетельствуют о газоматерииских свойствах палеогеновых глин. Ввиду этого основной объем газа палеогеновых отложений является сингенетичным вмещающим породам. Верхнемеловые отложения ко сравнению с палеогеновыми осадками геохимическим исследованиям подвергнуты на большей площади. Так, в пределах Сорбулакской площади концентрации легких битумсидов «А» составляют всего лишь 0,0003% на породу. На Жумагульской структуре содержания маслянисто-смолистых битумоидов значительно выше и в среднем достигают 0,0037% на породу, а на Кызылойской площади концентрации маслянистых битумоидов «А» еще выше и составляют 0,008% на породу. В целом данный комплекс отложений характеризуется очень низкими концентрациями углеводородных соединений, представленных легкими и маслянистыми битумоидами эпигенетичного характера. К этому следует добавить, что в рассматриваемых образованиях отсутствуют нефтематеринские породы. Ввиду этого верхнемеловые образования будут бесперспективными для поисков залежей нефти и газа. Наличие таковых возможно только в зонах дроблений, где они могут быть сформированы посредством вертикальной миграции углеводородных соединений из более глубоко залегающих продуктивных горизонтов. Поэтому только в приразломных зонах отложения верхнего мела представляют практический интерес. Отложения альбского и аптского ярусов подвергнуты геохимическим исследованиям почти на всей территории Северного Устюрта. Данные отложения характеризуются более высокими концентрациями органических веществ и углеводородных соединений, которые возрастают с северо-востока на юго-запад. Так, на Сорбулакской площади концентрации битумоидов составляют всего лишь 0,008% на породу, а в пределах Теренской и Каменной площадей крайней юго-западной части исследуемой территории они достигают уже 0,033 % на породу. Несмотря на то что в толще альб-аптских отложений установлен некоторый объем нефтематеринских пород, в них не выявлены залежи нефти. Это происходит потому, что данные нефтематеринские породы не вступили в главную фазу нефтеобразования. Формирование залежей нефти в толще альб-аптских отложений возможно только в зонах, где происходит вертикальная миграция углеводородных соединений из глубоко залегающих продуктивных горизонтов по зонам дробления над разломами. Неокомские отложения нижнего мела очень бедны как органическими веществами, так и углеводородными соединениями. На Сорбулакской площади они составляют всего лишь 0,0006% на породу и представлены маслянистыми битумоидами «А». В пределах Жумагульской площади экстрагированные хлороформенные углеводороды представлены легкими битумоидами «А» и составляют также 0,0006% на породу. Такими же величинами они представлены и на Коскатынском поднятии, но здесь экстрагированные углеводороды представлены уже маслянистыми битумоидами «А». В пределах Шикудукской и Теренской площадей концентрации углеводородов несколько возрастают, достигая 0,008% на породу, и представлены соответственно маслянистыми и маслянисто-смолистыми битумоидами «А». В неокомских отложениях Каменной площади содержания углеводородных соединений несколько ниже, чем в пределах вышеназванных структур, но все же составляют 0,002% на породу и представлены маслянисто-смолистыми битумоидами «А». В целом неокомские отложения Северного Устюрта очень бедны органическим веществом и углеводородными соединениями и в их толще отсутствуют нефтематеринские породы. Все это свидетельствует о том, что данные отложения в пределах Северного Устюрта будут перспективными только в пределах участков, приуроченных к зонам нарушений, так как залежи нефти и газа неокомских отложений могут быть сформированы лишь путем вертикальной миграции углеводородных соединений. Верхнеюрские отложения рассматриваемой территории подвергнуты геохимическим исследованиям на Северо-Кызылойской, Шикудукской, Челуранской, Каменной, Теренской, Арстановской и Каракудукской площадях. В целом для них характерно увеличение концентрации битумоидов с северо-востока на юго-запад. Так, из пород скважины Г-1 Северо-Кызылойского поднятия экстрагировано незначительное количество углеводородных соединений, представленных маслянисто-смолистыми и реже легкими битумоидами «А», средние содержания которых составляют 0,009% на породу. В пределах Шикудукской площади концентрации углеводородных соединений несколько выше и составляют 0,049% на породу. Они представлены в основном смолистыми битумоидами «А», но из отдельных образцов экстрагировались также маслянистые битумоиды «А». В целом для верхнеюрских образований Шикудукской площади характерны невысокие содержания органических веществ (приблизительно 1% на породу). На Челуранском поднятии концентрации битумоидов «А», экстрагированных из рассматриваемых образований, несколько уменьшаются. Здесь они не превышают 0,028% на породу. Зона более повышенных содержаний углеводородных соединений отмечается в пределах Арстановской группы структур. Минимальными концентрациями как углеводородных соединений (0,032% на породу), так и органических веществ в верхнеюрских отложениях в данной группе поднятий характеризуется Арстановская структура. Содержания углеводородов несколько возрастают в пределах Каракудукской (0,045% на породу), Теренской (0,002% на породу) и Каменной (0,057% на породу) площадей. В пределах этой группы структур концентрации органических веществ (1—10% на породу) значительно выше. Видимо, площади Арстановско-Каракудукской и Теренско-Каменской групп структур по геохимическим предпосылкам являются зонами, благоприятными для формирования газо-нефтяных залежей в толще верхнеюрских отложений. Также перспективными могут оказаться локальные поднятия в районе Шикудукской площади и Косбулакского прогиба в целом. Среднеюрские отложения в объеме батского и байосского ярусов исследованы на Кызылойской, Челуранской, Теренской, Каменной, Арстановской и Каракудукской площадях. Кроме того, на Каракудукской площади геохимическим исследованиям подвергнуты еще породы ааленского яруса. Породы батского яруса исследованы в пределах всех названных площадей. Для данных отложений характерно также увеличение концентраций органических веществ с северо-востока на юго-запад, хотя при более детальном рассмотрении имеющихся результатов геохимических исследований территорию Северного Устюрта можно разделить на две зоны: Кызылойско-Аккулковскую и Арстановско-Каракудукскую. В пределах Кызылойско-Аккулковской зоны содержания углеводородных соединений, представленных маслянисто-смолистыми и смолистыми битумоидами «А», составляют 0,063% на породу. Вторая зона характеризуется более повышенными концентрациями углеводородных соединений, возрастающими с востока на запад. На Челуранском поднятии содержания углеводородов достигают 0,056% на породу. Теренском — 0,197%, Арстановском — 0,155% и Каракудукском — 0,16% на породу. Значительно меньше углеводородов экстрагировано из пород батского яруса на структуре Каменной, где их концентрации не превышают 0,015% на породу. К тому же в пределах этой площади самые низкие содержания органических веществ (0,6—1,0% на породу). На Челуранской они составляют 0,7—4% на породу, Арстановской — 0,48—2,53%, Каракудукской— 4,5—11%. Все это наглядно свидетельствует о тесной связи концентраций органических веществ и углеводородных соединений. По геохимическим критериям перспективными могут оказаться локальные поднятия, окаймляющие Култукский прогиб. Тем более, что на соседней Арстановской ступени установлена промышленная нефтеносность. Кроме того, перспективными могут быть локальные поднятия юго-западнее Кызылойско-Аккулковской группы структур Косбулакского прогиба. Байосские отложения исследованы на тех же поднятиях. В целом для территории Северного Устюрта характерно увеличение концентраций углеводородных соединений в породах байоса с северо-востока на юго-запад. Для данных отложений также заметно некоторое уменьшение концентраций углеводородных соединений (0,109% на породу) в пределах Челуранской площади. Из байосских пород Кызылойского поднятия экстрагировано до 0,14% на породу маслянисто-смолистых и смолистых битумоидов «А». Довольно высоки содержания углеводородов в пределах Арстановско-Каракудукской группы структур. На Каменном поднятии концентрации смолистых и реже маслянисто-смолистых битумоидов «А» составляют 0,157% на породу. В пределах Теренской структуры содержания углеводородов несколько ниже и достигают 0,117% на породу. К западу концентрации битумоидов довольно резко возрастают. На Арстановском поднятии их содержание в среднем составляет 0,121%, а на Каракудукском — 0,267 % на породу. Распределение органических веществ байосских отложений Северного Устюрта подчиняется той же закономерности, которая характерна для углеводородных соединений. Так, на Кызылойском поднятии концентрации органических веществ колеблются в пределах 1,5—3% на породу. В пределах Челуранского поднятия они несколько ниже и составляют 1—1,2% на породу. Далее к юго-западу содержания органических веществ постепенно возрастают: на Каменной площади они составляют 0,8—5,9% на породу, Теренской — 2,3—6,07%, Каракудукской — 4,5—11%. Несколько выпадает из этой наметившейся закономерности Арстановская структура, где концентрации органических веществ не превышают 1,14 и 1,8% на породу. По геохимическим предпосылкам для байосских отложений, так же, как и для осадков батского яруса, отмечаются перспективные зоны в районе Кызылойской площади, Косбулакского прогиба и на Арстановской ступени. Ааленские отложения исследованы только на Каракудукской площади и всего два образца глинистого песчаника. Содержание органического вещества остаточного 1,14 и исходного 1,64% на породу, где отношение хлороформенного битума к спиртобензольному равняется 2 и где очень высок битумный коэффициент (18,90%), свидетельствует о высокой продуктивности этих отложений. Соотношения аутигенных минералов железа говорят о восстановительных условиях осадконакопления. Известна не повсеместность распространения ааленских отложений на территории Северного Устюрта. Приведенные выше данные доказывают их перспективность в местах сохранения от размыва. Пермотриасовые отложения исследованы на двух площадях: Челуранской и Теренской. Незначительные содержания органических веществ, которые не превышают 0,47% на породу, и углеводородных соединений (0,0012% на породу), а также слабовосстановительные условия осадконакопления указывают на их бесперспективность в районе Челуранской площади. Несколько выше содержание органики в образцах Теренской площади, но их концентрации уменьшаются сверху вниз: остаточных — от 1,98 до 0,48%, исходных — от 4,58 до 0,96% на породу. Той же закономерности подчиняются содержания хлороформенных битумоидов и битумного коэффициента. Соотношения аутигенных минералов железа показывают окислительную обстановку осадконакопления, следовательно, красноцветные отложения пермотриаса Теренской площади бесперспективны на поиски нефти и газа.

Изучение гидрогеологических условий глубоких горизонтов Северного Устюрта началось сравнительно недавно Е.В.Стадником (1969-1973), Ж.С.Сыдыковым (1966, 1970), О.И.Лариковой (1973), М.С.Крайчиком (1973). Некоторые вопросы нефтяной гидрогеологии рассмотрены И.Б.Дальяном и др. (1969), С.Талиповым, В.А.Кудряковым, С.Халдаровым (1971) и др. Наша задача — коротко осветить основные черты гидрогеохимических условий Северо-Устюртского мегартезианского бассейна (Суббота, 1974). В мощном комплексе (8—11 км) осадочных отложений района выделяется ряд относительно обособленных водоносных комплексов: олигоцен-миоценовый, палеогеновый (эоценовый), меловой, юрский и триасово-палеозойский. Региональными водоупорами являются глинистые палеогеновые и глинисто-карбонатные верхнемеловые и верхнеюрские отложения. Водовмещающими породами служат преимущественно пески, алевролиты, песчаники, редко трещиноватые известняки. Основной областью современного питания и создания напоров Северо-Устюртского мегартезианского бассейна большинство исследователей (Стадник, Дальян, Сыдыков и др.) считают Примугоджарско-Чушкакульскую зону. Падение приведенных напоров по отдельным водоносным горизонтам прослеживается в юго-восточном направлении, к акватории Аральского моря. Что касается Горного Мангышлака, обрамляющего Северо-Устюртский бассейн с юга, то он практически не может являться современной областью питания из-за отсутствия достаточного количества атмосферных осадков и поверхностных вод. Основная разгрузка подземных вод бассейна происходит в пределах Аральского моря и Арало-Куландинской зоны дислокаций, где известны многочисленные выходы источников из меловых и палеогеновых отложений. Кроме того, скрытая разгрузка, вероятно, происходит по тектонически ослабленным зонам путем межпластовых перетоков. Не исключено, что в наиболее глубоко погруженных частях бассейна (Барсакельмесская депрессия и др.) в юрских и триасово-палеозойских водоносных комплексах имеет место элизионный тип режима подземных вод. Олигоцен-миоценовый водоносный комплекс повсеместно содержит пресные или слабоминерализованные воды гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевого типов, насыщенные азотными газами. Воды этого комплекса залегают в условиях интенсивного водообмена и характеризуют обстановку разрушения залежей углеводородов. Отложения рассматриваемого комплекса в нефтегазоносном отношении в пределах всего Северного Устюрта относятся к разряду бесперспективных. Эоценовый водоносный комплекс вскрывается многими скважинами на площадях Челкарского прогиба и северо-западном борту Северного Устюрта. В окраинных частях бассейна, ближе к области питания, развиты практически пресные воды, преимущественно сульфатно и гидрокарбонатно-натриевого типов. В более погруженных зонах распространены практически бес сульфатные хлоркальциевые воды с минерализацией более 50—80 г/л. Газовая составляющая эоценового комплекса в северных частях бассейна (Жумагул, Луговая, Челкар) представлена преимущественно газами азотного состава. Концентрация азота изменяется в пределах 65,8—98,3%, закономерно снижаясь в сторону центральных частей бассейна. Количество метана варьирует от 11,3 до 26,2%. Тяжелые углеводороды обычно отсутствуют. Вод растворенные газы центральных частей бассейна имеют преимущественно метановый состав. Концентрация азота здесь, как правило, составляет менее 3,5%, тяжелых углеводородов — от 0,01 до 0,2 %. Характер распределения газовой составляющей вод согласуется с особенностями химического состава пластовых вод. Как уже отмечалось выше, в окраинных зонах, где встречены азотные газы, развиты практически пресные воды. В погруженных метановых зонах они становятся хлоркальциевыми с минерализацией более 50—80% г/л. Таким образом, в сторону центральных частей бассейна неуклонно возрастает степень гидрогеологической закрытости недр, а следовательно, и перспективность структур в нефтегазоносном отношении. К числу высокоперспективных по гидрогеологическим показателям (Стадник, 1972) относятся структуры, расположенные между Кызылойским и Чумышты-Чагырлинским газовыми месторождениями (Чикудукское, Коскатынское поднятия, структуры группы Аврова и др.). Меловой водоносный комплекс вскрыт почти на всех структурах, где производилось глубокое бурение. На территории, тяготеющей к областям современной инфильтрации, повсеместно вскрыты слабоминерализованные сульфатно- и гидрокарбонатно-натриевые воды. Состав газов здесь исключительно азотный. Концентрация его достигает 90—98%. Уменьшение его до 27,6% прослеживается в водах юго-западного погружения Южно-Эмбенского поднятия (Южный Саргамыс). Здесь же отмечается максимальная концентрация (71,8%) метана. В направлении центральных частей Северо-Устюртской впадины доли метана и тяжелых углеводородов закономерно увеличиваются. В этом же направлении растет минерализация вод до 80 г/л и более и переход их в исключительно хлоркальциевый тип. Геохимическая зональность пластовых вод указывает на существование в меловых отложениях (особенно нижнемеловых) условий, неблагоприятных для сохранения углеводородов. В пределах Челкарского прогиба меловые отложения залегают в условиях свободного водообмена и относятся к разряду бесперспективных. Гидрогеологическая обстановка улучшается в направлении закрытых районов Северо-Устюртской впадины, где не исключена возможность обнаружения залежей углеводородов. Юрский водоносный комплекс вскрывается глубокими скважинами на ряде площадей (Жумагул, Аламбек, Аккулковская, Чикудукская, Арстановская, Теренкудукская и др.). В его пределах выделяются два регионально выдержанных водоносных горизонта: байос-батский и келловей-оксфордский. Подземные воды юрского комплекса представляют собой рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией 50—200 г/л. Только в окраинных северных частях бассейна встречаются сульфатные маломинерализованные воды с концентрацией солей не более 10—20 г/л. Состав водорастворимых газов преимущественно метановый. Концентрация метана закономерно возрастает в сторону центральных частей бассейна от 65—73% в пределах Аккулковско-Базайского вала до 82—86% в водах Южно-Эмбенского вала и Барсакельмесской депрессии. В этом же направлении нарастает количество тяжелых гомологов метана: от 0,19 до 10—12% и более. В целом газы юрских водоносных горизонтов можно определить как метановые, обогащенные тяжелыми углеводородами. Газовый фактор пластовых вод юры изменяется от 143 (Кашкаратинская мульда) до 1337—1659 см3/л (Аламбек). Рассмотренные данные позволяют отнести юрские отложения большей части территории Северного Устюрта к разряду высокоперспективных на нефть и газ. В пределах комплекса существует благоприятная гидрогеохимическая обстановка для формирования и сохранения углеводородных залежей. Об этом убедительно свидетельствуют открытия Арстановского, Каракудукского нефтяных и Куанышского газоконденсатного месторождений. Водоносный комплекс триасово-палеозойских отложений является наименее изученным ввиду значительных глубин залегания. Судя по имеющимся данным (Буранкуль, Тереньузюк и др.), он заключает в себе бес сульфатные хлоркальциевые крепкие рассолы (более 200 г/л), насыщенные углеводородными газами (СН4 более 75—80%), с повышенным (до 4—8% и более) содержанием тяжелых углеводородов. Концентрация азота обычно не превышает 10—15%. На основании этих данных с должным вниманием следует относиться к оценке перспектив нефтегазоносности пермо-триасвых отложений территории Северного Устюрта. В пользу перспективности палеозойских отложений говорит нефть, полученная на площади Каракудук (Каракалпакия) из известняков верхнего карбона — нижней перми. В особенно благоприятных условиях находятся мезозойские отложения. В пределах Северного Устюрта они перекрыты мощной водонепроницаемой толщей карбонатных и глинистых отложений сенона и эоцена. Гидрогеологические исследования, проведенные В.Н.Пашковским (1968), свидетельствуют о том, что мезозойские комплексы Устюрта можно рассматривать в качестве пластовых систем седиментационного типа. Современный отток элизионных вод препятствует проникновению в отложения мезозоя пресных инфильтрационных вод. Таким образом, геологические условия развития Северного Устюрта, характеризующиеся преимущественно морскими восстановительными условиями осадконакопления, предопределяют газогидрохимические особенности водоносных комплексов, исключительно благоприятные для накопления и длительного сохранения залежей углеводородов. Следует подчеркнуть общую закономерность вод всех комплексов, характеризующихся увеличением минерализации к центру прогиба и с глубиной до рассолов.

Огромная территория Северного Устюрта представляет практический интерес в отношении нефтегазоносности палеозойских, мезозойских и кайнозойских образований. Следует подчеркнуть, что положительную оценку перспектив этих толщ давали многие исследователи (А.М.Акрамходжаев, А.А.Бакиров, B.А.Бененсон, З.Е.Булекбаев, Ю.М.Васильев, Р.Г.Гарецкий, Ж.Г.Гринберг, И.Б.Дальян, Б.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, C.Е.Чакабаев, А.Л.Яншин). Для выяснения их потенциальных воз нежностей в отношении перспектив нефтегазоносности выше были рассмотрены история развития локальных поднятий, продуктивные горизонты, их седиментогенез и коллекторские свойства, гидрогеологические условия, характер распределения органического вещества битумов. Территория Северного Устюрта по комплексу геолого-структурных, геохимических и гидрогеологических показателей является высокоперспективной для поисков нефти и газа. Здесь залежи нефти и газа 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 бассаейнов, в пределах Северного Устюрта в геологическом разрезе платформенного чехла присутствуют толщи, обладающие хорошими емкостными и фильтрационными свойствами, которые являются аккумуляторами углеводородных соединений и изолированными друг от друга глинистыми образованиями. До последнего времени при поисках нефти и газа основное внимание придавалось юрским отложениям, с которыми связаны почти все известные нефтегазовые месторождения. С открытием Каржанбасского месторождения на Северном Устюрте, Дунгинского на Южном Мангышлаке и других меловой комплекс пород также должен быть включен в сферу поисково-разведочных работ. На основании ранее проведенных исследований с учетом геолого-структурных факторов и аналитических данных можно сделать выводы о степени перспективности Северного Устюрта по палеогойско-триасовым, юрским, медовым и палеогеновым отложениям. В пределах исследуемой территории в разрезе палеозоя – нижнего триаса выделяются две толщи: до верхнепермская карбонатно-терригенная морская и верхнепермско-нижнетриасовая терригенная континентальная, перспективы нефтегазоносности которых положительно оценивали многие исследователи — Н.А.Калинин (1963), В.С.Князев (1963), А.А.Бакиров и др. (1968, 1970), З.Е.Булекбаев и др. (1970), В.А.Бененсон (1971), Н.Я.Кунин (1972), В.Д.Ильин и др. (1973), С.Е.Чакабаев и др. (1973) и др. В оценке перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений основное внимание должно быть уделено каменноугольно-нижнепермским терригенным и карбонатным сероцветным отложениям морского происхождения. Прямые признаки нефтегазоносности, установленные на Каракудукской площади (УзССР), позволяют отнести их к разряду перспективных для поисков нефти и газа. Вышележащие терригенные красноцветные континентальные отложения поздней перми — раннего триаса вследствие неблагоприятных условий осадконакопления не могут быть отнесены к категории нефтегазопродуцирующих, 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 пермотриаса 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. Выделяя до верхнепермские отложения для поисков нефти и газа, бурение на них нужно вести на Северо-Бузачинском поднятии, Мынсуалмасской ступени, Арстановской ступени, Яркимбайском выступе и на доступных глубинах по бортам прогибов (Култукского, Косбулакского, Барсакельмесского). Особое внимание нужно уделить району упомянутого выше Теренского поднятия и северо-восточному борту Барсакельмесского прогиба с установленными прямыми признаками нефти. Пробелом здесь является недостаточная изученность условий залегания доюрских образований, что затрудняет проведение нефтегазопоисковых работ. Для этого необходимо сгустить сеть сейсмических профилей (особенно методом ОГТ и других современных модификаций) с целью выявления локальных поднятий по до верхнепермским образованиям. Промышленные скопления нефти и газа на территории Северного Устюрта в юрских отложениях выявлены на площадях Каракудук, Арстановская и Куаныш. Значительные мощности юрских отложений (до 1400 ж), высокое содержание органического вещества, битумов и восстановительные условия осадконакопления, существовавшие в юрское время, дают возможность высоко оценивать их перспективность на нефть и газ. При этом степень перспективности юрского разреза в целом по приведенным данным возрастает с востока на запад. 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), 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 связаны с неблагоприятными структурными условиями, вследствие чего нефтегазоносность этих структур не была доказана. Однако комплекс геолого-структурных и геохимических факторов характеризует эту зону как высокоперспективную (рис. 38).

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, Шикудукской площади (см. приложение) 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 полученные притоки нефти в ряде из них 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. Благоприятными для скопления нефти и газа могут быть борта прогибов Култукского, Косбулакского, Барсакельмесского, а также Мынсуалмасская терраса. Несмотря на отрицательные результаты испытания юрских пород, вскрытых единичными скважинами на Мынсуалмасской террасе, этот район выдвигается в категорию высокоперспективных, где 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. Юрские месторождения нефти Северного Устюрта являются сводовыми и приурочены, как правило, к бортовым частям прогибов, с которыми связаны довольно резкие сокращения мощностей продуктивных толщ вверх по восстанию пород, сопровождаемые литологической изменчивостью осадков. Эти зоны наиболее благоприятны для образования стратиграфических и литологических ловушек. Важным доказательством в пользу этого являются признаки нефтеносности юрских отложений Бузачинского поднятия, где резко сокращаются их мощности, что связано с предмеловым размывом. Эти факты позволяют предполагать наличие здесь стратиграфических экранированных залежей нефти. К числу малоперспективных площадей следует отнести Кызано-Токубайский, Аламбекский, Байтерекский и Харойский валы, где наблюдаются глинизация коллекторов и сокращение мощности юры. В пределах Северного Устюрта благоприятными для обнаружения нефти и газа являются также отложения мела и особенно апт-альбский комплекс пород. Результаты химико-битуминологических исследований свидетельствуют о высоком содержании в них органических веществ и хлороформенных битумов (см. рис. 38). Открытие Каражанбасского месторождения и установление признаков нефтеносности на Жайлыганской площади позволяют с новых позиций подойти к оценке перспектив нижнемеловых отложений. Битумные коэффициенты их на Кызылойской площади составляют 3,84, Коскатынской — 5,0, Шикудукской — 4,76, 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, где их мощности незначительны. Большая часть разреза неокомских отложений (верхи готерива и баррем), по данным геохимических исследований, не способна продуцировать углеводороды. Поэтому можно предположить, что нефть, обнаруженная на бузачах, является эпигенетичной. Вторичный характер этой нефти связывается, очевидно, с процессами вертикальной миграции из нижележащих отложений по зонам дробления.

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 западной части исследуемой территории, и рекомендовать под глубокое бурение бортовые зоны Култукского прогиба и поднятия полуострова Бузачи. Остальную часть исследуемой территории также следует отнести к перспективной для поисков нефти и газа. Перспективы палеогеновых отложений весьма 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 Косбулакского прогиба эти песчаники замещаются глинами, а западнее Самского прогиба — глинисто-карбонатными отложениями, перспективы палеогеновых отложений незначительны. Проведенные геохимические исследования (см. рис. 38) свидетельствуют о том, что отдельные толщи палеогена могли быть газопродуцирующими, вследствие чего нужно полагать, что эоценовый газ является сингенетичным. Дальнейшие поисковые работы на газ в эоцене нужно сосредоточить в Самском и Косбулакском прогибах и в восточной части Мынсуалмасской ступени. Одним из важных факторов оценки перспектив нефтегазоносности являются гидрогеологические условия исследуемой территории. Для всего разреза Северного Устюрта характерны преимущественно восстановительные условий осадконакопления, что благоприятствует накоплению и длительному сохранению залежей углеводородов. Следует подчеркнуть общую закономерность в увеличении минерализации подземных вод всех стратиграфических комплексов к центру прогиба, где она достигает для палеогена 50—80 г/л, мела — 80 г/л и более, юры — 40—200 г/л, пермо-триаса — свыше 200 г/л. Таким образом, совокупность приведенных факторов 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 Култукский, Самский, Косбулакский, Барсакельмесский прогибы, Мынсуалмасская терраса, Арстановская ступень и Северо-Бузачинский выступ (рис. 39). Перспективы открытия новых месторождений газа в палеогеновых отложениях связываются с восточной частью Мынсуалмасской террасы и Косбулакским прогибом. Основные запасы нефти и газа могут быть обнаружены в юрских образованиях, а в зонах размыва верхней юры — в меловых породах.

Анализ геофизических материалов (сейсморазведочных, магнитометрических и гравиметрических) и отчасти данных бурения свидетельствует, что большая часть территории Северного Устюрта принадлежит Северо-Устюртскому массиву, скорее всего, с байкальским возрастом консолидации фундамента. Массив окаймлен с севера, северо-запада и северо-востока герцинскими сооружениями Уральской складчатой системы и Южно-Эмбенской складчатой зоной, с юга — Центрально-Устюртской и Мангышлакской складчатыми зонами, в которых дислокации фундамента закончились в верхнем триасе. С востока в пределы Северного Устюрта внедряется Кассарминская ветвь субширотных герцинид. Выше фундамента в пределах Северо-Устюртского массива выделяется палеозойско-нижнетриасовый квазиплатформенный чехол и верхнетриасово-антропогеновый ортоплатформенный чехол. В первом при бурении установлены карбонатная и терригенно-карбонатная морские формации среднего карбона — нижней перми и пестроцветная молассоидная континентальная формация верхней перми — нижнего триаса. Ортоплатформенный чехол подразделяется на четыре структурных этажа: верхнетриасово-нижнеюрский, среднеюрско-нижнемиоценовый, среднемиоценово-нижнеплиоценовый и среднеплиоцен-антропогеновый. Составленные структурные карты поверхности фундамента, подошвы отложений юры, подошвы меловых пород и подошвы отложений палеогена наглядно представляют основные современные тектонические элементы Северного Устюрта и их соотношение на различных уровнях осадочного чехла. К основным структурным элементам Северного Устюрта относятся следующие крупные прогибы: Култукский, Самский, Косбулакский, Барсакельмесский, Донгузтауская мульда, Мынсуалмасская и Арстановская ступени, Актумсукский выступ, Северо-Бузачинское поднятие. Сравнение перечисленных структурных карт между собой показывает, что в целом внутри платформенного чехла намечается общее совпадение структурных планов, однако не повсеместно. Несовпадение тем заметнее, чем больше мощности отложений, заключенных между сравниваемыми опорными поверхностями. Некоторые структуры, отчетливо выделяемые в нижних частях чехла, не получают отражения в более высоких его частях. Местами отмечается некоторое смещение осевых частей структур, причем это относится не только к крупным тектоническим элементам, но и к локальным. Намечается последовательное упрощение структурного плана чехла от более низких горизонтов к более высоким, причем наиболее резко оно происходит на границе структурных комплексов и этажей. Заложение основных платформенных структурных элементов Северного Устюрта произошло еще на квазиплатформенном этапе развития. Устанавливается унаследованный в целом характер развития ортоплатформенных структур от структурного плана кровли фундамента и квазиплатформенного этапа. На ортоплатформенном этапе развития территория Северного Устюрта испытывала преобладающее погружение, особенно интенсивное в меловое время. Подавляющее большинство (до 90%) локальных поднятий Северного Устюрта приурочено к наиболее подвижным участкам бортов, выступов, валов и ступеней, границы которых обычно соответствуют флексурам или разломам. На основании изучения локальных поднятий Северного Устюрта методом геолого-статистического анализа установлены соотношения структурных планов и амплитуд, позволяющие выделять три их типа: высокого планового соответствия, среднего и низкого. Подавляющее большинство локальных поднятий принадлежит второму типу; они и являются наиболее перспективными в отношении поисков нефти и газа. Более детальный анализ развития Каракудукского локального поднятия позволяет выделить по интенсивности его роста следующие этапы развития: бат-оксфордский, кимеридж-валанжинский, готерив-барремский, аптский и послеаптский, причем основными из них являются первые два, а также аптский. С окончанием готерив-барремского этапа связана наиболее значительная структурная перестройка. Методом количественного анализа изучено 67 локальных поднятий, которые по интенсивности роста также подразделены на три типа: малой интенсивности, средней и большой. Наибольшее количество (61,2%) локальных поднятий Северного Устюрта принадлежит первому типу, с которым, как известно, и связаны наибольшие перспективы поисков нефти и газа на молодых плитах. Промышленные месторождения нефти на Северном Устюрте приурочены к отложениям юры (Арстановское, Каракудукское) и нижнего мела (Каражанбасское). В юрских отложениях известно Куанышское газоконденсатное месторождение. Газовые месторождения (Шикудукское, Шагырлы-Шумаштинское, Базайское, Кызылойское, Северо-Кызылойское) связаны с верхнеэоценовыми отложениями. В палеозойско-нижнетриасовом квазиплатформенном комплексе установлены обильные нефтегазопроявления. По результатам исследований рассеянного органического вещества, условиям осадконакопления, люминесцентно-битуминологическим данным установлены нефтегазоматеринские породы в разрезе осадочного чехла Северного Устюрта. К ним относится толща юрских и палеогеновых отложений. Возможно, нефтематеринскими отложениями являются апт-альбские. В пределах Северного Устюрта выделены пять водоносных комплексов, из которых четыре благоприятны для формирования и сохранения углеводородов: палеозойско-нижне-триасовый, юрский, меловой и эоценовый. На основании комплексного анализа геохимических и гидрогеологических показателей проведено районирование территории Северного Устюрта по перспективам нефтегазоносности, выделены наиболее перспективные нефтегазоносные толщи и рекомендованы перво-очередные объекты для постановки нефтегазо-поисковых работ.

Абдулин А.А. К проблеме соотношения Урала и Тянь-Шаня. — «Вестник АН КазССР», 1968, № 8. Авров П.Я. и др. Некоторые новые данные тектоники северо-западной части Туранской плиты по сейсмическим данным. — «Известия АН КазССР. Сер. геол.», 1968, № 4. Акрамходжаев А.М. и др. Особенности геологического строения, структурно-тектонические, фациально-литологические, геохимические и химико-битуминологические предпосылки нефтегазоносности мезозойских отложений Устюрта. Ташкент, 1967. Акрамходжаев А.М. и др. Геология и некоторые вопросы нефтегазоносности Каракалпакии. Ташкент, 1962. Архангельский А.Д. Введение в изучение геологии Европейской России. Ч. 1. М. — Пг., 1923. Архангельский А.Д. Условия образования нефти на Северном Кавказе. М. — Л., 1927. Архангельский А.Д. Геологическое строение СССР. Европейская и Средне-Азиатская части.Л. — М., 1932. Архангельский А.Д., Федынский В.В. Геологические результаты гравиметрических исследований в Средней Азии и Юго-Западном Казахстане. — «Известия АН СССР. Сер. геол.», 1936, № 1. Архангельский А.Д. Геологическое строение и геологическая история СССР. М. — Л., 1941. Вакиров А.А. Главнейшие черты региональной тектоники Туранской плиты Средней Азии в связи с изучением закономерностей размещения на ее территории крупных нефтегазоносных областей. — В кн.: Молодые платформы, их тектоника и перспективы нефтегазоносности. М., 1965. Бакиров А.А., Быков Р.И., Гаврилов В.П. Глубинное строение и перспективы нефтегазоносности палеозоя Северного Устюрта. — «Советская геология», 1968, № 12. Бакиров А.А. и др. Фундамент, основные разломы туранской плиты в связи с ее нефтегазоносностью. М, «Недра», 1970. Богданов А.А. О некоторых общих вопросах тектоники древних платформ (на примере Восточно-Европейской платформы). — «Сов. геол.», 1964, № 9. Богородский С., Кравчук В.Н., Черняховский А.Г. Нижне-среднемиоценовый элювий Устюрта. — «Кора выветривания», 1962, вып. 5. Бондарева Т.П., Иванова В.А., Самодуров В.И. К сопоставлению разрезов морских палеогеновых отложений Северного и Южного Приаралья. — «Труды треста «Союзбургаз» (СГПК)», 1964, вып. 4. Броневой В.А., Гарецкий Р.Г., Кирюхин Л.Г. О новом районе железорудных среднеолигоценовых отложений в Северном Приаралье и на Северо-Восточном Устюрте. — «Литология и полезные ископаемые», 1967, № 14. Броневой В.А., Жежель О.Н., Жилин С.Г. Новые данные по стратиграфии палеогеновых отложений Северного Приаралья. — «Докл. АН СССР», 1963, т. 152, № 6. Булекбаев З.Е. и др. Геологическое строение и развитие Аяккумско-Устюртской зоны поднятий. — «Известия АН КазССР. Сер. геол.», 1966а, № 6. Булекбаев З.Е. и др. Тектоника и газоносность Аяккумско-Устюртской зоны поднятий. — «Геол. нефти и газа», 19666, № 9. Булекбаев З.Е. и др. Разведка на газ в Северо-Западном Приаралье. — «Газов, пром.», 1969, № 2. Бухарцев В.П. и др. Опыт применения математической статистики при изучении локальных структур Волго-Уральской нефтегазоносной области. М., ЦНИИТЗИ нефтегаз, 1962. Буш В.А., Гарецкий Р.Г., Кирюхин Л.Г. Тектоника эпигеосинклинального палеозоя Туранской плиты и ее обрамления. М., «Наука», 1975. Буш В.А., Кирюхин Л.Г. Палеозойско-триасовые нефтегазоносные бассейны молодых плит Евразии. М., «Недра», 1976. Вассоевич Н.Б. Образование нефти в терригенных отложениях. — В кн.: Вопросы образования нефти. М., вып. 128, 1958. Вахрамеев В.А. Континентальные и солоновато-водные отложения олигоцена Северного Приаралья и северных чинков Устюрта. — «Известия АН СССР. Сер. геол.», 1949, № 4. Вольвовский И.С. и др. Тектоника Туранской плиты. — «Труды Геол. ин-та АН СССР», 1966, вып. 166. Вебер В.В. Фации отложений, благоприятные для образования нефти. — В кн.: Генезис нефти и газа. М., «Недра», 1967. Вышемирский В.С., Конторович А.З., Трофимук А.А. Миграция рассеянных битумоидов. Новосибирск, 1971. Гарецкий Р.Г. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности южного погружения Мугоджар.— «Геол. нефти», 1958, № 1. Гарецкий Р.Г. Юрские, юрско-триасовые и палеозойские отложения Чушкакульской антиклинали к югу от Мугоджар. — «Бюлл. МОИП, отд. геол.», 1959, т. 34, вып. 5. Гарецкий Р.Г. Унаследованные дислокации платформенного чехла периферии Мугоджар.—«Труды Геол. ин-та АН СССР», 1962, вып. 60. Гарецкий Р.Г. и др. О соотношении верхнего и нижнего структурных ярусов платформенного чехла Туранской плиты.— «Известия АН СССР. Сер. геол.», 1963, № 3. Гарецкий Р.Г. и др. Опыт применения методов электромагнитных зондирований для изучения глубинного строения Базайского газоносного месторождения в Северо-Западном Приаралье.— «Нефтегаз. геол. и геофиз.», 1967, № 8. Гарецкий Р.Г., Кирюхин Л.Г., Плещеев И.С. Тектоника и перспективы нефтегазоносности Северного Устюрта.— «Нефтегаз. геол. и геофиз.», 1965, № 4. Гарецкий Р.Г., Мерклин Р.Л., Яншин А.Л. Морские нижнемиоценовые отложения в Приаралье. — «Бюлл. МОИП, отд. геол.», 1958, т. XXІІІ, вып. 6. Гарецкий Р.Г., Плещеев И.С. Палеогеновые отложения Устюрта. — «Бюлл. МОИП, отд. геол.», 1964, т. XXXІX, вып. 1. Гарецкий Р.Г., Самодуров В.И., Яншин А.Л. К стратиграфии верхнемеловых отложений Кассарминской антиклинали на западном берегу Аральского моря.— «Докл. АН СССР», 1959, № 5. Гарецкий Р.Г. Глубина залегания и строение складчатого фундамента северной части Туранской плиты (Западный Казахстан).— «Труды Геол. ин-та АН СССР», І960, вып. 44. Геологические условия и основные закономерности размещения скоплений нефти и газа в пределах эпигерцинской платформы юга СССР. Т. 1, Средняя Азия, под общ. редакцией Булекбаев З.Е. и др. Геологическое строение и газонефтеносность Северного Приаралья и Северного Устюрта. М., 1970.

Геология и нефтегазоносность Устюрта. Вып. 337. Л., ВНИГРИ, 1973. Голуб Д.П. О строении палеозойского фундамента Приаралья. — Труды Всес. научно-иссл. геол. ин-та, нов. сер. Т. 105. Материалы по геофизическим исследованиям. Л., 1964. Гринберг И.Г. Новые данные о нижнеюрских отложениях Северного Устюрта. — «Сов. геол.», 1964, № 7. Гринберг И.Г., Сухинин В.Г. Северо-Устюртская опорная скважина І. — «Труды ВНИГРИ», 1965, вып. 241. 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. Губкин И.М. Урало-Волжская нефтеносная область (Второе Баку). М. — Л., Изд-во АН СССР, 1940. Гуляева Л.А. Геохимические фации, окислительно-восстановительные обстановки и органическое вещество осадочных пород. — «Сов. геология», 1955, т. 47. Дальян И.Б., Сыдыков Ж.С., Стадник К.В. Гидрогеологические условия новых газоносных структур Северо-Западного Приаралья.— Труды Ин-та гидрогеологии и гидрофизики АН КазССР», 1969, № 3. Двали М.Ф. Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики, — «Труды ВНИГРИ», 1963, вып. 211. Дикенштейн Г.X., Габриэльянц Г.А., Калугин П.И. и др. Основные черты тектоники западных районов Средней Азии и дна Каспийского моря. — В кн.: Деформация пород и тектоника (Междунар. геол. конгр., XXІІ сессия. Докл. сов. геол. Проблема 4). М„ 1964. Днепров В.С. Геологическое строение и нефтегазоносность Южно-Эмбенского поднятия и Северного Устюрта. — «Труды ВНИГРИ», 1962, вып. 194. Завгородний А.Л. Геолого-статистический анализ нефтегазоносных структур юго-востока Прикаспийской впадины. М., «Недра», 1971. Загоруйко В.А., Скворцов И.В. Палеогеновые отложения Западного Приаралья. — «Труды Всес. научно-иссл. геол. разв. нефт. ин-та», 1959, вып. 23. Замаренов А.К. Основные черты тектоники юго-восточной окраины Прикаспийской впадины. — «Уч. зап. СГУ», 1955, т. 46. Замаренов А.К. и др. Юго-восточное обрамление Северного Прикаспия. — «Геол. нефти и газа», 1959, № 1. Игуменов В.М. и др. Новые данные о глубинном строении Базайско-Аккулковской группы поднятий в северо-восточной части Устюрта. — «Нефтегазовая геология и геофизика», 1966, № 1. Ильин В.Д. и др. О перспективах нефтегазоносности палеозоя Северного Устюрта. — «Геология нефти и газа», 1973, № 7. Ищутин В.В. и др. Глубинное геологическое строение Восточного Устюрта (по данным сейсмических исследований КМПВ). — «Сов. геология», 1968, № 7. Казаков М.П. Основные черты тектоники Прикаспийской впадины. — «Сов. геология», 1957, № 61. Калинин Н.А. Основные черты геологического строения и нефтегазоносность Западного Казахстана. М., 1963. Карцева О.А. и др. Новые данные о палеозойских образованиях Туранской плиты. — «Известия вузов. Геология и разведка», 1972, № 5. Князев В.С., Чарыгин А.И. Промежуточный этап в истории развития рельефа складчатого фундамента Туранской плиты. — «Геология нефти и газа», 1970, № 2. Кирюхин Л.Г. Тектоника Северо-Западного Приаралья. — «Известия вузов. Геология и разведка», 1967, № 6. Кирюхин Л.Г., Плещеев И.С. Гельветские отложения Северного Устюрта. — «Бюлл. МОИП, отд. геол.», 1964, т. 39, вып. 3. Кирюхин Л.Г., Плещеев И.С. Тектоника и перспективы нефтегазоносности Мынсуалмасской группы структур (Северный Устюрт). — «Геология нефти и газа», 1964, № 5. Кирюхин Л.Г. и др. О взаимосвязях между разломами фундамента и платформенными локальными поднятиями Устюрта. — «Известия вузов. Геология и разведка», 1973, № 1. Кленнер Ю.М., Плещеев И.С. Происхождение песчаных массивов Северного Устюрта. — «Известия АН СССР. Сер. геол.», 1964, № 2. Коробков А.И. Стратиграфия олигоценовых отложений Северного Устюрта и Северного Приаралья на основании изучения моллюсков. — Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. геол.-мин. наук. Л., 1965. Коцюба О.Д. Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности юго-восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины и направление дальнейших геолого-поисковых работ. — «Геология нефти и газа»,1968, № 5. Крайчик М.С. К оценке перспектив нефтегазоносности Мангышлака и Устюрта по гидрогеологическим данным. — В кн.: Прогнозирование нефтегазоносности по гидрогеологическим данным. Вып. 338. JІ., 1973. Крайчик М.С. Гидрогеология Арало-Каспийской территории в связи с нефтегазоносностью. — Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. геол.-мин. наук. Л, 1973. Лазарев В.С. Локальные структуры эпигерцинских плит. — В кн.: Сравнительный анализ нефтегазоносности и тектоники Западно-Сибирской и Турано-Скифской плит. Л., «Недра», 1965. Ларикова О.И. Гидрогеологические предпосылки нефтегазоносности мезозойских отложений Северо-Устюртского и Кызылкумского бассейнов. — Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. геол.-мин. наук. М., 1973. Ларикова О.И., Клейменов В.Ф., Суббота М.И. Гидрогеологическая характеристика условий нефтегазоносности мезозойских отложений Северного Устюрта.— «Нефтегазовая геология и геофизика», 1969, № 7. Липман P.X., Айзенштадт И.М., Казимирова Л.X. Новые данные о микрофаунистической характеристике стратотипического разреза тасаранской свиты палеогена в Северном Приаралье. — «Труды Всес. научно-исслед. геол. ин-та, нов. серия», 1964, т. 102. Мамбетов У.М. и др. О куанышском месторождении газа и новом газонефтеносном комплексе Устюрта. — «Геология нефти и газа», 1973, № 5. Мерклин Р.Л. Горизонты средне- и верхнеолигоценовых отложений юга СССР. — «Докл. АН СССР», 1962, т. 114, № 2. Мирчинк М.Ф. и др. Тектоника и нефтегазоносность Мангышлака и Устюрта. М., «Недра», 1972.

Молодые платформы и их нефтегазоносность. М., «Наука», 1975. Муромцев В.С. Перспективы поисков региональных и локальных зон выклинивания на территории Мангышлака и Устюрта. — «Геология нефти и газа», 1973, № 2. Неволин Н.В. Тектоника Западного Казахстана и перспективы его нефтегазоносности. М., Гостоптехиздат, 1961. Неволин Н.В. Общие черты глубинного геологического строения Западного Казахстана. М., «Недра», 1966. Овечкин Н.И. К вопросу о возрасте чеганской свиты. — «Информ. сб. Всес. научно-исслед. геол. ин-та», 1961, № 42. Оздоев С.М. и др. О нефтегазопроизводящих толщах юго-восточной части Прикаспийской впадины и Северного Устюрта. — «Известия АН КазССР. Сер. геол.», 1972, № 2. Оздоев С.М. История развития локальных поднятий Северного Устюрта в связи с нефтегазоносностью. — «Известия АН КазССР. Сер. геол.», 1975, № 6. Плещеев И.С. Первая газирующая скважина близ северных чинков Устюрта. — «Новости нефт. техн. геол.», 1960, № 7. Плещеев И.С. О Шагырлинском месторождении горючего газа у северных чинков Устюрта. — «Новости нефт. и газовой техн. геол.», 1962, № 1. Плещеев И.С. Тектоническое строение и перспективы нефтегазоносности Северо-Восточного Устюрта.— «Нефтегаз. геол. и геофиз.», 1964, № 4. Рыгина П.Г. Некоторые вопросы стратиграфии верхнего мела и палеогена Северо-Устюртской опорной скважины. — В кн.: Геология, бурение, разработка нефтяных месторождений и химии нефти. Алма-Ата, 1961. Стадник Е.В. Гидрогеологические предпосылки газонефтеносности Северо-Западного Приаралья. — «Геология нефти и газа», 1969, № 4. Стадник Е.В, К вопросу о механизме формирования залежей в эоценовых отложениях Северо-Западного Приаралья. Текущая информация, сер. «Нефтегазовая геология и геофизика», 1969, № 19. Стадник Е.В. Геохимическая зональность газов водонапорной системы Северного Устюрта. — «Геология нефти и газа», 1970, № 12. Стадник Е.В. Особенности гидрогеологии Северного Устюртского бассейна в связи с нефтегазоносностью.— «Геология нефти и газа», 1972, № 3. Страхов Н.М., Залманзон Э.С. Распределение аутигенно-минералогических форм железа в осадочных породах и его значение для литологии. — «Известия АН СССР. Сер. геол.», 1955, №1. Суббота М.И. Гидрогеология мезозойских отложений Средней Азии в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности этой территории. — Автореф. дис. на соиск. учен, степени доктора геол.-мин. наук. М., 1974. Сыдыков Ж.С. Подземные воды Мугоджар и примугоджарских равнин. Алма-Ата, «Наука» КазССР, 1966. Сыдыков Ж.С. и др. Подземные воды Мангышлак-Устюртской нефтегазоносной провинции. Алма-Ата, «Наука» КазССР, 1970. Талипов С., Кудряков В.А., Халдаров С. Гидрогеологические условия Устюртской нефтегазоносной области. — «Геология нефти и газа», 1971, № 12. Федотова Г.А. О структуре и перспективах нефтегазоносности пермо-триасовых отложений Северного Устюрта. — «Геология нефти и газа», 1970, № 2. Флоренский П.В., Карцева О.А., Ефремова Г.Д. К выделению верхнепермских и нижнетриасовых отложений на Северном Устюрте. — «Геология нефти и газа», 1970, №8. Формозова Л.Н. Железные руды Северного Приаралья. — «Труды Геол. ин-та АН СССР», 1959, вып. 20. Фотиади Э.Э. Геологическое строение Русской платформы по данным региональных геофизических исследований и опорного бурения. М., 1958. Фотиади Э.Э., Сурков В.С. Черты сходства и отличие тектонического строения Западно-Сибирской и Туранской плит Урало-Сибирской эпигерцинской платформы. — В кн.: Проблемы нефтеносности Сибири. Новосибирск, «Наука», 1971.

Ханин А.А. Основы учения о породах-коллекторах нефти и газа. М., 1965. Шатский Н.С. Очерки тектоники Волго-Уральской нефтеносной области и смежной части западного склона Южного Урала. — Материалы к познанию геологического строения СССР. М., Изд. МОИП, нов. серия, 1945, № 2 (6).

Штилле Г. Избранные труды. Перевод с немецкого. М., «Мир», 1964. Чакабаев С.Е. и др. Геология, история развития и перспективы нефтегазоносности запада Туранской плиты. М., «Недра», 1973. Чарыгин М.М., Васильев Ю.М., Мильничук В.С. и др. Геология и перспективы нефтегазоносности Арало-Каспийского региона. М., Госнаучтехиздат нефт. и горно-топл. литературы, 1963. Яншин А.Л. О погребенных герцинидах к востоку от Каспийского моря. — «Бюлл. МОИП, отд. геол.», 1945, т. 20, вып. 5—6. Яншин А.Л. Методы изучения погребенной складчатой структуры на примере выяснения соотношений Урала, Тянь-Шаня и Мангышлака. — «Известия АН СССР. Сер. геол.», 1948, № 5. Яншин А.Л. Взгляды А.Д.Архангельского на тектонический характер юго-восточного обрамления Русской платформы и современное представление по этому вопросу. — В кн.: Вопросы литологии и стратиграфии СССР. Памяти акад. А.Д.Архангельского. М., 1951.

Яншин А.Л. Геология Северного Приаралья. Нов. серия, вып. 15—19. М., 1953. Яншин А.Л. О погружении к югу Уральской складчатой системы и тектонической природе Южно-Эмбенского поднятия. — «Бюлл. МОИП, отд. геол.», 1955, т. 30, вып. 5. Яншин А.Л. Основные черты тектоники верхнепалеозойских отложений периферии Мугоджар в связи с оценкой перспектив их нефтегазоносности. — В кн.: Геологическое строение и нефтегазоносность восточной части Прикаспийской впадины и ее северного, восточного и юго-восточного обрамлений. М., 1962. Яншин А.Л. и др. О положении границы Русской платформы к востоку от Каспийского моря.— «Бюлл. МОИП, отд. геол.», 1961, т. 36, вып. 4. Ясенева М.А., Букаев М.Е., Аристова К.Е. Палеозойские и мезозойские отложения Куландинской опорной скважины. — «Труды ВНИГРИ», 1967, вып. 50.

Результаты химико-битуминологических исследований органического вещества пермо-триасовых, юрских, меловых, палеогеновых отложений